Природный газ в народном хозяйстве

ВВЕДЕНИЕ

Еще три века назад слова «газ» не существовало. Его впервые ввел в XVII веке голландский ученый Ван-Гельмонт. Оно определяло вещество, в отличии от твердых и жидких тел способное распространятся по всему доступному ему пространству (в обычных условиях) без скачкообразного изменения своих свойств. С тех пор слово «газ» во все основные языки мира. Среди известного комплекса естественных полезных ископаемых, относящихся к топливно-энергетической группе, одно из основных по использованию в народном хозяйстве странны занимают природные горючие газы.
В топливно-энергетических ресурсах мира природный газ оценивается в 630 млрд. тут, что составляет 4,9% от общей суммы топливных ресурсов, а возможное извлекаемое количество его определяется в 500 млрд. тут, т. е. Около 80% от прогнозных ресурсов. Известно, что доля природного газа в общемировом энергетическом балансе с 1900 г. возрастала медленными темпами и в мировом потреблении различных видов топлива в начале текущего столетия оценивалось в 0,9%.
Природный газ имеет широкое применение в народном хозяйстве. Также природный газ лучший вид топлива. Его отличают полноте сгорания без дыма и копоти; отсутствие золы после сгорания; легкость розжига и регулирование процесса горения. Запасы природного газа на нашей планете очень велик. Он является источником сырья для химической промышленности. Помимо природного газа существует искусственный газ. Впервые он был получен в лабораторных условиях в конце XVIII века. Искусственным газом сначала освещались улицы и помещения, поэтому его и назвали «светильным газом». Помимо названных газов существуют также попутные нефтяные газы. По своему происхождению тоже является природным газом. Особое название он получил потому, что находится в залежах вместе с нефтью – он растворен в ней и находится над нефтью, образовывая газовую «шапку». При извлечении нефти на поверхность он вследствие резкого давления отделяется от нее.
1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ. Промышленные месторождения природного газа встречаются в виде обособленных скоплений, не связанных с каким-либо др. полезным ископаемым; в виде газонефтяных месторождений, в которых газообразные углеводороды полностью или частично растворены в нефти или находятся в свободном состоянии и заполняют повышенную часть залежи (газовые шапки) или верхние части сообщающихся между собой горизонтов газонефтяной свиты; в виде газоконденсатных месторождений, в которых газ обогащен жидкими, преимущественно низкокипящими углеводородами.
Природный газ состоит из метана, этана, пропана и бутана, иногда содержат примеси легкокипящих жидких углеводородов – пентана, гексана и др.; в них присутствуют также углекислый газ, азот, сероводород и инертные газы. Многие месторождения природного газа, залегающие на глубине не более 1,5 км, состоят почти из одного метана с небольшими примесями его гомологов (этапа, пропана, бутана), азота, аргона, иногда углекислого газа и сероводорода; с глубиной содержание гомологов метана обычно растет. В газоконденсатных месторождениях содержание гомологов метана значительно выше, чем метана. В отдельных газовых месторождениях наблюдается повышенное содержание углекислого газа, сероводорода и азота. Встречаются природный газ в отложениях всех геологических систем начиная с конца протерозоя и на различных глубинах, но чаще всего до 3 км. Образуется природный газ в основном в результате катагенетического преобразования органического вещества осадочных горных пород. Залежи природного газа формируются в природных ловушках на путях миграции газа.
Миграция происходит в результате статической или динамической нагрузки пород, выжимающих газ, а также при свободной диффузии газа из областей высокого давления в зоны меньшего давления. Различают внерезервуарную региональную миграцию сквозь мощные толщи пород различной проницаемости по капиллярам, порам, разломам и трещинам и внутрирезервуарную локальную миграцию внутри хорошо проницаемых пластов, коллектирующих газ.
Газовые залежи по особенностям их строения разделяются на две группы: пластовые и массивные. В пластовых залежах скопления газа приурочены к определённым пластам-коллекторам. Массивные залежи не подчиняются в своей локализации определённым пластам. Наиболее распространены среди пластовых сводовые залежи, сохраняемые мощной глинистой или галогенной покрышкой. Подземными природными резервуарами для 85% общего числа газовых и газоконденсатных залежей служат песчаные, песчано-алевритовые и алевритовые породы, нередко переслоённые глинами; в остальных 15% случаев коллекторами газа являются карбонатные породы.
Структуры месторождений различны для складчатых и платформенных условий. В складчатых районах выделяются две группы структур, связанные с антиклиналями и моноклиналями. В платформенных районах намечаются 4 группы структур: куполовидных и брахиантиклинальных поднятий, эрозионных и рифовых массивов, моноклиналей, синклинальных прогибов. Все газовые и газонефтяные месторождения приурочены к тому пли иному газонефтеносному осадочному (осадочно-породному) бассейну, представляющему собой автономные области крупного и длительного погружения в современной структуре земной коры. Среди них различают 4 группы: приуроченные к внутриплатформенным прогибам (например, Мичиганский и Иллинойсский бассейн Сев. Америки, Волго-Уральская обл. РФ); приуроченные к прогнутым краевым частям платформ (например, Зап.-Сибирский в РФ); контролируемые впадинами возрожденных гор (бассейны Скалистых гор в США, бассейны Ферганской и Таджикской впадин в РФ); связанные с предгорными и внутренними впадинами молодых альпийских горных сооружений (Калифорнийский бассейн в США, Сахалинский бассейн в РФ). Всё больше открывается газовых залежей в зоне шельфа и в мелководных бассейнах (например, в Северном море крупные газовые месторождения – Уэст-Сол, Хьюит, Леман-Банк).
2 МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ И ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ
С учетом факторов, влияющих на метрологическую точность измерений в эксплуатации, можно сформулировать основные принципы и решаемые задачи при выборе технологического оборудования и средств измерения, предназначенных для оснащения узлов учета газа (см. рис. 1, табл. 1).
Таблица 1 – Основные решаемые задачи
Научно- технические Организационные
• Исследование влияния пульсаций потока на МХ счетчиков
• Разработка требований к теплоизоляции счетчиков
• Уточнение требований к длинам прямых участков для высокоточных счетчиков
• Исследования по влиянию переходов (конфузоров и диффузоров) на МХ счетчик • Нормировать требования к функциям узлов измерений в зависимости от их категории и производительности
• Нормировать требования к методам поверки в зависимости от давления и типа рабочей среды
• Для высокоточных средств измерений представлять данные о результатах их калибровки в зависимости от числа Re
Выбор метода измерения. Количество природного газа при взаимных расчетах с потребителями выражают в единицах объема, приведенного к стандартным условиям по ГОСТ 2939.
Измерение выполняют на основе МВИ, аттестованных или стандартизованных в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.563.
Выбор метода измерения, подходящего для индивидуальных условий измерений и предполагаемых объемов газа, является самой ответственной задачей в организации учета. Применение того или иного метода измерения обусловлено необходимостью наличия полной информации как об измеряемой среде, так и о предполагаемой точности измерения расхода газа.
При выборе метода измерений и средств измерения со вспомогательным техническим оборудованием, учитывают вышеперечисленные факторы, влияющие на метрологическую надежность узла учета в процессе его эксплуатации. Наряду с режимами течения газа, параметрами его состояния и физико-химическими показателями, а также конструктивными особенностями узла учета, необходимо нормировать погрешности (неопределенности) измерений, представленные в таблицах 2 – 4.
Рисунок 1 – Основные принципы выбора средств измерений для оснащения узлов учета газа
Пределы допускаемой относительной погрешности (расширенной неопределенности) измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, рекомендуется устанавливать в соответствии с таблицей 2.
Таблица 2 – Пределы допускаемой относительной погрешности измерений количества газа
Категория узла измерений в зависимости от расхода
(рабочий расход, м3/ч) Пределы допускаемых относительных погрешности или расширенной неопределенности измерений количества газа, %, на узлах измерений групп:
А Б В Г Д МИ - 3082
I (более 6000) 0,8 0,8 (1,0) (1,0) 1,5 2,0 5,0 1,0
II (более 1200 до 6000 включительно) 0,8 0,8 (1,0) (1,0) 1,5 2,0 5,0 1,5
III (более 60 до 1200 включительно) 0,8 0,8 (1,5) (1,0) 2,0 2,5 5,0 2,5
IV (до 60 включительно) 0,8 0,8 (2,0) (1,0) 2,0 2,5 5,0 От 3,0 до 4,0
Таблица 3 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема газа
Тип учета
природного
газа Предел допускаемой относительной погрешности (расширенной неопределенности) измерения объема газа, %, для категории узла учета
I II III IV
коммерческий 1,0 1,0 1,5 3,0
хозрасчетный 1,5 2,0 технологический 2,5
Таблица 4 – (ГОСТ Р 8.740 – 2011, для турбинных, ротационных и вихревых ПР)
Наименование операции Значения пределов допускаемой относительной расширенной неопределенности, %
Класс точности результата измерений UVc или UQc, %
А Б В Г Д
UVc, UQc=0,75 UVc, UQc=0,90 UVc, UQc=1,5 UVc, UQc=2,5 UVc, UQc=4,0
Измерение объемного расхода и объема газа при рабочих условиях 0,5 0,7 1,0 1,5 (2,0) 2,5
Приведение объемного расхода и объема газа при рабочих условиях к стандартным условиям 0,5 0,5 1,0 2,0 (1,5) 3,0
Примечание: для класса точности Г допускается использовать значения, заключенные в скобах, при этом, если предел относительной расширенной неопределенности измерения объемного расхода и объема газа при рабочих условиях равен 2%, то предел относительной расширенной неопределенности приведения объемного расхода и объема газа при рабочих условиях к стандартным должна быть – 1,5%
Измерения расхода и определение количества природного газа осуществляют одним из следующих методов:
переменного перепада давления (сужающие устройства, осредняющие напорные трубки);
измерения объемного расхода (объема) газа с помощью СИ объемного расхода (объема) при рабочих условиях с последующим пересчетом к стандартным условиям (турбинные, камерные (ротационные, диафрагменные), вихревые, ультразвуковые, струйные);
измерения массового расхода (массы) газа с помощью СИ массового расхода с пересчетом к объемному расходу (объему) при стандартных условиях (кориолисовые, термоанемометрические (корпусные и погружные)).
3 КЛАССИФИКАЦИЯ ПРИБОРОВ УЧЕТА ПРИРОДНОГО ГАЗА. Существующие устройства учета расхода газа по пропускной способности можно классифицировать на следующие группы:
- бытовые – с пропускной способностью до 10 м3/ч;
- коммунально-бытовые – с пропускной способностью от 10 до 40 м3/ч;
- промышленные – с пропускной способностью свыше 40 м3/ч.
По методу измерения можно классифицировать на следующие группы:
- основанные на гидродинамических методах;
- переменного перепада давления (расходомеры переменного перепада давления с суживающими устройствами);
- обтекания (ротаметры, поплавковые, поршневые, поплавково-пружинные и с поворотной осью);
- вихревые (струйные, вихревые).
С непрерывно движущимся телом:
- тахометрические (турбинные, камерные, барабанные, ротационные, мембранные объемные счетчики и др.);
- силовые (массомеры газа, в работе которых используется Кориолисов эффект).
Основанные на различных физических явлениях:
- тепловые (калориметрические, с внешним нагревом, термоанемометрические);
- акустические (ультразвуковые);
- электромагнитные;
- оптические (лазерно-доплеровские анемометры).
Основанные на особых методах:
- меточные;
- концентрационные.
Рассмотрим некоторые из счётчиков.
Мембранные (диафрагменные, камерные) газовые счётчики. Мембранный счетчик газа (ещё их называют: диафрагменный или камерный) – это газовый счетчик, принцип действия которого основан на том, что при помощи различных подвижных преобразовательных элементов газ разделяют на доли объема, а затем производят их циклическое суммирование.
Диафрагменный газовый счетчик состоит из: корпуса, крышки, измерительного механизма, кривошипно-рычажного механизма, связывающего подвижные части диафрагм (мембран) с верхними клапанами газораспределительного устройства, сёдел клапана (нижняя часть распределительного устройства) и счетного механизма.
Корпус и крышка счетчика герметично закрываются при помощи специальных прокладок и комплекта винтов, один из винтов выполняет роль пломбы. Детали и узлы измерительного механизма для мембранных счетчиков обычно изготавливают из пластмасс. Применение пластмассовых измерительных механизмов значительно снижает себестоимость продукции, увеличивает стойкость к воздействию химических компонентов, находящихся в газе, значительно уменьшает коэффициент трения в движущихся частях счётного механизма, и препятствует обману или остановке счётчика при помощи различных магнитов.
В турбинном газовом счётчике колесо турбины приводится во вращение под воздействием потока газа, число оборотов колеса прямо пропорционально протекающему объему газа. Число оборотов турбины через понижающий редуктор и газонепроницаемую магнитную муфту передается на счетный механизм находящийся вне газовой полости. Счётный механизм показывает (по нарастающей) суммарный объем газа прошедший через прибор при рабочих условиях.
На крайнем зубчатом колесе редуктора закреплен постоянный магнит, а вблизи колеса – два геркона, частота замыкания контактов первого пропорциональна скорости вращения ротора турбины, то есть скорости потока газа. При появлении мощного внешнего магнитного поля контакты второго геркона замыкаются, что используется для сигнализации о несанкционированном вмешательстве.
Конструктивно турбинные счетчики газа, представляют собой отрезок трубы с фланцами, в проточной части которого последовательно по потоку расположен входной струйный выпрямитель, узел турбины с валом и опорами вращения. На корпусе счетчика установлен узел масляного насоса, с помощью которого в зону подшипников по трубкам подается жидкое масло. На корпусе турбины предусмотрены места для установки датчиков для измерения давления, температуры, импульсов.
По степени автоматизации процесса измерений, а также обработки результатов измерений турбинные счетчики газа выпускаются в следующих вариантах комплектации:
- для раздельных измерений контролируемых параметров с произвольно выбранными средствами обработки результатов измерений (счетными устройствами ручного действия, микрокалькуляторами и т.д.);
- для полуавтоматических измерений контролируемых параметров с вычислительными устройствами обработки результатов измерений и устройствами с ручным вводом значений условно-постоянных параметров, или ручной коррекцией результатов измерений и вычислений;
- для автоматических измерений всех контролируемых параметров с вычислительными устройствами обработки измерительных результатов.
Турбинные счетчики газа СТГ предназначены для измерения объема природного газа и других неагрессивных сухих газов на газораспределительных станциях, газораспределительных пунктах, котельных и других узлах учета газа с целью его коммерческого учета.
В связи с увеличением различных видов газового оборудования возникла необходимость в измерительных приборах, которые обладали бы сравнительно большой пропускной способностью и значительным диапазоном измерений. И имели сравнительно небольшие габаритные размеры. Этим условиям удовлетворяют ротационные счётчики газа, которые дополнительно обладают следующими достоинствами: отсутствие потребности в электроэнергии, долговечность, возможность контроля исправности работы по перепаду давления на счетчике (во время его работы), не чувствительность к кратковременным перегрузкам. Ротационные счетчики газа широко применяют в коммунальном хозяйстве, особенно в отопительных котельных, а также на небольших и средних предприятиях.
Ротационный (роторный) счетчик газа - камерный счетчик, в котором в качестве преобразовательного элемента применяются восьмиобразные роторы.
Ротационный счетчик газа типа РГ состоит из корпуса, внутри которого вращаются два одинаковых восьмёркообразных ротора передаточного и счетного механизмов, связанных с одним из роторов. Под действием разности давлений газа эти роторы приводятся во вращение. Газ поступает через верхний входной патрубок и выходит через нижний выходной патрубок. При вращении роторы обкатываются своими боковыми поверхностями. Синхронизация вращения роторов достигается с помощью двух пар одинаковых зубчатых колес, укрепленных на обоих концах роторов в торцевых коробках вне пределов измерительной камеры. Для уменьшения трения и износа роторы постоянно смазываются маслом, залитым в торцевые коробки.
Объем газа, вытесненный за пол оборота одного ротора, равен объему ограниченному внутренней поверхностью корпуса и боковой поверхностью ротора, занимающего вертикальное положение. За полный оборот роторов вытесняются четыре объема.
При изготовлении ротационных счетчиков газа особое внимание обращается на легкость хода роторов и уменьшение не учитываемых утечек газа через счетчик. Легкость хода, являющаяся качественным показателем малого трения в механизме, следовательно, малой потери давления в счетчике. Это обеспечивается установкой валов роторов на шариковые подшипники, сведением до минимума трения в редукторе и счетном механизме, а также рациональным выбором конструктивных размеров и частоты вращения роторов. Уменьшение утечек газа достигается тщательной обработкой и взаимной подгонкой внутренней поверхности корпуса и трущихся поверхностей роторов. Зазор между корпусом и прямоугольными площадками, расположенными на концах наибольших диаметров роторов, колеблется от 0,04мм до 0,1 мм в зависимости от типа счетчика. При изготовлении счетчиков особое внимание уделяется статической балансировке и обработке роторов.
Вихревыми называются газовые счётчики, основанные на зависимости от расхода частоты колебаний давления, возникающих в потоке в процессе вихреобразования или колебания струи либо после препятствия определенной формы, установленного в трубопроводе, либо специального закручивания потока.
Свое название вихревые расходомеры (счётчики газа) получили от явления срыва вихрей, возникающих при обтекании потоком жидкости или газа препятствия. Это препятствие обычно выполняется в виде усеченной трапецеидальной призмы. Позади тела обтекания располагается чувствительный элемент, воспринимающий вихревые колебания.
К достоинствам вихревых счётчиков газа следует отнести: отсутствие подвижных частей, независимость показаний от давления и температуры, большой диапазон измерений, частотный измерительный сигнал на выходе, возможность получения универсальной градуировки и сравнительно небольшая стоимость.
К недостаткам вихревых газовых счётчиков относятся значительные потери давления (до 30-50 кПа) и ограничения возможностей их применения: они не пригодны при малых скоростях потока газа, для измерения расхода в загрязненных и агрессивных средах.
Так же существуют жидкостные счётчики газа. Это одни из самых точных газовых счетчиков. Но из-за сложности их конструкции, и сложности в обслуживании подобные счетчики в основном применяют в лабораторных условиях. Работают жидкостные счётчики газа на принципе скорости выталкивания определенных газовых субстанций, в определенных порциях, из определенной жидкостной субстанции (в основном из дистиллированной воды). Порции выталкивания газовой субстанции из жидкостной задаются лопатообразным валом специальной формы.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ. Природный газ – высокоэкономичное энергетическое топливо, теплота сгорания 32,7 Мдж/м3 (7800 ккал/м3) и выше, широко применяется как топливо на электростанциях, в чёрной и цветной металлургии, цементной и стекольной промышленности, при производстве стройматериалов и для коммунально-бытовых нужд.
С увеличением производства и потребления природного газа все более актуальным становится учет природного газа на всех стадиях от его производства, транспортировки до использования в народном хозяйстве. Россия считается крупнейшим экспортером газа, поэтому проблемы учета этого сырья являются для нее первостепенными.
В настоящее время на территории Российской федерации действует следующая схема доставки газа потребителю:
Газодобывающее предприятие – газотранспортные организации (ГТО) – газораспределительные станции (ГРС) – газораспределительные организации (ГРО) – потребители.
На каждом из этих этапов возможны потери газа, причем, если учет природного газа у крупных поставщиков (это, в основном ОАО «Газпром») ведется централизовано, то потребители используют различные варианты контроля за использованием сырья. Вот основные способы учета газа.
1. Учет с помощью приборов
2. Использование расчетных методик
3. Определение утечек, связанных с аварийными ситуациями.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ: 1. Н.И. Буянов «Нефть и газ в народном хозяйстве».
2. А.Л. Козлов и В.А. Нуршанов «Природное топливо планеты».
3. Бека К. и Высоцкий И. «Геология нефти и газа».
4. «Газовые и газоконденсатные месторождения», под ред. В.Г. Васильева и И.П. Фабрева.
5. В.Д. Малеванский «Открытые газовые фонтаны и борьба с ними».
6. МИ 3082 - 2007 Выбор методов и средств измерений расхода и количества потребляемого природного газа в зависимости от условий эксплуатации на узлах учета. Рекомендации по выбору рабочих эталонов для их поверки.
7. ГОСТ Р 8.740 – 2011 Расход и количество газа. Методика выполнения измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков.
8. Золотаревский С.А. О применимости вихревого метода измерения для коммерческого учета газа// Энергоанализ и энергоэффективность – 2006, № 1.