Основные характеристики горючих газов

Природные газы. Горючие природные газы — результат биохимического и термического разложения органических остатков. Чаще месторождения природного газа сосредоточены в пористых осадочных породах (пески, песчаники, галечники), подстеленных или покрытых плотными (например, глинистыми) породами. Во многих случаях «подошвой» для них служат нефть и вода.

В сухих месторождениях газ находится преимущественно в виде чистого метана с очень малым количеством этана, пропана и бутанов. В газоконденсатных, помимо метана, в значительной доле содержатся этан, пропан, бутан и другие более тяжелые углеводороды, вплоть до бензиновых и керосиновых фракций. В попутных нефтяных газах находятся легкие и тяжелые углеводороды, растворенные в нефти.

Таблица 3.1. Требования, предъявляемые к природным газам для коммунально-бытового назначения (ГОСТ 5542-87)

Показатели	Норма
Число Воббе, МДЖ/м³	39400-52000
Допустимое отклонение числа Воббе от номинального значения, %, не более	±5
Массовая концентрация меркаптановой серы, г/м³, не более	0,036
Массовая концентрация сероводорода, г/м³, не более	0,002
Массовая концентрация механических примесей, г/м³, не более	0,001
Объемная доля кислорода, %, не более	1,0
Интенсивность запаха газа при объемной доле 1% в воздухе, балл, не более	3

Согласно ГОСТ 5542-87 горючие свойства природных газов характеризуются числом Воббе, которое представляет собой отношение теплоты сгорания (низшей или высшей) к корню квадратному из относительной (по воздуху) плотности газа:

W_o = Q_н /V_d (3.1)

Пределы колебания числа Воббе весьма широки, поэтому для каждой газораспределительной системы (по согласованию между поставщиком газа и потребителем) требуется установить номинальное значение числа Воббе с отклонением от него не более ±5%, чтобы учесть неоднородность и непостоянство состава природных газов.

Таблица 3.2. Теплота сгорания и относительная плотность компонентов сухого природного газа (н.у.) (ГОСТ22667-82

Компонент	Теплота сгорания, мДж/м³		Относительная плотность d
Компонент	высшая	низшая	Относительная плотность d
Метан СН4	39,82	35,88	0,555
Этан С2Н6	70,31	64,36	1,048
Пропан СэН₈	101,21	93,18	1,554
н-Бутан С4НЮ	133,80	123,57	2,090
Изобутан С4Н,0	132,96	122,78	2,081
Пентан СзН^	169,27	156,63	2,671
Бензол СбНб	162,62	155,67	2,967
Толуол СуН₈	176,26	168,18	3,180
Водород Н2	12,75	10,79	0,070
Оксид углерода СО	12,64	12,64	0,967
Сероводород H2S	25,35	23,37	1,188
Диоксид углерода СО2	-	-	1,529
Азот N2	-	-	0,967
Кислород О2	-	-	1,050
Гелий He	-	-	0,138

По этим причинам при переводе тепловых установок с одного газа на другой необходимо обращать внимание на близость не только значений чисел Воббе обоих газов, которые обеспечивают постоянство тепловой мощности всех горелок, но и всех их физико-химических характеристик. Подсчет чисел Воб- бе производится по ГОСТ 22667-82 (табл. 3.2), в котором приведены все необходимые для этого данные (высшая и низшая теплота сгорания газов и их относительная плотность) с учетом коэффициента сжимаемости Z различных газов и паров.

Таблица 3.3. Области применения различных марок сжиженных газов в различных регионах (ГОСТ Р 52087-2003)

Система газоснабженияя	Применяемый сжиженный газ для микроклиматического района по ГОСТ 16350
	Умеренная зона		Холодная зона
	Летний период	Зимний период	Летний период	Зимний период
Газобаллонная
с наружной установкой баллонов	ПБТ. П5А ПТ. ПА ПБТ. ПБА ПТ, ПА
с внутриквартирной установкой баллонов	ПБТ. ПБА
портативные баллоны	БТ
Групповые установки
без испарителей	ПБТ, ПБА	ПТ, ПА	ПТ, ПА, ПБТ, ПБА	ПТ, ПА
с испарителями	ПБТ. ПБА. БТ	ПТ. ПА. ПБТ, ПБА, БТ	ПТ. ПА. ПБТ, ПБА	ПТ. ПА. ПБТ, ПБА

Сжиженные углеводородные газы. К сжиженным углеводородным газам относят такие, которые при нормальных физических условиях находятся в газообразном состоянии, а при относительно небольшом повышении давления (без снижения температуры) переходят в жидкое. Это позволяет перевозить и хранить сжиженные углеводороды как жид
кости, а газообразные регулировать и сжигать как природные газы. Основные газообразные углеводороды, входящие в состав сжиженных газов, характеризуются высокой теплотой сгорания, низкими пределами воспламеняемости, высокой плотностью (значительно превосходящей плотность воздуха), высоким объемным коэффициентом расширения жидкости (значительно большим, чем у бензина и керосина), что обусловливает необходимость заполнять баллоны и резервуары не более чем на 85-90% их геометрического объема, значительной упругостью насыщенных паров,

Таблица 3.4. Физико-химические и эксплуатационные показатели сжиженных газов (ГОСТ Р 52087-2003)

Показатель	Норма для марки					Метод испытания
Показатель	ПТ	ПА	ПБА	ПБТ	БТ	Метод испытания
Массовая доля компонентов, %:						По ГОСТ 10679
сумма метана, этана и этилена	не нормируется
сумма пропана и пропилена, не менее	75	-	-	не нормируется
в том числе пропана	-	85±10	50±10	-	-
сумма бутанов и бутиленов:	не нормируется			-	-
не более	-	-	-	60	-
не менее	-	-	-	-	60
сумма непредельных углеводородов, не более	-			-	-
Объемная доля жидкого остатка при 20°С, %, не более	0,7	0,7	1,6	1,6	1,8	По 8.2
Давление насыщенных паров, избыточное, МПа, при темпе	ратуре:					По ГОСТ Р 50994 или ГОСТ 28656
+45°С, не более	1,6
-20°С, не менее	0,16	-	0,07	-	-
-30°С, не менее	-	0,07	-	-	-
Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более	0,013	0,010	0,010	0,013	0,013	По ГОСТ 229S5 или ГОСТ Р 50802
в том числе сероводорода, не более	0,003					По ГОСТ 229S5 или ГОСТ Р 50802
Содержание свободной воды и щелочи	Отсутствие					По 8.2
Интенсивность запаха, баллы, не менее						По ГОСТ 22387.5 или 8.3

Примечания:

1. Допускается не определять интенсивность запаха при массовой доле меркаптановой серы в сжиженных газах марок ПТ, ПБТ и БТ0,002% и более, а марок ПА и ПБА — 0,001% и более. При массовой доле меркаптановой серы менее указанных значений или интенсивности запаха менее 3 баллов сжиженные газы должны быть одорированы в установленном порядке.

2. При температурах -20Х и -30°С давление насыщенных паров сжиженных газов определяют только в зимний период.

3. При применении сжиженных газов марок ПТ и ПБТ в качестве топлива для автомобильного транспорта массовая доля суммы непредельных углеводородов не должка превышать 6%, а давление насыщенных паров должно быть не менее 0,07 МПа для марок ПТ и ПБТ при температурах -30°С и -20°С соответственно.

возрастающей с ростом температуры, и малой плотностью жидкости относительно воды. Химический состав сжиженных углеводородных газов различен и зависит от источников их получения. Сжиженные газы из попутных нефтяных и газоконденсатных месторождений состоят из предельных (насыщенных) углеводородов — алканов, имеющих общую химическую формулу СпН2п+2. Основными компонентами этих углеводородов являются пропан и бутан.

Недопустимо наличие в сжиженном газе в значительных количествах этана и метана (они резко увеличивают упругость насыщенных паров), пентана и его изомеров (поскольку это влечет за собой резкое снижение упругости насыщенных паров и повышение точки росы).

Сжиженные газы, получаемые на предприятиях в процессе переработки нефти, кроме алканов содержат непредельные (ненасыщенные) углеводороды — алкены, имеющие общую химическую формулу СпН2п (начиная с n = 2). Основными компонентами этих газов, помимо пропана и бутана, являются пропилен и бутилен. Наличие в сжиженном газе в значительных количествах этилена недопустимо, так как ведет к повышению упругости насыщенных паров.

Свойства сжиженных газов для бытовых целей регламентирует ГОСТ Р 52087-2003 «Газы углеводородные сжиженные топливные» (табл. 3.3 и 3.4).

Искусственные газы. Эти газы делят на две группы. К первой относят газы высокотемпературной (около 1000°С) перегонки, получаемые при нагревании твердого топлива без доступа воздуха: коксохимические, коксогазовые, газосланцевые. Производство горючих газов по этому способу основано на пирогенетическом разложении жирных каменных углей и сланцев под воздействием температуры. Ко второй группе относят газы безостаточной газификации, получаемые в результате нагревания твердого топлива в токе воздуха, кислорода и их смесей с водяным паром: доменные, генераторные, подземной газификации.