Тобто, концентрація оксиду азоту зростає зі зростанням концентрації o2 та n2 у зоні реакції, а також температури у ній. Час досягнення рівновагої концентрації no:

,

де  - відношення густини середовища у зоні реакції до густини вихідної суміші.

З останньої формули видно, що з підвищенням температури значення _[NO] різко знижується. Так, при Т = 1600К _[NO] складає 910 с, а при Т = 2100К _[NO] = 0,27 с.

Для рівновагого складу продуктів згоряння природного газу та газів, що є близькими до його складу, за різної ентальпії вихідної суміші або збагаченні киснем повітря при температурах у зоні горіння Т = 1900  3020К вихід [NO] становить:

[NO] = 4,3 .

При спалюванні стехіометричної метано – повітряної суміші при температурах Т = 1500  2700 К кількість кисню у продуктах згоряння можна визначити за формулою:

[O₂] = 4,6*10³ .

Цю ж формулу можна використовувати для наближеного визначення [o2] у продуктах спалювання природного газу зі стехіометричною кількістю повітря.

Експериментальними дослідженнями встановлено:

1.З підвищенням коефіцієнту витрати повітря до 1,2 вихід оксидів азоту зростає, а потім зменшується;

2.Зменшення n з 1,2 до 1,05 знижує вихід NO_Х на 35  45%;

3.При дифузійному спаленні палива n незначно впливає на вихід NO_Х;

4.Форсована робота пальників з навантаженням, що на 10  25% перевищує номінальне, призводить до зростання виходу NO_Х приблизно на 30%;

5.Фактичні концентрації NO_Х у димових газах, що відходять з камери спалювання, більше ніж на порядок є нижчими, ніж їх рівновага концентрація.

Фактичну концентрацію NO_Х у продуктах згоряння можна визначити за формулою:

[NO_Х] = 0,147D_е^0,8 q_T^0,5 n^3,0, г/м³,

де D_е – еквівалентний діаметр камери горіння, м; для камери горіння прямокутного перерізу:

D_е = 4F/П;

F – площа перерізу камери горіння;

П – її периметр;

q_T – теплове напруження камери горіння, МВт/м³;

n – коефіцієнт витрати повітря.

Тема 4. Методи зниження викидів шкідливих речовин при спалюванні газового палива.

Енергозбереження як основний напрям зменшення екологічного навантаження. Технічні методи зменшення викидів. Зниження вмісту домішок у газовому паливі. Попередження викидів шкідливих речовин органічного походження. Методи стримування утворення NO_х у процесі спалювання газу.

Найбільш ефективним методом є економія палива та енергії. Це призводить до зменшення кількості димових газів, що відходять з агрегату і, відповідно, валових викидів шкідливих речовин. Це досягається удосконаленням існуючих та розробкою нових технологічних процесів, обладнання; максимальним використанням вторинних енергоресурсів, комплексною автоматизацією виробництв з метою оптимізації роботи об’єктів, організаційними мірами з економії паливно – енергетичних ресурсів.

Технічні методи поділяються на три групи:

1.Зниження вмісту шкідливих речовин у вихідному паливі;

2.Стримування їх утворення у процесі горіння;

3.Уловлювання шкідливих речовин з газів, що відходять.

Слід зазначити дуже важливу деталь. Використання будь – яких методів зменшення шкідливих викидів пов’язано з додатковими витратами та підвищенням собівартості продукції або енергії, що виробляється. Особливо це стосується технічних заходів першої та третьої груп. Наприклад, зменшення вмісту сірки у мазуті на 0,5% призводить до його подорожчання приблизно на 10%. Установки уловлювання сірчаних сполук з газів, що відходять з теплової електростанції, збільшує витрати та собівартість електроенергії на 20  30%. Але ці витрати є виправданими, оскільки збитки від оксидів сірки природі, господарству та людині є дуже великими.

Для очищення природного та інших газів від домішок сірководню та СО₂ використовують розчини етаноламінів: моноетаноламіну НОС₂Н₄NН₂, діетаноламіну (НОС₂Н₄)₂NН, триетаноламіну (НОС₂Н₄)N. Для осушення газів використовують діетиленгліколь С₂Н₄ОН – О - С₂Н₄ОН.

Реакції, що проходять при абсорбції етанол аміном мають вигляд:

2НОС₂Н₄NН₂ + СО₂ + Н₂О  (НОС₂Н₄NН₃)₂СО₃;

2НОС₂Н₄NН₂ + Н₂S  (НОС₂Н₄NН₃)₂S.

Процес поглинання проводиться при тиску 2  6 МПа і температурі 25  40⁰С, а регенерація вбирача – при атмосферному тиску і температурі вище 105⁰С. Для одночасного очищення від сірководню, СО₂ та вологи використовують суміш етиленгліколю та етанол аміну (рис. 7).

У нижню частину абсорбера подають вихідний газ, протитоком до нього входять розчини етаноламіна та етиленгліколю. Зверху абсорбера відходить очищений газ, знизу – розчин вбирача з абсорбованими Н₂S таСО₂. Розчин підігрівається у теплообмінниках і входить у середину десорбера. Зверху десорбера виходять Н₂S таСО₂, знизу – регенерований розчин етанол аміну, а з середини його – розчин етиленгліколю, які повертаються у абсорбер. Для видалення вологи з кислих газів (Н₂S таСО₂) встановлений сепаратор.

Отриманий сірководень потім утилізується з отриманням елементарної сірки або сірчаної кислоти. Найбільш розповсюдженим є процес Клауса. Він заснований на неповному горінні сірководню і здійснюється у дві стадії:

Н₂S + 1,5О₂  SO₂ + Н₂О (1);

2Н₂S + SO₂  3S + 2Н₂О (2).

Обидві реакції супроводжуються виділенням теплоти і реалізація процесу виконується наступним чином. 1/3 Н₂S у суміші з повітрям спалюють у печі до діоксиду сірки при температурі 450⁰С за реакцією (1). Продукти згоряння надходять у котел – утилізатор, де охолоджуються. При цьому отримують водяну пару з тиском 4 МПа. Потім продукти згоряння змішують з рештою Н₂S та спрямовують у реактор. Тут на бокситі або глиноземі при 350⁰С утворюється сірка з Н₂S і SO₂ за реакцією (2). Пара та гази, що утворюються, охолоджуються, з холодильника сірка стікає у збірник, а сірка, що виноситься у вигляді туману, уловлюється електрофільтром.

Використовують також установки плазмохімічної переробки сірководню. За цією технологією у плазмохімічному реакторі він піддається розкладу на елементарну сірку та водень:

Н₂S  S + Н₂.

Звичайно у промислових агрегатах здійснюється повне згоряння палива, тобто процес, у результаті якого продукти згоряння не утримують горючих компонентів. При подаванні на спалення палива недостатньої кількості повітря у результаті неповного горіння у продуктах згоряння утримуються відновлювальні гази Н₂ та СО, може бути деяка кількість граничних та неграничних вуглеводнів, у тому числі поліциклічних ароматичних, наприклад, бенз - a - пірну С₂₀Н₁₂. Ці компоненти здатні окислюватися з виділенням теплоти і таке явище називають хімічним недопалом. Воно стає причиною додаткових втрат теплоти; у цьому випадку продуктивність агрегату падає, а витрати палива на одиницю продукції зростають. Окрім того, викиди у атмосферу продуктів неповного горіння несе з собою загрозу здоров^/ю людей.

Попередження викидів шкідливих речовин органічного походження, що утворюються при недопалі, забезпечується якісним спалюванням газу. Для цього здійснюють добре змішування палива та окислювача, підтримують оптимальний коефіцієнт витрати повітря, забезпечують надійну стабілізацію факелу, вибирають розміри робочого об^/єму достатні для того, щоб процес горіння повністю закінчувався у ньому.

З аналізу механізму утворення оксидів азоту можна зробити висновок, що для стримування цього процесу є необхідним зниження температури полум^/я або зменшення часу перебування продуктів у зоні високих температур. Для цього можуть використовуватися наступні заходи:

-регулювання процесу тепловіддачі та температури полум^/я шляхом введення до камери спалювання поверхонь, що інтенсивно відводять тепло; вибору раціональної конфігурації робочого простору; оптимальної компонування пальників, розташування виробів, що нагріваються;

-інтенсифікація відводу тепла із зони спалення при використанні пальників зі світимістю, що регулюється, випромінюючих пальників (з плоским полум^/ям, панельних тощо), пальників з довжиною факелу, що регулюється, з високошвидкісним потоком продуктів спалення, з пульсацій ним спаленням. За даними стендових випробувань у промислових пальників вихід NO_X складає у середньому від 100 до 200 мг/м³;

-ступінчасте спалення палива дозволяє знизити викиди NO_X до 55% на газі, до 40% - на вугіллі та мазуті. Тут повітря на горіння на першій стадії подається з нестачею, а утворені продукти неповного горіння допалюються за рахунок подавання додаткового повітря. При цьому знижується максимальна температура горіння та вирівнюється поле температур у робочому об^/ємі, що і призводить до зниження виходу NO_X. Найбільш часто використовують наступні методи організації ступінчастого спалення:

1.Частка пальників працює з коефіцієнтом витрати повітря n  1, частка їх працює з n  1 при підсумковому оптимальному n = 1,05  1,1 на спалення газового палива;

2.Усі пальники працюють з n  1, а нестаток повітря для спалювання продуктів неповного горіння подають у робочий простір автономно;

3.У спеціальних пальниках з підводом первинного повітря з n  1 на першому етапі спалення і додаткового (вторинного) повітря на другому етапі;

4.Імпульсна подача повітря у пальники шляхом періодичної зміни його витрати по повітряному тракту у межах 0,8  1,2 від оптимальної;

-рециркуляція продуктів спалення забезпечує зменшення виходу NO_X до 60% при спаленні газу і до 20% при спаленні мазуту. Для цього використовують натуральну рециркуляцію шляхом організації обертання частини димових газів при раптовому розширенні потоку або за тілами поганообтікаємої форми, або штучну за допомогою спеціальних відсмоктуючи чи нагнітаючих пристроїв. Рециркуляція крізь повітряний тракт пальника або до кореня факелу забезпечує зміну температури та концентрації кисню і азоту у зоні реакції, а також скорочення часу перебування продуктів у зоні високих температур;

-впорскування води, введення водяної пари у камеру горіння, баластних речовин або речовин, що призводять до ендотермічних реакцій, наприклад, емульсії води та спирту, нітрату амонію тощо. У цьому процесі за рахунок відводу теплоти водою, що випаровується, перегрівання пари, часткової дисоціації молекул води знижується температура факелу. Вихід NO_X зменшується на природному газі до 60%, на мазуті до 40%;

-зменшення ступеня попереднього нагріву повітря може дати зниження виходу NO_X на 40  50%, але цей метод є непридатним з економічних міркувань, оскільки це спричиняє додаткові витрати палива;

-введення у камеру горіння емульсій з домішками поверхнево-активних речовин. Наприклад, домішки МgCl₂ та алюмосилікатів діють як каталізатори у поновленні NO у N₂ у зоні високих температур та адсорбують оксиди азоту у зоні низьких температур. Однак при цьому підсилюється хлоридна корозія устаткування, виділяється хлористий водень, утворюються відкладення на поверхнях матеріалу, що підлягає термообробці, і теплової огорожі, погіршуються експлуатаційні показники устаткування;

-перехід на паливо з малим вмістом зв^/язаного азоту.

Тема 5. Технологія видобутку та магістрального транспортування природного газу.

Запаси природного газу. Технологія видобутку та система дальнього транспортування природного газу. Структура та склад газового промислу. Магістральні газопроводи. Перекачувальні компресорні станції.

Газоносні пласти залягають на різних глибинах, але до 85% розвіданих запасів зосереджено на глибині від 1 до 3 км. Горючі природні гази утворилися при розкладі речовин рослинного та тваринного походження. Вони скупчуються у підземних куполах, що утворені вигнутими пластами порід, у їх тріщинах та порах. У залежності від ступеня розвідки запаси газу поділяються на категорії: детально вивчені (А), встановлені наближено (В), встановлені за окремими свердловинами (С₁), наявність яких припускається (С₂).

Видобування природних газів здійснюється за допомогою свердловин, що доходять до газоносного горизонту. У ньому газ знаходиться під пластовим тиском, яким може досягати 40 МПа. Під дією цього тиску газ підіймається на поверхню по фонтанній трубі діаметром 0,15  0,25 м. Конструкція свердловини повинна відповідати наступним вимогам:

1.Створення надійного ствола, по якому газ може надходить без підземних втрат;

2.Ізоляція один від одного пластів, що утримують нафту, газ, воду;

3.Запобігання від руйнування стінок свердловини;

4.Можливість експлуатації проміжних газоносних пластів;

5.Можливість подальшого поглиблення свердловини (якщо будуть виявлені глибинні пласти).

Свердловина складається з підземної та наземної частин (рис. 8). Підземна частина виконується з декількох колон труб різної довжини та діаметру. Вони опускаються у свердловину співосно. Зовнішню колону труб називають кондуктором. Вона опускається на глибину до 200 м і слугує для попередження руйнування верхньої частини свердловини та гирла, що знаходяться у зоні пухких порід. У середину кондуктора опускається колона обсадних труб до газоносного пласта. Для герметизації свердловини простір за трубами заповнюється цементним розчином. Цементне кільце та об садні труби охороняють свердловину від руйнування, ізолюють газоносний пласт від вище розташованих пластів. Цим виключаються самочинні викиди газу та затоплення газоносного пласта верхніми горизонтами підземних вод.

Усередину обсадних труб опускають колону фонтанних труб, що підвішуються до фонтанної арматури. У нижній частині свердловини у кільцевому просторі між фонтанними та обсадними трубами установлюють сальникове ущільнення – пакер. Його призначенням є ізолювання між трубного простору від проникнення газу з пласта. Вихід газу на поверхню здійснюється по фонтанних трубах. При цьому обсадні труби не піддаються високому тиску, корозійної дії сірководню та стиранню частинками піску, що захоплюються газом. Наявність фонтанних труб у свердловині збільшує строк служби усієї обсадної колони, оскільки замінити зацементовані труби практично неможливо. Однак використання фонтанних труб декілька збільшує собівартість видобутку газу, тому на деяких промислах видача газу виконується по обсадній колоні.

Наземну частину свердловини називають фонтанною арматурою і вона складається з трьох частин:

1.Колонної головки або п’єдестала;

2.Трубної головки;

3.Фонтанної “ялинки” з засувками.

Колонна головка слугує для герметизації кільцевого простору між трубами кондуктора та експлуатаційної колони. До неї кріпляться на різьбі експлуатаційна колона, а зверху трубна головка.

Трубна головка герметизує простір між обсадними та фонтанними трубами. До верхнього патрубку трубної головки підвішуються фонтанні труби. Бокові відводи від трубної головки з засувками призначені для контролю тиску між трубами та обробки свердловини.

Фонтанна “ялинка” складається з хрестовини, штуцера регулювання видобутку газу та буферного патрубка. На ній встановлені манометри і термометр. З двох бічних відводів газу один знаходиться у експлуатації, а другий у резерві.

Видобуток газу може вестися однією свердловиною з двох пластів. При цьому газ з верхнього горизонту транспортується по простору між трубами, а з нижнього по фонтанних трубах.

При експлуатації газового родовища для свердловини встановлюють оптимальний видобуток – дебіт – газу. Збільшення дебіту більше оптимального призводить до підвищення швидкості газу у газоносному пласті і транспортуванню пилу та піску до свердловини. Ці механічні домішки підсилюють зношування трубопроводів і арматури. Оптимальним вважається дебіт на рівні 12  30% вільного дебіту, тобто витрати газу у атмосферу при повністю відкритій засувці. З часом виробітки родовища експлуатацій ний дебіт збільшують і у кінці експлуатації він досягає 100%.

До комплексу пристроїв для передавання газу від свердловини до споживачів входять наступні елементи:

1.Споруди для видобутку та збирання газу. Вони включають промислові свердловини та мережі, апарати очищення газу від механічних домішок та вологи, пристрої редукування газу;

2.Головні споруди, магістральні газопроводи та проміжні компресорні станції, а також установки для очищення газу від шкідливих домішок. У випадку низького пластового тиску газу у цю групу входить головна компресорна станція. При експлуатації газоконденсатних та нафтогазових родовищ до головних споруд включають газопереробні підприємства для видалення з газу бензинових фракцій, пропану, бутану, інших цінних домішок.

3.Система розподілу, резервування, подавання та обліку газу, що надходить у мережі місць або до промислових споживачів.

С хема видобутку, транспортування та розподілу газу наведена на рис. 9.

Після свердловини природний газ очищується у первинному осаднику пилу від механічних домішок, у основному, від піску, у сепараторі від зваженої вологи і через витратомір спрямовується до збірного колектора, куди надходить газ з інших свердловин. Потім газ проходить очищення від пилу та осушення і надходить у магістральний газопровід.

Якщо тиск газу, що виходить зі свердловини, перевищує максимально припустиме значення для магістрального газопроводу, його знижують шляхом дроселювання у штуцері фонтанної арматури свердловини. При низькому тиску газу його підвищують на головній компресорній станції.

При підході магістрального газопроводу до населеного пункту або до промислового об’єкту тиск газу складає декілька МПа. Зниження тиску до рівня, що прийнятий у міських мережах, виконується на газорозподільній станції.

Для вирівнювання нерівномірності споживання газу у місцях його роздавання створюються резервні запаси. Це запаси стиснутого газу у газгольдерах або зріджений газ, що зберігається у спеціальних ємностях. Зрідження газу виконується за допомогою компресора, теплообмінника, дросельного пристрою та розділювальної колони. При зростанні потреби у газі зріджений газ пропускають через установку ре газифікації та спрямовують у газорозподільний пункт.

На газовому промислі зі свердловин газ подається у газозбірні мережі, а потім у магістральний газопровід. До обв’язки свердловини відносяться апарати первинного очищення та обробки газу, а також трубопроводи, що сполучують свердловину і газозбірну мережу, з встановленими на них приладами. Зі свердловини газ надходить у трубопровід, що складається з двох ліній. Одна з них є робочою, друга – резервна. До кожної з них з напірного баку підводиться діетиленгліколь НОС₂Н₄ – О - НОС₂Н₄ для попередження утворення гідратних пробок. У лініях встановлені запобіжні клапани, що відрегульовані на відкриття при перевищенні робочого рівня тиску на 10  15%. Потім газ очищується у сепараторах від механічних домішок, зваженої вологи та подається у колектор газозбірної мережі .

Конфігурацію газозбірних мереж вибирають у залежності від розміщення свердловин на площі газоносності. Вони можуть бути лінійні, радіальні, кільцеві. Перед подачею у магістральний газопровід тиск газу доводять по робочого. Це досягається або індивідуальним регулюванням на фонтанній арматурі кожної свердловини, або груповим, тобто у кінці газозбірної мережі у пункті кінцевого очищення та обліку газу.

Магістральні газопроводи використовують для транспортування газу з районів його добування або виробництва у віддалений район його споживання. У залежності від робочого тиску вони поділяються на два класи: І – 2,5  10МПа і ІІ – 1,2  2,5МПа. У залежності від діаметру та способу прокладання їх ділять на категорії:

В – трубопроводи усередині споруд;

І – переходи через суднохідні та водні перепони, залізничні колії;

ІІ – переходи через автомобільні дороги та болота;

ІІІ – усі види прокладки з діаметром що дорівнює або більше, ніж 1200мм;

ІV – трубопроводи діаметром менше, ніж 1200мм.

При русі газу по газопроводу тиск його падає унаслідок втрат на тертя. Для забезпечення потрібної пропускної здатності через кожні 150  200км встановлюють компресорні станції для підвищення тиску газу. Звичайно магістральне транспортування газу здійснюється по трубах діаметром до 1420 мм при робочому тиску до 7,5 МПа. Для стиску великих потоків газу у магістральному газопроводі потужність компресорних установок на одній станції досягає 50  60 тис. кВт.

Для прокладки газопроводу вибирають малонаселені місця. Траса повинна бути віддалена від будь-яких споруд на відстань більше, ніж 200м. Уздовж магістрального газопроводу розташована зона відчуження, на території якої заборонено будівництво об^/єктів та розривання грунту.

Магістральні газопроводи прокладають під землею, за виключенням ділянок з перетинанням перепон. Труби прокладають нижче зони промерзання грунту. Глибина до верхньої поверхні трубопроводу повинна бути не менш, ніж 0,8м при діаметрі 1000 або менше мм, і 1м при діаметрі більше, ніж 1000мм. У скелястому грунті, болотистій місцевості припустимою є глибина до 0,6м.

При перетинанні невеликих водних перепон, ярів газопровід прокладають на опорах. Широкі водні перепони перетинаються у підводних траншеях з глибиною до верхньої поверхні труб не менш, ніж 0,5м, і за допомогою дюкерів. При цьому труби у затопленому стані утримуються вантажем.

Переходи через перепони здійснюють двома нитками. При цьому пропускна здатність кожної нитки повинна бути не менше, ніж 75% від пропускної здатності підвідного газопроводу. При перетинанні автотрас та залізничної колії газопровід прокладають під ними у футлярі.

Оптимальне значення діаметру магістрального газопроводу визначають техніко-економічним розрахунком за мінімумом початкової вартості або за мінімумом експлуатаційних витрат.

У підсумкової вартості магістральної газопровідної системи капітальні витрати на газопровід складають біля 75%, на компресорні станції біля 25%. Але витрати на експлуатацію компресорних станцій значно перевищують витрати на обслуговування газопроводу.

Оптимальний діаметр газопроводу d, см визначають зі співвідношення:

d^7,4 + md^6,4 = n,

де m = .

При розрахунку за мінімальними експлуатаційними витратами:

.

При розрахунку за мінімальною початковою вартістю:

,

де  - вартість компресорної станції, що віднесена до 1 кВт, грн./кВт;

 - вартість 1 т труб, грн./т;

 - вартість усіх робіт по укладанню 1 км труб, що віднесена до 1 см діаметру, грн./(см*км);

К = N_У/N_Р – коефіцієнт перевищення встановленої потужності над робочою;

q – добова кількість газу, що перекачується, яка віднесена до 20⁰С та тиску 0,101МПа, м³;

r – ступінь стиску на проміжних компресорних станціях;

R_Z – припустиме напруження на розривання матеріалу труб, МПа;

Р₁ та Р₂ - тиск газу на виході та вході станцій, МПа;

f – амортизаційна частка відрахувань на поточний ремонт станції від її вартості, що віднесена до 1 км трубопроводу;

f^/ - амортизаційна частка відрахувань на поточний ремонт трубопроводу від його вартості, що віднесена до 1 км нитки газопроводу;

h – вартість утримання компресорної станції, грн./(кВт*годину);

H – час роботи за рік, годин.

За знайденим значенням діаметру газопроводу визначають відстань між станціями:

, км.

Кількість компресорних станцій (без головної) знаходять діленням загальної довжини газопроводу на відстань між станціями. Довжину останньої ділянки газопроводу визначають як решту загальної довжини за відрахуванням довжини проміжних ділянок.

Тиск у кінці газопроводу перед газорозподільною станцією становить:

,

де l_n – довжина останньої ділянки газопроводу, км;

К₁ = ;

 - відносна густина газу (по відношенню до сухого повітря);

Z – середнє значення коефіцієнту стискає мості газу;

Т - абсолютна температура газу.

Газозбірні станції споруджуються на газових та нафтових промислах у випадку експлуатації свердловин з різним тиском. Тут газ зі свердловини низького тиску надходить до компресорної станції і його тиск підвищується до тиску у газозбірному колекторі.

Станції для закачування газу у пласт споруджуються на конденсатних родовищах для підтримання тиску у пласті шляхом закачування сухого відбензиненого газу з метою попередження виснаження родовища.

Компресорні станції при підземному зберіганні газу працюють зі зміною напряму руху газу (рис. 10). При закачуванні газу компресором 2 у пласт засувки 3 та 5 відкриті, а засувки 1 та 4 закриті. При відкачуванні газу з пласта відкриті засувки 1 та 4, а засувки 3 та 5 закриті.

На магістральних газопроводах встановлюються головна компресорна станція та проміжні. На головній станції відбувається підготовка газу до транспортування: очищення та осушення, вимір кількості газу, стиск, охолодження та одоризація газу, тобто уведення у нього сильно пахучих речовин. На проміжних станціях виконується очищення газу від пилу, стиск та охолодження газу.

На компресорних станціях використовують газомоторні компресори, відцентрові з газотурбінним приводом, поршневі або відцентрові компресори з електроприводом.

Поршневі компресори мають високу ступінь стиску, але невелику продуктивність. Тому їх використовують на станціях малої та середньої потужності. На компресорних станціях, що обслуговують газопроводи великої продуктивності, використовують відцентрові компресори. У порівнянні з поршневими вони мають більший строк служби та менші габарити. Унаслідок відсутності змазки циліндру газ не запорошується мастилами. Капітальні витрати на спорудження станції з турбокомпресорами на 25  50% менші, ніж з поршневими. Недоліком їх є невелика ступінь стиску. Тому декілька таких компресорів включаються послідовно. На рис. 11 показана схема компресорної станції з відцентровими компресорами.

Газ з газопроводу послідовно стискається у трьох відцентрових нагнітачах, кожен з яких через свій редуктор приводиться у рух індивідуальною турбіною (турбіни першого та другого ступеня на рис. 11 не показані). Для компресорних станцій, що розташовані поблизу ліній електропередач, встановлюють електропривод.

На компресорних станціях витрачається велика кількість води на холодильники, компресорні циліндри та двигуни. Наприклад, на охолодження лише одного газомоторного компресора витрачається біля 105 м³/годину води. Звичайно використовується обертове водопостачання. У ньому нагріта вода спрямовується у пристрій для охолодження, а потім знову повертається на станцію. У якості пристроїв для охолодження звичайно використовують вентиляторні градирні (рис. 12).

Вентилятором крізь жалюзі засмоктується зовнішнє повітря, що рухається у горизонтальних каналах, які утворені решітками насадки. По трубах зверху на решітчасту насадку подається вода на охолодження, яка у вигляді крапель стікає по насадці донизу. У водовідбійних стінках з рейками здійснюється сепарація води з повітряного потоку, що надходить у витяжний вентилятор.

Вентиляторну градирню розраховують за графіком, що зображений на рис. 13. Точки, що відповідають температурам гарячої та холодної води, з^/єднуються прямою лінією. Точка перетину цієї лінії з лінією температури точки роси повітря відповідає густині зрошення, що вишукується. За знайденою густиною зрошення визначають площу градирні. Висота градирні Н визначається за даними табл. 3, як функція різниці між температурами води на охолодження та температурою точки роси повітря, що надходить до градирні t_P. Швидкість повітря у градирнях складає звичайно 4  6 м/с, а густина зрошення – 3  7 м³/(м²*годину).

Таблиця 3.

Рекомендована висота градирні.

tP, 0С	11 – 8	8 – 5	5 - 2
Н, м	5 – 6	7 – 9	10 - 12

Тема 6. Система розподілу газу.

Класифікація та прокладання газопроводів системи розподілу. Газорозподільні станції. Газорозподільні пункти та установки. Газозмішувальні та газопідвищувальні станції. Арматура та складові газових мереж. Втрати тиску у газопроводах.

Система газопостачання призначена для транспортування, обробки та розподілу газу. До неї входять газові мережі низького, середнього та високого тиску; газорозподільні, підвищувальні, змішувальні, змішувально – підвищувальні станції; газо регуляторні пункти та установки; допоміжні споруди. Основні вимоги до цієї системи – надійність та безпека експлуатації; простота обслуговування; можливість відключення окремих елементів або ділянок на ремонт.

Основний елемент мереж - газопроводи. Їх класифікують:

-за тиском:

1.Низького тиску - до 5 кПа; (для постачання природного газу побутовим споживачам – до 3 кПа; зрідженим газом – до 4 кПа; штучними газами – до 2 кПа). Ці мережі використовують для побутових споживачів та комунальних котельних.

2.Середнього тиску – 5  300 кПа;

3.Високого тиску 0,3  1,2 МПа.

По газопроводах середнього та високого тиску підводять газ до міських та промислових мереж відповідно низького та середнього тиску через газорозподільні пункти та установки. Слід зазначити, що зв’язок між газопроводами з різним тиском виконується тільки через ці установки.

-за розташуванням відносно землі:

1.Підземні або підводні;

2.Наземні або надводні.

-за призначенням:

1.Міські магістральні (від газорозподільної станції по головних газорозподільних пунктів);

2.Розподільні (від газорозподільних пунктів до уводів у будівлю);

3.Імпульсні (від газового обладнання до приладів контролю та регулювання);

4.Продувні (для видалення повітря з системи).

-за розташуванням у мережі споживачів:

1.Зовнішні (вуличні, дворові, міжцехові, міжселищні);

2.Внутрішні (цехові, домові, тобто від уводу у споруду до споживача).

-за конфігурацією: кільцеві, напівкільцеві, тупікові, змішані.

-за матеріалом труб: сталеві, пластмасові, асбестоцементні, гумовотканинні.

З підвищенням тиску зростає небезпека експлуатації газопроводу. Тому відстань від газопроводів до споруд відповідним чином регламентується (табл. 4).

Таблиця 4.

Мінімальна відстань між газопроводом та об’єктом

Тиск, кПа	Споруди	Залізниця	Трамвайна колія	Силові кабелі	Водопровід	Теплові мережі	Каналізація	Дерева
		Від найближчої рейки
 5	2	3,8	2,8	1	1	2	1	1,5
5300	4	4,8	2,8	1	1	2	1,5	1,5
300600	7	7,8	3,8	1	1,5	2	2	1,5
6001200	10	10,8	3,8	2	2	4	5	1,5

Підводні переходи виконують декілька ми нитками, кожна з яких має пропускну здатність не менш, як 75% від основної витрати газу. Труби покривають підсиленою ізоляцією; товщина стінки труб – не менш, ніж 5 мм, і на 2 мм більше розрахунковій для даного тиску. Глибина прокладання у грунті не менш, ніж 1 м для судноплавних річок і 0,5 м для інших водних перепон. З обох боків переходу встановлюють пристрої для відключення.

Надводні повітряні переходи споруджують через водні перепони з нестабільним руслом, з швидкістю течії більше 2 м/с або через глибокі яри. Прокладання газопроводів по залізничних мостах заборонена, а по автомобільних мостах та греблях є можливою.

Переходи через залізничні, трамвайні колії, автодороги виконують як підземні, так і підземні. При підземній прокладці газопровід розміщують у футлярі з діаметром на 100 мм більше, ніж зовнішній діаметр газопроводу при діаметрі труб до 200 мм, і на 200 мм більше – для труб більшого діаметру. Глибина укладання у грунт – не менш, ніж 1 м, а під магістральними залізницями – не менш, ніж 1,5 м. При повітряній прокладці висота наземного переходу не менш, ніж: 2,2 м при русі пішоходів; 4,5 м – над автодорогою; 5,6  7,1 м – над залізничними та трамвайними коліями.

Газопроводи для транспортування вологого газу прокладають нижче глибини промерзання грунту з нахилом 0,2% і установкою у нижній точці конденсатозбірника для збирання та відведення конденсату.

Для запобігання механічних ушкоджень мінімальна глибина закладення газопроводу у грунт не менш, ніж 0,9 м від верху труби. Прокладку двох паралельних газопроводів виконують звичайно у одній траншеї на відстані 0,4 м при діаметрі труб до 300 мм та не менш, ніж 0,5 м при їх діаметрі більше 300 мм для можливості проведення ремонтних робіт.

У спорудах прокладку газопроводів виконують по зовнішніх негорючих стінах або перекриттях, а при транспортуванні вологого газу прокладку виконують з нахилом 0,3% та установкою у нижніх точках дренажних штуцерів. Для компенсації температурних подовжень на газопроводах встановлюють компенсатори.

Природний газ з міських розподільних мереж надходить на підприємство через головний пристрій відключення, що розміщений поза його території. На уводі газопроводу у цех також встановлюють пристрій відключення ззовні або усередині будівлі. Усередині цеху газопроводи прокладають по стінах або колонах у вигляді тупикових ліній. Пристрої відключення встановлюють також перед кожним споживачем.

Для звільнення газопроводу від повітря перед пуском у експлуатацію або від газу перед виконанням ремонту встановлюються продувні трубопроводи. Відводи до них передбачають у кінці кожної тупикової дільниці та перед останнім пристроєм відключення споживача газу. Усі відводи до продувних трубопроводів мають пристрої відключення.

Кільцеві системи газопостачання прокладають звичайно у містах, а у невеликих населених пунктах використовуються тупикові системи газопостачання.

Підприємства отримують газ з міських мереж середнього та високого тиску. При витраті газу до 150 м³/годину вони можуть приєднуватися до мереж низького тиску. Великі споживачі, наприклад, ТЕЦ, завод, можуть приєднуватися до газорозподільної станції, а також і безпосередньо до магістрального газопроводу.

Як вже зазначалося, газ з магістрального газопроводу надходить у міську та промислову мережу через газорозподільні станції (ГРС). Їх споруджують у кінці магістрального газопроводу або на відводі від нього. Ці станції слугують для зниження та стабілізації тиску газу, очищення його від механічних домішок, обліку витрати, одоризації газу (за необхідністю) та подавання його у газові мережі населених пунктів або великим споживачам. На рис. 14 наведена принципова схема ГРС.

Природний газ через вхідний газопровід надходить у масляні уловлювачі пилу, де очищується від механічних домішок. Очищений газ проходить через регулятори тиску; у них тиск газу знижується та стабілізується. Вузол редукування газу складається з трьох ниток, одна з яких є резервною. Потім газ проходить витратомір, при необхідності надання йому запаху – установку одоризації і надходить у мережу.

У разі перевищення тиску газу за регулятором заданого значення спрацьовує запобіжно – скидний клапан і надлишок газу скидається у атмосферу через газову свічу. При цьому подається звуковий та світловий сигнал. При виході з ладу регулятора тиску забезпечення споживачів газом здійснюється через байпасну лінію або за рахунок подавання газу з системи резервування. Контроль тиску газу до та після ГРС виконується манометрами на вхідному та вихідному газопроводах. Тиск газу після ГРС залежить від потреб мережі і може стабілізуватися на рівні від 1,2 до 0,3 МПа.

Для власних потреб, наприклад, опалення ГРС, до вихідного газопроводу може підключатися газо регуляторний пункт, що включає регулятор тиску, запобіжно - скидний клапан, запобіжний клапан та манометр. Тут тиск знижується до 3 кПа і менше, тобто до низького тиску. У разі перевищення тиску газу за регулятором заданого рівня спочатку спрацьовує запобіжно – скидний клапан. Якщо тиск продовжує зростати, запобіжний клапан повністю перекриває подавання газу на власні потреби. Після усунення несправності регулятора тиску цей запобіжний клапан потім відкривають вручну.

Газо регуляторні пункти (ГРП) та установки (ГРУ) слугують для додаткового очищення газу від механічних домішок, зниження та стабілізації тиску газу та подавання його споживачам. У залежності від надлишкового тиску на вході ГРП та ГРУ можуть бути середнього (до 0,3 МПа) та високого (0,3  1,2 МПа) тиску. ГРП можуть бути центральними, тобто обслуговувати групу споживачів, або об’єктними, тобто для одного споживача. ГРУ обслуговує лише одного споживача – котельну, піч, сушарку і т. д. Схема ГРП наведена на рис. 15.

Газ через вхідний газопровід надходить у фільтр, де очищується від механічних домішок. Через запірно – запобіжний клапан газ подається у регулятор тиску, де відбувається зниження та стабілізація тиску газу. У випадку підвищення тиску газу після регулятора вище припустимого спрацьовує запобіжно – скидний клапан. Якщо тиск газу після цього продовжує зростати, спрацьовує запобіжно – запірний клапан і доступ газу споживачеві припиняється. На випадок виходу з ладу вузла редукування передбачена байпасна лінія з ручним регулюванням вихідного тиску газу. На вході та виході ГРП встановлені манометри. При ручному регулюванні тиску одна засувка (3) відкривається повністю, а другою засувкою (4) виконують регулювання за показаннями манометра (5). Температуру газу на вході у ГРП вимірюють термометром, а для обліку витрати газу встановлено витратомір.

Г азозмішувальні станції (ГЗС) слугують для змішування різних горючих газів та отримання газу потрібної теплоти згоряння. На металургійних підприємствах звичайно використовують подвійні суміші доменного та коксового або природного газів, тобто низькокалорійного та висококалорійного палива (рис. 16).

Для отримання суміші газів з високою теплотою згоряння використовують змішувач типу (а). Змішувач (б) є більш простим, але якість змішування погіршується. На газозмішувальній станції передбачено контроль та регулювання газів, що змішуються, а також співвідношення їх витрат. При цьому теплота згоряння суміші газів:

Q_CM = Q₁r₁ + Q₂r₂,

де Q₁, Q₂ – теплота згоряння газів, що змішуються;

r₁,r₂ – їх об’ємні частки.

Станції, на яких водночас здійснюється змішування газів та підвищення тиску газової суміші, називають змішувально – підвищувальними. Вони можуть бути індивідуальними, тобто на одного споживача, або центральними. На газо підвищувальних станціях (ГПС) за допомогою газодувок тиск газу збільшують для транспортування його споживачеві (рис. 17).

Доменний та коксовий газ проходять через дросельні пристрої і надходять до змішувача. Коксо - доменна суміш проходить шпиндельну та секторну засувки, дросельний пристрій і надходить на всмоктування газодувки. Після підвищення тиску газ подається у нагнітальні колектори високого тиску. У випадку зупинки підвищувальної станції змішаний газ у невеликий кількості може подаватися споживачеві по байпасних лініях. Для продувки системи слугує газова свіча.

Газова арматура ділиться на запірно – регулюючу, запобіжну, арматуру, що відводить конденсат, аварійну. При низькому тиску використовують арматуру з сірого чавуну, при тиску до 1,6 МПа – з ковкого чавуну, до 6,4 МПа – зі сталі. При вмісті сірководню у газі більш, ніж 20 мг/м³ використовують арматуру з мідних сплавів, при транспортуванні агресивних газів – з нержавіючої сталі.

До запірно – регулюючої арматури відносяться газові крані, засувки і вентилі. Вона повинна забезпечувати герметичність, малий гідравлічний опір, швидке відкривання та закривання.

У якості запобіжних пристроїв використовують електромагнітні вентилі та клапани; аварійна арматура забезпечує швидке перекриття трубопроводу.

Для видалення конденсату використовують збірники конденсату. Вони являють собою циліндричні ємності з трубкою для відведення конденсату. Їх встановлюють у самих низьких точках газопроводу.

Найбільш часто для транспортування газів використовують труби з вуглецевих та низько легованих сталей (С  0,27%; S  0,05%; Р  0,04%). Це можуть бути безшовні та зварні труби з подовжнім або спіральним швом. Для зовнішніх газопроводів у місцях установки засувок та кранів використовують фланцеві з’єднання труб. На нарізне з’єднання підключають до газопроводу збірники конденсату та контрольно – вимірювальні прилади. Місця газопроводу на нарізному або фланцевому з’єднанні повинні мати вільний доступ для ревізії та обслуговування.

Самим надійним з’єднанням труб є зварне. Для контролю якості швів використовують методи рентгено -, гама – та магнитографії Звичайно для газопроводів середнього та високого тиску використовують труби зі спокійної сталі, а для низького тиску – з напівспокійної та киплячої сталі.

Інколи використовують неметалічні труби, особливо при прокладці газопроводу у грунті з підвищеною корозійною здатністю. Це пластмасові труби (поліетиленові, вініпластові) та асбестоцементні. Пластмасові труби використовують при будівництві газопроводів у селищах, сільських населених пунктах з малою кількістю відгалужень. Перевагою цих труб є корозійна стійкість, однак вони мають малу механічну міцність, швидко руйнуються при попаданні до них нафтопродуктів та жирів. Асбестоцементні труби звичайно використовують для газопроводів низького тиску.

Корозії піддається зовнішня та внутрішня поверхня труб. Внутрішня поверхня піддається хімічній корозії з-за наявності у газі вологи, кисню, сірководню, інших хімічних агентів. Основний спосіб боротьби з цим явищем – це покращення очищення газу від шкідливих домішок або нанесення на внутрішню поверхню антикорозійних покриттів. Але останній метод звичайно не використовують з огляду на складність технології та велику вартість.

Зовнішня поверхня піддається ґрунтовій, атмосферній та електрохімічній корозії. Ґрунтова корозія виникає за рахунок стикання газопроводу з грунтом, де утримується волога, солі, кислоти, луги, а також за рахунок струмів витікання від джерел постійного струму (блукаючих струмів).

Атмосферній корозії піддаються наземні газопроводи під дією опадів та домішок атмосферного повітря. Для захисту від неї наносяться алюмінієві, цинкові або лакофарбові покриття.

Електрохімічна корозія є результатом взаємодії неоднорідних поверхнею металу, що виконують роль електродів, та водних розчинів грунту, що виконують роль електроліту. Постійний перехід металу у розчин призводить до руйнування поверхні труб. Для захисту труб від ґрунтової та електрохімічної корозії на їх поверхню наносять проти корозійні покриття. У якості захисних покриттів та матеріалів для армування використовують полімерну стрічку, скловолокнисте полотно, поліетилен, руберойд, а у якості зв’язуючих матеріалів – битум, полімери.

При русі газу по газопроводу спостерігається зниження його тиску за рахунок втрат на подолання тертя Р_ТР та місцевих опорів Р_МС. У газопроводі низького тиску у зв^/язку з невеликим діапазоном зміни тиску густина газу змінюється несуттєво і такий газ можна вважати як нестисливе середовище.

Зміна втрат тиску на подолання гідравлічного опору стінок трубопроводу у диференційному вигляді описується рівнянням Дарсі:

,

де  - коефіцієнт тертя;

D_B – внутрішній діаметр газопроводу;

Х – координата по довжині труби;

 - густина потоку;

w – швидкість його руху;

Р – абсолютний тиск газу.

З рівняння нерозривності потоку масова витрата газу складає:

М = wF = ₀w₀F = ₀V₀,

де V₀ – об^/ємна витрата газу за нормальних умов;

F – площа поперечного перерізу газопроводу.

З цього рівняння маємо:

w = ₀V₀/ F; w = ₀V₀/(F) ; .

З рівняння стану ідеального газу отримуємо:

Р = RT; ; Р₀ = ₀RT₀ ; ; або .

Після підстановки останнього виразу до формули Дарсі, з урахуванням, що F = D_B²/4, отримуємо:

; .

Приймемо, що  та Т є сталими величинами, тобто незалежними від координати х. Тоді шляхом інтегрування цього рівняння у межах зміни абсолютного тиску від початкового Р_Н до кінцевого Р_К і координати від х₁ до х₂ на довжині ділянки l отримуємо:

; ; ; .

Для міських газопроводів температура газу при розрахункових навантаженнях є близькою до 0⁰С і можна приймати Т/Т₀ = 1. Тому для них втрати тиску можна визначати за формулою:

.

Якщо абсолютний середній тиск газу у газопроводі Р_СР  1,2 МПа, то треба враховувати відхилення властивостей газу від законів ідеальних газів. З цією метою у знайдене рівняння уводять коефіцієнт стиску газу Z, що залежить від приведеного тиску Р_ПР та приведеної температури Т_ПР (рис. 18):

Р_ПР = Р_{АБС. СР}/Р_КР; Т_ПР = Т_СР/Т_КР,

де Р_КР; Т_КР – критичні параметри газу;

Р_{АБС. СР}; Т_СР – середні абсолютні значення параметрів на розрахунковій ділянці газопроводу:

Р_{АБС. СР} = (Р_Н + Р_К)/2; Т_СР = (Т_Н + Т_К)/2;

Т_Н; Т_К – абсолютна температура газу на початку та в кінці ділянки.

Якщо по газопроводу транспортується газова суміш, то коефіцієнт стиску визначається за середнім критичним значенням приведеного тиску Р_{ПР С.К.} та температури Т_{ПР С.К.}:

Р_{ПР С.К.} = ; Т_{ПР С.К.} = ,

де r_i – об^/ємна частка і – того газу у суміші;

n – кількість компонентів у газовій суміші;

Р_{КР і}; Т_{КР і} абсолютний критичний тиск та температура і – того компоненту (табл. 5).

Розрахунок передбачає визначення діаметрів газопроводів у залежності від розрахункової витрати газу та припустимих втрат тиску. Відрізняють розподільчі мережі низького тиску з витратою газу до 50 м³/годину та середнього і високого тиску з витратою газу більше 50 м³/годину.

Гідравлічний розрахунок тупикових газопроводів середнього або високого тиску включає вибір діаметрів газопроводів, що забезпечують потрібний тиск у всіх споживачів газу. При розрахунку кільцевих мереж середнього або високого тиску треба зберігати рівність перепадів тиску у півкільцях. Точки зустрічі потоків газу (нульові точки) на півкільцях можуть бути вибрані з наближеної рівності їх довжини.

Т аблиця 5.

Критичні параметри газів.

Газ	РКР, МПа	tKP, 0C	КР, кг/м3
Азот	3,39	-147,1	311
Ацетилен	6,04	35,7	231
Водень	1,26	-239,9	31
Повітря	3,65	-140,7	320
СО2	7,4	31,7	460
О2	5,04	-118,8	430
СО	3,43	-139	311
Н2S	18,53	100,4	-
Метан	4,49	-82,1	162
Етан	4,7	32,3	210
Пропан	4,26	95,7	226
Бутан	3,5	152,9	225
Пентан	3,24	197,2	232

При розрахунку кільцевих газопроводів низького тиску перепади тиску у півкільцях не повинні перевищувати 10%. Для газопроводів низького тиску у розрахунку можна наближено приймати:

Р₀ = (Р_Н + Р_К)/2.

Тоді спрощена формула для визначення втрат тиску по довжині такого газопроводу буде мати наступний вигляд:

= ;

= .

Формули, за якими визначають коефіцієнт тертя, залежать від режиму руху середовища. При ламінарному русі газу (Re  2000) його визначають за формулою Пуазейля:

 = 64/Re.

Для перехідного режиму (2000  Re  4000) використовують формулу Зайченко:

 = 0,0025 .

Для турбулентного режиму (Re  4000) розрахунок проводять за формулою Альтшуля:

,

де К_Е – абсолютна еквівалентна шорсткість внутрішньої поверхні труби, м. Для стальних труб наближено можна приймати К_Е = 0,0001м.

При розрахунку газопроводів низького тиску в умовах різких змін рельєфу враховують гідростатичний напір:

Р_ГД =  gh(_B - _Г),

де h – різниця геометричних відміток газопроводу, м;

_B ; _Г – густина повітря та газу на відповідних відмітках газопроводу.

Знак “+” відповідає більш високій відмітці у випадку, якщо _B  _Г, і менш високій, якщо _B  _Г.

Втрати тиску на місцевих опорах:

Р_МС = ,

де - сума коефіцієнтів місцевих опорів на розрахунковій ділянці, значення деяких з них наведені у табл. 6;

 - середня на ділянці густина газу.

Таблиця 6.

Коефіцієнти місцевих опорів.

Вид опору	Діаметр арматури, мм
	15	20	25	30	40	50 та більше
Косинець 900	2,2	2,1	2	1,8	1,6	1,1
Пробковий кран	4	2	2	2	2	2
Вентиль прохідний прямий	11	7	6	6	6	5

Тема 7. Структура газового балансу промислових підприємств.

Категорії споживання газового палива. Споживачі основні та броньовані, допоміжні та буферні. Класифікація підприємств за структурою газового балансу. Види газового балансу. Складання газового балансу підприємства. Вирівнювання нерівномірності споживання газу та покриття пікових навантажень.

Споживання поділяється на категорії:

1.На побутові потреби, тобто для приготування їжі, нагрівання води у домашніх умовах і т.д.;

2.У комунальних підприємствах;

3.На опалення та вентиляцію будівель;

4. Промислове споживання.

Найбільш енергоємними споживачами на металургійному підприємстві є доменні та мартенівські печі, нагрівальні пристрої прокатних цехів та ТЕЦ. Деякі споживачі можуть працювати на будь – якому газі після пристосування своїх пристроїв для спалювання та іншого обладнання. Прикладом можуть служити нагрівальні печі, котельні. Інші споживачі потребують палива лише визначеної якості. Наприклад, для мартенівських печей потрібен газ, що має високу температуру горіння і велику світимість факелу. Для цього у факел додають мазут до 30% теплової потужності.

Режим газопостачання підприємства потенційно може бути порушеним. Тому усі споживачі газового палива у залежності від їх значення у виробництві поділяються на основні та броньовані, допоміжні та буферні.

Основними споживачами газового палива є цехи та агрегати, що безпосередньо приймають участь у циклі виробництва металу. Порушення у роботі хоча б одного з них призводить до порушення ритму усього циклу. До таких споживачів відносяться доменні печі, агломераційні фабрики, коксові батареї, мартенівські печі, нагрівачі повітря доменних печей, нагрівальні пристрої прокатних станів.

Розглянемо особливості роботи основних споживачів газу. Природний газ подається через фурми доменних печей, виконує роль відновника і скорочує витрату коксу. Перед припиненням подавання природного газу треба за 34 години збільшити подавання коксу. У іншому випадку припинення подавання газу призведе до порушень у роботі доменної печі.

Спікання пилової залізної руди на агломераційній фабриці здійснюється за рахунок горіння у шихті коксу. Запалювання шихти на початку агломераційної стрічки виконується за рахунок спалювання газового палива у горні. Для цього використовують суміш природного, доменного або коксового газу. У міжремонтний період аглофабрика працює безперервно і споживає рівномірно газ у невеликій кількості рівномірно. При порушеннях режиму газопостачання показники технологічного процесу погіршуються і аглофабрика може бути зупинена. Лише при великих запасах агломерату це не призведе до перебоїв у роботі доменного цеху.

Коксові батареї відносяться до броньованих споживачів і порушення режиму газопостачання їх є неприпустимим. Вони опалюються звичайно сумішами коксового та доменного або природного та доменного газів, але можуть працювати і на одному коксовому або доменному газі. Споживання газу коксохімічним підприємством характеризується відносною стабільністю.

Витрата газу у мартенівську піч по періоду плавки нерівномірна. Найбільша витрата потрібна у період розігрівання шихти та плавлення, а у кінці плавки, у період доводки, його витрата знижується. Коливання витрати газу за період плавки досягає 50%. Мартенівські печі є великими споживачами газу і технологічний процес не допускає перебоїв у його подаванні. Це може призвести до остигання ванни та розплавленого металу. Тобто мартенівські печі є основними броньованими споживачами газу.

До основних броньованих споживачів газу віднесені і нагрівачі повітря (каупери) доменних печей. Вони забезпечують підігрівання повітря, що подається у фурмену зону доменної печі, до 1200⁰С і працюють періодично. Спочатку виконується прогрівання вогнетривкої насадки регенератора до 1500⁰С, а потім він переключається на нагрівання повітря. Звичайно каупери групуються у блок з 4 підігрівачів повітря для забезпечення безперервного подавання підігрітого повітря у доменну піч. На обігрівання кауперів, тобто на власні потреби, стабільно витрачається біля 35% доменного газу.

Види нагрівальних пристроїв, що використовуються у прокатних цехах, залежать від номенклатури їх продукції. У обтискних цехах, тобто на блюмінгах та слябінгах, використовують нагрівальні рекуперативні та регенеративні колодязі. У сортових цехах для нагрівання заготовок під прокатку труб, рейок, балок, проволоки, стрічки і т.д. використовують методичні печі з проштовхуванням заготовок, з крокуючою подом та крокуючими балками, з обертовим подом, тобто кільцеві та карусельні, інші нагрівальні пристрої. Практично усі вони використовують у якості основного палива газ і перебої у його постачанні призводять до порушень технології нагрівання.

До допоміжних споживачів газового палива відносять таких, що посередньо не приймають участь у виробництві металу – ТЕЦ, опалювальні котельні, ковальські, термічні, ливарні та інші цехі. Вони працюють по перервному графіку, мають резервні агрегати, можуть перейти з одного виду палива на другий. Наприклад, ТЕЦ замість газу може споживати мазут або тверде паливо.

Витрата газу на підприємстві у окремі періоди змінюється. Це пояснюється зміною навантажень агрегатів, їх технічним станом, змінами у технології, підключенням додаткових споживачів, наприклад, узимку опалювальних котельних. Коливання витрати газу призводять до коливань тиску у мережі газопроводів. Поглинання цих коливань виконується буферними споживачами. На деяких підприємствах використовують газгольдери об’ємом 50 та 100 тис. м³. Однак у металургії вони не знайшли розповсюдження з-за своєї малої ємності. На металургійних підприємствах газо споживання можна гнучко регулювати за рахунок допоміжних споживачів. Наприклад, котлоагрегати ТЕЦ виконують роль буферних споживачів коксового та доменного газу, а за необхідності можуть відмовитися від газового палива та перейти на тверде або рідке. Окрім того, невеликі небаланси у приході та витраті газу компенсуються за рахунок великої акумуляторної здатності розвиненої мережі заводських газопроводів.

Газовий баланс є частиною паливно – енергетичного балансу (ПЕБ) промислового підприємства, що враховує споживання та отримання різних видів палива. За допомогою ПЕБ встановлюється режим раціонального використання енергетичних ресурсів підприємства та виявляються резерви їх економії.

Основою ПЕБ є матеріальний баланс, який складається з урахуванням питомих норм споживання енергії та палива на проведення технологічного процесу усього підприємства. Звичайно норми витрати палива відносять до одиниці основної продукції, наприклад, до 1 тони прокату, сталі, чавуну.

Для кількісної оцінки взаємозв’язку між виробничими та енергетичними цехами, для узагальнення часткових матеріальних та енергетичних балансів усередині підприємства використовують метод матричної моделі. За цім методом для кожного виду енергоносія складають рівняння:

,

де Х_і – об’єм енергії, що споживається, у одиницях умовного палива або у Дж;

а_іj – норма витрати і – того виду енергії на виробництво j – тої продукції;

х_j – об’єм виробництва j – тої продукції;

у_і – кількість і – тої енергії, що відпускається стороннім споживачам; і = 1, 2, ..., n.

Система подібних рівнянь складає матричну модель балансу. Для визначення повних витрат енергії вирішують цю систему і знаходять n значень Х_і. При цьому для кожної продукції можна передбачити різні види енергії та вибрати оптимальний варіант ПЕБ.

Усі промислові підприємства за структурою газового балансу поділяються на 4 групи:

1.Підприємства, які тільки споживають горючий газ. Паливом для них слугує звичайно природний або генераторний газ.

2.Підприємства, які споживають та виробляють горючий газ, але виробництво не забезпечує повну потребу у газі. Дефіцит газового палива у них покривається за рахунок твердого або рідкого палива, природного або генераторного газу. На металургійних підприємствах дефіцит газового палива може складати до 50%.

3.Підприємства, які повністю забезпечують себе горючими газами. Це заводи з повним металургійним циклом.

4.Підприємства, які повністю забезпечують себе та постачають стороннім споживачам горючі гази. Це, наприклад металургійний комбінат без прокатних цехів.

Газовий баланс металургійного підприємства складають з урахуванням виходу газу з усіх джерел, нерівномірності споживання його, можливих змін виходу газу при зупинках обладнання на ремонт. Газовий баланс повинен забезпечувати безперебійну роботу підприємства у цілому.

Розрізняють три види газового балансу: фактичний, плановий та перспективний.

Фактичний складають за результатами роботи за даний період часу. Він може бути надлишковий та дефіцитний. За допомогою фактичного балансу визначають забезпеченість горючим газом підприємства;

Надлишковий баланс газу виникає, наприклад, при зупинці споживачів газу на ремонт. Надлишковий газ споживається або буферними споживачами, або сусідніми підприємствами.

Дефіцитний баланс показує нестачу газу. Для усунення дефіциту газу можна провести наступні заходи:

а)перевід обладнання на більш калорійний газ;

б)зниження питомих витрат палива за рахунок удосконалення технології та обладнання;

в)упровадження інтенсифікаторів процесу, наприклад, кисню;

г)підключення до газової мережі підприємств, що розташовані поблизу.

Плановий та перспективний баланси складають на визначений час наперед (на місяць, на квартал, рік) та з урахуванням перспектив розвитку підприємства (на 3  5 і більше років наперед).

Газовий баланс складається з прибуткової та витратної частин. При складанні балансу об’єми газу перераховують до нормальних умов (0⁰С та 760 мм рт. ст..). Теплоту згоряння стандартизують:

-доменний газ 4187 кДж/м³ (1000 ккал/м³);

-коксовий газ 16,75 МДж/м³ (4000 ккал/м³);

-природний газ 33,5 МДж/м³ (8000 ккал/м³);

-феросплавний газ 8,374 МДж/м³ (2000 ккал/м³).

Окрім того, враховують можливі витоки газу через нещільності. При доброму стані агрегатів та мереж неминучі втрати газу повинні не більше 4% доменного газу від його виходу, 0,5% коксового, 0,1% природного та 15% феросплавного газу.

До прибуткової частини балансу входить вихід газу з генераторів та надходження його із зовнішніх джерел:

Q_П = Q_д + Q_к + Q_ф + Q_ПР + Q_кн,

де Q_д , Q_к , Q_ф , Q_ПР , Q_кн – прибуток тепла від доменного, коксового, феросплавного, природного та конвертерного газів.

Вихід доменного газу розраховують за балансом вуглецю доменної плавки. У загальному вигляді цей баланс має вигляд:

С_с + С_а + С_и + С_п + С_м = С_ч + С_ш + С_г + С_к + П_с ,

де С_с , С_а , С_и , С_п , С_м – кількість вуглецю, що вноситься коксом, агломератом, вапняком, природним газом, мазутом або пилом, який вдувається до фурменної зони;

С_ч , С_ш , С_г , С_к – кількість вуглецю, що виноситься чавуном, шлаком, доменним газом, колошниковим пилом;

П_с – втрати вуглецю у доменному виробництві.

Звичайно величини С_ш , С_а , С_к з огляду на їх малу величину у розрахунках не враховують.

Вихід доменного газу на 1 тону чавуну, що виплавляється:

, м³/т,

де Q_Г, 4187 – фактична та стандартизована теплота згоряння доменного газу, кДж/м³;

К – коефіцієнт, що враховує втрати вуглецю у доменному процесі та вплив неврахованих компонентів доменної плавки, які утримують вуглець;

G_c, G_и, G_м – питома витрата коксу, вапняку, мазуту (пилу) на 1 тону чавуну, кг/т;

G_п – питома витрата природного газу, м³/т;

А_с, А_и, А_м, А_ч – вміст вуглецю у коксі, вапняку, мазуті (пилу) та у чавуні, % мас.;

А_п – вміст вуглецю у природному газі, кг/м³;

0,985 – коефіцієнт втрат чавуну у процесі його виробництва (1,5%);

0,536 – коефіцієнт перерахунку вмісту вуглецю з % об. у % мас.;

СО₂, СО, СН₄ - % об. цих сполук у доменному газі;

1000 та 100 - коефіцієнти, що узгоджують одиниці виміру.

Витрату коксового газу визначають також за балансом вуглецю:

, м³/тону сухої шихти,

де К = 0,97  0,99 - коефіцієнт, що враховує втрати вуглецю при завантаженні шихти;

А_ш, А_к, А_с, А_б – вміст вуглецю у шихті, коксі, смолі та бензолі, кг/тону шихти;

СО₂, СО, СН₄ - % об. цих сполук у коксовому газі.

Для визначення виходу коксового газу можна також користуватися емпіричною формулою:

,

де Q_Г; 16,75 – фактична та стандартизована теплота згоряння коксового газу, МДж/м³;

_Г – густина коксового газу, кг/м³;

G_ш - вихід летючих речовин, %.

Вихід феросплавного газу:

, м³/т шихти,

де К = 0,96  0,99 - коефіцієнт, що враховує втрати вуглецю при виробництві феросплаву;

G_к, G_е, G_ш, G_шл - питома витрата коксу, електродів, шихти та вихід шлаку, кг/т шихти;

А_к, А_е, А_ш, А_шл, А_ф – вміст вуглецю у коксі, електродах, шихті, шлаку та феросплаві, %;

СО₂, СО, СН₄ - вміст цих сполук у феросплавному газі, % об.

Спрощений розрахунок виходу феросплавного газу виконують за формулою:

,

де Q_Г; 8,374 – фактична та стандартизована теплота згоряння феросплавного газу, МДж/м³;

Р - коефіцієнт, що враховує ступень поновлювання кремнію з кварциту; для 45% - ного FeSi P = 44,8; для 75% - ного FeSi P = 43,9;

SiO₂ – вміст SiO₂ у кварциті, %.

Вихід конвертерних газів у процесі кисневої продувки металу розраховують за формулою:

V_Г = 0,01L(G_ч А_ч + G_с А_с - 1000 А_ст), м³/т,

де L – кількість газу, що виділяється на 1 кг вуглецю, який вигоряє; це значення можна прийняти біля 1,866 м³/кг при складі конвертерного газу 90% СО та 10% СО₂;

G_ч , G_с - питома витрата чавуну та скрапу, кг/т;

А_ч, А_с, А_ст – вміст вуглецю у чавуні, скрапі та сталі, %.