CC BY
59ОПЫТ РАБОТЫ ИСПЫТАТЕЛЬНОЙ ЛАБОРАТОРИИ КАЧЕСТВА СТРОИТЕЛЬНЫХ РАБОТ И СЛУЖБЫ СТРОИТЕЛЬНОГО КОНТРОЛЯ
УДК 69
С.В. Адаменко, ООО «Газпром трансгаз Ухта» (Ухта, РФ) С.Я. Король, ООО «Газпром трансгаз Ухта»
А.С. Чумаков, ООО «Газпром трансгаз Ухта», [email protected]
В ООО «Газпром трансгаз Ухта» функционирует аккредитованная Испытательная лаборатория качества строительных работ Службы строительного контроля, обеспечивающая требуемое качество выполняемых строительно-монтажных работ. Специалистами лаборатории проводятся испытания грунта, песка, песчано-гравийной смеси, щебня для возведения насыпей площадок и автодорог, выполняется контроль прочности бетона монолитных и сборных конструкций, осуществляется контроль качества уплотнения грунтов подрядными организациями. Основные направления деятельности Испытательной лаборатории качества строительных работ рассмотрены с точки зрения контроля качества строительства. Отдельное внимание уделено причинам, по которым постоянный контроль качества необходим.
За 2017 г. Испытательной лабораторией качества строительных работ Службы строительного контроля выполнено более 800 лабораторных испытаний материалов с объектов строительства и карьеров, проконтролировано около 90 конструктивных элементов на соответствие требованиям нормативных документов и проектным решениям.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: КАЧЕСТВО, ИСПЫТАТЕЛЬНАЯ ЛАБОРАТОРИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВО ОБЪЕКТОВ, ИСПЫТАНИЯ МАТЕРИАЛОВ И КОНСТРУКЦИЙ, ДЕФЕКТ, ПРОЧНОСТЬ, БЕТОН, НАРУШЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ.
ООО «Газпром трансгаз Ухта» оказывает прямое влияние на социально-экономическое развитие всего Северо-Западного региона России. Эксплуатируемая ООО «Газпром трансгаз Ухта» газотранспортная система проходит через территории девяти субъектов Российской Федерации и практически вся, от п-ова Ямал до Тверской обл., охвачена строительством стратегически важных для ПАО «Газпром» объектов. Среди них наиболее значимы магистральные газопроводы «Бова-ненково - Ухта», «Ухта - Торжок», а также газопровод «Северный поток». Обеспечение качества строительных работ на данных объектах особенно актуально в объявленный ПАО «Газпром» Год качества.
В 2018 г. Служба строительного контроля отмечает свой 25-летний юбилей. Служба исполняет функ-
ции по строительному контролю заказчика при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте объектов капитального строительства, расположенных в эксплуатационных границах ООО «Газпром трансгаз Ухта». Для работы в Службе привлечены специалисты, имеющие высшее профессиональное образование по строительным специальностям или по специальностям технического направления с практическим опытом работы в проектировании и строительстве.
КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА
Деятельность Службы способствует обеспечению требуемого качества выполняемых строительно-монтажных работ, применяемых строительных материалов, конструкций и оборудования при соблюдении проектных решений.
Для исключения и недопущения применения строительных материалов и конструкций, не соответствующих требованиям нормативных документов и проектных решений, помимо вход-
Рис. 1. Определение прочности бетона по контрольным образцам
Рис. 2. Определение прочности бетона методом отрыва со скалыванием
Рис. 3. Пустоты в бетоне вследствие некачественного уплотнения бетонной смеси при укладке
ного контроля также проводится пооперационный и приемочный контроль. При необходимости на стадии входного контроля и в обязательном порядке при пооперационном и приемочном контроле проводятся испытания материалов и конструкций для определения соответствия качественных показателей требованиям нормативных документов и проектных решений. К работе привлекается Испытательная лаборатория качества строительных работ, находящаяся в структуре Службы строительного контроля Администрации Общества. Испытательная лаборатория качества строительных работ аккредитована Федеральной службой по аккредитации на техническую компетентность согласно заявленной области аккредитации.
В процессе строительства объектов в рамках проведения стро -ительного контроля Лабораторией проводятся испытания грунта, песка, песчано-гравийной смеси, щебня для возведения насыпей площадок и автодорог, выполня-
Рис. 4. Разрушение бетона в процессе эксплуатации из-за низкой прочности бетона
Рис. 5. Контроль качества уплотнения грунта насыпи методом режущего кольца
ется контроль прочности бетона монолитных и сборных конструкций (рис. 1-5).
Подрядные организации при выполнении бетонных работ наиболее часто допускают следующие дефекты: несоответствие (снижение) фактической прочности бетона требованиям проектной документации; неоднородность бетонной конструкции вследствие расслоения бетонной смеси; наличие дефектов на поверхности конструкции - раковины, поры, усадочные трещины; наличие непроектных швов бетонирования. Основные причины образования данных дефектов связаны с нарушением технологии при укладке бетонной смеси, а также несоблюдением требований нормативных документов при уходе за бетоном в процессе последующего цикла набора прочности.
В качестве характерной проблемы при строительстве объектов отмечается наличие недостаточного количества грунта, предусмотренного проектным
решением. Испытательная лаборатория выполняет большое число испытаний для определения качественных показателей грунтов. По результатам испытаний проектировщиками принимаются решения о возможности применения данных материалов.
Достаточный объем работы в Лаборатории занимает контроль качества уплотнения грунтов, выполненного подрядчиками при возведении насыпей площадок строительства, земляного полотна и слоев дорожной одежды автомобильных дорог. Основные причины низкого качества работ по уплотнению грунта следующие: стремление подрядных организаций снизить высокие трудозатраты механизированных работ; отсутствие в достаточном количестве строительной техники для уплотнения; недостаточный контроль со стороны исполнителей.
Испытания материалов на объектах строительства также проводятся силами строительных лабораторий подрядных организаций. Проведение дублирующего выборочного контроля и полевых испытаний со стороны Службы строительного контроля выступает гарантом подтверждения качественного выполнения работ или, наоборот, сдерживающим фактором для подрядных организаций не выполнять работы с браком, не замеченным со стороны строительного контроля заказчика.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
За 2017 г. Испытательной лабораторией качества строительных работ Службы строительного контроля выполнено более 800 лабораторных испытаний материалов с объектов строительства и карьеров, проконтролировано около 90 конструктивных элементов на соответствие требованиям нормативных документов и проектным решениям. Результаты испытаний материалов передаются инженерам по надзору за строительством и заказчику для принятия необходимых мер. ■
О КАЧЕСТВЕННОМ СОСТАВЕ ПРОДУКТОВ ПРЕВРАЩЕНИЯ КОМПОНЕНТОВ ПРИРОДНОГО ГАЗА, ПОЛУЧЕННЫХ В ХОДЕ АДСОРБЦИОННОЙ ОСУШКИ НА СИЛИКАГЕЛЕ
УДК 66.074
И.Г. Ткаченко, ООО «Газпром трансгаз Краснодар» (Краснодар, РФ) С.Г. Шабля, ООО «Газпром трансгаз Краснодар»
A.А. Шатохин, ООО «Газпром трансгаз Краснодар»
B.Г. Гераськин, ООО «Газпром трансгаз Краснодар» О.В. Малахова, ООО «Газпром трансгаз Краснодар»
И.С. Завалинская, ООО «Газпром трансгаз Краснодар», [email protected]
В зависимости от типа адсорбента, используемого для осушки природного газа, и условий его регенерации изменяются состав и количество получаемого в этом процессе побочного продукта -газового конденсата. На основе анализа состава газа и газового конденсата КС «Краснодарская» определены приоритетные направления химических превращений углеводородов различных групп. Отдельно рассмотрены компонентные составы содержащихся в газовом конденсате алканов, углеводородов ароматического строения, циклоалканов, углеводородов олефинового ряда. Проведено сравнение количества углеводородов различных групп в газовом конденсате по длине углеродной цепи.
Выявлено, что процессы, протекающие с компонентами природного газа на слое адсорбента, нивелируют различия состава осушаемого газа, приводя к его усреднению за счет превращения менее стабильных газообразных сырьевых компонентов в стабильные жидкие продукты. Наиболее стабильными компонентами газового конденсата являются монометилзамещенные углеводороды различных групп, с преобладанием циклоалканов. Представленные результаты позволяют определить направления рационального использования газового конденсата. Рекомендовано его использование в нефтепереработке для производства моторных топлив -бензинов и керосинов различных товарных марок, а также для производства риформата. В области нефтехимии возможно применение метилциклогексана - растворителя ряда нефтехимических синтезов.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ОСУШКА ПРИРОДНОГО ГАЗА, АДСОРБЕНТ, КОМПОНЕНТЫ ГАЗА, ЦИКЛОАЛКАН, ГАЗОВЫЙ КОНДЕНСАТ, УЛУЧШЕНИЕ КАЧЕСТВА, ИСПОЛЬЗОВАНИЕ.
Надежность эксплуатации газотранспортных систем выдвигает определенные требования к качеству транспортируемого газа. При магистральном транспорте природного газа, не прошедшего предварительную осушку, в газотранспортной системе может происходить накопление воды и газового конденсата. Углеводороды в присутствии воды образуют гидраты, которые могут приводить к техническим сложностям при трубопроводном транспорте газа [1]. В связи с этим транспортируемый по трубопроводам природный газ контролируют по
ряду качественных показателей, определяемых в соответствии с СТО Газпром 089-2010 [2].
В соответствии с ГОСТ Р ИСО 90012015 [3], СТО Газпром 9001-2012 [4] для ООО «Газпром трансгаз Краснодар» как для газотранспортного предприятия, обеспечивающего транспорт природного газа на экспорт, в качестве особо ответственного процесса (специальные процессы, критически влияющие на качество продукции) выделена подготовка газа к транспорту по магистральному газопроводу «Голубой поток» - из России в Турцию. Специальными
характеристиками данного процесса установлены выходные параметры газа, подготовленного к транспортировке.
Точка росы по воде и углеводородам - один из основных вы -ходных параметров транспортируемого газа. При необходимости достижения высокой депрессии точки росы по влаге для обеспечения глубокой осушки газа (до точки росы -85...-100 °С), как правило, используют адсорбционные методы извлечения влаги из природных и нефтяных газов. В процессе адсорбционной осушки природного газа должны быть
достигнуты требования нормативных показателей по остаточному содержанию жидких компонентов - воды и углеводородов тяжелее метана, т. е. фракции С2+.
В качестве адсорбента на российских компрессорных станциях (КС), использующих адсорбционную осушку газа, применяют специальные марки силикагелей импортного и отечественного производства [5, 6].
АДСОРБЦИОННАЯ ОСУШКА ГАЗА
Условия адсорбционной осушки газа на КС «Краснодарская» детально описаны в [6]. В работах [6, 7] показана возможность протекания в ходе адсорбционной осушки газа химических превращений на слое силикагеля входящих в его состав углеводородов, что обусловлено высокими давлениями (~6 МПа) и температурами (до 280 °С) на стадии регенерации.
Задачей настоящего исследования стало определение преимущественных направлений протекания химических превращений различных групп углеводородов в процессе адсорбционной осушки природного газа. Для этого проведен анализ хроматографических данных по составу газа и конденсата. Ана-
Таблица 1. Химический состав газа
Компонент Содержание, % об.
Метан 96,910-98,000
Этан 0,592-1,000
Пропан 0,140-0,442
Ьбутан 0,015-0,056
п-бутан 0,025-0,055
Ьпентан 0,001-0,018
п-пентан 0,011-0,018
Гексаны 0,004-0,025
Гептаны 0,002-0,080
Октаны 0-0,012
Нонаны 0-0,008
Деканы 0-0,006
N2 0,739-1,905
С02 0,039-0,070
лиз состава газа на входе в адсорбционный блок проводился на ГХК «Хроматэк-Кристалл 5000.1» по ГОСТ 31371.7-2008 [8]. Выходящий из адсорбционного блока обезвоженный газовый конденсат анализировался на газожидкостном хроматографическом комплексе «Хроматек Кристалл 5000.2» по ГОСТ Р 52714-2007 [9].
В табл. 1 приведен состав газа на входе в адсорбционный блок КС «Краснодарская» в разное вре-
мя его эксплуатации. В составе газа, входящего в адсорбционный блок, присутствуют углеводороды нормального и изомерного строения Сг-С10, азот и углекислый газ.
Газовый конденсат КС «Краснодарская» содержит компоненты, принадлежащие к различным группам углеводородов: нафте-ны (40,28 %), изоалканы (27,10 %), алканы нормального строения (18,25 %), арены (10,59 %), оле-фины (1,16 %) (табл. 2). По сравнению с составом газа на входе в адсорбционный блок КС «Краснодарская» содержание изоалканов после осушки газа увеличилось, появились представители других групп.
Сопоставление данных по составу газового конденсата в разные периоды эксплуатации КС «Краснодарская» показывает, что его структурно-групповой состав изменяется незначительно. Наиболее заметно изменение в соотношении нафтенов и аренов. Это свидетельствует о стабильно -сти состава полученного жидкого продукта, несмотря на изменения в составе входящего на блок адсорбционной осушки КС влажного газа. Последнее происходит за счет влияния адсорбента, который нивелирует некоторые раз-
Таблица 2. Углеводородный состав газового конденсата КС «Краснодарская»
Содержание, % об.
Группа Алканы Изоалканы Арены Нафтены Олефины Итого
С2 0,084 - - - 0 0,084
С3 0,072-0,479 - - 0 0 0,072-0,479
С4 0,504-1,011 0,192-0,508 - 0 0,003-0,009 0,700-1,527
С5 1,599-1,994 1,306-1,766 - 0,225-0,252 0,024-0,027 3,153-4,038
С6 4,555-4,642 4,47-4,73 2,781-2,915 6,727-6,748 0,024-0,033 18,700-18,926
С7 7,644-8,198 12,126-12,694 3,332-3,686 24,567-25,583 0-0,043 47,669-50,205
С8 1,583-1,717 4,279-4,606 1,497-1,831 6,483-6,735 0,546-0,635 14,388-15,523
С9 0,382-0,390 1,524-1,698 0,526-0,633 0,734-0,770 0,192-0,227 3,507-3,569
С10 0,005-0,172 0,777-1,281 0,752-0,798 0,229-0,242 0,17-0,234 2,044-2,617
С„ 0,118-0,126 0,362-0,465 0,769-0,861 0,016-0,018 0 1,273-1,463
С12 0,097-0,135 0,333-0,421 0,067-0,182 0-0,028 0 0,497-0,766
С13 0,003-0,051 0-0,019 0 0 0 0,003-0,07
Итого 17,307-18,255 26,457-27,101 10,037-10,592 39,071-40,285 1,003-1,165 95,466-95,805
- § — = 7 6 г: | ....iil.li И lll.ll- - --
Этан Пропан п-бутан ¡-бутан п-пентан ¡-пентан п-гексан 2,3-диметалбутан 2-мешлпентан 3-мешлпентан п-гептан 2,4-Диметилпентан 2-метилгексан 3-метилгексан п-октан 2-мешлгептан З-метил-З-этилпентан 3-метилгептан 3-этилгексан п-нонан М-сЮ-1 N-010-3 п-декан N-011-1 п-ундекан п-додекан п-тридекан
Рис. 1. Компонентный состав алканов, содержащихся в газовом конденсате
Рис. 2. Компонентный состав углеводородов ароматического строения, содержащихся в газовом конденсате
£
ш д
16 14 12 10 8 6 4 2 0
|||.|
щ щ а> ш ш ш
о о о о о о
К К X К X к
Я ^ Я Я Я
§ ё § ё
I— I— I— I—
ш щ си ш
ш ш
I §
«и си
0 о
1 §
ч ч ч:
ГО П СМ I
и СО
ГП Ш
■ I-
<и Щ 11 II
5 &
си си аз
5 § 1 5
ё § Б Е
Ё Ё Ё Л
Ч Ч со сч
С«1 ««Я1 I
Б к
I I
3 3
£ £ О О то
5 §
II
»—" см_ «—г
=- £
Рис. 3. Компонентный состав циклоалканов, содержащихся в газовом конденсате
личия химического состава газа, приводя к их усреднению за счет превращения наименее стабильных исходных компонентов в стабильные жидкие продукты.
АНАЛИЗ КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА
Для выявления основных направлений химических превращений в слое силикагеля в усло -виях адсорбционной осушки газа проведен анализ компонентного состава углеводородов различных классов, содержащихся в газовом конденсате в наибольшем количестве.
На рис. 1 представлены алканы, содержащиеся в газовом бензине в количестве >0,1 % об. Среди ал -канов нормального строения преобладают гексан и гептан; среди изомерных алканов подавляющее большинство (83 %) представлено соединениями с метильной группой, при этом преобладают монометильные (77,7 %).
Компонентный состав ароматических углеводородов, содержащихся в конденсате в количестве >0,1 % об., отражен на рис. 2. Среди ароматических углеводородов газового конденсата преобладают бензол, толуол и ксилолы. Как и в случае с алканами,этилзаме-щенные соединения присутствуют в небольшом количестве, а с заместителями С3+ практически отсутствуют. На долю метилзаме-щенных компонентов приходится 56,97 %, монометилзамещен-ных - 51,43 %.
Диаграмма на рис. 3 отобража -ет индивидуальные компоненты циклоалканов, содержащихся в газовом конденсате в количестве >0,1 % об. Среди циклоалканов преобладает метилциклогексан. В меньших количествах представлены метилциклопентан, циклогексан, 1,2-диметилци-клопентан, 1,4-диметилциклогек-сан. Аналогично представителям вышеописанных групп заместители С2+ присутствуют в минимальном количестве. На долю метилзамещенных компонентов
0,6
0,5
\о
0 „ ,
* 0,4
ал
1 0,3
(О £
а
о
" 0,1
см с*ч| см см
£ I
чо ш
^ с
I I
I.
-.1.11
I I
а г
(*> |л еч ш
со аа
см ■— -а1 и?
Рис. 4. Компонентный состав углеводородов олефинового ряда, содержащегося в газовом конденсате
Рис. 5. Сравнение количества углеводородов различных групп в газовом конденсате по длине углеродной цепи
приходится 82,52 %, монометил-замещенных - 52,69 %.
Индивидуальные углеводороды олефинового ряда представлены на рис. 4. Ввиду малого количества углеводородов данной группы в газовом конденсате на графике проиллюстрированы компоненты, содержащиеся в количестве >0,01 % об. Среди углеводородов олефинового ряда в составе газового конденсата преобладают метилзамещенные. На долю метилзамещенных олефи-нов приходится 90,95 %, мономе-тилзамещенных - 71,13 %.
На рис. 5 сопоставлено содержание углеводородов различных групп в газовом конденсате по длине углеродной цепи. В составе газового конденсата подавляющее большинство компонентов представлено соединениями С6-С8, с преобладанием циклических и изомерных алканов.
ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ
Детализация состава газового конденсата позволяет выявить следующие закономерности.
В составе газового конденсата подавляющее большинство углеводородных компонентов состоит из соединений с количеством атомов углерода от 6 до 8 с преобладанием гептановых.
Среди п-алканов преобладают соединения с длиной углеродной цепи от 4 до 8. Максимум приходится на п-гептан (7,5 % об.). Соединения с длиной цепи С2 и >С10 присутствуют в следовых ко -личествах.
Соединения с длиной углеродной цепи от 4 до 10 преобладают среди изоалканов. Максимум приходится на изогептаны. Наблюдаются заметные отличия от предыдущей группы углеводородов, поскольку произошло перераспределение низкомолекулярных парафинов С3-С4 в сторону углеводородов С9-С12. Соединения с длиной цепи С2, С 3 и >С13 присутствуют в следовых количествах.
Среди аренов преобладают бензол и его гомологи, преиму-
щественно толуол и ксилолы. В заметном количестве представлены арены С9-Си, а нафталин и его гомологи практически отсутствуют.
В группе нафтенов практически отсутствуют другие компоненты, кроме С6-С8, что существенно разнится с распределением по молекулярной массе аромати -ческих компонентов. Максимум приходится на метилциклогексан (17,83 % об.). В количественном отношении это самая многочисленная группа (до 40 % об. от общего содержания углеводородов).
Легкие олефины с молекулярной массой С7 и ниже в составе газового конденсата практически отсутствуют. Максимально содер-
жание олефинов С8, в несколько меньшем количестве представлены олефины С9-С10. Высокая реакционная способность представителей данного ряда объясняет их низкое содержание в составе конденсата.
Как показано выше, во всех группах углеводородов преобладают метилзамещенные, и в особенности монометилзамещенные компоненты. Такое соотношение свидетельствует о большей термодинамической устойчивости монометилзамещенных углеводородов в условиях высоких давлений процесса адсорбции и регенерации силикагеля. Кроме того, показанный в [4] механизм превращений углеводородов
через стадию образования третичных карбкатионов также свидетельствует о преимущественном образовании в исследуемых условиях углеводородов с алкиль-ными заместителями.
В табл. 3 приведены термодинамические характеристики основных реакций компонентов природного газа на слое силикагеля в условиях осушки. Значения энергии Гиббса рассчитаны по термодинамическим характеристикам исходных веществ и продуктов реакции и позволяют в первом приближении оценить вероятность протекания той или иной реакции в используемых температурных условиях (до 280 °С) без учета влияния катализатора и давления процесса.
Анализ приведенных в табл. 3 данных позволяет объяснить преобладание в продуктах реакции шестичленных циклов с одним или двумя метильными заместителями.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Представленные результаты позволяют определить направления рационального использования газового конденсата, полученного адсорбционной осушкой природных газов силикагелями, что способствует улучшению качественных и количественных характеристик производимых на его основе продуктов.
Использование в нефтепереработке:
- для производства моторных топлив - бензинов и ке-
Таблица 3. Основные возможные термодинамические реакции компонентов природного газа на слое силикагеля в условиях осушки
Реакция Д,Н°, КДж/моль при 293 К [6] Д,5°, КДж/моль пр и 293 К [6] Дб°, КДж/моль
исх. прод. исх. прод. при 553 К
Циклизация:
гексан —> циклогексан -198,82 -123,14 296,02 298,24 -1163,08
гептан —► метилциклогексан -187,78 -159,9 427,90 343,3 47234,68
2-метилгексан —► метилциклогексан -231,00 -159,9 323,34 343,3 -11066,58
3-метилгексан —► метилциклогексан -228,00 -159,9 309,60 343,3 -18736,50
гептен-1 —> метилциклогексан -98,37 -159,9 327,65 343,3 -8794,23
Изомеризация:
изобутан —> бутан -134,52 -126,15 294,64 310,12 -8629,47
изопентан —> пентан -179,28 -173,33 260,37 262,85 -1377,89
р-ксилол —► т-ксилол -24,43 -25,42 246,02 252,17 -3432,69
о-ксилол —> т-ксилол -24,43 -25,42 247,69 252,17 -2500,83
Алкилирование:
бензол —> толуол 49,03 12,01 173,26 220,96 -26653,62
росинов различных товарных марок; для производства ри-формата. Параметры разгонки газового конденсата по Энглеру (НК = 71 °С, 10 % = 87 °С; 50% = 102 °С; 90 % = 197 °С; КК (97 %) = 234°С) позволяют рекомендовать его к использованию в качестве сырья установки каталитического ри-форминга - для получения компо -нента высокооктанового бензина. Доля целевой фракции (85-180 °С) при таком использовании конденсата составит около 75 % об.;
- для производства технического растворителя. При этом
неректифицированный конденсат можно использовать, например, для удаления парафиновых отложений в нефте- и газопроводах, а его узкую фракцию (155-200 °С) -в качестве бензина-растворителя (уайт-спирита).
В нефтехимии возможно применение в качестве преобладающего (~18 % об.) компонента газового конденсата - метил-циклогексана, ценного растворителя ряда нефтехимических синтезов. Он также может использоваться в качестве сырья для получения толуола. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. 596 с.
2. СТО Газпром 089-2010. Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия. М.: ОАО «Газпром», 2011. 12 с.
3. ГОСТ Р ИСО 9001-2015. Системы менеджмента качества. Требования. М.: Стандартинформ, 2015. 23 с.
4. СТО Газпром 9001-2012. Системы менеджмента качества. Требования. М.: ОАО «Газпром», 2014. 42 с.
5. Ремизов В.В., Чугунов Л.С., Зайнуллин В.Ф. и др. Анализ изменения параметров в адсорбере на технологических установках месторождения Медвежье // НТС. Сер.: Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. Отечественный
и зарубежный опыт. М.: ИРЦ Газпром, 1996. № 1-6. С. 100-108.
6. Ткаченко И.Г., Шабля С.Г., Шатохин А.А. и др. Химические превращения компонентов природного газа в процессе адсорбционной осушки силикагелями // Газовая промышленность. 2017. № 1. С. 36-39.
7. Косулина Т.П., Альварис Я.А., Солнцева Т.А. Исследование твердых отходов нефтегазового комплекса и использование их в качестве ВМР. 1. Состав загрязнений, образующихся на силикагеле при подготовке природного газа к транспорту // Защита окружающей среды
в нефтегазовом комплексе. 2008. № 1. С. 16-20.
8. ГОСТ 31371.7-2008. Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Ч. 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов. М.: Стандартинформ, 2009. 21 с.
9. ГОСТ Р 52714-2007. Бензины автомобильные. Определение индивидуального и группового углеводородного состава методом капиллярной газовой хроматографии. М.: Стандартинформ, 2007. 23 с.
ОПТИМИЗАЦИЯ ИЗМЕРЕНИИ МОЛЯРНОЙ ДОЛИ ГЕЛИЯ И ВОДОРОДА ПРИ КОНТРОЛЕ КАЧЕСТВА В ТРАНСПОРТИРУЕМОМ ПРИРОДНОМ ГАЗЕ В ООО «ГАЗПРОМ ТРАНСГАЗ САРАТОВ»
УДК 543.272.9
Д.А. Цимбаленко, к.х.н., Инженерно-технический центр ООО «Газпром трансгаз Саратов»
(Саратов, РФ), [email protected]
А.В. Юнкеров, Инженерно-технический центр ООО «Газпром трансгаз Саратов», [email protected] Н.М. Аксиненко, Инженерно-технический центр ООО «Газпром трансгаз Саратов», [email protected]
При транспортировке природного газа в ООО «Газпром трансгаз Саратов» химическими лабораториями филиалов Общества осуществляется постоянный контроль качества газа и физико-химических показателей.
Расчет теплоты сгорания для определения цены, плотности для учета объемов и числа Воббе проводится на основании значений молярной доли компонентов природного газа. Согласно требованиям ГОСТ 31369-2008 при контроле качества для расчета теплоты сгорания, плотности и числа Воббе необходимо учесть все компоненты природного газа, молярная доля которых превышает 0,005 %. Потоковые хроматографы, эксплуатируемые в Обществе, не имеют технической возможности для измерения молярной доли гелия и водорода, входящих в состав природного газа.
Предложено организовать измерения молярной доли гелия и водорода в Центральной испытательной лаборатории газа и нефтепродуктов Инженерно-технического центра на лабораторных хроматографах, входящих в состав Рабочего эталона 1-го разряда молярной доли компонентов природного газа ООО «Газпром трансгаз Саратов» РЭ 154-1-32-2008, и использовать полученные данные как условно-постоянные величины при определении компонентного состава транспортируемого газа в филиалах Общества.
Для корректного решения об установлении одного значения условно-постоянной величины для каждой группы точек отбора проведен однофакторный дисперсионный анализ. В результате всех проведенных статистических анализов доказана возможность вывода одного условно-постоянного значения молярной доли гелия для объединенных точек отбора с минимальной погрешностью.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: КАЧЕСТВО ГАЗА, ПРИРОДНЫЙ ГАЗ, ХРОМАТОГРАФИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ, УСЛОВНО-ПОСТОЯННЫЕ ВЕЛИЧИНЫ, ГЕЛИЙ, ВОДОРОД, ОДНОФАКТОРНЫЙ ДИСПЕРСИОННЫЙ АНАЛИЗ, КОНТРОЛЬНЫЕ КАРТЫ ШУХАРТА, КРИТЕРИЙ ШАПИРО - УИЛКА, МЕТОД ЛЕВЕНЭ, РАНГОВЫЙ АНАЛИЗ КРАСКЕЛА - УОЛЛИСА.
При транспортировке природного газа в ООО «Газпром трансгаз Саратов» химическими лабораториями филиалов общества осуществляется постоянный контроль качества газа в целях подтверждения соответствия транспортируемого газа требованиям государственных и отраслевых стандартов; учета объемов и цены транспортируемого газа.
Расчет теплоты сгорания для определения цены, плотности для учета объемов и числа Воббе
проводится на основании значений молярной доли компонентов природного газа.
Согласно требованиям ГОСТ 31369-2008 [1] для расчета теплоты сгорания, плотности и числа Воббе необходимо учесть все компоненты природного газа, молярная доля которых превышает 0,005 %.
Молярные доли компонентов при контроле качества газа и определении физико-химических показателей измеряют в соответ-
ствии со схемой газораспределения и перечнем мест отбора проб общества 25 потоковыми хроматографами. Измерения проводятся ежедневно (рис. 1). В точках, не оборудованных потоковыми хроматографами, измерения проводят на лабораторных хроматографах 1 раз в неделю.
Одними из компонентов природного газа являются гелий и во -дород. Но потоковые хроматографы, эксплуатируемые в Обществе, не имеют технической возможно-
. > щ I
РРС-г.Ртигиеао ГРСЖВД™. ^
Л ь
Волгоград
Рис. 1. Схема мест отбора проб
0,006 ^ 0,005
га~
| 0,004
ее о
щ 0,003
0 ЕХ
| 0,002 О.
ОС
1 0,001
о
Молярная доля водорода <0,005 % за все время контроля
I «
_♦ ♦ • 1 ._
* ♦♦ | ф ф . ♦ 1 I Ф
ШI«1!: 1 ;? : !,♦<!.;
О 1 2 3 4 5 6 7 О 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 Точки отбора проб
Рис. 2. Статистический анализ данных по определению молярной доли водорода в природном газе, полученных за прошедший период
0,09
0,00
0,07
к ^ 0,06
1— К 0,05
О ч к 0,04
га X о_ 0,03
§ г 0,02
0,01
0
г * *
г
♦ $ * ♦ ♦ ♦
♦ ♦
♦ г . •'
♦ ♦ ♦ ♦ ♦ ; * * ♦ . •
1 м 1111 и : 1 »| И И !!;!!.
Молярная доля гелия >0,005 % за все время контроля
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 Точки отбора проб
Рис. 3. Статистический анализ данных по определению молярной доли гелия в природном газе, полученных за прошедший период
сти для измерения молярной доли гелия и водорода.
Модификация или замена хроматографов новыми экономически нецелесообразна вследствие необходимости ввода в их состав отдельного измерительного канала с хроматографи-ческой колонкой, детектором и дополнительным газом-носителем - аргоном,что увеличивает стоимость хроматографа и его эксплуатации.
Решение вышеуказанной проблемы при контроле качества газа с учетом требований методов измерения физико-химических показателей природного газа стало целью настоящей работы.
ВНЕДРЕНИЕ НОВОЙ МЕТОДИКИ
Нами было предложено организовать измерения молярной доли гелия и водорода в Центральной испытательной лаборатории газа и нефтепродуктов Инженерно-технического центра на лабораторных хроматографах, входящих в состав Рабочего эталона 1-го разряда молярной доли компонентов природного газа ООО «Газпром трансгаз Саратов» РЭ 154-1-32-2008, и использовать полученные данные как условно-постоянные величины при определении компонентного состава транспортируемого газа в филиалах Общества.
Составлен график отбора проб природного газа для определения гелия и водорода в 25 точках газопровода 1 раз в квартал. После проведения определений молярная доля гелия и водорода устанавливалась как условно-постоянная величина при выполнении расчетов компонентного состава пробы природного газа, что разрешено используемой нормативной документацией - методом определения компонентного состава ГОСТ 31371.7-2008 [2]. Данное предложение реализовано и работает в настоящее время.
Следующим этапом при контроле качества стал статистический анализ полученных данных по
содержанию гелия и водорода в природном газе за 2011-2016 гг. для оптимизации процесса измерений молярной доли гелия и водорода и увеличении достоверности условно-постоянных величин.
Статистический анализ данных, полученных за прошедший период, по определению молярной доли водорода в природном газе свидетельствует о том, что молярная доля водорода за все время контроля составила <0,005 % (рис. 2).
При анализе гелия видно, что при каждом измерении молярная доля составляет >0,005 % (рис. 3). Таким образом,этот компонент необходимо учитывать при контроле качества для расчета тепло -ты сгорания и плотности природного газа.
Для исключения вероятности появления дрейфа в сторону увеличения или уменьшения, а также контроля работы прибора
использованы контрольные карты Шухарта.
Для корректного решения об установлении одного значения условно-постоянной величины для каждой группы точек отбора проведен однофакторный дисперсионный анализ. Поскольку условие классического дисперсионного анализа о нормальном распределении случайной величины и однородности дисперсий в нашем случае не выполнялось (установлено с использованием критериев Шапиро - Уилка и ме-тодом Левенэ), использован его непараметрический аналог - ранговый анализ Краскела - Уоллиса.
ВЫВОДЫ
В результате всех проведенных статистических анализов доказана возможность вывода одного условно-постоянного значения молярной доли гелия для объединенных точек отбора с минимальной погрешностью.
Разработанная система измерений молярной доли гелия и водорода в транспортируемом природном газе в ООО «Газпром трансгаз Саратов» соответствует методу определения компонентного состава ГОСТ 31371.7-2008 [2], а также требованиям ГОСТ 313692008 [1] для расчета теплоты сго -рания, плотности и числа Воббе.
Оптимизация измерений позволяет без дополнительных финансовых затрат повысить достоверность данных, получаемых при контроле качества газа. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. ГОСТ 31369-2008 (ИСО 6976:1995). Газ природный. Вычисление теплоты сгорания,плотности,относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава.
М.: Стандартинформ, 2009. 54 с.
2. ГОСТ 31371.7-2008. Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Ч. 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов. М.: Стандартинформ, 2009. 21 с.
Больше на сайте
пеПееазЛг^
Подписывайтесь на нас в
га
АО «НПЦ СПЕЦНЕФТЬПРОДУКТ»: УНИКАЛЬНОСТЬ ПРОИЗВОДСТВА И ГАРАНТИЯ КАЧЕСТВА
И.Р. Урмеев, генеральный директор АО «НПЦ Спецнефтьпродукт»
АО «НПЦ Спецнефтьпродукт» с 2000 г. специализируется на производстве и поставках уникальных смазочных материалов и гидравлических жидкостей для газоперекачивающих агрегатов, военных и гражданских самолетов, ракетно-космической техники. С 2016 г. предприятие запустило новый цех по производству синтетических эфиров, в том числе моноэфиров, диэфиров, триметилолпропановых, пентаэритритовых и комплексных эфиров. На сегодняшний день АО «НПЦ Спецнефтьпродукт» полностью обеспечивает собственные потребности в синтетических эфирах, а также предлагает их для реализации как базовые основы для смазочных материалов и сырье для прочих отраслей химической промышленности.
УНИКАЛЬНЫЕ СМАЗОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ
АО «НПЦ Спецнефтьпродукт» производит широкую линейку специальных смазочных материалов, в число которых входят: авиационные масла ИПМ-10 и ВНИИ НП 50-1-4ф, авиационное гидравлическое масло АМГ-10, рабочая жидкость 7-50С-3, гидравлические масла МГ-7-Б и МГ-10-Б, новые масла: авиационное синтетическое масло АСМО-200, авиационное синтетическое гидравлическое масло АСГИМ, компрессорное масло КСМ4-20, а также широкий перечень синтетических эфиров. Новый цех АО «НПЦ Спецнефтьпродукт»
Рис. 1. Установка производства синтетических эфиров в новом цехе АО «НПЦ Спецнефтьпродукт»
позволяет выпускать не только моноэфиры и диэфиры, но и сложные эфиры полиолов (рис. 1, 2). Аналогов такого производства на сегодняшний день в России нет.
Для предприятий ПАО «Газпром» компания много лет поставляет масло «Петрим» (ТУ 38.401-58245-99 с изм. 1), с 2016 г. начались поставки гидравлической жидкости «НИКОЛЮБ 4020» (СТО 52764037-008-2015), производимой в рамках Программы импортозамещения. Оба продукта имеют положительные заключения ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и включены в реестры материалов, допущенных на объекты «Газпрома».
Рис. 2. Цех производства синтетических эфиров АО «НПЦ Спецнефтьпродукт»
МАСЛО «ПЕТРИМ»:
20 ЛЕТ ГАРАНТИИ КАЧЕСТВА
АО «НПЦ Спецнефтьпродукт» -единственный официальный производитель масла «Петрим» по ТУ 38.401-58-245-99 с изм. 1, вписанный в указанные технические условия, имеющий допуск к производству и применению на газоперекачивающих агрегатах (ГПА) и энергетических установках с приводом от газотурбинных двигателей (ГТД), а также включенный в Реестр смазочных масел для нужд ГПА, допущенных к применению на объектах ПАО «Газпром».
Масло «Петрим» было разработано для ГПА с приводом от конвертированных авиационных ГДТ в целях замены дорогого и дефицитного авиационного масла ИПМ-10 и вот уже на протяжении 20 лет успешно эксплуатируется предприятиями ПАО «Газпром». Масло обеспечивает оптимальные показатели термоокислительной стабильности и низкотемпературные реологические свойства, в то же время имеет меньшую себестоимость - эти изначальные характеристики сохраняются по настоящий момент.
Уникальный компонентный состав продукта полностью позволяет выполнять требования,
Свойства продуктов в зависимости от типа базовой основы
Показатели Основа
минеральная силоксановая эфирная
Температура застывания 3 1 1
Индекс вязкости 4 1 2
Низкотемпературная текучесть 3 2 1 2
Окислительная стабильность 4 2 2 1
Смазочные свойства 2 4 1
Способность растворять присадки 1 3 1
Совместимость с минеральными основами - 3 3 2
Примечание. Характеристика уровня показателей: 1 - отличный; 2 - хороший; 3 - средний; 4 - недостаточный
предъявляемые к маслу конечными потребителями - дочерними обществами ПАО «Газпром». Масло «Петрим» производства АО «НПЦ Спецнефтьпродукт» не имеет рекламаций со стороны заказчиков, а также сохраняет оптимальное соотношение «цена - качество». Цена реализации «Петрим» ниже стоимости масла ИПМ-10 и других аналогич -ных по назначению смазочных материалов.
ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ ЖИДКОСТЬ «НИКОЛЮБ 4020»: УСПЕШНЫЙ ПРИМЕР ИМПОРТОЗАМЕЩЕНИЯ
С 2016 г. АО «НПЦ Спецнефтьпродукт» в рамках Программы импортозамещения производит синтетическую морозостойкую жидкость «НИКОЛЮБ 4020» (СТО 52764037-008-2015) для шаровых кранов газопроводов, которая заменила на российском рынке продукт компании NYCO.
В числе отличительных характеристик жидкости «НИКОЛЮБ 4020» - ее низкотемпературные свойства, обеспечивающие возможность применения в широких температурных границах. Основа продукта представля -ет собой маловязкий моноэфир низкотемпературного применения, производимый нашим предприятием.
По сравнению с продуктами на силоксановой и минеральной основах жидкость «НИКОЛЮБ 4020» обладает следующими неоспори-
мыми преимуществами за счет эфирной основы (см. табл.):
- отличные низкотемпературные свойства обеспечивают возможность применения продукта во всех климатических зонах;
- высокая окислительная стабильность позволяет сохранять свойства продукта в течение длительного времени и исключить наличие отложений в узлах оборудования;
- высокие смазывающие свойства снижают износ оборудования и, соответственно, увеличивают срок его службы и бесперебойной работы;
- высокие антикоррозионные свойства обеспечивают сохранность и защиту оборудования, могут рассматриваться как превентивное средство борьбы с ржавчиной;
- низкая испаряемость снижает расход продукта и позволяет эксплуатационным характеристикам оставаться стабильными;
- лучший уровень деаэрации повышает безопасность и безотказность работы оборудования;
- хорошая биоразлагаемость характеризует продукт как экологически безопасный и имеющий возможность утилизации.
Эти выводы подтверждаются опытом многолетней эксплуатации и результатами испытаний жидкости «НИКОЛЮБ 4020», проводимых на базе дочерних обществ ПАО «Газпром». Согласно полученным официаль-
ным заключениям специалистов жидкость «НИКОЛЮБ 4020» производства АО «НПЦ Спецнефтьпродукт» в процессе испытаний подтвердила хорошее качество и полное соответствие заявленным потребительским характеристикам. Технические свойства жидкости «НИКОЛЮБ 4020» значительно превышают свойства аналогичной по применению жидкости типа ПМС-20 и других гидравлических жидкостей.
Это продукт современного уровня качества, полностью производимый в России. Базовая эфирная основа продукта вырабатывается непосредственно АО «НПЦ Спецнефтьпродукт», при этом освоение технологий производства сложных эфиров в России, безусловно, может быть оценено как выдающееся достижение, поскольку до настоящего времени производители смазочных материалов использовали сырье зарубежного производства. ■
АО «НПЦ Спецнефтьпродукт»
121069, РФ, г. Москва, Хлебный пер., д. 19а, эт. 8, пом. I, ком. 1-11 Тел.: +7 (495) 660-89-12 Факс: +7 (495) 660-89-13 E-mail: [email protected] www.snp-gsm.ru
