Сетевое издание

Международный студенческий научный вестник

ISSN 2409-529X

Известно [1], что основной проблемой качественного и количественного анализа природного газа являются широкие пределы определяемых концентраций компонентов, различные сочетания отношений компонентов газа, невозможность определения всех компонентов за один анализ (из-за наличия постоянных и углеводородных газов, сернистых соединений, воды, привнесенных в результате обработки газов примесей – метанола, гликолей, аминов и др.). Этот факт делает актуальным разработку  метрологического обеспечения при измерении концентраций серосодержащих соединений в природном газе в структурных подразделениях ООО «Газпром ПХГ».

В литературе приведена критика стандартов, регламентирующих методы определения серосодержащих компонентов в природных газах.  Справедливо отмечено [1], что все методы «оптимизированы для газов с низким содержанием сернистых веществ». Речь идет о   межгосударственном стандарте ГОСТ 22387.2-2014, предусматривающим методы определения сероводорода и меркаптановой серы (таблица 1).

Таблица 1 – Анализ методов определения сероводорода и меркаптановой серы в газе горючем природном (ГГП), регламентируемых ГОСТ 22387.2

Известно, что для сероводорода максимальная разовая ПДК в воздухе рабочей зоны составляет 10 мг/м³ (0,01 г/м³), максимальная разовая ПДК сероводорода в смеси с алифатическими предельными углеводородами С₁ – С₅ в воздухе рабочей зоны составляет 3 мг/м³ (0,003  мг/м³). Как следует из таблицы 1,  эти методы позволяют определять концентрации сернистых компонентов на уровне не более 1 г/м³ –  для меркаптановой серы и не  более 150 г/м³  – для сероводорода.  Указанные  диапазоны измерений позволяют определять допустимые безопасные концентрации этих токсичных веществ в природном газе, предназначенном для коммунально-бытового применения.

Не подлежит сомнению, что точность и достоверность результатов анализа состава природного газа в большой степени определяется системой пробоподготовки и дозирования анализируемого газа. Это обусловлено влиянием на нее изменения температуры окружающей среды, атмосферного давления, давления в магистрали с анализируемым газом, а также диапазона и скорости изменения концентраций компонентов анализируемого природного газа.

В настоящее время измерительное оборудование для анализа природного газа весьма разнообразно. Фирмы предлагают различные лабораторные измерительные комплексы: Agilent, Dani, Perkin Elmer, Shimadzu, НПФ «Мета-хром», ЗАО «Хроматэк» и др..  Промышленные хроматографы для потоковых анализов во взрывозащищенном исполнении выпускаются НТФ «Бакс» (PGC 90.50 Dani), НПФ «Мета-хром» (Петрохром-4000), ЗАО «Хроматэк» (Кристалл-7000), СПО «Аналитприбор» (Хромат-900), Interlab Inc. (Стрим II).

Наиболее часто используемых при анализе серосодержащих соединений типы детекторов: пламенно-фотометрический детектор (ПФД); пульсирующий пламенно-фотометрический детектор (ППФД); фотоионизационный детектор (ФИД), детектор теплопроводности (ДТП) и электрохомический (ЭХД).

Американский стандарт ASTM-D-1945, регламентирующий хроматографический анализ природного газа, определяет сероводород в числе сопутствующих компонентов (от 0,3 до 30 %). Однако его назначение направлено на контроль газа без сероводорода, а сероводород рассматривается как мешающая примесь. Поэтому в ASTM-D-1945 большое внимание при пробоподготовке   уделено методам очистки от него анализируемого газа [2].

Американский стандарт  ASTM D 5504 регламентирует определение сернистых компонентов, однако он предназначен для определения очень незначительных концентраций – от 0,01 до 1000 мг/м³, поэтому в качестве основного средства измерений применяется газовый хроматограф с хемилюминесцентным детектором [2]. Этот хроматограф, к тому же, должен быть оснащен ещё пламенно-ионизационным детектором или должна быть предусмотрена  печь для сжигания сернистых соединений. Кроме того, в этом методе используется очень мощная колонка с целью разделить большое количество сложных сернистых компонентов, встречающихся в газах переработки сточных вод. Таким образом, этот метод оказывается чрезмерно сложным и дорогостоящим в реализации.

Результаты сравнительного анализа метрологических возможностей хроматографического газоанализатора  PGC 90.50 (имеется в наличии в службе «Автоматизации, метрологического обеспечения и связи» Совхозного газоконденсатного месторождения ООО «Газпром ПХГ») и  газового хроматографа МАГ (имеется в наличии в ООО «Газпром ПХГ») приведены в таблице 2.

Таблица 2 – Сравнительная характеристика хроматографов, применяемых в ОАО «Газпром»

Из характеристик, представленных в  таблице 2 можно сделать вывод, что хроматограф типа PGC 90.50 имеет более широкий диапазон измерений. Оба хроматографа оснащены однотипными насадочными колонками, что позволяет рекомендовать службе АМОиС дооснастить хроматограф PGC 90.50 насадочными колонками и использовать в практике контроля концентраций серосоединений. Сравнение преимуществ и недостатков хроматографов приведено в таблице 3.

Таблица 3 – Преимущества и недостатки хроматографов, применяемых в метрологической практике

Таким образом, хроматографы обладают рядом преимуществ. А при сравнении с йодометрическим методом, который используется в «Совхозном УПХГ», можно рекомендовать хроматографический метод.

Хроматограф  по своим характеристикам имеет более значимые метрологические и технические преимущества. Поэтому для  определения серосодержащих примесей природного газа может быть рекомендован хроматографический метод как более точный.

Работа выполнена под руководством заведующего кафедрой метрологии, стандартизации и сертификации Оренбургского государственного университета – академика РАЕ, д.т.н., доцента Третьяк Л.Н.