СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Природные газы – это вещества, которые при нормальных (н.у.) и стандартных (с.у.) условиях являются газообразными. В зависимости от условий газы могут находиться в свободном, адсорбированном или растворённом состояниях.

В пластовых условиях газы в зависимости от их состава, давления и температуры (термобарического режима в пласте) могут находиться в различных агрегатных состояниях – газообразном, жидком, в виде газожидкостных смесей.

Свободный газ обычно расположен в повышенной части пласта и находится в газовой шапке. Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует, то весь газ залежи растворён в нефти.

Давление, при котором имеющийся в залежи газ начинает выделяться из нефти, называется давлением насыщения . Давление насыщения нефти газом в пластовых условиях определяется составами, количеством нефти и газа, пластовой температурой.

Растворённый газ, по мере снижения давления при добыче, выделяется из нефти. Он называться попутным газом . В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше газа может быть растворено в нефти. В 1 м 3 нефти содержание растворённого газа может достигать 1000 м 3 .

Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (УВ) метанового ряда СН 4 –С 4 Н 10: метана, этана, пропана, изобутана и н-бутана, а также неуглеводородных компонентов: H 2 S, N 2 , CO, CO 2 , H 2 , Ar, He, Kr, Xe и других.

При нормальных и стандартных условиях термодинамически в газообразном состоянии существуют только УВ состава С 1 –С 4 . Углеводороды алканового ряда, начиная с пентана и выше, при этих условиях находятся в жидком состоянии, температуры кипения для изо-С 5 равна 28 о С, а для н-С 5 → 36 о С. Однако, в попутных газах иногда наблюдаются углеводороды С 5 за счёт термобарических условий, фазовых переходов и других явлений.

Качественный состав газов нефтяного происхождения всегда одинаков (что нельзя сказать о газах вулканических извержений). Количественное распределение компонентов практически всегда различно.

Состав газовых смесей выражается в виде массовой илиобъемной концентрации компонентов в процентахи мольных доля х.

где Wi - масса i-го компонента; ΣWi - суммарная масса смеси.

, (2.16)

где Vi - объем i-го компонента в смеси; Σ Vi - суммарный объем газа.

где ni - число молей i-го компонента в смеси; Σпi - суммарное число молей газа в системе.

Зависимость между объемной и мольной концентрациями компонентов вытекает из закона Авогадро . Так как равные объемы любых газов при одинаковых температуре и давлении содержат одинаковое число молекул, то объем i-го компонента смеси будет пропорционален числу молей i-го компонента:

где К - коэффициент пропорциональности. Следовательно

, (2.19)

т. е. концентрация компонента в процентах по молям (% мол.) в смеси газов при атмосферном давлении практически совпадает с объемной концентрацией этого компонента в процентах (% об.).

При высоких давлениях жидкие углеводороды растворяются в газовой фазе (газовые растворы, газоконденсаты). Поэтому при высоких давлениях плотность газа может приближаться к плотности легких углеводородных жидкостей.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются на сухие и жирные .

Сухим газом называют природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах.

Жирным газом называют газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины.

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95 % метана (табл. 2.2) и представляют собой, так называемые, сухие газы .

ВВЕДЕНИЕ

1.1 Общие положения

1.1.1 Курсовой проект (газоснабжение села Кинзебулатово) разработан на основании генплана населенного пункта.

1.1.2 При разработке проекта учитываются требования основных нормативных документов:

– актуализированной редакции СНиП 42-01 2002 «Газораспределительные сети».

– СП 42-101 2003 «Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб».

– ГОСТ Р 54-960-2012 «Пункты газорегуляторные блочные. Пункты редуцирования газа шкафные».

1.2 Общие сведения о населенном пункте

1.2.1 На территории населенного пункта промышленных и коммунально-бытовых предприятий нет.

1.2.2 Населенный пункт застроен одно этажными домами. В населенном пункте не имеется централизованного отопления и централизованного горячего водоснабжения.

1.2.3 Газораспределительные системы по территории населенного пункта производиться подземной из стальных труб. Современные распределительные системы газоснабжения представляют собой сложный комплекс сооружений, состоящий из следующих основных элементов газовых кольцевых, тупиковых и смешанных сетей низкого, среднего, высокого давления, проложенных на территории города или другого населенного пункта внутри кварталов и внутри зданий, на магистралях - на магистралях газорегуляторных станций (ГРС).

ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА СТРОИТЕЛЬСТВА

2.1 Общие сведения о населенном пункте

Кинзебулатово, Кинзебулат (башк. Кинйәбулат ) - деревня в Ишимбайском районе республики Башкортостан, Россия.

Административный центр сельского поселения «Байгузинский сельсовет».

Население составляет около 1 тыс. человек. Кинзебулатово находится в 15 км от ближайшего города - Ишимбая - и в 165 км от столицы Башкортостана - Уфы.

Состоит из двух частей - башкирской деревни и бывшего посёлка нефтяников.

Протекает река Тайрук.

Также есть Кинзебулатовское месторождение нефти.

Агробизнес - Ассоциация крестьянско-фермерских хозяйств «Ударник»

РАССЧЁТ ХАРАКТЕРИСТИК СОСТАВА ПРИРОДНОГО ГАЗА

3.1 Особенности газового топлива

3.1.1 Природный газ имеет ряд преимуществ по сравнению с другими видами топлива:

– низкая себестоимость;

– высокую теплоту сгорания;

– транспортировка по магистральным газопроводам газа на большие расстояния;

– полное сгорание облегчает условие труда персонала, обслуживание газового оборудования и сетей,

– отсутствие в составе газа оксида углерода, что позволяет при утечке избежать отравления;

– газоснабжение городов и населенных пунктов значительно улучшает состояние их воздушного бассейна;

– возможность автоматизации процессов горения достижения высокого КПД;

– меньшее выделение при сжигании вредных веществ, чем при сжигании твердого или жидкого топлива.

3.1.2. Природное газовое топливо состоит из горючих и не горючих компонентов. Чем больше горючая часть топлива, тем больше удельная теплота его сгорания. Горючая часть или органическая масса включает в себя органические соединения, в состав которого входит углерод, водород, кислород, азот, сера. Негорючая часть со стоит из залы и влаги. Основными составляющими природного га за является метан СН 4 от 86 до 95%, тяжелые углеводороды С m Н n (4-9%), балластными примесями является азот и углекислый газ. Содержание метана в природных газах достигает 98%. Газ не имеет ни цвета, ни запаха, поэтому его одоризируют. Природные горючие газы по ГОСТ 5542-87 и ГОСТ 22667-87 состоит в основном из углеводородов метанового ряда.

3.2 Горючие газы, используемые бля газоснабжения. Физические свойства газа.

3.2.1 Для газоснабжения используются природные искусственные газы по ГОСТ 5542-87 содержание вредных примесей в 1 г /100м 3 газа не должно превышать:

– сероводорода – 2г;

– аммиака – 2г;

– цианистых соединений– 5;

– смолы и пыли– 0.1г;

– нафталина – 10г. летом и 5г. зимой.

– газы чисто газовых месторождений. Состоят в основном из метана, являются сухими или тощими (не более 50 г / м 3 пропана и выше);

– попутные газы нефтяных месторождений, содержат большое количество углеводородов, обычно 150 г/м 3 , являются жирными газами, это смесь сухого газа, пропан – бутановой фракции и газового бензина.

– газы конденсатных месторождений, это смесь сухого газа и конденсата. Пары конденсата представляют собой смесь паров тяжёлых углеводородов (бензин, лигроин, керосин).

3.2.3. Теплотворная способность газа, чисто газовых месторождений, от 31000 до 38000 кДж/м 3 , а попутных газов нефтяных месторождений от 38000 до 63000 кДж/м 3 .

3.3 Расчет состава природного газа месторождения Пролетарское

Таблица 1-Состав газа месторождения Пролетарское

3.3.1 Низшая теплота сгорания и плотность компонентов природного газа.

3.3.2 Расчет теплоты сгорания природного газа:

0,01(35,84* СН 4 + 63,37 * С 2 Н 6 + 93,37 * С 3 Н 8 + 123,77 * С 4 Н 10 + 146,37 *С 5 Н 12), (1)

0,01 * (35,84 * 86,7+ 63,37 * 5,3+ 93,37 * 2,4 + 123,77 * 2,0+ 146,37 * 1,5) = 41,34 МДж/м 3 .

3.3.3 Определение плотности газового топлива:

Газа = 0,01(0,72 * СН 4 + 1,35 * С 2 Н 6 + 2,02 * С 3 Н 8 + 2,7 * С 4 Н 10 + 3,2 * С 5 Н 12 +1,997*С0 2 +1,25*N 2); (2)

Газа = 0,01 * (0,72 * 86,7 + 1,35 * 5,3 + 2,02 * 2,4 + 2,7 * 2,0 + 3,2 * 1,5 + 1,997 * 0,6 +1,25 * 1,5)= 1,08 кг/Н 3

3.3.4 Определение относительной плотности газового топлива:

где возд составляет 1,21–1,35 кг/м 3 ;

ρ отн , (3)

3.3.5 Определения количества воздуха необходимого для сжигания 1 м 3 газа теоретически:

[(0.5СО + 0,5Н 2 + 1,5H 2 S + ∑ (m +) С m H n) – 0 2 ]; (4)

V = ((1 + )86,7 + (2 + )5,3 +(3 + )2,4 +(4 + )2,0 +(5 + )1,5 = 10,9 м 3 /м 3 ;

V = = 1,05 * 10,9 = 11,45 м 3 /м 3 .

3.3.6 Определенные расчетом характеристики газового топлива сведем в таблицу 2.

Таблица 2 - Характеристики газового топлива

Q МДж/м 3	Р газа кг/Н 3	Р отн. кг/м 3	V м 3 /м 3	V м 3 /м 3
41,34	1,08	0,89	10,9	11,45

ТРАССИРОВКА ГАЗОПРОВОДА

4.1 Классификация газопроводов

4.1.1 Газопроводы, прокладываемые в городах и населенных пунктах, классифицируют по следующим показателям:

–по виду транспортируемого газа природного, попутного, нефтяного, сжиженного углеводородного, искусственного, смешанного;

–по давлению газа низкого, среднего и высокого (I категории и II категории); –по месторождению относительно земли: подземные (подводные), надземные (надводные);

–по расположению в системе планировки городов и населенных пунктов наружные и внутренние;

–по принципу построения (распределительные газопроводы): закольцованные, тупиковые, смешанные;

–по материалу труб металлические, неметаллические.

4.2 Выбор трассы газопровода

4.2.1 Система газораспределения может быть надежной и экономичной при правильном выборе трасс для прокладки газопроводов. На выбор трассы влияют следующие условия: расстояние до потребителей газа, направление и ширина проездов, вид дорожного покрытия, наличие вдоль трассы различных сооружений и препятствий, рельеф местности, планировка

кварталов. Трассы газопроводов выбирают с учетом транспортированиям газа кратчайшим путем.

4.2.2 От уличных газопроводов в каждое строение прокладывают вводы. В городских районах с новой планировкой газопроводы располагают внутри кварталов. При трассировке газопроводов необходимо соблюдать расстояние газопроводов от других сооружений. Допускается прокладка двух или более газопроводов в одной траншее на одном или разных уровнях (ступенями). При этом расстояние между газопроводами в свету следует предусматривать достаточным для монтажа и ремонта трубопроводов.

4.3 Основные положения при прокладке газопроводов

4.3.1 Прокладку газопроводов следует осуществлять на глубине не менее 0,8 м до верха газопровода или футляра. В тех местах, где не предусматривается движение транспорта и сельскохозяйственных машин, глубина прокладки стальных газопроводов допускается не менее 0,6 м. На оползневых и подверженных эрозии участках прокладку газопроводов следует предусматривать на глубину не менее 0,5 м ниже зеркала скольжения и ниже границы прогнозируемого участка разрушения. В обоснованных случаях допускается наземная прокладка газопроводов по стенам зданий внутри жилых дворов и кварталов, а также на отбельных участках трассы, в том числе на участках переходов через искусственные и естественные преграды при пересечении подземных коммуникаций.

4.3.2 Надземные и наземные газопроводы с обвалованием могут прокладываться в скальных, многолетнемерзлых грунтах, на заболоченных участках и при других сложных грунтовых условиях. Материал и габариты обвалования следует принимать исходя из теплотехнического расчета, а также обеспечения устойчивости газопровода и обвалования.

4.3.3 Прокладка газопроводов в тоннелях, коллекторах и каналах не допускается. Исключения составляют прокладка стальных газопроводов давлением до 0,6 МПа на территории промышленных предприятий, а также каналах многолетнемерзлых грунтах под автомобильными и железными дорогами.

4.3.4 Соединения труб следует предусматривать неразъемными. Разъемными могут быть соединения стальных труб с полиэтиленовыми и в местах установки арматуры, оборудования и контрольно-измерительных приборов (КИП). Разъемные соединения полиэтиленовых труб со стальными в грунте могут предусматриваться только при условии устройства футляра с контрольной трубкой.

4.3.5 Газопроводы в местах входа и выхода из земли, а также вводы газопроводов в здания следует заключать в футляр. В пространстве между стеной и футляром следует заделывать на всю толщину пересекаемой конструкции Концы футляра следует уплотнять эластичным материалом. Вводы газопроводов в здания следует предусматривать непосредственно помещение, где установлено газоиспользующее оборудование, или смежное ним помещения, соединенные от крытым проемом. Не допускается вводы газопроводов в помещения подвальных и цокольных этажей зданий, кроме вводов газопроводов природного газа в одноквартирные и блокированные дома.

4.3.6 Отключающее устройство на газопроводах следует предусматривать:

– перед отдельно стоящими блокированными зданиями;

– для отключения стояков жилых зданий выше пяти этажей;

– перед наружным газоиспользующим оборудованием;

– перед газорегуляторными пунктами, за исключением ГРП предприятии, на ответвлении газопровода к которым имеется отключающее устройство на расстоянии менее 100м о т ГРП;

– на выходе из газорегуляторных пунктов, закольцованными газопроводами;

– на ответвлениях о т газопроводов к поселениям, отдельным микрорайонам, кварталам, группам жилых домов, а при числе квартир более 400 и к отдельным дому, а также на ответвлениях производственным потребителям и котельным;

– при пересечении водных преград двумя нитками и более, а также одной ниткой при ширине водной преграды при меженном горизонте 75м и более;

– при пересечении железных дорог общей сети и автомобильных дорог 1–2 категории, если отключающее устройство, обеспечивающее прекращение подачи газа на участке перехода, расположенных на расстоянии от дорог более 1000 м.

4.3.7 Отключающие устройства на надземных газопроводах,

проложенных по стенам зданий и на опорах, следует размещать на расстоянии (в радиусе) от дверных и открывающихся оконных проемов не менее:

– для газопроводов низ кого давления – 0.5 м;

– для газопроводов среднего давления – 1 м;

– для газопроводов высокого давления второй категории – 3 м;

– для газопроводов высокого давления первой категории – 5 м.

На участках транзитной прокладки газопроводов по стенам зданий установка отключающих устройств не допускается.

4.3.8 Расстояние по вертикали (в свету) между газопроводом (футляром) и подземными инженерными коммуникациями и сооружениями в местах их пересечения следует принимать с учетом требовании соответствующих нормативных документов, но не менее 0.2 м.

4.3.9 В местах пересечения газопроводов с подземными коммуникациями, коллекторами и каналами различного назначения, а также в местах прохода газопроводов через стенки газовых колодцев газопровод следует прокладывать в футляре. Концы футляра должны выводиться на расстояние не менее 2 м. в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений и коммуникации, при пересечении стенок газовых колодцев - на расстоянии не менее 2 см. концы футляра должны быть заделаны гидроизоляционным материалом. На одном конце футляра в верхние точки уклона (за исключением мест пересечения стенок колодцев) следует предусматривать контрольную трубку, выходящую под защитное устройство. В межтрубном пространстве футляра и газопровода разрешается прокладка эксплуатационного кабеля (связи, телемеханики и электрозащиты) напряжением до 60В, предназначено бля обслуживания газораспределительных систем.

4.3.10 Полиэтиленовые трубы, применяемые бля строительства газопроводов, должны иметь коэффициент запаса прочности на ГОСТ Р 50838 не менее 2.5.

4.3.11 Не допускается прокладка газопроводов из полиэтиленовых труб:

– на территории поселений при давлении свыше 0.3 МПа;

– вне территории поселений при давлении свыше 0.6 МПа;

– для транспортирования газов, содержащих ароматические и хлорированные углеводороды, а также жидкой фазы СУГ;

– при температуре стенки газопровода в условиях эксплуатации ниже –15°С.

При применении труб с коэффициентом запаса прочности не менее 2.8 разрешается прокладка полиэтиленовых газопроводов давлением свыше 0.3 до 0.6 МПа на территориях поселения с преимущественно одно – двухэтажной и коттеджной жилой застройкой. На территории малых сельских поселений разрешается прокладка полиэтиленовых газопроводов давлением до 0.6 МПа с коэффициентом запаса прочности не менее 2.5. При этом глубина прокладки должна быть не менее 0.8 м до верха трубы.

4.3.12 Расчет газопроводов на прочность должен включать определение толщины стенок труб и соединительных деталей и напряжений в них. При этом для подземных и наземных стальных газопроводов следует применять трубы и соединительные детали с толщиной стенки не менее 3 мм, для надземных и внутренних газопроводов - не менее 2 мм.

4.3.13 Характеристики предельных состояний, коэффициенты надежности по ответственности, нормативные и расчетные значения нагрузок и воздействий и их сочетания, а также нормативные и расчетные значения характеристик материалов следует принимать в расчетах с учетом требований ГОСТ 27751.

4.3.14 При строительстве в районах со сложными геологическими условиями и сейсмическими воздействиями должны учитываться специальные требования и предусматриваться мероприятия, обеспечивающие прочность, устойчивость и герметичность газопроводов. Стальные газопроводы должны быть защищены от коррозии.

4.3.15 Подземные и наземные с обвалованием стальные газопроводы, резервуары СУГ, стальные вставки полиэтиленовые газопроводов и стальные футляры на газопроводах (далее - газопроводы) следует защищать о т почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602.

4.3.16 Стальные футляры газопроводов под автомобильными дорогами, железнодорожными и трамвайными путями при бестраншейной прокладке (прокол, продавливание и другие технологии, разрешенные применению) должны быть, как правило, защищены средствами электротехнической защиты (3X3), при прокладке открытым способом – изоляционными покрытиями и 3X3.

4.4 Выбор материала для газопровода

4.4.1 Для подземных газопроводов следует применять полиэтиленовые и стальные трубы. Для наземных и надземных газопроводов следует применять стальные трубы. Для внутренних газопроводов низ кого давления разрешается применять стальные и медные трубы.

4.4.2 Стальные бесшовные, сварные (прямошовные и спирально шовные) трубы и соединительные детали для газораспределительных систем должны быть изготовлены из стали, содержащей не более 0,25 % углерода, 0,056 % серы и 0,04 % фосфора.

4.4.3 Выбор материала труб, трубопроводной запорной арматуры, соединительных деталей, сварочных материалов, крепежных элементов и других следует производить с учетом давления газа, диаметра и толщины стенки газопровода, расчетной температуры наружного воздуха в районе строительства и температуры стенки трубы при эксплуатации, грунтовых и природных условий, наличия вибрационных нагрузок.

4.5 Преодоление естественных препятствий газопроводом

4.5.1 Преодоление газопроводами естественных препятствий. Естественными препятствиями являются водные преграды, овраги, ущелья, балки. Газопроводы на подводных переходах следует прокладывать с заглублением в дно пересекаемых водных преград. При необходимости, по результатам расчетов на всплытие необходимо произвести балластировку трубопровода. Отметка верха газопровода (балласта, футеровки) должна быть не менее чем на 0,5 м, а на переходах через судоходные и сплавные реки – на 1,0 м ниже прогнозируемого профиля дна на срок 25 лет. При производстве работ методом наклонно–направленного бурения – не менее чем на 20м ниже прогнозируемого профиля дна.

4.5.2 На подводных переходах следует применять:

– стальные трубы с толщиной стенки на 2 мм больше расчетной, но не менее 5 мм;

– полиэтиленовые трубы, имеющие стандартное размерное отношение наружного диаметра трубы к толщине стенки (SDR) не более 11 (по ГОСТ Р 50838) с коэффициентом запаса прочности не менее 2,5.

4.5.3 Высоту прокладки надводного перехода газопровода от расчетного уровня подъема воды или ледохода (горизонт высоких вод – ГВВ или ледохода - ГВЛ) до низа трубы или пролетного строения следует принимать:

– при пересечении оврагов и балок - не ниже 0,5 м и над ГВВ 5 % – ной обеспеченности;

– при пересечении несудоходных и несплавных рек - не менее 0,2м над ГВВ и ГВЛ 2 % – ной обеспеченности, а при наличии на реках корчехода – с его учетом, но не менее 1 м над ГВВ 1 % – ной обеспеченности;

– при пересечении судоходных и сплавных рек – не менее значений, установленных нормами проектирования бля мостовых переходов на судоходных реках.

4.5.4 Запорную арматуру следует размещать на расстоянии не менее 10м от границ перехода. За границу перехода принимают места пересечения газопроводом горизонта высоких вод с 10 % – ной обеспеченностью.

4.6 Пересечение искусственных препятствий газопроводом

4.6.1 Пересечение газопроводами искусственных препятствий. Искусственными препятствиями являются автомобильные дороги, железные и трамвайные дороги, а также различные насыпи.

4.6.2 Расстояние по горизонтали от мест пересечения подземными газопроводами трамвайных и железнодорожных путей и автомобильных дорог должны быть, не менее:

– до мостов и тоннелей на железных дорогах общего пользования, трамвайных путях, автомобильных дорогах 1 – 3 категорий, а также до пешеходных мостов, тоннелей через них – 30м, а для железных дорог не общего пользования, автомобильных дорог 4 – 5 категорий и труб – 15м;

– до зоны стрелочного перевоза (начала остряков, хвоста крестовин, мест присоединения к рельсам отсасывающих кабелей и других пересечений пути) – 4м для трамвайных путей и 20м для железных дорог;

– до опор контактной сети – 3м.

4.6.3 Разрешается сокращение указанных расстояний по согласованию с организациями, в ведении которых находятся пересекаемые сооружения.

4.6.4 Подземные газопроводы всех давлений в местах пересечений с железнодорожными и трамвайными путями, автомобильными дорогами 1 – 4 категорий, а также магистральными улицами общегородского значения следует прокладывать в футлярах. В других случаях вопрос о необходимости устройства футляров решается проектной организацией.

4.7 Футляры

4.7.1 Футляры должны удовлетворять условиям прочности и долговечности. На одном конце футляра следует предусматривать контрольную трубку, выходящую под защитное устройство.

4.7.2 При прокладке межпоселковых газопроводов в стесненных условиях и газопроводов на территории поселений разрешается сокращение этого расстояния до 10 м при условии установки на одном конце футляра вытяжной свечи с устройством для отбора проб, выведенное на расстояние не менее 50м от края земляного полотна (оси крайнего рельса на нулевых отметках). В других случаях концы футляров должны располагаться на расстоянии:

– не менее 2м о т крайнего рельса трамвайного пути и железных дорог, калии 750 мм, а также от края проезжей части улиц;

– не менее 3м о т края водоотводного сооружения дорог (кювета, канавы, резерва) и от крайнего рельса железных дорог не общего пользования, но не менее 2м о т подошвы насыпей.

4.7.3 Глубина укладки газопровода от подошвы рельса или верха покрытия дороги, а при наличии насыпи - от ее подошвы до верха футляра должна отвечать требованиям безопасности, быть не менее:

– при производстве работ открытым способом - 1.0 м;

– при производстве работ методом продавливания или наклонно– направленного бурения и щитовой прокладки – 1.5 м;

– при производстве работ методом прокола – 2.5 м.

4.8. Пересечение труб с дорогами

4.8.1Толщина стенок труб стального газопровода при пересечении им железных дорог общего пользования должна быть на 2 – 3 мм больше расчетной, но не менее 5 мм на расстояниях по 50 м в каждую сторону от края земляного полотна (оси крайнего рельса на нулевых отметках).

4.8.2Для полиэтиленовых газопроводов на этих участках и на пересечениях автомобильных дорог 1 – 3 категории должны применяться полиэтиленовые трубы не более SDR 11 с коэффициентом запаса прочности не менее 2.8.

4.9 Противокоррозионная защита трубопроводов

4.9.1 Трубопроводы, применяемые в системах газоснабжения как правило, из углеродистых и низколегированных сталей. Срок службы и надежность работы трубопроводов во многом определяется степенью защиты от разрушения при контакте с окружающей средой.

4.9.2 Коррозия - это разрушение металлов, вызванное химическими или электрохимическими процессами при взаимодействии с окружающей средой. Среда, в которой металл подвергается коррозии, называется коррозионной или агрессивной.

4.9.3 Наиболее актуальной для подземных трубопроводов является электрохимическая коррозия, которая подчиняется законам электрохимической кинетики, это окисление металла в электропроводных средах, сопровождающихся образованием и протеканием электрического тока. При этом взаимодействие с окружающей средой характеризуется катодным и анодным процессами, протекающими на различных участках поверхности металла.

4.9.4 Все подземные стальные трубопроводы, укладываемые непосредственно в грунт, защищены в соответствии с ГОСТ 9.602–2005.

4.9.5 В грунтах средней коррозионной активности при отсутствии блуждающих токов стальные трубопроводы защищены изоляционными покрытиями «весьма усиленного типа», в грунтах высокой коррозионной агрессивности опасного влияния блуждающих токов – защитными покрытиями «весьма усиленного типа» с обязательным применением 3X3.

4.9.6 Все предусмотренные виды защиты от коррозии вводятся в действие раздачи подземных трубопроводов в эксплуатацию. Для подземных стальных трубопроводов в зонах опасного влияния блуждающих токов 3X3 вводится в действие не позднее 1 месяца, а в остальных случаях позднее 6 месяцев после укладки трубопровода в грунт.

4.9.7 Коррозионная агрессивность грунта по отношению к стали характеризуется тремя способами:

– удельным электрическим сопротивлением грунта, определяемым в полевых условиях;

– удельным электрическим сопротивление грунта, определяемым в лабораторных условиях,

– средней плотностью катодного тока (j k), необходимого для смещения потенциала стали в грунте на 100 мВ отрицательнее стационарного (потенциала коррозии).

4.9.8 Если один из показателей свидетельствует о высокой агрессивности грунта, то грунт считается агрессивным, и определение остальных показателей не требуется.

4.9.9 Опасным влиянием блуждающего постоянного тока на подземные стальные трубопроводы является наличие изменяющегося по знаку и по величине смещения потенциала трубопровода по отношению к его стационарному потенциалу (знакопеременная зона) или наличие только положительного смещения потенциала, как правило, изменяющегося по величине (анодная зона). Для проектируемых трубопроводов опасным с читается наличие блуждающих токов в земле.

4.9.10 Опасное воздействие переменного тока на стальные трубопроводы характеризуется смещением среднего потенциала трубопровода в отрицательную сторону не менее, чем на 10 мВ, по отношению к стационарному потенциалу, либо наличие переменного тока плотностью более 1 МА/см 2 . (10 А/м 2 .) на вспомогательном электроде.

4.9.11 Применение 3X3 обязательно:

– при прокладке трубопроводов в грунтах с высокой коррозионной агрессивностью (защита от почвенной коррозии),

– при наличие опасного влияния постоянных блуждающих и переменных токов.

4.9.12 При защите от почвенной коррозии катодная поляризация подземных стальных трубопроводов осуществляться таким образом, чтобы среднее значение поляризационных потенциалов металла находились в пределах от –0.85В. до 1.15В по насыщенному медно-сульфатному электроду в сравнения (м.с.э.).

4.9.13 Изоляционная работа в трассовых условиях выполняются ручным способом при изоляции сборных стыков и мелких фасонных частей, исправлений повреждений покрытия (не более 10% от площади трубы), возникших при транспортировании труб, а также при ремонте трубопроводов.

4.9.14 При устранении повреждений заводской изоляции на месте, укладки газопровода должно быть обеспечено соблюдение технологии и технических возможностей нанесения покрытия и контроля его качества. Все работы по ремонту изоляционного покрытия отражаются в паспорте газопровода.

4.9.15 В качестве основных материалов для формирования защитных покрытий рекомендуется полиэтилен, полиэтиленовые ленты, битумные и битумно-полимерные мастики, наплавляемые битумно-полимерные материалы, рулонные мастично – ленточные материалы, композиции на основе хлорсульфированного полиэтилена, полиэфирных смол и полиуретанов.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДОВ ГАЗА

5.1 Расход газа

5.1.1 Расходы газа по участкам сети условно можно разделить на:

путевые, транзитные и рассредоточенные.

5.1.2 Путевым расходом называют расход, который равномерно распределен по длине участка или всего газопровода равен или очень близок по величине. Он может отбираться через одинаковые по размеру и для удобства расчета он равномерно распределен. Обычно этот расход потребляется однотипными газовыми приборами, например, емкостными или проточными водонагревателями, газовыми плитами и т.п. Сосредоточенными называются расходы, которые проходят по трубопроводу, не изменяясь, по всей длину и отбираются в определенных точках. Потребителями этих расходов являются: промышленные предприятия, котельные с постоянным в течении длительного времени расходом. Транзитными называют расходы, которые проходят по определенному участку сети, не изменяясь, и обеспечивают расход газа, к следующему участку являясь для него путевым или сосредоточенным.

5.1.2 Расходы газа в населенном пункте являются путевыми или транзитными. Сосредоточенных расходов газовых нет, так как нет промышленных предприятий. Путевые расходы складываются из расходов газовых приборов, установленных у потребителей, и зависит о т сезона года. В квартире установлены четырёх горелочные плиты марки «Glem UN6613RX» с расходом газа 1,2 м 3 /ч., проточный водонагреватель типа «Vaillant» для горячего расхода с расходом 2 м 3 /ч, емкостными водонагреватели «Viessmann Vitocell-V 100 CVA-300» с расходом 2,2 м 3 /ч.

5.2Потреблени газа

5.2.1 Потребление газа изменяется по часам, суток, дням недели, месяцам года. В зависимости о т периода в течение, которого, потребление газа принимают постоянным различают: сезонную неравномерность или неравномерность по месяцам года, суточную неравномерность или неравномерность по дням недели, часовую неравномерность или неравномерность по часам суток.

5.2.2 Неравномерность потребления газа связана с сезонными климатическими изменениями, режиму работы предприятий течении сезона, недели и суток, характеристикой газового оборудования различных потребителей изучений неравномерности строятся ступенчатые расходов газа по времени. Для регулирования сезонной неравномерности газопотребления применяются следующие способы:

– подземное хранение газа;

– использование потребителей регуляторов, которые сбрасывают излишки в летний период;

– резервные промыслы и газопроводы.

5.2.3 Для регулирования неравномерности газового потребления газа в зимние месяцы, используют отбор газа из подземных хранилищ, а в малый период года закачку в подземные хранилища. Для покрытия суточных пиковых нагрузок использования подземных хранилищ не экономично. В этом случае вводят ограничения подачи газа промышленным предприятиям и используют станции пикового покрытия, в котором происходит сжижение газа.

Cтраница 1

Химический состав природных газов неоднороден и зависит от условий их образования и нахождения в осадочной толще.  

Химический состав природных газов настолько прост, что получение их заменителей, имеющих не только соответствующие характеристики, но и почти идентичный состав, не требует особых технических решений и чрезмерных капитальных затрат. Исключение из этого правила составляет водород - газ, способный в будущем заменить истощающиеся естественные запасы природного газа. Поскольку цель гафизикации ископаемого топлива - получение метана, то при отсутствии углеводородного топлива приемлемым заменителем природного газа, имеющим целый ряд дополнительных ценных характеристик, мог бы стать водород, из которого в основном состоят все природные газы.  

Химический состав природных газов измеряется автоматическим хроматографом для газов. Точность этих замеров такова, что позволяет с малой погрешностью рассчитать основные физические характеристики, которые, таким образом, можно определять не прямым путем, а пересчетом.  

Химический состав природного газа, получаемого цементными заводами из магистральных газопроводов, может изменяться не только по указанным причинам, но и в связи с тем, что магистральные газопроводы, идущие от разных месторождений, соединены между собой.  

Химический состав природного газа тот же, что указан на стр.  

Химический состав природных газов не одинаков, но основной составной частью их является метан. Саратовский газ содержит 94 3 %, Куйбышевский - 74 6 %, Дашавский - 98 %; в газах разных районов Дагестана, Керчи, Баку, Мелитополя, Ухты - от 80 до 98 % метана. Содержание высших углеводородов незначительно: от долей процента до нескольких процентов. Состав газов некоторых районов может быть неодинаков в разных пластах, как, например, в газах Майкопского и Дагестанского месторождений.  

Влияние химического состава природного газа на температуру его горения было описано в главе I. Увеличение температуры воздуха, поступающего во вращающуюся печь, значительно повышает температуру факела, но в меньшей степени, чем величина подогрева воздуха.  

Если различия в химическом составе природных газов, аккумулировавшихся в различных ловушках бассейна, определяются в основном способностью каждой ловушки удерживать более или менее подвижные компоненты газов, то определение состава изотопов углерода в метане из этих газов может стать ценным средством лучшей оценки условий улавливания газов в различных коллекторах.  

Фракционный состав известняка Еленовского месторождения и химический состав природного газа приведены на стр.  

Газовая хроматография является одним из основных методов исследования химического состава природных газов, нефтей и конденсатов. Применение этого эффективного и высокочувствительного метода позволяет не только оценить газ, нефть, конденсат как химическое сырье, но и получить новые геохимические показатели, характеризующие нефтепроизводящие породы и зоны нефтеобразования.  

Газы, в 1 м3 которых содержится более 100 г тяжелых углеводородных газов (этан, пропан и др.), называют богатыми, а менее 100 г - сухими. Химический состав природных газов зависит от типа месторождения.  

Природные газы в зависимости от месторождений могут быть сухим и и газоконденсатными. Химический состав природного газа различных месторождений неодинаков.  

Страницы:      1