ВСТУП
1.1 Загальні положення
1.1.1 Курсовий проект (газопостачання села Кинзебулатове) розроблено на підставі генплану населеного пункту.
1.1.2 Під час розробки проекту враховуються вимоги основних нормативних документів:
– актуалізованій редакції СНіП 42-01 2002 «Газорозподільні мережі».
– СП 42-101 2003 «Загальні положення щодо проектування та будівництва газорозподільних систем з металевих та поліетиленових труб».
– ГОСТ Р 54-960-2012 «Пункти газорегуляторні блокові. Пункти редукування газу шафні».
1.2 Загальні відомостіпро населений пункт
1.2.1 На території населеного пункту промислових та комунально-побутових підприємств немає.
1.2.2 Населений пункт забудований одноповерховими будинками. У населеному пункті немає централізованого опалення та централізованого гарячого водопостачання.
1.2.3 Газорозподільні системи територією населеного пункту проводитиметься підземною із сталевих труб. Сучасні розподільні системи газопостачання є складним комплексом споруд, що складається з наступних основних елементів газових кільцевих, тупикових і змішаних мереж низького, середнього, високого тиску, прокладених на території міста або іншого населеного пункту всередині кварталів і всередині будівель, на магістралях - на магістралях газорегуляторних станцій (ГРС).
ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНУ БУДІВНИЦТВА
2.1 Загальні відомості про населений пункт
Кінзебулатове, Кінзебулат(Башок. Кіній Булат) - село в Ішимбайському районі республіки Башкортостан, Росія.
Адміністративний центр сільського поселення "Байгузинська сільрада".
Населення становить близько 1 тис. осіб. Кінзебулатово знаходиться за 15 км від найближчого міста - Ішимбая - і за 165 км від столиці Башкортостану - Уфи.
Складається з двох частин – башкирського села та колишнього селища нафтовиків.
Протікає річка Тайрук.
Також є Кінзебулатівське родовище нафти.
Агробізнес - Асоціація селянсько-фермерських господарств «Ударник»
РОЗРАХУНОК ХАРАКТЕРИСТИК СКЛАДУ ПРИРОДНОГО ГАЗУ
3.1 Особливості газового палива
3.1.1 Природний газ має низку переваг у порівнянні з іншими видами палива:
- Низька собівартість;
- Високу теплоту згоряння;
– транспортування магістральними газопроводами газу на великі відстані;
- Повне згоряння полегшує умову праці персоналу, обслуговування газового обладнаннята мереж,
- Відсутність у складі газу оксиду вуглецю, що дозволяє при витоку уникнути отруєння;
– газопостачання міст та населених пунктів значно покращує стан їх повітряного басейну;
- Можливість автоматизації процесів горіння досягнення високого ККД;
– менше виділення при спалюванні шкідливих речовин, ніж при спалюванні твердого чи рідкого палива.
3.1.2. Природне газове паливо складається з горючих і негорючих компонентів. Чим більша палива частина палива, тим більша питома теплота його згоряння. Горюча частина або органічна маса включає органічні сполуки, до складу якого входить вуглець, водень, кисень, азот, сірка. Негорюча частина складається з зали та вологи. Основними складовими природного газу є метан СН 4 від 86 до 95%, важкі вуглеводні С m Н n (4-9%), баластними домішками є азот і вуглекислий газ. Вміст метану у природних газах досягає 98%. Газ не має ні кольору, ні запаху, тому його одоризують. Природні горючі гази за ГОСТ 5542-87 та ГОСТ 22667-87 складається в основному з вуглеводнів метанового ряду.
3.2 Горючі гази, що використовуються для газопостачання. Фізичні властивості газу.
3.2.1 Для газопостачання використовуються природні штучні гази за ГОСТ 5542-87 вміст шкідливих домішок 1 г /100м 3 газу має перевищувати:
– сірководню – 2г;
– аміаку – 2г;
- ціаністих сполук-5;
– смоли та пилу – 0.1г;
- Нафталіну - 10г. влітку та 5г. взимку.
– гази чисто газових родовищ. Складаються в основному з метану, є сухими або худими (не більше 50 г/м 3 пропану та вище);
– попутні гази нафтових родовищ, що містять велику кількість вуглеводнів, зазвичай 150 г/м 3 , є жирними газами, це суміш сухого газу, пропан – бутанової фракції та газового бензину.
– гази конденсатних родовищ, це суміш сухого газу та конденсату. Пари конденсату є сумішшю пар важких вуглеводнів (бензин, лігроїн, гас).
3.2.3. Теплотворна здатність газу, чисто газових родовищ від 31000 до 38000 кДж/м 3 , а попутних газів нафтових родовищ від 38000 до 63000 кДж/м 3 .
3.3 Розрахунок складу природного газу родовища Пролетарське
Таблиця 1-Склад газу родовища Пролетарське
3.3.1 Найнижча теплота згоряння та щільність компонентів природного газу.
3.3.2 Розрахунок теплоти згоряння природного газу:
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 Визначення щільності газового палива:
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 Визначення відносної густини газового палива:
де повітря складає 1,21-1,35 кг/м 3 ;
ρ отн 
, (3)
3.3.5 Визначення кількості повітря необхідного для спалювання 1 м3 газу теоретично:
[(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 м3/м3.
3.3.6 Визначені розрахунком характеристики газового палива зведемо до таблиці 2.
Таблиця 2 – Характеристики газового палива
| Q МДж/м3 | Р газу 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 |
ТРАСУВАННЯ ГАЗОПРОВОДУ
4.1 Класифікація газопроводів
4.1.1 Газопроводи, що прокладаються в містах та населених пунктах, класифікують за такими показниками:
-По виду газу, що транспортується, природного, попутного, нафтового, зрідженого вуглеводневого, штучного, змішаного;
-по тиску газу низького, середнього та високого (I категорії та II категорії); –за родовищем щодо землі: підземні (підводні), надземні (надводні);
-за розташуванням у системі планування міст і населених пунктів зовнішні та внутрішні;
-За принципом побудови (розподільні газопроводи): закільцьовані, тупикові, змішані;
-За матеріалом труб металеві, неметалеві.
4.2 Вибір траси газопроводу
4.2.1 Система газорозподілу може бути надійною та економічною при правильному виборітрас для прокладання газопроводів. На вибір траси впливають такі умови: відстань до споживачів газу, напрямок та ширина проїздів, вид дорожнього покриття, наявність уздовж траси різних споруд та перешкод, рельєф місцевості, планування
кварталів. Траси газопроводів вибирають з урахуванням транспортування газу найкоротшим шляхом.
4.2.2 Від вуличних газопроводів до кожної будівлі прокладають вводи. У міських районах з новим плануванням газопроводи розташовують усередині кварталів. При трасуванні газопроводів необхідно дотримуватися відстані газопроводів від інших споруд. Допускається прокладання двох або більше газопроводів в одній траншеї на одному або різних рівнях (східцях). При цьому відстань між газопроводами у світлі слід передбачати достатньою для монтажу та ремонту трубопроводів.
4.3 Основні положення під час прокладання газопроводів
4.3.1 Прокладання газопроводів слід здійснювати на глибині не менше 0,8 м до верху газопроводу або футляра. У тих місцях, де не передбачається рух транспорту та сільськогосподарських машин, глибина прокладки сталевих газопроводів допускається не менше 0,6 м. На зсувних і схильних до ерозії ділянках прокладання газопроводів слід передбачати на глибину не менше 0,5 м нижче за дзеркало ковзання і нижче за межу прогнозованого дільниці руйнування. В обґрунтованих випадках допускається наземне прокладання газопроводів по стінах будівель усередині житлових дворів та кварталів, а також на відбільних ділянках траси, у тому числі на ділянках переходів через штучні та природні перешкоди під час перетину підземних комунікацій.
4.3.2 Надземні та наземні газопроводи з обвалуванням можуть прокладатися в скельних, багаторічномерзлих ґрунтах, на заболочених ділянках та за інших складних ґрунтових умов. Матеріал та габарити обвалування слід приймати виходячи з теплотехнічного розрахунку, а також забезпечення стійкості газопроводу та обвалування.
4.3.3 Прокладання газопроводів у тунелях, колекторах та каналах не допускається. Винятки становлять прокладання сталевих газопроводів тиском до 0,6 МПа на території промислових підприємств, а також канали багаторічномерзлих ґрунтів під автомобільними та залізницями.
4.3.4 З'єднання труб слід передбачати нероз'ємними. Роз'ємними можуть бути з'єднання сталевих труб з поліетиленовими та в місцях встановлення арматури, обладнання та контрольно-вимірювальних приладів (КІП). Роз'ємні з'єднання поліетиленових труб зі сталевими в ґрунті можуть передбачатися лише за умови влаштування футляра з контрольною трубкою.
4.3.5 Газопроводи в місцях входу та виходу із землі, а також введення газопроводів у будівлі слід укладати у футляр. У просторі між стіною і футляром слід закладати на всю товщину конструкції, що перетинається Кінці футляра слід ущільнювати еластичним матеріалом. Введення газопроводів у будівлі слід передбачати безпосередньо приміщення, де встановлено газовикористовувальне обладнання, або суміжне приміщення, з'єднані від критим отвором. Не допускається введення газопроводів у приміщення підвальних та цокольних поверхів будівель, крім вводів газопроводів природного газу до одноквартирних та блокованих будинків.
4.3.6 Вимикаючий пристрій на газопроводах слід передбачати:
– перед окремими блокованими будинками;
– для відключення стояків житлових будівель понад п'ять поверхів;
- Перед зовнішнім газовикористовуючим обладнанням;
- Перед газорегуляторними пунктами, за винятком ГРП підприємстві, на відгалуженні газопроводу до яких є пристрій, що відключає, на відстані менше 100м о т ГРП;
– на виході із газорегуляторних пунктів, закільцьованими газопроводами;
- На відгалуженнях від газопроводів до поселень, окремих мікрорайонів, кварталів, груп житлових будинків, а при числі квартир більше 400 і до окремих будинків, а також на відгалуженнях виробничим споживачам та котельним;
– при перетині водних перешкод двома нитками та більше, а також однією ниткою при ширині водної перешкоди при межовому горизонті 75м і більше;
– при перетині залізницьзагальної мережі та автомобільних доріг 1–2 категорії, якщо пристрій, що відключає, що забезпечує припинення подачі газу на ділянці переходу, розташованих на відстані від доріг більше 1000 м.
4.3.7 Вимикачі на надземних газопроводах,
прокладених по стінах будівель і на опорах, слід розміщувати на відстані (в радіусі) від дверних і віконних отворів, що відкриваються, не менше:
– для газопроводів низького тиску – 0.5 м;
– для газопроводів середнього тиску – 1 м;
– для газопроводів високого тиску другої категорії – 3 м;
– для газопроводів високого тиску першої категорії – 5 м.
На ділянках транзитного прокладання газопроводів по стінах будівель установка пристроїв, що відключають, не допускається.
4.3.8 Відстань по вертикалі (у світлі) між газопроводом (футляром) та підземними інженерними комунікаціями та спорудами у місцях їх перетину слід приймати з урахуванням вимог відповідних нормативних документів, але не менше 0.2 м.
4.3.9 У місцях перетину газопроводів з підземними комунікаціями, колекторами та каналами різного призначення, а також у місцях проходу газопроводів через стінки газових колодязів газопровід слід прокладати у футлярі. Кінці футляра повинні виводитися на відстань не менше 2 м. в обидві сторони від зовнішніх стін перетинаються споруд та комунікації, при перетині стінок газових колодязів - на відстані не менше 2 см. кінці футляра повинні бути закриті гідроізоляційним матеріалом. На одному кінці футляра у верхні точки ухилу (за винятком місць перетину стін колодязів) слід передбачати контрольну трубку, що виходить під захисний пристрій. У міжтрубному просторі футляра та газопроводу дозволяється прокладання експлуатаційного кабелю (зв'язку, телемеханіки та електрозахисту) напругою до 60В, призначене для обслуговування газорозподільних систем.
4.3.10 Поліетиленові труби, що застосовуються для будівництва газопроводів, повинні мати коефіцієнт запасу міцності на ГОСТ Р 50838 не менше 2.5.
4.3.11 Не допускається прокладання газопроводів із поліетиленових труб:
- На території поселень при тиску понад 0.3 МПа;
– поза територією поселень при тиску понад 0.6 МПа;
– для транспортування газів, що містять ароматичні та хлоровані вуглеводні, а також рідкої фази ЗВГ;
– при температурі стінки газопроводу за умов експлуатації нижче –15°С.
При застосуванні труб із коефіцієнтом запасу міцності не менше 2.8 дозволяється прокладання поліетиленових газопроводів тиском понад 0.3 до 0.6 МПа на територіях поселення з переважно одно – двоповерховою та котеджною житловою забудовою. На території малих сільських поселень дозволяється прокладання поліетиленових газопроводів тиском до 0.6 МПа з коефіцієнтом запасу міцності щонайменше 2.5. При цьому глибина прокладки має бути не менше 0.8 м до верху труби.
4.3.12 Розрахунок газопроводів на міцність повинен включати визначення товщини стінок труб та сполучних деталей та напруг у них. При цьому для підземних та наземних сталевих газопроводів слід застосовувати труби та сполучні деталі з товщиною стінки не менше 3 мм, для надземних та внутрішніх газопроводів – не менше 2 мм.
4.3.13 Характеристики граничних станів, коефіцієнти надійності щодо відповідальності, нормативні та розрахункові значення навантажень та впливів та їх поєднання, а також нормативні та розрахункові значення характеристик матеріалів слід приймати у розрахунках з урахуванням вимог ГОСТ 27751.
4.3.14 При будівництві в районах зі складними геологічними умовами та сейсмічними впливами повинні враховуватися спеціальні вимоги та передбачатися заходи, що забезпечують міцність, стійкість та герметичність газопроводів. Сталеві газопроводи мають бути захищені від корозії.
4.3.15 Підземні та наземні з обвалуванням сталеві газопроводи, резервуари ЗВГ, сталеві вставки поліетиленових газопроводів і сталеві футляри на газопроводах (далі - газопроводи) слід захищати від ґрунтової корозії та корозії блукаючими струмами відповідно до вимог ГОСТ 9.602.
4.3.16 Сталеві футляри газопроводів під автомобільними дорогами, залізничними та трамвайними коліями при бестраншейній прокладці (прокол, продавлювання та інші технології, дозволені застосуванню) повинні бути, як правило, захищені засобами електротехнічного захисту (3X3), при прокладанні відкритим способом – ізоляційними покриттями та 3X3.
4.4 Вибір матеріалу для газопроводу
4.4.1 Для підземних газопроводів слід застосовувати поліетиленові та сталеві труби. Для наземних та надземних газопроводів слід застосовувати сталеві труби. Для внутрішніх газопроводів низького тиску дозволяється застосовувати сталеві та мідні труби.
4.4.2 Сталеві безшовні, зварні (прямошовні та спірально шовні) труби та сполучні деталі для газорозподільних систем повинні бути виготовлені зі сталі, що містить не більше 0,25 % вуглецю, 0,056 % сірки та 0,04 % фосфору.
4.4.3 Вибір матеріалу труб, трубопровідної запірної арматури, з'єднувальних деталей, зварювальних матеріалів, кріпильних елементів та інших слід проводити з урахуванням тиску газу, діаметра та товщини стінки газопроводу, розрахункової температури зовнішнього повітря в районі будівництва та температури стінки труби при експлуатації, ґрунтових та природних умов; наявності вібраційних навантажень.
4.5 Подолання природних перешкод газопроводом
4.5.1 Подолання газопроводами природних перешкод. Природними перешкодами є перешкоди, яри, ущелини, балки. Газопроводи на підводних переходах слід прокладати із заглибленням у дно водних перешкод, що перетинаються. За потреби, за результатами розрахунків на спливання необхідно провести баластування трубопроводу. Позначка верху газопроводу (баласту, футеровки) має бути не менше ніж на 0,5 м, а на переходах через судноплавні та сплавні річки – на 1,0 м нижче за прогнозований профіль дна на строк 25 років. При виконанні робіт методом похило-спрямованого буріння - не менше ніж на 20м нижче за прогнозований профіль дна.
4.5.2 На підводних переходах слід застосовувати:
- Сталеві труби з товщиною стінки на 2 мм більше розрахункової, але не менше 5 мм;
– поліетиленові труби, що мають стандартне розмірне відношення зовнішнього діаметра труби до товщини стінки (SDR) не більше 11 (ГОСТ Р 50838) з коефіцієнтом запасу міцності не менше 2,5.
4.5.3 Висоту прокладки надводного переходу газопроводу від розрахункового рівня підйому води або льодоходу (горизонт високих вод – ГВВ або льодоходу – ГВЛ) до низу труби чи прогонової будови слід приймати:
- при перетині ярів і балок - не нижче 0,5 м і над ГВВ 5%-ної забезпеченості;
- при перетині несудноплавних і несплавних річок - не менше 0,2 м над ГВВ та ГВЛ 2 % - ної забезпеченості, а за наявності на річках корчохода - з його урахуванням, але не менше 1 м над ГВВ 1 % - ної забезпеченості;
– при перетині судноплавних та сплавних річок – не менше значень, встановлених нормами проектування для мостових переходів на судноплавних річках.
4.5.4 Запірну арматуруслід розміщувати з відривом щонайменше 10м від меж переходу. За кордон переходу приймають місця перетину газопроводом горизонту високих вод з 10%-ною забезпеченістю.
4.6 Перетин штучних перешкод газопроводом
4.6.1 Перетин газопроводами штучних перешкод. Штучними перешкодами є автомобільні дороги, залізниці та трамвайні дороги, а також різні насипи.
4.6.2 Відстань по горизонталі від місць перетину підземними газопроводами трамвайних та залізничних колій та автомобільних доріг повинні бути не меншими:
– до мостів та тунелів на залізницях загального користування, трамвайних коліях, автомобільних дорогах 1 – 3 категорій, а також до пішохідних мостів, тунелів через них – 30м, а для залізниць не загального користування, автомобільних доріг 4 – 5 категорій та труб – 15м;
– до зони стрілочного перевезення (початки дотепників, хвоста хрестовин, місць приєднання до рейок відсмоктувальних кабелів та інших перетинів колії) – 4м для трамвайних колій та 20м для залізниць;
- До опор контактної мережі - 3м.
4.6.3 Дозволяється скорочення зазначених відстаней за погодженням з організаціями, у віданні яких знаходяться споруди, що перетинаються.
4.6.4 Підземні газопроводи всіх тисків у місцях перетинів із залізничними та трамвайними коліями, автомобільними дорогами 1 – 4 категорій, а також магістральними вулицями загальноміського значення слід прокладати у футлярах. В інших випадках питання необхідності влаштування футлярів вирішується проектною організацією.
4.7 Футляри
4.7.1 Футляри повинні відповідати умовам міцності та довговічності. На одному кінці футляра слід передбачати контрольну трубку, що виходить під захисний пристрій.
4.7.2 При прокладанні міжселяльних газопроводів у обмежених умовах та газопроводів на території поселень дозволяється скорочення цієї відстані до 10 м за умови встановлення на одному кінці футляра витяжної свічки з пристроєм для відбору проб, виведене на відстань не менше 50м від краю земляного полотна (осі) рейки на нульових відмітках). В інших випадках кінці футлярів повинні розташовуватися на відстані:
– не менше 2м від крайньої рейки трамвайної колії та залізниць, калії 750 мм, а також від краю проїжджої частини вулиць;
- Не менше 3м від краю водовідвідної споруди доріг (кювета, канави, резерву) і від крайньої рейки залізниць не загального користування, але не менше 2м від підошви насипів.
4.7.3 Глибина укладання газопроводу від підошви рейки або верху покриття дороги, а за наявності насипу - від її підошви до верху футляра повинна відповідати вимогам безпеки, бути не менше:
- при виконанні робіт відкритим способом - 1.0 м;
- при виконанні робіт методом продавлювання або похило-спрямованого буріння та щитової прокладки - 1.5 м;
– під час виконання робіт методом проколу – 2.5 м.
4.8. Перетин труб з дорогами
4.8.1Товщина стінок труб сталевого газопроводупри перетині ним залізниць загального користування має бути на 2 – 3 мм більше за розрахункову, але не менше 5 мм на відстанях по 50 м у кожну сторону від краю земляного полотна (осі крайньої рейки на нульових відмітках).
4.8.2 Для поліетиленових газопроводів на цих ділянках та на перетинах автомобільних доріг 1 – 3 категорії застосовуються поліетиленові труби не більше SDR 11 з коефіцієнтом запасу міцності не менше 2.8.
4.9 Протикорозійний захист трубопроводів
4.9.1 Трубопроводи, що застосовуються в системах газопостачання, як правило, з вуглецевих та низьколегованих сталей. Термін служби та надійність роботи трубопроводів багато в чому визначається ступенем захисту від руйнування при контакті з довкіллям.
4.9.2 Корозія - це руйнування металів, спричинене хімічними чи електрохімічними процесами при взаємодії з довкіллям. Середовище, в якому метал піддається корозії, називається корозійним або агресивним.
4.9.3 Найактуальнішою для підземних трубопроводів є електрохімічна корозія, яка підпорядковується законам електрохімічної кінетики, це окислення металу в електропровідних середовищах, що супроводжуються утворенням та перебігом електричного струму. При цьому взаємодія з навколишнім середовищем характеризується катодним та анодним процесами, що протікають на різних ділянках поверхні металу.
4.9.4 Усі підземні сталеві трубопроводи, що укладаються безпосередньо в ґрунт, захищені відповідно до ГОСТ 9.602–2005.
4.9.5 У ґрунтах середньої корозійної активності за відсутності блукаючих струмів сталеві трубопроводи захищені ізоляційними покриттями «дуже посиленого типу», у ґрунтах високої корозійної агресивності небезпечного впливу блукаючих струмів – захисними покриттями «дуже посиленого типу» з обов'язковим застосуванням 3X.
4.9.6 Усі передбачені види захисту від корозії вводяться в дію роздачі підземних трубопроводів в експлуатацію. Для підземних сталевих трубопроводів у зонах небезпечного впливу блукаючих струмів 3X3 вводиться в дію не пізніше 1 місяця, а в інших випадках пізніше 6 місяців після укладання трубопроводу в ґрунт.
4.9.7 Корозійна агресивність ґрунту по відношенню до сталі характеризується трьома способами:
- Питомим електричним опірм ґрунту, що визначається в польових умовах;
– питомий електричний опір ґрунту, що визначається в лабораторних умовах,
- Середньою щільністю катодного струму (j k), необхідного для зміщення потенціалу сталі в ґрунті на 100 мВ негативніше стаціонарного (потенціалу корозії).
4.9.8 Якщо один із показників свідчить про високу агресивність ґрунту, то ґрунт вважається агресивним, і визначення інших показників не потрібно.
4.9.9 Небезпечним впливом блукаючого постійного струму на підземні сталеві трубопроводи є наявність змінюваного за знаком і за величиною зміщення потенціалу трубопроводу по відношенню до його стаціонарного потенціалу (знакозмінна зона) або наявність тільки позитивного зміщення потенціалу, що зазвичай змінюється за величиною (анодна зона) . Для проектованих трубопроводів небезпечним з читається наявність блукаючих струмів у землі.
4.9.10 Небезпечний вплив змінного струмуна сталеві трубопроводи характеризується зміщенням середнього потенціалу трубопроводу в негативну сторону щонайменше, ніж 10 мВ, стосовно стаціонарного потенціалу, чи наявність змінного струму щільністю понад 1 МА/см 2 . (10 А/м 2 .) на допоміжному електроді.
4.9.11 Застосування 3X3 обов'язково:
– при прокладанні трубопроводів у ґрунтах з високою корозійною агресивністю (захист від ґрунтової корозії),
– за наявності небезпечного впливу постійних блукаючих та змінних струмів.
4.9.12 При захисті від ґрунтової корозії катодна поляризація підземних сталевих трубопроводів здійснюватиметься таким чином, щоб середнє значення поляризаційних потенціалів металу знаходилось у межах від –0.85В. до 1.15В за насиченим мідно-сульфатним електродом порівняння (м.с.е.).
4.9.13 Ізоляційні роботи в трасових умовах виконуються ручним способом при ізоляції збірних стиків та дрібних фасонних частин, виправлень пошкоджень покриття (не більше 10% від площі труби), що виникли при транспортуванні труб, а також при ремонті трубопроводів.
4.9.14 При усуненні пошкоджень заводської ізоляції на місці укладання газопроводу має бути забезпечене дотримання технології та технічних можливостей нанесення покриття та контролю його якості. Усі роботи з ремонту ізоляційного покриття відображаються у паспорті газопроводу.
4.9.15 В якості основних матеріалів для формування захисних покриттів рекомендується поліетилен, поліетиленові стрічки, бітумні та бітумно-полімерні мастики, бітумно-полімерні матеріали, що наплавляються, рулонні мастично – стрічкові матеріали, композиції на основі хлорсульфированного поліетилену, поліефірних смол і поліур.
ВИЗНАЧЕННЯ ВИТРАТИ ГАЗУ
5.1 Витрата газу
5.1.1 Витрати газу ділянками мережі умовно можна розділити на:
дорожні, транзитні та розосереджені.
5.1.2 Шляховою витратою називають витрату, яка рівномірно розподілена по довжині ділянки або всього газопроводу дорівнює або дуже близька за величиною. Він може відбиратися через однакові за розміром і для зручності розрахунку рівномірно розподілений. Зазвичай ця витрата споживається однотипними газовими приладами, наприклад, ємнісними або проточними водонагрівачами, газовими плитамиі т.п. Зосередженими називаються витрати, які проходять трубопроводом, не змінюючись, по всій довжині і відбираються в певних точках. Споживачами цих витрат є: промислові підприємства, котельні з постійною протягом тривалого часу витратою. Транзитними називають витрати, які проходять по певній ділянці мережі, не змінюючись, і забезпечують витрату газу, до наступної ділянки є для нього колійним або зосередженим.
5.1.2 Витрати газу в населеному пункті є колійними чи транзитними. Зосереджених витрат газових немає, оскільки немає промислових підприємств. Дорожні витрати складаються з витрат газових приладів, встановлених у споживачів, і залежить від сезону року. У квартирі встановлені чотири пальникові плити марки «Glem UN6613RX» з витратою газу 1,2 м 3 /год., проточний водонагрівач типу «Vaillant» для гарячої витрати з витратою 2 м 3 /год, ємнісними водонагрівачами «Viessmann VitocellV 300» із витратою 2,2 м 3 /год.
5.2Споживання газу
5.2.1 Споживання газу змінюється щогодини, доби, дні тижня, місяці року. Залежно від періоду протягом якого споживання газу приймають постійним розрізняють: сезонну нерівномірність або нерівномірність по місяцях року, добову нерівномірність або нерівномірність по днях тижня, годинну нерівномірність або нерівномірність по годинах доби.
5.2.2 Нерівномірність споживання газу пов'язана з сезонними кліматичними змінами, режимом роботи підприємств протягом сезону, тижня та доби, характеристикою газового обладнання різних споживачів вивчення нерівномірності будуються ступінчасті витрати газу за часом. Для регулювання сезонної нерівномірності газоспоживання застосовуються такі способи:
- Підземне зберігання газу;
- Використання споживачів регуляторів, які скидають надлишки в літній період;
- Резервні промисли та газопроводи.
5.2.3 Для регулювання нерівномірності газового споживання газу в зимові місяці використовують відбір газу з підземних сховищ, а в малий період закачування в підземні сховища. Для покриття добових пікових навантажень використання підземних сховищ не є економічним. У цьому випадку вводять обмеження подачі газу промисловим підприємствам та використовують станції пікового покриття, в якому відбувається зрідження газу.
Сторінка 1
Хімічний складприродних газів неоднорідний і залежить від умов їх утворення та знаходження в осадовій товщі.
Хімічний склад природних газів настільки простий, що отримання їх замінників, що мають не лише відповідні характеристики, а й майже ідентичний склад, не потребує особливих технічних рішень та надмірних капітальних витрат. Виняток із цього правила становить водень - газ, здатний у майбутньому замінити природні запаси природного газу, що виснажуються. Оскільки мета гафізикаціі викопного палива - отримання метану, то за відсутності вуглеводневого палива прийнятним замінником природного газу, що має цілий ряд додаткових цінних характеристик, міг би стати водень, з якого в основному складаються всі природні гази.
Хімічний склад газів вимірюється автоматичним хроматографом для газів. Точність цих вимірів така, що дозволяє з малою похибкою розрахувати основні фізичні характеристики, які таким чином можна визначати не прямим шляхом, а перерахунком.
Хімічний склад природного газу, одержуваного цементними заводами з магістральних газопроводів, може змінюватися не лише з зазначених причин, а й у зв'язку з тим, що магістральні газопроводи, що йдуть від різних родовищ, з'єднані між собою.
Хімічний склад природного газу той самий, що зазначено на стор.
Хімічний склад природних газів не однаковий, але основною складовою їх є метан. Саратовський газ містить 94 3%, Куйбишевський – 74 6%, Дашавський – 98%; у газах різних районів Дагестану, Керчі, Баку, Мелітополя, Ухти – від 80 до 98 % метану. Зміст вищих вуглеводнів незначний: від часток відсотка до кількох відсотків. Склад газів деяких районів може бути неоднаковий у різних пластах, як, наприклад, у газах Майкопського та Дагестанського родовищ.
Вплив хімічного складу природного газу на температуру його горіння було описано в розділі I. Збільшення температури повітря, що надходить у піч, що обертається, значно підвищує температуру факела, але в меншій мірі, ніж величина підігріву повітря.
Якщо відмінності в хімічному складі природних газів, що акумулювалися в різних пастках басейну, визначаються в основному здатністю кожної пастки утримувати більш менш рухливі компоненти газів, то визначення складу ізотопів вуглецю в метані з цих газів може стати цінним засобом кращої оцінки умов уловлювання газів у різних колекторах .
Фракційний склад вапняку Оленівського родовища та хімічний склад природного газу наведено на стор.
Газова хроматографія є одним із основних методів дослідження хімічного складу природних газів, нафт і конденсатів. Застосування цього ефективного та високочутливого методу дозволяє не лише оцінити газ, нафту, конденсат як хімічну сировину, але й отримати нові геохімічні показники, що характеризують нафтовиробні породи та зони нафтоутворення.
Гази, в 1 м3 яких міститься понад 100 г важких вуглеводневих газів (етан, пропан та ін.), Називають багатими, а менше 100 г - сухими. Хімічний склад природних газів залежить від типу родовища.
Природні гази в залежності від родовищ можуть бути сухими та газоконденсатними. Хімічний склад природного газу різних родовищ неоднаковий.
Сторінки: 1
СКЛАД І ФІЗИКО-ХІМІЧНІ ВЛАСТИВОСТІ ПРИРОДНИХ ГАЗІВ
Природні гази – це речовини, які за нормальних (н.у.) та стандартних (с.у.) умов є газоподібними. Залежно від умов гази можуть бути у вільному, адсорбованому або розчиненому станах.
У пластових умовах гази залежно від їх складу, тиску та температури (термобаричного режиму в пласті) можуть перебувати у різних агрегатних станах – газоподібному, рідкому, у вигляді газорідинних сумішей.
Вільний газзазвичай розташований у підвищеній частині пласта і знаходиться у газовій шапці. Якщо газова шапка в нафтовому покладі відсутня, весь газ поклади розчинений у нафти.
Тиск, при якому газ починає виділятися з нафти в покладі, називається тиском насичення. Тиск насичення нафти газом у пластових умовах визначається складами, кількістю нафти та газу, пластовою температурою.
Розчинений газ у міру зниження тиску при видобутку виділяється з нафти. Він називатися попутним газом. У пластових умовах усі нафти містять розчинений газ. Чим вище тиск у пласті, тим більше газу може бути розчинено у нафті. У 1 м 3 нафти вміст розчиненого газу може досягати 1000 м 3 .
Природні гази, що видобуваються з газових, газоконденсатних і нафтових родовищ, складаються з вуглеводнів (УВ) метанового ряду СН 4 -З 4 Н 10: метану, етану, пропану, ізобутану та н-бутану, а також невуглеводневих компонентів: H 2 S, N 2, CO, CO2, H2, Ar, He, Kr, Xe та інших.
За нормальних і стандартних умов термодинамічно в газоподібному стані існують тільки УВ складу С1-С4. Вуглеводні алканового ряду, починаючи з пентану і вище, за цих умов знаходяться в рідкому стані, температури кипіння для ізо-З 5 дорівнює 28 про С, а для н-З 5 → 36 про С. Однак, у попутних газах іноді спостерігаються вуглеводні С 5 рахунок термобаричних умов, фазових переходів та інших явищ.
Якісний склад газів нафтового походження завжди однаковий (що не можна сказати про гази вулканічних вивержень). Кількісний розподіл компонентів завжди різна.
Склад газових сумішей виражається у вигляді масовийабо об'ємної концентрації компонентівв процентах і мольних частках.
де Wi – маса i-го компонента; ΣWi - сумарна маса суміші.
, (2.16)
де Vi - обсяг i-го компонента суміші; Σ Vi - сумарний обсяг газу.
де ni - число молей i компонента в суміші; Σпi – сумарна кількість молей газу в системі.
Залежність між об'ємною та мольною концентраціями компонентів випливає з закону Авогадро. Так як рівні обсяги будь-яких газів при однакових температурі і тиску містять однакове число молекул, то обсяг i компонента суміші буде пропорційний числу молей i компонента:
де К – коефіцієнт пропорційності. Отже
, (2.19)
тобто концентрація компонента у відсотках по молях (% мол.) у суміші газів при атмосферному тиску практично збігається з об'ємною концентрацією цього компонента у відсотках (% об.).
При високих тискахрідкі вуглеводні розчиняються у газовій фазі (газові розчини, газоконденсати). Тому при високих тисках густина газу може наближатися до густини легких вуглеводневих рідин.
Залежно від переважання в нафтових газах легень (метан, етан) або важких (пропан та вище) вуглеводнів гази поділяються на сухі та жирні.
Сухімгазом називають природний газякий не містить важких вуглеводнів або містить їх у незначних кількостях.
Жирнимгазом називають газ, що містить важкі вуглеводні в таких кількостях, коли з нього доцільно одержувати скраплені гази або газові бензини.
Гази, що видобуваються з чисто газовихродовищ містять більше 95 % метану (табл. 2.2) і являють собою, так звані, сухі гази.
