Горючие газы, используемые для газоснабжения

Содержание

Содержание. 3

1.1. Основные физические свойства природных газов. 6

1.1.1. Горючие газы, используемые для газоснабжения. 6

1.1.2. Основные физические свойства газов. 8

1.2. Основные сведения о газораспределительных системах. 19

1.2.1. Общие понятия о газораспределительных системах. 19

1.2.2. Классификация газопроводов. 25

1.2.3. Системы газоснабжения. 28

1.2.4. Потребители и режимы потребления газа. 28

1.3. Газораспределительные станции (ГРС) 36

1.3.1. Классификация и структура ГРС.. 36

1.3.2. Генплан и технологические схемы ГРС.. 41

1.3.3. Проектирование ГРС по узлам. 49

1.3.3.1. Расчет узла редуцирования. 49

1.3.3.2. Расчет узла очистки газа. 51

1.3.3.3. Расчет узла предотвращения гидратообразования. 59

1.3.3.4. Расчет узла учета количества газа. 64

1.3.3.5. Расчет узла переключения. 66

1.3.3.6. Расчет узла одоризации. 69

1.3.3.7. Система автоматики и контрольно-измерительные приборы ГРС 70

1.3.4. Организация эксплуатации и обслуживания ГРС.. 72

1.3.4.1. Эксплуатация ГРС.. 72

1.3.4.2. Техническое обслуживание ГРС.. 76

1.3.4.3. Ремонт ГРС.. 76

1.3.4.4. Техническое диагностирование ГРС.. 77

1.4. Газорегуляторные пункты.. 79

1.4.1. Классификация и оборудование ГРП.. 79

1.4.2. Регулирование давления на ГРС и ГРП.. 92

1.4.3. Выбор оборудования ГРП, ГРУ.. 100

1.4.3.1. Выбор регулятора давления. 101

1.4.3.2. Выбор фильтра. 103

1.4.4. Сезонное регулирование давления газа на выходе ГРП.. 105

1.5. Газовая распределительная сеть. 109

1.5.1. Категории потребителей и режимы потребления газа. 109

1.5.2. Расчетные расходы газа. 111

1.5.2.1. Годовые расходы газа. 111

1.5.2.2. Расчётные часовые расходы.. 115

1.5.3. Расчёт диаметра газопровода и допустимых потерь давления. 118

1.5.4. Гидравлический расчёт простых газопроводов высокого, среднего и низкого давления. 123

1.5.4.1. Газопроводы высокого и среднего давления. 124

1.5.4.2. Газопроводы низкого давления. 125

1.5.5. Методы расчёта тупиковой распределительной сети. 127

1.5.5.1. Традиционный метод расчета тупиковой сети. 127

1.5.5.2. Метод оптимальных диаметров. 132

1.5.5.3. Комбинированный метод расчета тупиковой газораспределительной сети. 139

1.5.5.4. Сравнительный анализ методик распределения расчетного перепада давления. 139

1.5.6. Гидравлический расчёт кольцевых распределительных сетей. 142

1.5.7. Наружные газопроводы. Трубы и арматура. 148

1.5.7.1. Пересечения газопроводов с различными препятствиями. 152

5.7.2. Трубы и их соединения. 153

1.5.7.3. Газовая арматура и оборудование. 161

1.5.7.4. Приемка и ввод газопроводов в эксплуатацию.. 171

1.5.8. Внутренние устройства системы газораспределения. 176

1.5.8.1. Устройство внутренних газопроводов. 176

1.5.8.2..Бытовые газовые приборы.. 178

Список литературы.. 187

Основные физические свойства природных газов

Горючие газы, используемые для газоснабжения

Для газоснабжения используются природные, искусственные и сжиженные природные и углеводородные газы. Качество природного газа должно соответствовать ГОСТ 5542-87, сжиженного углеводородного газа — ГОСТ Р 52087 – 2003 [2].

По составу газы могут быть чистыми и смесями. Чистыми газами являются газы, в которых содержится не более 0,05% (молярных) примесей газов других наименований. Газовая смесь — смесь чистых газов, не вступающих друг с другом в химическую реакцию.

Природный газ — это газовая смесь, компонентами которой в основном являются предельные углеводороды (С_nН₂_n₊₂), азот, диоксид углерода и сероводород. Компонентный состав смеси газов, в том числе и природного газа, определяется в объемных или молярных долях.

Для природного газа характерным является следующий компонентный состав, выраженный в объемных долях:

0,6 < метан < 1,0

0,00 < этан< 0,12

0,00 < пропан < 0,06

0,00 < бутаны < 0,04

0,00 < пентаны < 0,04

0,00 < азот <0,16

0,00 < диоксид углерода< 0,16

0,00 < сероводород < 0,01

0,000 < гелий < 0,002

Другие компоненты < 0,002

Согласно стандарта содержание вредных примесей в граммах на 100м³ газа не должно превышать: сероводорода - 2, аммиака — 2, цианистых соединений в пересчете на синильную кислоту (HCN) — 5, смолы и пыли — 0,1, нафталина — 10 (летом) и 5 (зимой).

Содержание влаги не должно превышать количеств, насыщающих газ при температуре 20 °С (зимой) и 35 °С (летом). Если газ транспортируют на большие расстояния, то его осушают.

Природные газы представляют собой смесь углеводородов метанового ряда, их можно подразделить на три группы: [8]

1— газы чисто газовых месторождений. Состоят в основном из метана, являются сухими, или тощими (не более 50 г/м³ пропана и выше). Характеристики природных газов некоторых северных месторождений приведены в табл. 1.1.

2— попутные газы нефтяных месторождений. Содержат большое количество тяжелых углеводородов - обычно более 150 г/м³. Являются

Низшая теплота сгорания, кДж/(кгК)
Плотность (при 0 °С и 0,1013), МПа	0,729	0,714	0,722	0,723	0,728	0,727	0,730	0,735	0,745	0,729	0,724	0,755	0,859
Состав газа (по объему), %	Серо водород H₃S	нет	нет	нет	следы	нет	нет	нет	нет	нет	нет	нет	нет	Нет
Азот N₂	0,980	1,120	0,600	0,855	1,500	1,000	1,300	2,560	4,300	1,100	1,600	3,000	5,100
Двуокись углерода С0₂	0,290	0,190	0,010	0,063	0,200	0,200	0,150	0,100	0,190	0,100	0,060	0,500	0,300
Пентан C₅H₁₂	0,010	0,010	0,010	-	0,010	0,010	0,010	0,010	-	-	0,010	0,060	0,300
Бутан С₄Н₁₀	-	-	-	0,003	-	0,020	0,005	-	-	-	0,010	0,100	0,940
Пропан С₃Н₈	-	-	-	0,007	0,010	0,030	0,010	0,010	-	0,010	0,300	0,300	2,600
Этан C₂H₆	0,70	0,60	0,120	0,028	0,070	0,100	0,130	0,120	0,320	0,070	0,100	1,200	8,800
Метан СH₄	98,8	98,6	99,2	99,0	98,4	98,6	98,7	97,2	95,1	98,4	97,6	94,1	81,8
Месторождение	Уренгойское	Ямбургское	Медвежье	Бованенковское	Заполярное	Тазовское	Губкинское	Комсомольское	Вынгапуровское	Юбилейное	Мессояхское	Березовское	Вуктыльское

Таблица 1.1. Характеристики природных газов некоторых северных месторождений России

жирными газами. Это смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции и газового бензина.

3— газы конденсатных месторождений. Это смесь сухого газа и конденсата. Пары конденсата представляют собой смесь паров тяжелых углеводородов, содержащих С₅ и выше (бензин, лигроин, керосин). Сухие газы легче воздуха, а жирные — обычно тяжелее.

Теплотворная способность газов чисто газовых месторождений — 31’000...38’000 кДж/м³, а попутных газов нефтяных месторождений — 38’000...63’000 кДж/м³.

Искусственные газы. При термической обработке твердых топлив в зависимости от способа переработки получают газы сухой перегонки и генераторные газы.

Сухая перегонка — процесс разложения твердого топлива без доступа воздуха. Получают газ, смолу и коксовый остаток (температура процесса 900...1 100 °С).

Примерный состав коксового газа, %:

Н₂ - 59; СН₄ - 24; С_nН_m - 2; СО - 8; С0₂ - 2,4; O₂ - 0,6; N₂ - 4.

Теплотворная способность — 16 000... 18 000 кДж/м³, плотность — 0,45...0,5 кг/м³.

Газификация — процесс термохимической переработки топлива. В результате реакции углерода топлива с кислородом и водяным паром образуются горючие газы: окись углерода и водород. Одновременно с процессом газификации протекает частичная сухая перегонка топлива.

Продуктами газификации топлива являются горючий газ, зола и шлаки (в газогенераторах). При подаче в газогенератор паровоздушной смеси получают генераторный газ, называемый смешанным, примерный состав которого в %:

Н₂ - 14,0; СН₄ - 1,0; СО - 28,0; С0₂ - 6,0; 0₂ - 0,2; H₂S - 0,2; N₂ - 50,6.

Теплотворная способность генераторного газа —5 500 кДж/м³, плотность—1,15 кг/м³.