Физико-химические свойства природных газов. Расчет газовой смеси.
Газы делятся на природные и искусственные. В настоящее время для газоснабжения используются в основном природные газы. Они имеют сложный многокомпонентный состав. В зависимости от происхождения природные газы подразделяют на три группы:
1. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, на 82. ..98 % состоящие из метана;
2. Газы газоконденсатных месторождений, содержащие 80.. .95 % метана;
3. Газы нефтяных месторождений (попутные нефтяные газы), содержащие 30...70 % метана и значительное количество тяжелых углеводородов. Газы с содержанием тяжелых углеводородов (от пропана и выше) менее 50 г/м 3 принято называть сухими или «тощими», а с большим содержанием углеводородов - «жирными».
В последнее время часто начали говорить о четвертой группе природных газов – о сланцевом газе и о метане из угольных пластов. Сланцевый газ - природный газ, добываемый из сланца, состоящий преимущественно из метана. Сланцевый газ образуется в результате деградации керогена, который содержится в горючих сланцах; газ находится там в микротрещинах. Масштабное промышленное производство сланцевого газа было начато в США в начале 2000-х на месторождении Barnett Shale. Благодаря резкому росту его добычи, названному в СМИ «газовой революцией», в 2009 году США стали мировым лидером добычи газа, Причём более 40 % приходилось на нетрадиционные источники (метан из угольных пластов и сланцевый газ). Метан угольных пластов содержится в угленосных отложениях. Является причиной взрывов в угольных шахтах. Метан угольных пластов - экологически более чистое, чем уголь, и эффективное топливо.
Природные газы без цвета, без запаха и в нормальном состоянии они бывают в разных агрегатных состояниях. Метан, этан и этилен-газообразные, пропан, бутан, бутилен және пропилен - в виде паров жидкости, а под высоким давлениях - жидкие вещества. Тяжелые углеводороды, начиная с изопентана в нормальном состоянии - жидкости, они входят в состав бензиновой фракции. Для того, чтобы природные газы в целях безопастности имели запах, к ним специально добавляет специальные вещества – одоранты.
Обычно рассматривают газов в двух условиях:
1. Нормальное условие - Р н =0,1013 МПа (нормальное атмосферное давление), T н =273,16K (0 0 C);
2. Стандартное условие - Р ст =0,1013 МПа (нормальное атмосферное давление), T ст =293,16K (20 0 C – комнатная температура).
Для выполнения гидравлического и теплового расчета газопроводов и расчета режимов работы компрессорных станций необходимо знать основные свойства природных газов: плотность, вязкость, газовую постоянную, псевдокритические значения температуры и давления, теплоемкость, коэффициент теплопроводности, коэффициенты сжимаемости и Джоуля - Томсона.
Молярная масса газа (M ), она есть масса 1 моля газа. Один моль вещества состоит примерно из 6 млрд. трлн. числа любых молекул (равной числу Авогадро: N A =6,02·10 23). Ее размерность [M ]= кг/моль, или [M ]= г/моль. Молярная масса газа находится через его молекулярную массу. Например, молекулярная масса водорода приблизительно равна 2, тогда его молярная масса M ≈2г/моль=2·10 -3 кг/моль. Для кислорода M ≈32г/моль, для азота M ≈28г/моль, для пропана (C 3 H 8) M ≈12·3+1·8=44г/моль, и т.д. Плотность газа есть масса единичного объема:
Относительная плотность газа по воздуху Δ есть отношение плотности газа к плотности воздуха. Для всех состояний газа имеет место выражение:
здесь [M ]= г/моль, 28,96 г/моль – молярная масса воздуха. Для стандартного состояния
здесь ρ- плотность газа в стандартных условиях (плотность воздуха в стандартных условиях 1,205кг/м 3 , для нормальных условии 1,29кг/м 3).
Любой газ в количестве 1 моль в нормальном состоянии занимает объем примерно 22,4·10 -3 м3 , поэтому плотность газа в нормальных условиях
Здесь [M ]= г/моль, но это выражение неверно для стандартного состояния.
Вязкость (динамическая) газа μ , а [μ ]=Па·с. Вязкость газа определяется передачей импульса (из одного слоя в другой) молекулой газа при ее переходе из одного слоя течения в другой. Поэтому вязкость газа сильно зависит от температуры и почти не зависит от давления газа (до 4 МПа). Динамическая μ и кинематическая ν вязкости газа газа связана соотношением:
Удельная теплоемкость газа при постоянном давлении с , а [с ]=Дж/(кг·К). Она равна количеству теплоты, необходимому для нагревания 1 кг газа на 1К при постоянном давлении. Давление газа Р показывает силу, действующей по нормали к единице площади стенки сосуда со стороны молекул газа. [Р ]= атм, [Р ]=Па, или [M ]= МПа. 1 МПа= 10 6 Па≈10 Атм. Температура газа определяется по шкале Кельвин и Цельсий, они связаны соотношениями:
Во многих случаях при помощи сжатия газ можно превратить в жидкость. Однако температура газа должна быть ниже критической (Т кр). Если она равна или выше критической температуры, то ни в какой давлений газ не превращается в жидкость. А также, если давление газа равно или выше критического давления (Р кр), то в дальнейшем, ни в какой температуре газ не превращается в жидкость.
К основным видам транспорта газа принадлежат железнодорожный транспорт, морской транспорт и трубопроводный транспорт. Каждый вид транспорта имеет сильную и слабую сторону.
Для расчета газовой смеси необходимо знать уравнению состояния газа. Уравнение состояние газа связывает основные параметры газа, как его количество, объем, давление и температуру. Из школьного и высшего курса физики вам известны уравнения состояния Менделеева-Клапейрона, Ван-дер-Ваальса, а для газопроводов удобно уравнение состояние газа, записанное через сжимаемости газа:
где R- постоянная газа, определенная для конкретного газа, или газовой смеси. Она находится через универсальную газовую постоянную (8,314Дж/(моль·К)):
единицы измерения в выражении (8): [m ]= кг, [M ]= кг/моль, ([Р ]= Па). z в выражении (128) называется сжимаемостью газа (коэффициент сжимаемости) для конкретного газа, или газовой смеси. Коэффициент сжимаемости зависит от состоянии газа. Он обычно определяется по специальным номограммам в зависимости от приведенных температур и давлений, либо в аналитическом виде по формуле, рекомендованной отраслевыми нормами проектирования . Величины называются приведенными параметрами газа:
. (129)
Коэффициент сжимаемости учитывает отклонение свойства природного газа от законов идеального газа. Есть 2 формулы, рекомендованной отраслевыми нормами проектирования для коэффициента сжимаемости. Но обе они приближенные и дают почти одинаковые результаты при реальных параметрах магистрального газопровода. Первая из формул:
А другая формула такая:
. (131)
В этих формулах для магистрального газопровода берутся средние значения давлении и температуры:
. (132)
Для расчета удобна первая формула.
Обычно количество газовой смеси (или газа) передает через его объем. Но объем зависит от реального состояния газа, то есть, если для заданного состояния известно рабочий объем газа V , то в других состояниях соответствующие объемы газа будут другими. Для ясности объемы берутся для нормального и для стандартного условия. В технических расчетах, а в расчетах по хранению и транспортировке газа, а также в коммерческих расчетах объем газа приводится к стандартному условию.
Формула приведения рабочего объема газа к нормальному условию (нормальный объем) такая:
. (133)
Формула приведения рабочего объема газа к стандартному условию (коммерческий объем):
. (134)
здесь [Р ]= МПа.
Необходимые физико-химические свойства газовой смеси включают следующих параметров: молярная масса M , псевдокритическая температура Т кр, псевдокритическое давление Р кр, псевдокритический объем V кр, удельная теплоемкость газа при постоянном давлении, динамическая вязкость и коэффициент теплопроводности λ . Их определяют через свойств каждых компонентов смеси.
Состав газовой смеси характеризуется массовыми, или объемными, или молярными долями каждого компонента. Объемные доли каждого компонента смеси равны соответствующим молярным долям и с ними проще вести расчет. Пусть объемные доли каждого компонента смеси у 1 , у 2 , у 3 , и т.д. Тогда для всей газовой смеси всегда справедлива следующая формула:
Остальные параметры смеси в различных источниках определяются по разному. Самый простой способ - способ определения по правилу аддитивности (пропорционального сложения). Этот способ просто в использовании, но не очень точный. Он используется при ориентировочных расчетах и дает очень неплохой результат, когда доля метана в составе смеси не менее 96% (особенно при расчете вязкости). И так.
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.
Характеристика метана
§ Бесцветный;
§ Нетоксичный (не ядовитый);
§ Без запаха и вкуса.
§ В состав метана входит 75% углерода, 25% водорода.
§ Удельный вес составляет 0,717кг/м 3 (легче воздуха в 2 раза).
§ Температура воспламенения – это минимальная начальная температура, при которой начинается горение. Для метана она равна 645 о.
§ Температура горения – это максимальная температура, которая может быть достигнута при полном сгорании газа, если количество воздуха, необходимого для горения, точно отвечает химическим формулам горения. Для метана она равна 1100-1400 о и зависит от условий сжигания.
§ Теплота сгорания – это количество тепла, которое выделяется при полном сгорании 1 м 3 газа и она равна 8500 ккал/м 3 .
§ Скорость распространения пламени равна 0,67 м/сек.
Газовоздушная смесь
В которой газа находится:
До 5% не горит;
От 5 до 15% взрывается;
Свыше 15% горит при подаче дополнительного воздуха (все это зависит от соотношения объема газа в воздухе и называется пределами взрываемости )
Горючие газы не имеют запаха, для своевременного определения их в воздухе, быстрого и точного обнаружения мест утечки, газ одорируют, т.е. дают запах. Для этого используют ЭТИЛМЕРКОПТАН. Норма одоризации 16 гр на 1000 м 3 . При наличии в воздухе 1% природного газа должен ощущаться его запах.
Газ, используемый в качестве топлива, должен соответствовать требованиям ГОСТа и содержать вредных примесей на 100м 3 не более:
Сероводорода 0,0 2 г/м.куб
Аммиака 2 гр.
Синильной кислоты 5 гр.
Смолы и пыли 0,001 г/м.куб
Нафталина 10 гр.
Кислорода 1%.
Использование природного газа имеет ряд преимуществ:
· отсутствие золы и пыли и выноса твердых частиц в атмосферу;
· высокая теплота сгорания;
· удобство транспортировки и сжигания;
· облегчается труд обслуживающего персонала;
· улучшаются санитарно-гигиенические условия в котельных и прилегающих районах;
· широкий диапазон автоматического регулирования.
При использовании природного газа требуются особые меры осторожности, т.к. возможна утечка через неплотности в местах соединения газопровода и арматуры. Наличие в помещении более 20% газа вызывает удушье, скапливание его в закрытом объеме свыше 5% до 15% приводит к взрыву газовоздушной смеси. При неполном сгорании выделяется угарный газ, который даже при небольшой концентрации (0,15%) является отравляющим.
Горение природного газа
Горением называется быстрое химическое соединение горючих частей топлива с кислородом воздуха, происходит при высокой температуре, сопровождается выделением тепла с образованием пламени и продуктов сгорания. Горение бывает полным и неполным.
Полное горение – происходит при достаточном количестве кислорода. Нехватка кислорода вызывает неполное сгорание , при котором выделяется меньшее количество тепла, чем при полном, угарный газ (отравляюще действует на обслуживающий персонал), образуется сажа на поверхности котла и увеличиваются потери тепла, что приводит к перерасходу топлива, снижению КПД котла, загрязнению атмосферы.
Продуктами сгорания природного газа являются – диоксид углерода, водяные пары, некоторое количество избыточного кислорода и азот. Избыточный кислород содержится в продуктах горения только в тех случаях, когда горение происходит с избытком воздуха, а азот в продуктах сгорания содержится всегда, т.к. является составной частью воздуха и не принимает участие в горении.
Продуктами неполного сгорания газа могут быть оксид углерода, несгоревшие водород и метан, тяжелые углеводороды, сажа.
Реакция метана:
СН 4 + 2О 2 = СО 2 + 2Н 2 О
Согласно формуле для сгорания 1 м 3 метана необходимо 10 м 3 воздуха, в котором находится 2 м 3 кислорода. Практически для сжигания 1 м 3 метана необходимо больше воздуха с учетом всевозможных потерь, для этого применяется коэффициент К избытка воздуха, который = 1,05-1,1.
Теоретический объем воздуха = 10 м 3
Практический объем воздуха = 10*1,05=10,5 или 10*1,1=11
Полноту сгорания топлива можно определить визуально по цвету и характеру пламени, а так же с помощью газоанализатора.
Прозрачное голубое пламя – полное сгорание газа;
Красное или желтое с дымными полосами – сгорание неполное.
Горение регулируется увеличением подачи воздуха в топку или уменьшением подачи газа. В этом процессе используют первичный и вторичный воздух.
Вторичный воздух – 40-50% (смешивается с газом в топке котла в процессе горения)
Первичный воздух – 50-60% (смешивается с газом в горелке до горения)на горение идет газовоздушная смесь
Горение характеризует скорость распределения пламени – это скорость, с которой элемент фронта пламени распространяется относительно свежей струю газовоздушной смеси.
Скорость горения и распространения пламени зависит от:
· от состава смеси;
· от температуры;
· от давления;
· от соотношения газа и воздуха.
Скорость горения определяет одно из основных условий надежной эксплуатации котельной и его характеризует отрыв пламени и проскок.
Отрыв пламени – происходит если скорость газовоздушной смеси на выходе из горелки больше скорости горения.
Причины отрыва : чрезмерное увеличение подачи газа или чрезмерное разряжение в топке (тяга). Отрыв пламени наблюдается при розжиге и при включении горелок. Отрыв пламени приводит к загазованности топки и газоходов котла и к взрыву.
Проскок пламени – происходит если скорость распространения пламени (скорость горения) будет больше скорости истечения газовоздушной смеси из горелки. Проскок сопровождается горением газовоздушной смеси внутри горелки, горелка раскаляется и выходит из строя. Иногда проскок сопровождается хлопком или взрывом внутри горелки. При этом может быть разрушена не только горелка, но и фронтовая стенка котла. Проскок происходит при резком снижении подачи газа.
При отрыве и проскоке пламени обслуживающий персонал должен прекратить подачу топлива, выяснить и устранить причину, провентилировать топку и газоходы в течение 10-15 минут и снова разжечь огонь.
Процесс горения газообразного топлива можно разделить на 4 стадии:
1. Вытекание газа из сопла горелки в горелочное устройство под давлением с увеличенной скоростью.
2. Образование смеси газа с воздухом.
3. Зажигание образовавшейся горючей смеси.
4. Горение горючей смеси.
Газопроводы
Газ к потребителю подается по газопроводам – наружным и внутренним – на газораспределительные станции, размещенные за городом, а с них по газопроводам на газорегуляторные пункты ГРП или газорегуляторный устройства ГРУ промышленных предприятий.
Газопроводы бывают:
· высокого давления первой категории свыше 0,6 Мпа до 1,2 Мпа включительно;
· высокого давления второй категории свыше 0,3 Мпа до 0,6 Мпа;
· среднего давления третьей категории свыше 0,005 Мпа до 0,3 Мпа;
· низкого давления четвертой категории до 0,005Мпа включительно.
· МПа - означает Мега Паскаль
В котельной прокладывают газопроводы только среднего и низкого давления. Участок от распределительного газопровода сети (городской) к помещению вместе с отключающим устройством называют вводом.
Вводным газопроводом считают участок от отключающего устройства на вводе, если он установлен снаружи помещения к внутреннему газопроводу.
На вводе газа в котельную в освещенном и удобном для обслуживания месте, должна находиться задвижка. Перед задвижкой должен быть изолирующий фланец, для защиты от блуждающих токов. На каждом отводе от распределительного газопровода к котлу, предусматривается не менее 2 отключающих устройств, одно из которых устанавливается непосредственно перед горелкой. Помимо арматуры и КИП на газопроводе, перед каждым котлом, обязательно устанавливается автоматическое устройство, обеспечивающее безопасную работу котла. Для предотвращения попадания газов в топку котла, при неисправных отключающих устройствах, необходимы продувочные свечи и газопроводы безопасности с отключающими устройствами, которые при бездействующих котлах должны быть открыты. Газопроводы низкого давления красят в котельных в желтый цвет, а среднего давления в желтый с красными кольцами.
Газовые горелки - газогорелочное устройство, предназначенное для подачи к месту горения, в зависимости от технологических требований, подготовленной газовоздушной смеси или разделенного газа и воздуха, а так же для обеспечения устойчивого сжигания газообразного топлива и регулирования процесса горения.
К горелкам предъявляются следующие требования:
· основные типы горелок должны изготавливаться на заводах серийно;
· горелки должны обеспечивать пропуск заданного количества газа и полноту его сжигания;
· обеспечивать минимальное количество вредных выбросов в атмосферу;
· должны работать без шума, отрыва и проскока пламени;
· должны быть просты в обслуживании, удобны для ревизии и ремонта;
· при необходимости могли бы использоваться для резервного топлива;
· образцы вновь создаваемых и действующих горелок подлежат ГОСТ испытанию;
Главной характеристикой горелок является её тепловая мощность , под которой понимают количество теплоты, способное выделяться при полном сгорании топлива, поданного через горелку. Все данные характеристики можно найти в паспорте горелки.
Природный газ — это самое распространенное топливо на сегодняшний день. Природный газ так и называется природным, потому что он добывается из самых недр Земли.
Процесс горения газа является химической реакцией, при которой происходит взаимодействия природного газа с кислородом, который содержится в воздухе.
В газообразном топливе присутствует горючая часть и негорючая.
Основным горючим компонентом природного газа является метан — CH4. Его содержание в природном газе достигает 98 %. Метан не имеет запаха, не имеет вкуса и является нетоксичным. Предел его воспламеняемости находится от 5 до 15 %. Именно эти качества позволили использовать природный газ, как один из основных видов топлива. Опасно для жизни концентрация метана более 10 %, так может наступить удушье, вследствие нехватки кислорода.
Для обнаружения утечки газа, газ подвергают одоризации, иначе говоря добавляют сильнопахнущее вещество (этилмеркаптан). При этом газ можно обнаружить уже при концентрации 1 %.
Кроме метана в природном газе могут присутствовать горючие газы — пропан, бутан и этан.
Для обеспечения качественного горения газа необходимо в достаточном количестве подвести воздух в зону горения и добиться хорошего перемешивания газа с воздухом. Оптимальным считается соотношение 1: 10. То есть на одну часть газа приходится десять частей воздуха. Кроме этого необходимо создание нужного температурного режима. Чтобы газ воспламенился необходимо его нагреть до температуры его воспламенения и в дальнейшем температура не должна опускаться ниже температуры воспламенения.
Необходимо организовать отвод продуктов сгорания в атмосферу.
Полное горение достигается в том случае, если в продуктах сгорания выходящих в атмосферу отсутствуют горючие вещества. При этом углерод и водород соединяются вместе и образуют углекислый газ и пары воды.
Визуально при полном сгорании пламя светло-голубое или голубовато-фиолетовое.
Полное сгорание газа.
метан + кислород = углекислый газ + вода
СН 4 + 2О 2 = СО 2 + 2Н 2 О
Кроме этих газов в атмесферу с горючими газами выходит азот и оставшийся кислород. N 2 + O 2
Если сгорание газа происходит не полностью, то в атмосферу выбрасываются горючие вещества – угарный газ, водород, сажа.
Неполное сгорание газа происходит вследствие недостаточного количества воздуха. При этом визуально в пламени появляются языки копоти.
Опасность неполного сгорания газа состоит в том, что угарный газ может стать причиной отравления персонала котельной. Содержание СО в воздухе 0,01-0,02% может вызвать легкое отравление. Более высокая концентрация может привести к тяжелому отравлению и смерти.
Образующаяся сажа оседает на стенках котлов ухудшая тем самым передачу тепла теплоносителю снижает эффективность работы котельной. Сажа проводит тепло хуже метана в 200 раз.
Теоретически для сжигания 1м3 газа необходимо 9м3 воздуха. В реальных условиях воздуха требуется больше.
То есть необходимо избыточное количество воздуха. Эта величина обозначаемая альфа показывает во сколько раз воздуха расходуется больше, чем необходимо теоретически.
Коэффициент альфа зависит от типа конкретной горелки и обычно прописывается в паспорте горелки или в соответствие с рекомендациями организации производимой пусконаладочные работы.
С увеличением количества избыточного воздуха выше рекомендуемого, растут потери тепла. При значительном увеличение количества воздуха может произойти отрыв пламени, создав аварийную ситуацию. Если количество воздуха меньше рекомендуемого то горение будет неполным, создавая тем самым угрозу отравления персонала котельной.
Для более точного контроля качества сгорания топлива существуют приборы — газоанализаторы, которые измеряют содержание определенных веществ в составе уходящих газов.
Газоанализаторы могут поступать в комплекте с котлами. В случае если их нет, соответствующие измерения проводит пусконаладочная организация при помощи переносных газоанализаторов. Составляется режимная карта в которой прописываются необходимые контрольные параметры. Придерживаясь их можно обеспечить нормальное полное сгорание топлива.
Основными параметрами регулирования горения топлива являются:
- соотношение газа и воздуха подаваемых на горелки.
- коэфициент избытка воздуха.
- разряжение в топке.
- Кэфициент полезного действия котла.
При этом под коэфициентом полезного действия котла подразумевают соотношение полезного тепла к величине всего затраченного тепла.
Состав воздуха
| Название газа | Химический элемент | Содержание в воздухе |
| Азот | N2 | 78 % |
| Кислород | O2 | 21 % |
| Аргон | Ar | 1 % |
| Углекислый газ | CO2 | 0.03 % |
| Гелий | He | менее 0,001 % |
| Водород | H2 | менее 0,001 % |
| Неон | Ne | менее 0,001 % |
| Метан | CH4 | менее 0,001 % |
| Криптон | Kr | менее 0,001 % |
| Ксенон | Xe | менее 0,001 % |
Ориентировочные физические характеристики (зависят от состава; при нормальных условиях, если не указано иное):
· Плотность:
· от 0,68 до 0,85 кг/м³ (сухой газообразный);
· 400 кг/м³ (жидкий).
· Температура самовозгорания: 650 °C;
· Взрывоопасные концентрации смеси газа с воздухом от 5 % до 15 % объёмных;
· Удельная теплота сгорания: 28-46 МДж/м³ (6,7-11,0 Мкал/м³) (т.е. это 8-12 квт-ч/м³);
· Октановое число при использовании в двигателях внутреннего сгорания: 120-130.
· Легче воздуха в 1,8 раз, поэтому при утечке не собирается в низинах, а поднимается вверх [
Основную часть природного газа составляет метан (CH 4) - от 92 до 98 %. В состав природного газа могут также входить более тяжёлые углеводороды - гомологи метана:
· этан (C 2 H 6),
· пропан (C 3 H 8),
· бутан (C 4 H 10).
а также другие неуглеводородные вещества:
· водород (H 2),
· сероводород (H 2 S),
· диоксид углерода (СО 2),
· азот (N 2),
· гелий (Не).
Чистый природный газ не имеет цвета и запаха. Для облегчения возможности определения утечки газа, в него в небольшом количестве добавляют одоранты - вещества, имеющие резкий неприятный запах (гнилой капусты, прелого сена, тухлых яиц). Чаще всего в качестве одоранта применяется тиолы, например, этилмеркаптан (16 г на 1000 м³ природного газа).
[кг·м -3 ]; 
[м 3 ·кг -1 ] – удельный объем.
F(P,v,T)=0 – уравнение состояния газа.
Состав природного газа:
4. 
Изобутан
5. н Бутан
6. н Пентан
µ - молекулярный вес
ρ – нормальная плотность
– плотность газа по воздуху
Р кр – критическое давление
Т кр – критическая температура.
Уравнение состояния природного газа; особенности изотерм газов. Критическое состояние. Критическое состояние метана и его гомологов. Сжижение газов.
- уравнение состояния газа.
При повышении давления и снижении температуры газ переходит в жидкое состояние.
Совершенный газ. Уравнение Клапейрона-Менделеева. Реальный газ. Сжимаемость. Коэффициент сверхсжимаемости. Приведенные параметры. Формула для расчета коэффициента сверхсжимаемости.
,
- уравнение состояния совершенного газа.
R 0 = 8314 
для реального газа:
,
z – коэффициент сжимаемости.
Уравнение состояния газа.
Уравнение состояния газа
– функциональная зависимость между давлением , удельным объёмом и температурой , которая существует для всех газов, находящихся в состоянии термодинамического равновесия, то есть 
.
Графически эта зависимость изображается семейством изотерм.
При температуре большей критической газ всегда остаётся в газообразном состоянии при любом давлении. При температуре меньшей критической, при сжатии газа, если достигается некоторого удельного объёма начинается конденсация газа, и он переходит в двухфазное состояние. При достижении некоторого удельного объёма конденсация газа прекращается, и он приобретает свойства жидкости.
Уравнение состояния идеального газа описывается уравнением Менделеева-Клапейрона: 
, 
или 
, где 
.
Газовая постоянная 
, 
.
Для метана, имеющего молярную массу 
, газовая постоянная равна 
.
При больших давлениях и температурах характерных для магистральных газопроводов используются различные модели реальных газов, который обладает явлением сверхсжимаемости. Эти модели описываются скорректированным уравнением Менделеева-Клайперона: 
, где - коэффициент сверхсжимаемости, который для реальных газов всегда меньше единицы; 
- приведённое давление; 
- приведённое давление.
Для вычисления коэффициента сверхсжимаемости существуют различные эмпирические формулы, такие как .
Для смеси газов критическое давление определяется по следующей формуле: 
, а критическая температура находится следующим образом: 
.
Характерные параметры компонентов природного газа:
| Название компонента | ,  | , | ,  | ,  | , |
| Метан | 16.042 | 0.717 | 518.33 | 4.641 | 190.55 |
Этан  | 30.068 | 1.356 | 276.50 | 4.913 | 305.50 |
Пропан  | 44.094 | 2.019 | 188.60 | 4.264 | 369.80 |
| Азот | 28.016 | 1.251 | 296.70 | 3.396 | 126.2 |
| Сероводород | 34.900 | 1.539 | 238.20 | 8.721 | 378.56 |
| Углекислый газ | 44.011 | 1.976 | 189.00 | 7.382 | 304.19 |
| Воздух | 28.956 | 1.293 | 287.18 | 3.180 | 132.46 |
45.Газовые смеси и расчет их параметров. Расчет критических параметров газовой смеси .