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.

Определение
Природный газ – это полезное ископаемое в газообразном состоянии. Оно используется в очень широких пределах в качестве топлива. Но сам природный газ как таковой не используется как топливо, из него выделяют его составляющие для отдельного использования.

Состав природного газа
До 98% природного газа составляет метан, также в его состав входят гомологи метана - этан, пропан и бутан. Иногда могут присутствовать углекислый газ, сероводород и гелий. Таков состав природного газа.

Физические свойства
Природный газ бесцветен и не имеет запаха (в том случае, если не имеет в своём составе сероводорода), он легче воздуха. Горюч и взрывоопасен.
Ниже приведены более подробные свойства компонентов природного газа.

Свойства отдельных составляющих природного газа (рассмотрим подробный состав природного газа)

Метан (CH4) – это бесцветный газ без запаха, легче воздуха. Горюч, но всё же его можно хранить с достаточной лёгкостью.

Этан (C2H6) – бесцветный газ без запаха и цвета, чуть тяжелее воздуха. Также горюч, но не используется как топливо.

Пропан (C3H8) – бесцветный газ без запаха, ядовит. У него имеется полезное свойство: пропан сжижается при небольшом давлении, что позволяет легко отделять его от примесей и транспортировать.

Бутан (C4H10) – по свойствам близок к пропану, но имеет более высокую плотность. Вдвое тяжелее воздуха.

Углекислый газ (CO2) – бесцветный газ без запаха, но с кислым вкусом. В отличие от других компонентов природного газа (за исключением гелия), углекислый газ не горит. Углекислый газ – один из самых малотоксичных газов.

Гелий (He) – бесцветный, очень лёгкий (второй из самых лёгкий газов, после водорода) без цвета и запаха. Крайне инертен, при нормальных условиях не реагирует ни с одним из веществ. Не горит. Не токсичен, но при повышенном давлении может вызывать наркоз, как и другие инертные газы.

Сероводород (H2S) – бесцветный тяжелый газ с запахом тухлых яиц. Очень ядовит, даже при очень маленькой концентрации вызывает паралич обонятельного нерва.
Свойства некоторых других газов, не входящих в состав природного газа, но имеющих применение, близкое к применению природного газа

Этилен (C2H4) – Бесцветный газ с приятным запахом. По свойствам близок к этану, но отличается от него меньшей плотностью и горючестью.

Ацетилен (C2H2) – чрезвычайно горючий и взрывоопасный бесцветный газ. При сильном сжатии способен взрываться. Он не используется в быту из-за очень большого риска пожара или взрыва. Основное применение – в сварочных работах.

Применение

Метан используется как горючее в газовых плитах.

Пропан и бутан – в качестве топлива в некоторых автомобилях. Также сжиженным пропаном заполняют зажигалки.

Этан в качестве горючего используют редко, основное его применение – получение этилена.

Этилен является одним из самых производимых органических веществ в мире. Он является сырьём для получения полиэтилена.

Ацетилен используется для создания очень высокой температуры в металлургии (сверка и резка металлов). Ацетилен очень горюч, поэтому в качестве топлива в автомобилях не используется, да и без этого условия его хранения должны строго соблюдаться.

Сероводород , несмотря на его токсичность, в малых количествах применяется в т.н. сероводородных ваннах. В них используются некоторые антисептические свойства сероводорода.

Основным полезным свойством гелия является его очень маленькая плотность (в 7 раз легче воздуха). Гелием заполняют аэростаты и дирижабли. Водород ещё более лёгок, чем гелий, но в то же время горюч. Большую популярность среди детей имеют воздушные шарики, надуваемые гелием.

Токсичность

Углекислый газ. Даже большие количества углекислого газа никак не влияют на здоровье человека. Однако он препятствует поглощению кислорода при содержании в атмосфере от 3% до 10% по объёму. При такой концентрации начинается удушье и даже смерть.

Гелий. Гелий абсолютно нетоксичен при нормальных условиях из-за его инертности. Но при повышенном давлении возникает начальная стадия наркоза, похожая на воздействие веселящего газа*.

Сероводород . Токсичные свойства этого газа велики. При длительном воздействии на обоняние возникает головокружение, рвота. Также парализуется обонятельный нерв, поэтому возникает иллюзия отсутствия сероводорода, а на самом деле организм его уже просто не ощущает. Отравление сероводородом наступает при концентрации 0,2–0,3 мг/м3, концентрация выше 1 мг/м3 - смертельна.

Процесс горения
Все углеводороды при полном окислении (избыток кислорода) выделяют углекислый газ и воду. Например:
CH4 + 3O2 = CO2 + 2H2O
При неполном (недостаток кислорода) - угарный газ и воду:
2CH4 + 6O2 = 2CO + 4H2O
При ещё меньшем количестве кислорода выделяется мелкодисперсный углерод (сажа):
CH4 + O2 = C + 2H2O.
Метан горит голубым пламенем, этан - почти бесцветным, как спирт, пропан и бутан - жёлтым, этилен - светящимся, угарный газ - светло-голубым. Ацетилен - желтоватым, сильно коптит. Если у Вас дома стоит газовая плита и вместо обычного голубого пламени вы видите жёлтое - знайте, это метан разбавляют пропаном.

Примечания

Гелий , в отличие от любого другого газа, не существует в твёрдом состоянии.
Веселящий газ – это тривиальное название закиси азота N2O.

Замечания и дополнения к статье - в комментарии.

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.

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 [

Химический состав

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 .

1.1.1. Исходные данные:

Химический состав сухого газа (в % по объему):

1.1.3.Теплота сгорания газа:

Q p н = 385,18CH вл 4 + 637,48C 2 H вл 6 + 912,3C 3 H вл 8 + 1186,46C 4 H вл 1 0 + 1460,77C 5 H вл 1 2 , кДж/нм 3

Q p н = 385,18 ⋅ 97,0 + 637,48 ⋅ 0,5 + 912,3 ⋅ 0,3 + 1186,46 ⋅ 0,1 + 1460,77 ⋅ 0,2 = 35746,69 , кДж/нм 3

Q p н = 85,55CH вл 4 + 152,26C 2 H вл 6 + 217,9C 3 H вл 8 + 283,38C 4 H вл 1 0 + 348,9C 5 H вл 1 2 , ккал/нм 3

Q p н = 85,55 ⋅ 97,0 + 152,26 ⋅ 0,5 + 217,9 ⋅ 0,3 + 283,38 ⋅ 0,1 + 348,9 ⋅ 0,2 = 8538 , ккал/нм 3 .

1.1.4.Теоретически необходимое количество сухого воздуха:

V о в = 4,762 (2CH 4 + 3,5C 2 H 6 + 5C 3 H 8 + 6,5C 4 H 10 + 8C 5 H 12)/100 , нм 3 /нм 3

V о в = 4,762 (2 ⋅ 97 + 3,5 ⋅ 0,5+ 5 ⋅ 0,3+ 6,5 ⋅ 0,1+ 8 ⋅ 0,2)/100 = 4,762 ⋅ 199,5/100 = 9,5 нм 3 /нм 3 .

1.1.5.Теоретически необходимое количество воздуха с учетом его влажности:

V о в.вл = (1+0,0016d) ⋅ V о в, нм 3 /нм 3

V о в.вл = (1+0,0016 ⋅ 10) ⋅ 9,5 = 9,65 нм 3 /нм 3 ,

где: 0,0016 = 1,293/(0,804 ⋅ 1000) представляет собой коэффициент пересчета весовых единиц влаги воздуха, выраженных в г/кг сухого воздуха, в объемные единицы – нм 3 водяных паров, содержащихся в 1 нм 3 сухого воздуха.

1.1.6. Действительное количество сухого воздуха при коэффициенте избытка воздуха α=1,2:

V α = α ⋅ V о в = 1,2 ⋅ 9,5 = 11,4 нм 3 /нм 3

1.1.7.Действительное количество атмосферного воздуха при коэффициенте избытка α=1,2:

V ′ α = α ⋅ V о в.вл = 1,2 ⋅ 9,65 = 11,58 нм 3 /нм 3

1.1.8.Количество продуктов горения при α=1,2:

V CO 2 = 0,01(СО 2 + CH 4 + 2C 2 H 6 + 3C 3 H 8 + 4C 4 H 10 + 5C 5 H 12), нм 3 /нм 3

V CO 2 = 0,01(0,1 + 97 + 2 ⋅ 0,5 + 3 ⋅ 0,3 + 4 ⋅ 0,1 + 5 ⋅ 0,2) = 1,004 нм 3 /нм 3

V H2 O = 0,01(2CH 4 + 3C 2 H 6 + 4C 3 H 8 + 5C 4 H 10 + 6C 5 H 12 + H 2 O + 0,16d ⋅ V á), нм 3 /нм 3

V H2 O = 0,01(2 ⋅ 97 + 3 ⋅ 0,5 + 4 ⋅ 0,3 + 5 ⋅ 0,1 + 6 ⋅ 0,2 + 1,0 + 0,16 ⋅ 10 ⋅ 11,4) = 2,176 нм 3 /нм 3

V N 2 = 0,01N 2 + 0,79V á , нм 3 /нм 3

V N 2 = 0,01 ⋅ 0,8 + 0,79 ⋅ 11,4 = 9,014 нм 3 /нм 3

V O 2 = 0,21(α - 1)V о в, нм 3 /нм 3

V O 2 = 0,21 ⋅ (1,2 - 1) ⋅ 9,5 = 0,399 нм 3 /нм 3

Общее количество продуктов горения:

V ДГ = V CO 2 + V H2 O + V N 2 + V O 2 , нм 3 /нм 3

V ДГ = 1,004 + 2,176 + 9,014 + 0,399 = 12,593 нм 3 /нм 3

1.1.9. Процентный состав продуктов горения:

СО 2 = 1,004 ⋅ 100/12,593 ≅ 7,973%

H 2 O = 2,176 ⋅ 100/12,593 ≅ 17,279%

N 2 = 9,014 ⋅ 100/12,593 ≅ 71,579%

O 2 = 0,399 ⋅ 100/12,593 ≅ 3,168%

Итого: 99,999% или с точностью до двух знаков после запятой – 100%.

1.1.10.Материальный баланс процесса горения на 100 нм 3 газа (перевод нм 3 каждого газа в кг производят путем умножения на его плотность ñ o , кг/нм 3).

Приход	кг	%	Расход	кг	%
Природный газ:			Продукты горения:
CH 4 =97,0 ⋅ 0,717	69,55	4,466	CO 2 =1,004 ⋅ 100 ⋅ 1,977	198,49	12,75
C 2 H 6 =0,5 ⋅ 1,356	0,68	0,044	H 2 O=2,176 ⋅ 100 ⋅ 0,804	174,95	11,23
C 3 H 8 =0,3 ⋅ 2,020	0,61	0,049	N 2 =9,014 ⋅ 100 ⋅ 1,251	1127,65	72,42
C 4 H 10 =0,1 ⋅ 2,840	0,28	0,018	O 2 =0,399 ⋅ 100 ⋅ 1,429	57,02	3,66
C 5 H 12 =0,2 ⋅ 3,218	0,644	0,041	Неувязка	-0,91	-0,06
CO 2 =0,1 ⋅ 1,977	0,20	0,013	Итого:	1551,2	100,00
N 2 =0,8 ⋅ 1,251	1,00	0,064
H 2 O=1,0 ⋅ 0,804	0,80	0,051
Воздух:
O 2 =199,5 ⋅ 1,2 ⋅ 1,429	342,1	21,964
N 2 =199,5 ⋅ 1,2 ⋅ 3,762 ⋅ 1,251	1126,68	72,415
H 2 O=0,16 ⋅ 10 ⋅ 11,4 ⋅ 0,804	14,66	0,941
Итого:	1557,2	100,0

1.1.11.Общая энтальпия продуктов горения при t в =20 °C и á в =1,2:

i общ = Q p н /V ДГ + V ′ á ⋅ i ′ в /V ДГ, кДж/нм 3 (ккал/нм 3)

i общ = 35746,69/12,593 + 11,58 ⋅ 26,38/12,593 = 2862,9 кДж/нм 3 или

i общ = 8538/12,593 + 11,58 ⋅ 6,3/12,593 = 683,8 ккал/нм 3 ,

где: i ′ в = с в ⋅ t в = 1,319 ⋅ 20 = 26,38 кДж/нм 3 или

i ′ в = с в ⋅ t в = 0,315 ⋅ 20 = 6,3 ккал/нм 3

i ′ в может быть определена также по i-t диаграмме рис. 7.1.

1.1.12.Теоретическая температура горения при α=1,2

t теор =1775 °С, по i-t диаграмме рис. 7.2.

1.1.13.Коэффициент сохранения тепла в топке:

ϕ = 1 – q 5 /100= 1 – 0,5/100 = 0,995

где: q 5 – потери тепла в окружающую среду, зависят от конструктивных особенностей топки, в примере q 5 принимаем равными 0,5%.