Определяем годовые расходы газы

Билет №1

Газовая отрасль играет стратегическую роль в экономике России. На долю газа приходится около половины общего объема производства и внутреннего потребления энергетических ресурсов. В настоящее время в России доля газа в топливном балансе ТЭС составляет 62%, а в европейской части - 86%. Отрасль обеспечивает порядка 10% национального ВВП, до 25% доходов государственного бюджета страны. Экспорт природного газа приносит России около 15% валютной выручки. Обладая крупнейшими в мире запасами природного газа (47,82 трлн куб. м) и не имея равных по объемам годовой добычи (656 млрд куб. м в 2006 году), Россия является важнейшим звеном мировой газовой промышленности. В структуре общемирового экспорта газа на долю России приходится свыше четверти всего объема. Добыча газа за январь-февраль 2008 года составила 118,44 млрд. куб. м (102,4% к январю-февралю 2007 г.). ОАО «Газпром» добыто 100,25 млрд куб.м (102,2%). По итогам января-февраля 2008 года доля ОАО «Газпром» в общем объеме добычи составила 84,6% (в январе-феврале 2007 года – 84,8%). На внутренний рынок из собственных объемов ОАО «Газпром» по ЕСГ поставлено (по предварительным данным ФГУП ЦДУ ТЭК) 93,5 млрд куб.м газа (101,5%), в том числе для ЕЭС России – 34,75 млрд куб.м (103,3%). Экспорт газа за январь-февраль 2008 года (по данным ФТС России и оперативным данным Минпромэнерго России) составил 40,74 млрд куб.м (118,6% к январю-февралю 2007 года). При этом в страны дальнего зарубежья и Балтии экспортировано 32,98 млрд куб.м (135,8%), в страны СНГ - 7,76 млрд куб.м (77,3%). Характерной особенностью отрасли является серьезное доминирование в ней «Газпрома».

Преимущества отрасли:

В условиях жестко регулируемых государством цен на газпромовский газ этот вид топлива привлекателен для потребителей не только относительной экологической чистотой и удобством использования, но и ценовыми преимуществами перед альтернативными топливными ресурсами. Невзирая на трудности с вхождением в принадлежащую «Газпрому» Единую газотранспортную систему и отсутствие перспектив выхода на внешние рынки, «независимый» сегмент газовой отрасли России развивается достаточно активно.

Недостатки отрасли:

В отличие от нефтедобычи, газовая отрасль за всю постсоветскую историю так и не показала существенного роста. Высокие дотации при внутреннем потреблении энергоносителей, низкая эффективность их использования и недостаточность инвестиций. Истощение старых месторождений, отставание прироста разведанных и подготовленных к эксплуатации новых месторождений природного газа, непрерывное смещение наиболее перспективных по запасам месторождений далеко на север и в шельфовую зону. Кроме того, происходит старение основных фондов газовой отрасли. На сегодня их износ оценивается в 57 с лишним процентов. Отрасль находится в высокой зависимости от конъюнктуры мирового энергетического рынка.

Билет №1, №2

Трубы, материал труб, сортамент, откл-щие устр-ва и оборуд-ие газопроводов. Для подземн и наземных прим газопр-ды с толщ стенки не менее 3мм, а для наземн и внутр не менее 2мм. Для поздемн газопр следует прим полиэтилен и стальные трубы; для наземн и надземн – стальные трубы; для внутр-х газопр низк давл разреш-ся прим стальные и медные трубы, а для однокв домов – трубы из сшитого полиэтилена. Стальные бесшовные (прямошовн, спиралешовн) трубы и соед-ые детали должны быть изготовлены из стали содержащей не более 0,25% углерода, 0,056% серы, 0,046% фосфора. Сварные соед труб в газопр-ах по своим физико-мех св-вам и герметичности должны соотв ГОСТу 16037. Полиэтилен трубы исп-мые при стр-ве газопр-ов должны быть изготовлены из полиэтилена с мин длит-ой прочностью не менее 8Мпа. Прокладка подземн газопр из полиэтилен труб допуск на территории поселения давл-ем до 0,3Мпа, вне территории поселений давл-ем до 0,6Мпа. Коэф запаса прочности должен приним не менее 2,5. Допускается предусматр прокладку подземн газопр из полиэтилен труб давл-ем свыше 0,3Мпа до 0,6мпа на территории поселений с одной-двух эт и коттедж застройкой с коэф запаса прочности не менее 2,8 и числ-тью жителей не более 200 с коэф запаса прочн не более 2,5. Не допускается прокладка из полиэтил труб: при возможном сниж темп стенки трубы в процессе экспл ниже 15°С; для транспортировки газов, содержащих ароматич и хлорир-ые углеводороды, а также жидк фазы сжижен углеводородн газов; надземно, наземно, внутри зд, а ткже в тоннелях и коллекторах. В кач-ве запорн устр-в на газопр-ах прим краны и задвижки. Вентили из-за больших потерь давл нашли ограничен прим-ие, только для газопр не больш диаметров, при высок давл газа, когда гидравл сопр-ие не имеет существен знач. Гирметичность газопр-ой запорн арматуры с условн проходом до 80мм, устан-ой на газопроводах с природн газом должна быть не ниже класса С. Краны обеспеч большую герметичность чем задвижки. Они явл надежн и быстродействующ устр-ми. Вместе с тем с помощью кранов трудно обеспечить плавное рег-ие потока газов. Задвижки имеют преим-во в плавной рег-ке подаче газа, но недостаточно герметичней. Негерметич задвижек объясн тем, что поток газа омывает постоянно притертые пов-ти и вызывает их эрозию, вызывая разн рода неровности. Кроме того в ниж части задвижки под затвором могут скапливаться разл ТВ ч-цы, пыль и грязь и препятствовать ее плотному закрытию. Краны широко прим на газопроводах мал диам. В зав-ти от способа герметизац кранов краны раздел на натяжные и сальниковые. Краны изгот из бронзы, латуни и чугуна. Бронзовые и латунные краны устан в тех местах, где в процессе экспл ими прих-ся часто польз-ся. Чугун и комбинир краны – ими польз редко. В зав-ти от способа раздел муфтовые (резьбовые) и фланцевые краны. Задвижки в кач-ве запорн арматуры исп на газопр-ах всех давл с d=50мм и более. При давл газов до 0,6Мпа прим чугун задвижки. При большем давл – стальные. На подземн газопр отключ-щую арматуру устан в колодцах. Колодцы выполн из ж/б и кирпича. Футляры прим при пересеч искусств и естествен преград для обеспеч след рез-ов: 1)сниж мех нагрузок на газопр, 2)обеспеч возможности ремонта без вскрытия (полотно дороги). Футляры бывают стальные, асбестовые и полиэтилен. На конце футляра устан контрольн свеча для опр-ия герметич газопр проложен в футляре. Контрольн трубки бывают 2-х исполнений: а)с естествен изгибом, б) Т-образная. Диам такой трубки не менее 32 мм. Конденсатосборники. Конденсат из конденсатосборника периодически удалялся ч/з трубку с помощью насоса или вакуумцистерны. Компенсация температурных деформаций. Надземн газопр-ды следует проектир с учетом изм темп-ных удлинений по фактически возможным темп-ным усл. Если продольн деформации нельзя компенсировать за счет изгиба газопр-да, предусмотренных схемой (за счет самокомпенсации), то следует устанавливать линзовые или П-образн компенсаторы. Сальниковые компенсаторы на газопр-дах устан нельзя. Величину пролета м/д опорами стальных газопр-ов транспортирующих осушенный газ опр-ют из усл прочности многопролетн балочной с-мы с учетом нагрузки от собствен веса, веса транспортир-го газа, снега или обледенения трубы, а также от возд-вия внктр давл и ветровой нагрузки.

Билет №2, 1 вопр.

Газообразное топливо. ГТ представл собой смесь горючих и негорючих газов, содерж некот кол-во примесей. К горючим газам относятся: углеводороды, водород и оксид углерода. Негорючие – азот, диоксид углерода, кислород. Они и составл баланс газообр топлива. К примесям относят водяные пары, сероводород и пыль. Метан CH4 – безцв нетоксичный газ. в состав входят 75% углерода и 25% водорода. Qв=39820 кДж/м3, а Qн =35880 кДж/м3. Оксид углерода - бесцв газ без запаха и вкуса. Масса 1нм3=1,25кг. Теплота сгор 13250кДж/м3. СО оказ на орг-зм чел-ка токсичн влияние на чел-ка, т.е легко вступ во вз-ие с гемоглобином крови. Предельн допустим в атм-ре 2мг/м3. Водород – безцв нетоксичн газ, без вкуса и запаха. Масса 1нм3=0,09кг, т.е в 14,5 раз легче в-ха. Qн=10790кЖд/м3. В негорюч часть газообр топлива входит N2 и CO2. Азот N2 – 2-х атомн безцв газ, без запаха и вкуса. Масса 1нм3=1,25кг. Атомы азота соед м/д собой в молекуле тройной связью. На разрыв этой связи расх-ся 170000 ккал/моль. Теплота разрыва связи настолько велика, что вз-ие молек-го N2 и O2 с образ закис N2 сопровожд затратой больш кол-ва тепла. N2 практически нереагир с O2, поэтому при расчетах процессов горения его рассм как инертн газ. Углекисл газ CO2 – безцв газ, тяжелый, малореакцион при низк темп-ре. Имеет слегка кисловатый запахи вкус. Масса 1нм3=1,98кг, т.е в 1,5 тяжелее в-ха. Кислород О2 – газ без запаха, цвета и вкуса. Масса 1нм3=1,43кг. Содерж О2 в газе понижает его теплотворную способность и делает газ взрывоопасным. Поэтому содерж в газе не должно быть более 1% по объему. К вредн примесям относят сероводород. Сероводород H2S - тяжел газ с сильным и неприятн запахом. H2S явл газообр к-той и возд-ие на Ме образ сульфиды. Поэтому H2S сильно корродирует гахопроводы, особенно одновр содерж в газе H2S, H2O, O2. При сжиг газа H2S сгорает и образует сернистый газ вредный для здоровья.

Газы это одно из агрегатных состояний в-ва, ч-цы кот движ-ся хаотически, заполняя весь предоставленный объем. Пл-ть газа определяется как масса ед объема ρ=m/V. Уд объем – величина обратная пл-ти. Различают массовый и объемный расход газа. Масс расход газа – расход газа прох-ий ч/з поперечн сечение в ед вр. Объемный расход - … соотв в ед объема. Газы нах-ся в сосудах оказ-ют на пов-ти этих сосудов давл наз силой давления. 1 атм=10 м вод ст=0,1 Мпа=1 бар=1 кгс/см2= 10 000 мм вод ст= 100 000 Па. Давление может быть избыточным и абсолютным. Вел-ну изб давл измер манометрами. А для опр-ия абсол давл необходимо к изб + атм-ое. Темп-ра явл мерой теплового состояния тела. С изм темп-ры св-ва тела изм. Измерение кол-ва теплоты. Калория – кол-во теплоты, кот необходимо сообщить 1г дисцил воды для того, чтобы изменить его темп-ру с 19,5 до 20,5°С. Дж – это работа=силе в 1Н на пути в 1м. 1Дж=0,239 кал; 1 кал=4,19 дж. Уд теплотой сгорания топлива наз кол-во теплоты, кот выдел при сгор 1нм3 или 1 кг газа. Различают низшую Qн и высшую Qв теплоту сгор топлива. Qн газ топлива соотв усл, при кот во пары продуктов сгор доводятся до жидк состояния (т.е конденсируются). В реальн усл сжигания газа вод пары не конденсир, а нах-ся в парообразн состоянии. Классификация. Для газоснабж городов широко прим природн газы. Их можно раздел на 3 гр: 1) газодобываемые в чисто газовых месторождениях. Они в основном состоят из метана и явл тощими или сухими; тяжел углевод сух газы содержат менее 50 г/м3. 2) газы, выделяемые из скважин нефтяных месторожд совместно с нефтью, часто наз попутными. Помимо метана они содержат значит кол-во более тяжел углевод. Обычно свыше 150 г/м3 и явл жирными газами. Жирн газы представл собой смесь сух газа, пропан-бутановой смеси и газового бензина. 3) газы, добываемые из конденсатных месторожд. Состоят из смеси сух газа и паров конденсата, кот выпадает при снижении давл-я. Пары конденсата представл собой смесь паров углеродов, содержащих С5 и выше (бензина, кероса). Искусственные газы. К ИГ относят коксовый, сланцевый, генераторный и доменный. Коксовый газ получают на коксо-хим заводах, в кач-ве побочного продукта при пр-ве металлургич кокса. Сланцевые газы получ путем термич переработки горюч сланцев в камерых печах. Целью кот явл получение всяких продуктов и газового топлива. Для С2 хар-но содерж диоксида углерода.

Билет № 3.

Газовые месторожд и залежи. Происх-ие углевод-ых газов связано гл образом с биохим процессами. В рез-те кот происходило разложение и преобраз-ие органич в-в, состоявших из остатков отмерзших живых орг-в и растительности. Преобраз из осадка жидк или газообр топлива процесс с самого нач носил анаэробн (безкислородн) хар-р. Окислит процессы протекали лишь за счет кислорода, содерж-ся в самих органич в-вах. Среда была восстановительной. В осадке под действит анаэробн бактерий происх энергетич брожение. Анаэробн бактерии выдел ферменты, кот явл-сь хорошими катализаторами и ускоряли процесс разложения осадка. Интенсивное разложение, протекающее под влиянием бактериальн мира, кот начиналось уже во вр накопления осадка составл 1-ю стадию преобраз газового топлива, кот наз биохимической. Вторая – диагенетич стадия соотв периоду после захоронения и погружения органического осадка, когда на процесс его преобраз-я начинает оказ влияние повышен темп и давл. Образ-е нефти происх именно в этот период. Образ-ся в рез-те разложения и преобраз-я органич мат-ла жидк и газообр продукты не могли покидать осадок. Третьей посл стадией преобраз-я органич осадка – метаморфич-ая соотв периоду, когда осадок попадал в усл еще более высоких темп-р и давл. В рез-те дальнейш опускания земной коры на глубину измеряемую км весь процесс протекал под влиянием этих 2-х факторов. След-но процесс 2-ой и 3-ей стадии преобраз-ия органич осадка опр-ся геологич усл-ми. Залежи нефти и газа. Залежи нефти и газа представл собой скопл углевод-в, кот заполняют поры проницаемых паров. Газосн продуктивн пласты состоят из пород с пористой структурой (пески, песчаники, порист связники и доломиты). Газосн пласты залег м/д газонепрониц породами (сланц глиной, плотн известняки, мергелями). Больш-во известн газовых месторожд представл собой складки земной коры, обращен выпуклостью к верху или купола. Газ месторожд могут иметь разл режимы. В местрожд с газовым режимом, обеспеч-ся самим газом, заполняющим поры пласта. Такой режим наз режимом расширяющегося газа. Режим давления газа в пласте, кот создается водой наз водонапорным режимом. При идеальн водонапорн режиме по мере добычи газа вода поднимаясь заполняет поры и вытесняет скважину газ месторождения. В связи с этим в процессе экспл залежи падения давл газа не будет. Однако идеальн водонапорн режим встреч очень редко. В следствие ряда причин подъем воды обычно отстает от темпов отбора газа, поэтому давл в газоносн пласте с теч вр падает Газовые скважины, их оборудование и устройство. Верх СКВ наз-ют устьем, низ забоем. Бурят СКВ быстровращ долотом, кот разруш породы в забое. В зав-ти от привода различ роторное и турбинное бурение. При роторном бурении двигатель расположен на пов-ти земли. Вращение от него передается долоту ч/з промежуточн мех-мы и колонну бурильных труб, имеющих d=125-150 мм. В кач-ве бурильных труб прим цельнокатаные бесшовные трубы изгот из высококач лигирован углеродистой стали со стенкой 8-11мм. Трубы соед м/д собой замками на крупной конической резьбе. В верх части бурильных труб устан ведущую трубу, имеющ в поперечн квадратн сечение. Эта труба проходит ч/з ротор, укрепл над устьем СКВ. Ротор передает вращение от двигателя к ведущей трубе, и далее к бурильным трубам. Бурильн инструмент – долото, бур трубы подвешены на крюке талевой системы, с помощью кот можно осущ подъем и спуск. Для подъема и разъединения труб имеется вышка. Во вр бурения газ СКВ колонну труб непрерывно опускают. Насосом по бурильн трубам нагнетают промывочн р-р. Он проходит ч/з спец отв в долоте и напр-ся непосредственно в забой со ск-тью 15-30м/с. В рез-те этого забой интенсивно омывается, а промывочный р-р по кольцевому зазору м/д бурильн трубами и стенками СКВ выносит их забоя на пов-ть земли ч-цы вырубленной породы. Промывочный р-р исп-ся не только для выноса ч-ц породы из забоя, но и укрепляет стенку СКВ предохраняя ее от обвалов за счет глины, ч-цы кот входят в промывочн р-р. Турбинное бурение отлич от роторного тем, что буровой двигатель опускает в СКВ и крепет непосредственно над долотом. Турбобур вращ-ся под действием промывочного р-ра, кот подают в него по бурильным трубам под большим давл. В том сл промывочн р-р явл носителем энергии. В процессе бурения бурильные трубы остаются неподвиж, вращ только вал трубобура и долото. Стенки образ-йся СКВ укрепл стальн обсадными трубами. 1-ую колонну обсадн труб наз кондукторов, в зав-ти от геолог разреза трубы d=225-400 мм опускают на разл глубину, но не глубже 300 м. простр-во м/д СКВ и колонной кондуктора заливают цементом до выхода последнего не пов-ть. Это обеспечивает надежн крепление СКВ препятствуя обрушению верхних наиб рыхлых пород.

Билет №3, вопр 2.

Режимы потребления газа. В зав-ти от периода в теч кот потребл-ие приним const различ: 1)сезонную неравномерность или неравн-ть по месяцам года, 2) суточную неравн-ть или неравн-ть по дням недели, месяца или года. 3) часовую неравн-ть или неравн-ть по часам суток или часам года. Режим расхода газа городом зависит от режима отдельн категории потреб-лей и их уд веса в общ потреблении. Неравн-ть расход-ия газа отдельн категориями потреб-ей опр-ся рядом факторов: а) клим усл-ми, б) укладом жизни населения, в) режимом работы предприятий и учреждений, г) хар-кой газового оборуд зд и промыш цехов. В большинстве сл теоретич учет влияния отдельн факторов на неравн-ть потребл-ия оказ-ся невозможным. Наиболее достоверный путь – это накопл и систематизация опытных данных в теч длит периода только при достаточн кол-ве опытн данных можно говорить о достоверных сведениях по режимам потребления. Неравн-ть потребл-ия оказ больш влияние на эк-кие пок-ли с-м газосн. Наличие пиков и провалов в потреблении газа приводит к неполному исп-ию мощностей газовых промыслов и пропускн способностью магистр газопр-ов, что повышает себест-ть газа, приводит к необходимости стр-ва подземных хранилищ и создании потреб-лей регуляторов. Все это связано с доп капитальн вложениями в газотранспортн с-мы и резервн топливные хоз-ва. Режим потребл по месяцам года. Суммарн годовые граф потребл газа городами и эк-ми р-нами явл основой для плвнирования добычи газа, а также для выпора и обоснования мероприятий, обеспеч-их регулир-ие нерав-ти потребления газа. Занние годовых гр газопотребл имеет боьше знач и для экспл городских с-м газосн т.к позвол правильно планировать проведение реконструкции и отдельн ремонтных работ.

Регулир-ие неравномерности потребления газов. 1)подземное хранение газов, 2) исп-ие потребителей регуляторов, 3) резервные мощности промысловых газопр. Магистр газопр-ды необходимо проектир с коэф годового графика загрузки 0,85. При регулир-ии неравн-ти годового графика сперва выявляют возможн степень его выравнивания путем исп подземных хранилищ. Периоды провалов потребления газ заканчивают в хранилище, а в месяца наиб потребл газоотбир из хранилища выравнивая тем самым годовой график потребления. Наиб трудности представл покрытие суточных пиковых нагрузок, возник-их при значит снижениях нар темп-ры, т.е покрытие суточн неравн-ти отопит нагрузки. Исп-ие для этой цели подземных хранилищ не экономично.

Билет №4.

Классиф газопр. Условия присоед потребителей к газ сетям. В распределит системах газосн газ транспортир потреб-ям по газопр классиф-ся след образом: 1) по назначению газопр раздел на магистральн – городские (поселковые) и промышлен. Городские делят на а) распределительные, по кот газ транспортир по снабжаемой газом территории и подают его промышлен потребителям, коммунально-быт предприятиям и в жилые дома.распределит газопроводы бывают высок, ср и низк давл; тупиковые и кольцевые. Б) абонентские ответвления или газопр-ды ввода подают газ от распределит сетей к отдельн потребителю или группе потребителей. В) внутридомовые – транспортирующ газ внутри зд и подающ его к отдельн газ приборам. 2) в зав-ти от макс рабочего давл газопр-ды делятся на: газопр низк давл до 5000Па (500 мм во ст), газопр ср давл с давл газа от 5000Па до 0,3МПа, газопр высок давл 2 категории от 0,3-0,6МПа, газопр высок давл 1 категории от 0,6-1,2МПа. Газопр низк давл служат для транспортировки газа в жилые и обществен зд, а также мелк коммунальн потреб-ям. Крупн ком-ные потреб-ли не присоед к сетям низк давл, т.к транспортир по ним больш сосредоточен кол-ва газа экономически необасновано. Газопр ср и высок давл служат для питания городских газораспр сетей низк и ср давл ч/з ГРП. Для подземн и надземных прим газопр-ды с толщ стенки не менее 3мм, а для наземн и внутр не менее 2мм.

Вопрос.

Осушка газа. Содерж влаги в газе пр его транспортировке часто вызывает серьезн экспл-ые затруднения. При определен внеш усл темп и давл влага может конденсироваться, образ-ть ледяные пробки и кристаллы гидраты, а в присутствии сероводорода и О2 вызывать коррозию трубопр-в и оборуд-ия. Воизбежании вышеперечислен газ осушают, снижая темп точки росы на 5-7°С ниже рабочей темп в газопроводе. При транспор-ии осушен газа трубопр можно проклад на меньшей глубине. Наиб трудности при транспортир газа по магистральн газопр-в при образ-ии кристаллогидратов. Внешне кристаллогидраты похожи на бел снегообр массу, а при уплотн напоминают лед. При 2 способа осушения природн газа: 1) абсорбционный – поглощение вод паров жид-ми, 2) поглощение вод паров ТВ поглотителями – адсорбция

Билет №5.

Расчет годового потребления газа городом явл-ся одной из важных задач. Этот расход может зависеть от многих факторов: газооборудование, благоустройства и заселенности квартир, охвата потребителей централиз-м ГВ, климатических условий и т.д. Все эти факторы учесть невозможно, поэтому потребление газа рассчитывают по по средним нормам, разработанным в результате многолетнего опыта.

Все виды город-го потр-я газа можно сгруппировать след. образом:

1) Бытовое потр-е – потр-е газа в квартирах;

2) Потр-е в коммун-х и общ-х предпр-х;

3) Потр-е на ОВ зданий;

4) Промыш-е потр-е

Определяем годовые расходы газы

- бытовые нужды

м³/год

- доля жителей, охваченных газоснабжением;

- норма расхода теплоты на одного человека в год, при наличии в квартире газовой плиты и централизованного горячего водоснабжения, МДж/чел×год; q₁ =4100 МДж

- норма расхода теплоты на одного человека в год, при наличии в квартире газовой плиты и газового водонагревателя (при отсутствии централизованного горячего водоснабжения), МДж/чел×год; q₂= 10000 МДж

- доля жителей, квартиры которых оборудованы газовой плитой при наличии централизованного горячего водоснабжения;

- доля жителей, квартиры которых оборудованы газовой плитой и газовым водонагревателем;

- низшая теплота сгорания газа, МДж/м³ принимается в справочной литературе.

- комунально- бытовые

м³/год

Значения норм расхода газа приведены в СП42101.

Вопр.

СК-скважина, ПГ-промысловые газопроводы, ПГРС-промысл газораспределит станция, ПКС-промежут компрессная станция, ЛЗА-линейн запорн арматура, ПХ-подземное хранилище газа, ГРС-газораспределит станция. Газ из СКВ поступ в сепараторы где от него отдел тв. и жидк мех-кие примеси. Далее по промысловым газопроводам газ поступ в коллекторы, в промысловые ПРГС. Здесь газ вновь очищают в масленых пылеуловителях, осушают и сниж давл до расчетного знач принятого в магистральн газопро-де. Промеж компресс. станции располагают примерно ч/з 150км для возм-ти проведения ремонтов предусматр ЛЗА, кот устан не реже чем ч/з 25км. Для надежности газоснабж и возможности транспортир больш потоки газа со вр магист газопр-ды вып-ли 2 или неск ниток. Газопровод заканч ГРС.

Билет №6.1

Надежность распределительных систем газоснабжения - это свойство их обеспечивать подачу газа заданных параметров всем присоединенным потребителям в течение расчетного времени при условии проведения необходимого обслуживания и ремонтов. При оценке надежности отказы газоснабжения считаются недопустимыми, но фактически они происходят. Особенностью распределительных систем является ограниченная возможность резервирования. Газовые сети имеют ничтожно малую аккумулирующую способность, поэтому связь между подачей газа в сеть и его потреблением — жесткая. Следовательно, емкость газовой сети не может служить резервом для повышения надежности системы. Рассредоточенность потребителей газа у распределительных систем существенно ограничивает использование аварийных источников газа. Основными средствами резервирования служат кольцевание сетей и дублирование отдельных ее участков.

Для повышения надежности используют 2 пути. Первый — повышение надежности и качества элементов, из которых состоит система, но когда возможности повышения качества элементов исчерпаны, идут по второму пути — пути резервирования, который позволяет построить систему с надежностью выше надежности элементов, из которых она состоит. Состояние системы в любой момент определяется состоянием ее элементов. Если все элементы исправны, система исправна в целом. Основная задача распределительной системы газоснабжения — обеспечить подачу потребителям расчетного расхода газа. Его и принимают за характеристику качества функционирования. Каждому состоянию системы ставят в соответствие долю расчетного расхода газа, которую может подать система неотключенным от сети потребителям. Этот расход газа дает численную оценку степени выполнения задачи системой.

Надежность элементов характеризуется параметром потока отказов. После отказа элемент выключают из системы, ремонтируют (заменяют) и вновь включают в работу. Последовательность отказов элементов во времени и составляет поток отказов, который определяют экспериментально или из статистических данных повреждений, фиксируемых службами эксплуатации. Основными видами повреждений распределительных газопроводов являются механические, коррозийные и разрывы сварных швов. В расчетах учитывают только повреждения, требующие немедленного отключения участка, т.е. приводящие к внезапным отказам. Это обусловлено тем, что если ремонт поврежденного элемента возможно отложить, то его можно провести в удобное время при спаде нагрузки и ущерб будет или весьма малый или совсем отсутствовать.

Резервирование газовых сетей кольцеванием или дублированием отдельных участков, т.е. структурное резервирование, учитывает вероятностный показатель надежности. При отключении отказавшего элемента возникает нерасчетный (аварийный) режим, при котором близко расположенные к источнику питания потребители могут оказаться в конце пути газа. Для подачи им требуемого количества газа необходим транспортный резерв, который выражается в увеличенных по сравнению с расчетными значениями диаметрах газопроводов. Их определяют в результате расчета потокораспределения в газовой сети при наиболее неблагоприятных отказовых ситуациях (например, при отказе головного участка кольцевой сети).

Сократить подачу газа потребителям при сохранении нормального режима давления в сети, что необходимо для работы неотключенных потребителей, возможно, если сеть управляемая. Сети высокого (среднего) давления — управляемые, к ним присоединены крупные узловые потребители, режимом подачи газа которых управляет диспетчерская служба. Величину лимитированного газоснабжения (Кл) устанавливают из анализа потребителей исходя из условий наименьшего ущерба при возникновении аварийных ситуаций. Надежность газоснабжения отдельных потребителей, отключаемых от газовой сети при возникновении аварийной ситуации, оценивается двумя показателями: вероятностным и детерминированным. Эти показатели уточняют структуру и структурный резерв распределительной газовой сети высокого (среднего) давления.

Распределительные газовые сети проектируют в виде иерархических уровней: сетей высокого (среднего) давления и сетей низкого давления. Первые выполняют кольцевыми, резервированными с тупиковыми ответвлениями к потребителям. Необходимый резерв как структурный, так и транспортный определяют расчетом. Надежность сети также рассчитываютс помощью изложенных выше показателей. Вторые на надежность не рассчитывают, но в схему сети и структуру диаметров закладывают принципы, обеспечивающие надежность ее функционирования. Схему сети низкого давления проектируют с кольцеванием основных газопроводов. Питают сеть от нескольких газорегуляторных пунктов (ГРП) и газорегуляторных установок (ГРУ), которые по низкой ступени давления объединяют газопроводами, выполняющими функции резервных связей.

Билет №6, 2 вопр.

Газорегуляторными пунктами (установками) называется комплекс технологического оборудования и устройств. Назначение и устройство газорегуляторных установок (ГРУ, ГРП, ГРПШ) предусматривается для предварительной очистки газа, автоматического снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях независимо от изменения расхода газа в пределах номинальных расходных характеристик регуляторов давления газа, контроль входного и выходного давлений и температуры газа. А также газорегуляторные пункты могут с высокой точностью производить учёт расхода газа плавно меняющихся потоков не агрессивных газов. В зависимости от назначения и технической целесообразности газорегуляторное оборудование размешают в отдельно стоящих зданиях, в пристройках к зданиям, в шкафах. В зависимости от размещения оборудования газорегуляторные пункты подразделяются на несколько типов:

* газовые станции с газовым обогревом (ГСГО) — оборудование размещается в шкафу из несгораемых материалов;

* газорегуляторный пункт шкафной (ГРПШ) — оборудование размещается в шкафу из несгораемых материалов;

* шкафной регуляторный пункт (ШРП) — оборудование размещается в шкафу из несгораемых материалов;

* газорегуляторная установка (ГРУ) — оборудование смонтировано на раме и размещается в помещении, в котором расположена газоиспользующая установка, или в помещении, соединенном с ним открытым проемом;

* пункт газорегуляторный блочный (ПГБ) — оборудование смонтировано в одном или нескольких зданиях контейнерного типа;

* стационарный газорегуляторный пункт (ГРП) — оборудование размещается в специально для этого предназначенных зданиях, помещениях или на открытых площадках.

Принципиальное отличие ГРП от ГРПШ, ШРП, ГРУ и ПГБ состоит в том, что ГРП (в отличие от последних) не является типовым изделием полной заводской готовности.

Рассмотрим устройство ГРП с байпасной линией. Байпасная линия служит для ручного регулирования давления газа на период ремонта (замены) оборудования на основной линии и состоит из трубопровода с двумя отключающими устройствами (задвижками), оборудованного манометром для измерения давления. Основная линия состоит из следующего последовательно соединенного трубопроводами оборудования: входного отключающего устройства; фильтра газового (ФС, ФГ), очищающего газ от механических примесей и оборудованного манометрами для измерения перепада давления (по показаниям манометров судят о степени загрязненности фильтра); предохранительного запорного клапана, перекрывающего трубопровод в случае выхода из заданных пределов давления после регулятора (контролируемого через импульсную трубку)(КПЗ); регулятора давления газа, понижающего давление до требуемого (РДБК, РДНК); выходного отключающего устройства; предохранительного сбросного клапана, стравливающего газ в атмосферу в случае кратковременного повышения давления сверх установленного. Для настройки ПСК перед ним должно устанавливаться запорное устройство. Подробное описание работы всех описанных устройств можно найти в соответствующих разделах.

Билет №7.1

Поиск по сайту: