Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 4)

Таблица 1.5

Степени агрессивного воздействия сред на конструкции из бетона и железобетона

Примечания:

1. Показатели агрессивности по содержанию хлоридов учитываются только для железобетонных конструкций независимо от марки бетона по водонепроницаемости. При одновременном содержании сульфатов их количество пересчитывается на содержание хлоридов умножением на 0,25 и суммируется с содержанием хлоридов.

2. Показатели агрессивности по содержанию сульфатов приведены для бетона марки по водонепроницаемости W4. При оценке степени агрессивного воздействия на бетон марки по водонепроницаемости W6 показатели следует умножать на 1,3, для бетона марки по водонепроницаемости W8 - на 1,7.

3. При наличии грунтовой воды оценка агрессивности среды производится в зависимости от химического состава грунтовой воды по табл. 5, 6, 7.

1. Состав и свойства газа

Природные газы – это вещества, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии.

Углеводородные газы в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях – газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Газ обычно расположен в газовой шапке в повышенной части пласта. Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует (это возможно при высоком пластовом давлении или особом строении залежи), то весь газ залежи растворён в нефти. Этот газ будет по мере снижения давления выделятся из нефти при разработке месторождения и будет называться попутным газом.

В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше растворённого газа в нефти.

Давление, при котором весь содержащийся в пласте газ растворён в нефти, называется давлением насыщения. Оно определяется составом нефти и газа и температурой в пласте.

Газовый фактор зависит от насыщения давления– количество газа (в м³), содержащееся в 1 т нефти.

Газы могут содержаться в пласте в трёх состояниях: свободном, сорбированном, растворённом.

Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (СН4 – С4Н10, для Н.У. и С.У.), а также неуглеводородных компонентов (H2S, N2, CO, CO2, Ar, H2, He). При нормальных и стандартных условиях в газообразном состоянии существуют только углеводороды С1–С4. Углеводороды С5 и выше в нормальных условиях находятся в жидком состоянии. Основные химические элементы входящие в состав газа приведены в таблице 1.6.

Таблица 1.6

Состав газа

1. Характеристика газопровода и источника газоснабжения

Газопровод АГРС-1,АГРС-2 до ТЭЦ-2 протяженностью 15км и диаметром 530мм. Так как район с активной сейсмичностью, было утверждено строить газопровод с параллельной веткой сети, таким образом, общая протяженность газопровода будет составлять 30 км: давление 1,2 Мпа; подача от АГРС-1 58290 /час; подача от АГРС-2 52020 /час; газопровод стальной высокого давления 1 категории, подземный; 4 перемычки расположены по всей длине газопровода; 3 станции катодной защиты; 13 искусственных преград через автомобильные дороги; 13 участков, где газопровод в футляре.

1. Обстоятельства аварии

1 июня в Елизовском районе произошел прорыв трубы. Группа обходчиков в 09:44 ч. на 10 км от населенного пункта почувствовала резкий запах газа. По мнению специалистов, прорыв трубы произошел от оттаивания грунта. Образовалась трещина в длину 50 мм и шириной 2 мм. Из-за уникальности газопровода подача газа не была прекращена, она проводилась по параллельной ветке газопровода. На место аварии выехала восстановительная бригада с целью устранения дефекта в ближайшее время.

1. Технологические решения

Технологическим решением было принято вырыть траншею и заменить катушкой участок трубы, который прорвало. Для этого нужны расчеты по утечкам газа, характеристика газопровода, характеристика газа, характеристика района работ. Во избежание повторного случая так же было принято провести модернизацию газопровода, а, в частности, сделать балласт на данном участке газопровода.

1. План организации аварийно-восстановительных работ

1. Поступление заявки;

2. Инструктаж заявителя;

3. Выезд на место аварии, изучение ситуационного плана на планшете;

4. Оповещение и вызов представителей владельцев смежных коммуникаций и сообщение об аварии руководству управления и Госгортехнадзору;

5. Прибытие на место аварии, оценка обстановки и принятие решений по ликвидации аварии;

6. Определение зоны загазованности и естественная вентиляция колодцев;

7. Вызов необходимых механизмов и исполнительной документации;

8. Уточнение с прибывшими представителями расположения смежных коммуникаций;

9. Проверка на загазованность всех смежных коммуникаций, изучение исполнительной документации;

10. Установка механизмов (воздуходувок, компрессоров, электростанций и т.д.), принудительная вентиляция колодцев и контроль загазованности;

11. Отключение от системы газоснабжение ближайшего участка газопровода;

12. Принудительная вентиляция сооружений;

13. Окончательный контроль за наличием газа в коммуникациях (работы 11, 13 выполняются в том случае, если принудительная вентиляция подземных сооружений не дает положительного результата);

14. Определение наиболее вероятных мест проникновения газа в подземные коммуникации;

15. Вызов ремонтной бригады (при необходимости);

16. Бурение с целью определения места утечки газа;

17. Рытье котлована и ликвидация утечки газа;

18. Изоляция места ремонта и засыпка котлована;

19. Доклад о ликвидации аварии и возвращение в службу.

1. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

1. Расчет потерь газа при разрушении газопровода

Удельное количество выбросов газа, истекающего в атмосферу из щели на сварном шве стыка газопровода, г/сек, определяется по формуле:

Gr=φf  W_кр  ρ_ог  1000,

(2.1)

где φ – коэффициент, учитывающий снижение скорости;

f – площадь отверстия, определяется по формуле:

f=nπ  d  δ,

(2.2)

где n –длина разрыва наружного периметра трубы газопровода, в % от общего периметра;

d – диаметр газопровода, м;

δ – ширина щели, м.

Плотность газа перед отверстием в газопроводе ρг , кг/м3, определяется по формуле:

, (2.3)

Wкр – критическая скорость выброса газа из щели, м/с, которая определяется по формуле:

, (2.4)

где То – абсолютная температура газа в газопроводе, К;

ρ_ог – плотность газа при нормальных условиях, кг/м³;

Т₁ – абсолютная температура окружающей среды, К;

Т_о – абсолютная температура газа в газопроводе, К;

Р_о – абсолютное давление газа в газопроводе в месте расположения сварного стыка, Па;

Р₁– атмосферное давление, Па, Р₁= 10108Па;

Произведём расчет потерь газа при разрушении газопровода, используя следующие исходные данные:

d = 0,53м;

n = 5%;

φ = 0,97;

δ = 0,002 м;

ρ_ог = 0,75 кг/ ;

t=0,25 ч;

Т1 = +17 С (280 К);

То = +3 С (276 К);

Р_о =1200000 Па;

Р₁ =101080 Па;

Определим площадь отверстия:

f = 0,104  3,14  0,53 0,002 = 0,0003396 м²

Рассчитаем критическую скорость выброса газа из щели по формуле (2.4):

= 454,09 м/с;

Плотность газа перед отверстием в газопроводе будет равна

Таким образом, удельное количество выбросов газа, истекающего в атмосферу из щели на сварном шве стыка газопровода, можно рассчитать по формуле (2.1):

Характеристики

Список файлов ВКР