Темы рефератов

Студентам всех форм обучения в качестве самостоятельной работы рекомендуется проработать материал по следующим темам:

1. Природный газ (ПГ). Особенности добычи, очистки, одоризации, транспортировки, сжижения, условия хранения ПГ. Особенности использования АСУ в данных процессах.

2. Утилизация попутного газа. Схемы и решение вопросов утилизации попутного газа на практике. Основные схемы.

3. Разновидности газоиспользующего оборудования (ГО).

Классификация ГО. Методы расчета ГО.

4. Газовое оборудование промышленных предприятий. Условия расчета. Требования безопасности при монтаже и эксплуатации ГО. Алгоритм расчета ГО промышленных предприятий.

5. Условия горения природных газов.

6. Назначение и функциональные схемы газораспределительных станций. Основное оборудование ГРС. Методы расчета ГРС.

7. Функциональная схема газонаполнительной станции.

Назначение ГНС. Особенности эксплуатации ГНС. Методы расчета и подбор оборудования ГНС.

8. Функциональная схема газокомпрессорной станции. Назначение ГКС. Особенности эксплуатации ГКС. Методы расчета и подбор оборудования ГКС.

9. Производство искусственных газов. Виды искусственных газов. Использование ИГ в промышленности. Условия транспортирования ИГ, хранения и эксплуатации оборудования, работающего на ИГ.

10. Особенности, нормативные требования и условия проведения газоопасных и огневых работ.

11. Автономные газовые хранилища. Условия размещения, эксплуатации и резервирования автономных газовых хранилищ.

12. Автономные системы газоснабжения частных жилых домов. Возможные схемы автономного газоснабжения.

Требования безопасности, предъявляемые к объектам автономного газоснабжения.

13. Виды газотурбинных установок (ГТУ). Схемы газовоздушного тракта ГТУ. Принцип расчета ГТУ. Условия безопасной эксплуатации ГТУ.

14. Анализ возникновения аварий в газовом хозяйстве РФ за последние 15 лет. Причины возникновения аварий на ГРС и методы их устранения.

15. Методы диагностики и наладки систем газораспределения (ГРС) и газопотребления.

16. Условия монтажа газопроводов через водяные преграды. Особенности, требования и обеспечение надежной эксплуатации таких газопроводов.

17. Методы защиты стальных и полиэтиленовых газопроводов от техногенных и климатических воздействий при надземной и подземной прокладке.

18. Ведение газоопасных и огневых работ. Условия безопасного проведения испытаний газопроводов.

19. Назначение газоиндикаторов, газосигнализаторов. Их виды и возможности применения.

20. Условия безопасной прокладки подземных газопроводов. Меры защиты подземных газопроводов при пересечении с другими коммуникациями. Защита газопроводов от блуждающих токов.

21. Роль аварийно-диспетчерской службы в газовом хозяйстве. Условия работы. Требования к персоналу.

22. Теория происхождения природного газа.

23. Роль запорно-регулирующей арматуры в газовом хозяйстве. Назначение предохранительных клапанов, сбросных клапанов. Методы расчетов. Настройки. Условия эксплуатации данного оборудования.

24. Приборы для измерения расхода газа в газовом хозяйстве. Разновидности. Методы расчета и подбора оборудования.

25. Условия безопасного пуска газа после монтажных и ремонтных работ газового оборудования и газопроводов.

26. Назначение газорегуляторных пунктов (ГРП, ГРПШ) и установок (ГРУ). Методы подбора и расчета. Разновидности. Условия безопасной эксплуатации.

27. Одоризация газа в современных условиях. Ее значимость и эффективность.

28. Условия надземной прокладки газопроводов.

Крепление надземных газопроводов. Требования условий безопасности при эксплуатации газопроводов.

29. Техническое обслуживание газопроводов, кап. ремонт, монтаж, демонтаж.

30. Утечки газа и их обнаружение. Отыскание мест утечек газа. Современные способы диагностики газопроводов.

31. Методы диагностики и наладки систем газораспределения.

32. Условия воспламенения и горения природных газов.

33. Роль системы автоматизации, блокировок и измерений в газовом хозяйстве.

34. Роль районной эксплуатационной службы в газовом хозяйстве. Условия работы. Требования к персоналу.

35. Основные требования при выборе арматуры, соединительных деталей и изделий.

36. Требования, предъявляемые к материалу труб. Условия проведения гидравлических испытаний. Алгоритм гидравлического расчета.

37. Виды приборов для измерения давления и разряжения в газовом хозяйстве. Организация и проведение газоопасных работ.

38. Условия безопасного расположения внутрицехового газового оборудования. Методы расчета.

39. Норма, устройство и проверка системы вентиляции в газовом хозяйстве.

40. Особенности газового топлива.

41. Роль предохранительных устройств и средств защиты в газовом хозяйстве. Разновидности. Расчет. Условия прокладки газопроводов через водные преграды и пр.

42. Сжиженный газ. Условия получения, хранения, транспортировки. Эксплуатация хозяйств СУГ.

43. АГЗС – особенности проектирования, монтажа и эксплуатации.

44. Расчетный ресурс эксплуатации и расчетный срок службы газового оборудования. Расчет.

Требования к оформлению реферата. Рекомендуется следующая структура пояснительной записки реферата:

а) титульный лист;

б) содержание;

в) введение (дается краткий обзор мирового и российского опыта или этапы развития по выбранному вопросу);

г) основная часть;

д) список литературы.

Основная часть реферата должна полностью раскрывать суть выбранного вопроса.

Объем реферата зависит от полноты изложения материала и должен быть не менее 15 листов. Реферат выполняется на белой бумаге формата А4 в соответствии с требованиями к текстовым документам [1, 2]. Графики, рисунки, эскизы, поясняющие содержание записки, выполняются на белой бумаге.

1. Общие сведения о газовом топливе. Особенности добычи, очистки, одоризации, транспортировки, условия хранения природного газа. Использование автоматизированных систем управления (АСУ) в данных процессах

Газовое топливо представляет собой смесь различных простых горючих и балластных газов. Горючие газы бывают искусственные и природные.

К искусственным газам относят газы, вырабатываемые на газовых заводах в процессе термической переработки твердых и жидких топлив, а также выделяющиеся в качестве вторичных продуктов некоторых производств, например в доменном процессе, при получении кокса, переработке нефти и т. д.

К природным относятся следующие газы: добываемые из чисто газовых месторождений; попутные нефтяные, выделяющиеся из добываемой нефти; получаемые из газоконденсатных месторождений (состоят из смеси сухого газа с парами конденсата тяжелых углеводородов); сжиженные углеводородные, извлекаемые из газов нефтяных и газоконденсатных месторождений.

Свойства газового топлива определяются свойствами отдельных горючих и негорючих газов и примесей, составляющих его. Горючая часть газового топлива состоит из углеводородов, водорода и окиси углерода. В негорючую часть входят углекислый газ, азот и кислород. К примесям относят: сероводород, аммиак, цианистые соединения, водяные пары, нафталин, смолы, пыль и др. Негорючие газы и примеси являются балластом газового топлива и ухудшают его теплофизические и эксплуатационные качества. Поэтому содержание их в газовом топливе доводится до строго лимитируемого минимума.

Углеводороды предельного ряда составляют основную горючую часть природных газов и имеют общую химическую формулу C_nH_2n+2. Первый в их ряду – метан (CH₄), последующие – этан (C₂H₆), пропан (C₃H₈), бутан (C₄H₁₀), пентан (C₅H₁₂) и т. д.

Предельные углеводороды характеризуются высокой теплотой сгорания, не имеют цвета и запаха, не токсичны, но оказывают слабое наркотическое действие при большой концентрации (высокомолекулярные углеводороды). При скоплениях в помещениях более 10 % по объему они способны вызывать удушье из-за недостатка кислорода воздуха. С увеличением молекулярной массы углеводородов повышаются их теплота сгорания, плотность и способность конденсации.

Природный газ – это смесь газов, образовавшихся в недрах Земли при анаэробном разложении органических веществ.

Природный газ относится к полезным ископаемым. Природный газ в пластовых условиях (условиях залегания в земных недрах) находится в газообразном состоянии – в виде отдельных скоплений (газовые залежи) или в виде газовой шапки нефтегазовых месторождений, либо в растворённом состоянии в нефти или воде. При стандартных условиях (101,325 кПа и 20 °C) природный газ находится только в газообразном состоянии. Также природный газ может находиться в кристаллическом состоянии в виде естественных газогидратов.

Химический состав природного газа. Основную часть природного газа составляет метан (CH₄) – от 92 до 98 %. В состав природного газа могут также входить более тяжёлые углеводороды – гомологи метана:

– этан (C₂H₆);

– пропан (C₃H₈);

– бутан (C₄H₁₀), а также другие неуглеводородные вещества:

– водород (H₂);

– сероводород (HS);

– диоксид углерода (СО₂);

– азот (N₂);

– гелий (Не).

Углеводородные (УВ) газы, состоящие в основном из метана, называются сухими. При незначительном содержании тяжёлых углеводородов они называются тощими, а газы со значительным содержанием тяжелых УВ – жирными.

Состав газов в залежах постоянно меняется за счёт действия многих факторов. Одним из них является растворимость индивидуальных газовых компонентов в воде и черного золота.

Одоризация природного газа. Чистый природный газ не имеет цвета и запаха. Одорантом природного газа называется интенсивно пахнущее органическое химическое соединение или комбинация химических соединений, добавляемых к природному газу в малой концентрации, способное придать специфический (как правило, неприятный) предупреждающий запах с целью обнаружения утечки газа при концентрациях, меньших его нижнего предела взрываемости. В качестве одорантов в мире используются, в основном, сераорганические меркаптановые соединения, как в виде индивидуальных веществ, так и в виде смесей синтетических или природных меркаптанов, а также ряд сульфидов, тиофан, кротоновый альдегид и их смеси. Для одоризации природного газа в России наиболее широко используется смесь природных меркаптанов (СПМ), основу которой составляет сильно пахнущее ароматическое вещество – этилмер-каптан (16 г на 1000 м³ природного газа). СПМ вырабатывается на Оренбургском газоперерабатывающем заводе из природного газоконденсата.

Содержание одоранта в газопроводах должно быть строго фиксированным, поскольку при его пониженных концентрациях заметно снижается безопасность эксплуатации, а избыточная одоризация газа отрицательно сказывается на экологии окружающей среды. Кроме того, проблема переизбытка одоранта особенно важна для химических предприятий, так как при сгорании меркаптанов образуются токсичные окислы.

Одорирование природного газа, подаваемого потребителю, осуществляется либо непосредственно на газораспределительных станциях (ГРС), либо на кустовых одоризационных пунктах. Существует большое количество способов и устройств, используемых для одоризации природного газа. В подавляющем большинстве случаев все существующие одоризаторы представляют собой установки, осуществляющие ввод одоранта в газопровод пропорционально изменяющемуся объемному расходу газа в нем. Одоризаторы подразделяются на два основных типа: одоризаторы, основанные на смешении потока газа с парами одоранта, и одоризаторы, работающие по принципу нагнетания жидкого одоранта. Используются также капельные одоризаторы. Следует отметить, что, несмотря на применение в настоящее время автоматических одоризаторов, более половины ГРС России оснащены одоризаторами ручного типа.

Одним из недостатков как ручных, так и автоматически используемых одоризаторов является невозможность обеспечения ими строго дозированного расхода одоранта. В частности, непропорциональность одоризации может возникать при больших колебаниях расхода газа, что довольно часто бывает на практике. Кроме того, большинство одоризаторов производят расход одоранта по измерению только одного параметра газа – его расхода. При этом не учитываются температура и точное давление природного газа, что также приводит к неточности дозирования. Вследствие этих причин содержание одоранта в природном газе может заметно отклоняться от установленной нормы.

Другой существенный недостаток современных одоризаторов заключается в том, что при одоризации по объемному расходу газа оказывается невозможным учесть фактор качества одоранта, который в настоящее время является фактически неконтролируемым параметром. Несоблюдение требований при транспортировке и заправке одоранта в одоризаторы приводят к попаданию в одорант примесей (в том числе воды), что приводит к ухудшению качества одоризации газа. Одним из способов решения перечисленных проблем является разработка метода непрерывного контроля концентрации одоранта в газопроводах на ГРС и в одоризационных пунктах в реальном масштабе времени.

Одними из наиболее перспективных методов, позволяющих проводить измерения в реальном времени и сочетающих в себе возможность непрерывного контроля с высокой чувствительностью, являются методы оптической спектроскопии, в особенности с применением современных лазерных систем в сочетании с автоматизированными методами обработки результатов измерений. Анализ имеющихся на сегодняшний день данных показывает, что наилучшая чувствительность детектирования одоранта получена при использовании абсорбционного метода. В настоящее время этот способ уже используется для определения содержания искусственно синтезированных однокомпонентных одорантов (с заранее известным и постоянным составом) в природном газе в ряде стран. Однако способ непригоден для детектирования одоранта, использующегося для одоризации природного газа в России, поскольку он производится из природного газоконденсата и включает в себя более шести меркаптановых соединений.

Месторождение природного газа. В осадочной оболочке земной коры сосредоточены огромные залежи природного газа. Согласно теории биогенного (органического) происхождения нефти, они образуются в результате разложения останков живых организмов. Считается, что природный газ образуется в осадочной оболочке при больших температурах и давлениях, чем нефть. С этим согласуется тот факт, что месторождения газа часто расположены глубже, чем месторождения нефти.

Огромными запасами природного газа обладают Россия (Уренгойское месторождение), Иран, большинство стран Персидского залива, США, Канада. Из европейских стран стоит отметить Норвегию, Нидерланды. Среди бывших республик Советского Союза большими запасами газа владеют Туркмения, Азербайджан, Узбекистан, а также Казахстан (Карачаганакское месторождение).

Методы добычи природного газа. Природный газ поднимается по скважине за счет естественной энергии. Его добычей занимаются в Америке, Европе, Африке и других регионах. Пятая часть всей мировой добычи природного газа приходится на долю «Газпрома».

Бурение скважин. Газ извлекается из недр при помощи специально пробуренных скважин, которые называются добывающими, или эксплуатационными. Вообще разновидностей скважин существует множество. Они используются не только для добычи, но и для изучения геологического строения недр, поиска новых месторождений, вспомогательных работ и т. д.