6.4.4. Техническое обслуживание и ремонт

Периодичность и последовательность технического обслуживания устанавливают индивидуально для технологического узла или участка. [7]

Аварийные скважины, не подлежащие восстановлению или капитальному ремонту, ликвидируют в соответствии с требованиями, установленными НД.

Контрольные вопросы:

1. Какова классификация колебаний расхода газа потребителями?

2. Назовите методы компенсации покрытия пика неравномерности потребления?

3. Что представляют собой газгольдеры?

4. Как в соответствии с технологическими и конструктивными особенностями делятся газгольдеры?

5. Как оценивается аккумулирующая способность магистрального газопровода?

6. Каковы цели подземного хранения газа?

7. Что включает подземное хранилище?

8. Как проводится организация эксплуатации ПХГ?

9. В чем состоит техническое обслуживание и ремонт ПХГ?

10. Что используют в качестве моторного топлива АГНКС?

11. Каков состав оборудования АГНКС?

12. Какова классификация АГНКС?

Часть II. Сжиженный углеводородный газ (суг)

7. Общие сведения о сжиженных углеводородных газах

7.1. Компоненты суг

Этан С₂Н₆ – газ, по плотности близкий к воздуху. Входит в состав сжиженных газов в незначительном количестве. Самая главная причина ограничения его содержания в том, что при температуре 45ºС этан не может находиться в сжиженном состоянии. При 30ºС упругость его насыщенных паров достигает 4,8 МПа, тогда как стальные сварные баллоны для сжиженных газов выпускаются на рабочее давление до 1,6, а подземные резервуары – до 1,0 МПа. В то же время незначительное количество этана в пропан-бутановой смеси повышает общее давление насыщенных паров газовой смеси, что обеспечивает в зимнее время избыточное давление, необходимое для нормального газоснабжения потребителей. [2]

Пропан C₃H₈ – тяжелый газ (плотность по воздуху 1,52). Технический пропан является основной составляющей сжиженных газов. С учетом оптимальной упругости насыщенных паров ГОСТ предусматривает содержание пропана и пропилена в СПБТЗ не менее 75% (по массе), а в СПБТЛ и БТ – не нормируется. На территории России с учетом разнообразия климатических зон максимальная расчетная температура применения сжиженных газов принимается 45ºС. Этой температуре соответствует упругость насыщенных паров пропана 1,6 МПа, что отвечает требованиям ГОСТ 15860-70. Упругость паров пропана при -35ºС составляет 0,14 МПа, что является необходимым давлением, при котором регулятор давления обеспечивает минимально допустимую производительность. Следовательно, пропан (как сжиженный газ) в качестве топлива можно использовать без регазификации при температуре до -30ºС. Пары технического пропана при температуре ниже -42ºC в газопроводе низкого давления начинают конденсироваться, и газоснабжение может прекратиться.

Бутан С₄Н₁₀ – газ, имеющий два изомера (плотность по воздуху 2,06÷2,09), т. е. разновидности с одинаковой химической формулой и, следовательно, с одинаковой молекулярной массой, но различающиеся расположением атомов в молекуле. Бутан и его изомеры являются тяжелокипящими жидкостями. Пары технического бутана начинают конденсироваться при -0,5ºС. Это не дает возможности использовать бутан в зимний период с температурой наружного воздуха ниже 5ºC в баллонах, установленных внутри помещения. В соответствии с требованиями ГОСТ сумма бутанов и бутиленов в СПБТЗ не нормируется, в СПБТЛ – не более 60 и в БТ – не менее 60% (по массе).

Пентан C₅H₁₂ – тяжелый газ (плотность по воздуху 2,49). В состав топливного газа входят технический бутан и смесь пропана и бутана. C₅H₁₂ в большинстве случаев находится в жидком остатке, при 20ºС его не должно быть больше в СПБТЗ – 1 об. %, а в СПБТЛ и БТ – 2 об. %. Пентан резко снижает упругость паров и повышает точку росы. Температура конденсации пентана около 3ºС. В связи с этим на газопроводах от установок, оборудованных испарителями, необходимо устанавливать конденсатосборники, конструкция которых обязана обеспечивать удаление тяжелых сконденсировавшихся фракций.