Температурный режим магистрального газопровода

Содержание

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Температура природного газа , используемого непосредственно в ГТУ, имеет нижнее и верхнее допустимые значения, которые зависят от конструкции и схемы КС. Температура сжигаемого газа должна быть на 10 — 15 С выше точки росы, это позволяет избежать наличия в газе жидких компонентов и коррозии элементов системы. Максимальное значение температуры газа зависит от режима работы КС и подлежит согласованию с фирмой-изготовителем ГТУ. Запуск ГТУ производится только при постоянной температуре газового топлива, которая выбирается в диапазоне между ее максимальным и минимальным значениями. [1]

Температура природного газа и кислорода на выходе из подогревателей поддерживается на заданном уровне с помощью автоматических регуляторов. Задание регуляторам устанавливается оператором по показаниям потенциометров, измеряющих температуру потоков на выходе из подогревателей. Регулятор соотношения кислород: метан настраивают и испытывают на холодных потоках до розжига реактора. [2]

Температуру природного газа , проходящего через сужающее устройство, измеряют перед последним. Гильзу следует вводить в трубопровод на глубину до половины его диаметра. Целесообразно устанавливать на заводах самопишущие термометры, так как температура газа может колебаться. [3]

Определить температуру природного газа с относительной плотностью 0 7 при его дросселировании на штуцере с давлением 35 МПа ( 350 кгс / сма) до 7 МПа ( 70 кгс / см), а также среднюю величину коэффициента Джоуля — Томсона. [5]

Эа — температура входящего природного газа , С; Са — теплоемкость природного газа при адсорбции; 7т — тепловой эффект фазы адсорбции, отнесенный к единице количества исходного природного газа, израсходованного в этой фазе. [6]

Для контроля температуры природного газа , воздуха, воды, масла и подшипников ГПА на КС используют: ртутные термометры, с помощью которых измеряют температуру в различных точках по месту установки технологического оборудования; электроконтактные манометрические термометры общепромышленного исполнения ТПП-СК и взрывозащищенные ТПП-IV как датчики — реле с дискретным выходом в системах автоматического управления и как показывающие приборы по месту их установки: термометры сопротивления медные ТСМ и платиновые ТСП как первичные преобразователи; вторичные приборы различных конструкций и назначений ( логометры, мосты и др.), с помощью которых совместно с термометрами сопротивления осуществляют непрерывный или периодический дистанционный контроль температуры и автоматическое управление. [7]

Для измерения температуры природного газа в поверхностных условиях в системе добычи, подготовки и транспорта применяют жидкостные стеклянные термометры. Действие данных устройств основано на принципе теплового расширения. [8]

Учитывая, что температуры природного газа за ЦН могут быть различными, а процесс транспортировки по ТГ считается изотермическим, порции газа в выходной коллектор доставляются с разными температурами. [9]

Таким образом, температура природного газа , поступающего к потребителям, находится обычно в пределах 5 — 20 С. [10]

Знание давлений и температур природного газа в сечениях позволяет определить средние значения этих величин на участках между сечениями. Вообще говоря, как в теплообменниках, так и в ТДА газ в каждом сечении имеет различные температуры и давления, однако в расчетах используют средние значения этих параметров, предполагая, что с достаточной степенью точности элементы ТХУ можно рассматривать как объекты с сосредоточенными параметрами. [11]

Определяются приведенные давления и температуры природного газа . [12]

Наблюдения и многочисленные расчеты показывают, что температура природного газа в процессе его движения в этом случае плавно приближается к температуре грунта. [13]

Используем полученные выше формулы для оценочных расчетов изменения температуры природного газа ( метана) вдоль участка надземного газопровода при следующих исходных данных: DB 0 8 м; L 100 км; рп 53 1 10 кГ / м2, G 179 кз / сек; К 0 012; Z0 0 94; у 0 74 кГ / м3; Ср 2 219 кдж / кг-зрад. Коэффициент теплопередачи, температура воздуха и солнечная радиация в данном примере приняты для простоты постоянными по длине газопровода. На рис. 2 показаны результаты расчетов изменения температуры газа по длине газопровода. [15]

Температурный режим магистрального газопровода

Температура движущегося в трубопроводе газа зависит от физических условий движения и от теплообмена с окружающей средой. Для решения задачи привлечем уравнение первого начала термодинамики. Имеем:

где dq – количество подведенной теплоты;

du – изменение внутренней энергии газа;

v – удельный объем газа;

pdv – работа, совершаемая газом.

Количество теплоты dq складывается из подведенной теплоты извне (dq_вн) и выделившейся в результате трения (dq_тр). Для газа, движущегося в трубопроводе, теплота подведенная извне на участке dx:

где k – коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду;

D – диаметр трубопровода;

Т – температура газа в сечении х;

Т_о – температура окружающей среды;

М – массовый расход.

Представив работу pdv в виде d(p/ρ)-dp/ρ, где ρ – плотность газа, получим

и далее, поскольку u+p/ρ= i(энтальпия),

Физический смысл здесь в том, что работа, затраченная газом на преодоление трения, тотчас возвращается газу в виде теплоты dq_тр. Компенсация работы трения выделившейся теплотой – внутренний процесс, а рассматриваемое уравнение выражает собой баланс энергии между газом и окружающей средой. Поэтому в нем не должно быть ни работы трения, ни теплоты трения. И в итоге получим

Читайте также Муфты УКМТ

Учтем, что энтальпия – функция температуры и давления I=I(T,p) и, следовательно, получим

(∂i/∂T)=С_р – теплоемкость при постоянном давлении. Предположим, что I постоянная величина и получим:

.(**)

на С_Р: . Представим dp в виде и примем, что градиент падения давления dp/dx=-(p_н-р_к)/L (линейный закон распределения давления). Обозначим для краткости kπD/(Mc_p)=a, имеем и далее . После интегрирования получаем формулу (ВНИИгаз), определяющую температуру газа на расстоянии х от начальной точки газопровода по (**):

Если здесь отбросить последнее слагаемое, то получим формулу Шухова:

Формула Шухова описывает распределение температуры по длине трубопровода, обусловленное теплопередачей в окружающую среду. Согласно этой формуле при Т_н>Т_о температура газа Т в любой части газопровода больше Т_о. Лишь при х=∞ Т=Т_о. В формуле (**) последнее слагаемое учитывает понижение температуры из-за эффекта Джоуля-Томсона. Этой формулой нужно пользоваться, когда требуется повышенная точность расчета. На основании формулы (**) и формулы Шухова получаются выражения для вычисления средней температуры газа по длине газопровода.

Газоснабжение в зимних условиях: проблемы комфортности и безопасности (ТПА)

Gaz Zima

Русская зима, часто сопровождаемая экстремальными холодами, снежными заносами, гололедом, — это всегда серьезное испытание не только для людей, но и для техники. И газоснабжение здесь не исключение. Тем более, что в зимних условиях нагрузка на газораспределительные сети максимальная. Особенно, в период сильных морозов, когда газоиспользующее оборудование работает на режимах, близких к максимальным. И от того, насколько технические характеристики применяемого газового оборудования соответствуют реальным условиям эксплуатации, напрямую зависят не только комфортность жизни, но и безопасность миллионов людей.

Специалистам в области разработки и эксплуатации машин и оборудования хорошо известно, что испытания на работоспособность изделий в условиях воздействия пониженных температур, также как на сохранение ими своих характеристик после пребывания при низких температурах в условиях транспортирования, являются одними из основных в программах приемочных или периодических испытаний практически всех видов продукции. Применительно к сфере газоснабжения значение таких испытаний возрастает многократно. Прежде всего, в связи с тем, что при низких температурах:

резко увеличивается хрупкость применяемых для изготовления газового оборудования (регуляторов, кранов, клапанов и т.д.) конструкционных материалов (металлы, пластики, стекло), что, наряду с неизбежными термическими деформациями, например, газопроводов, может привести к разрушению или потере герметичности корпусов изделий. Поэтому некоторые конструкционные материалы соответствующими нормативными документами запрещено применять в изделиях, работающих под избыточным давлением. В частности, чугун, вне зависимости от его марки (серый, ковкий) не может применяться при температурах окружающего воздуха ниже минус 15-20 0 С. Не может, но долгое время применялся. В частности, именно из чугуна изготовлялись корпуса самых распространенных еще 20-25 лет назад промышленных регуляторов давления газа РДУК и РДБК. Многие из этих регуляторов эксплуатируются и до настоящего времени. И далеко не всегда они установлены в отапливаемых ГРП;
существенно снижается эластичность резиновых мембран и уплотнительных колец регуляторов давления газа, газовых клапанов и вентилей. Говоря на профессиональном сленге, резина на морозе «дубеет», т.е. становится более жесткой и хрупкой. В результате не только значительно изменяются настройки оборудования, но и возникает прямой риск разрушения указанных эластомеров, чреватых серьезными последствиями. В частности, следствием разрушения основной мембраны регулятора давления газа является резкое повышение давления на его выходе, что, в свою очередь, может привести (и, к сожалению, на практике приводит!) к повреждению газоиспользующего оборудования, сопровождающемуся взрывами и пожарами на объектах потребителей, (конкретный пример – взрыв газа в нескольких домах на Шелепихинской набережной в Москве в середине ноября 2014 года). Конечно, защищать от возникновения подобных ситуаций должны предохранительные клапаны, прежде всего – предохранительно-запорные, перекрывающие подачу газа к потребителям при возникновении подобных ситуаций. Однако, их работоспособность также зависит от состояния резиновых мембран и уплотнений;
подаваемый потребителям природный газ, согласно ГОСТ 5542-2014 «Газы горючие природные…» [1] должен быть сухим. Это означает, дословно цитируя ГОСТ, что «температура точки росы по углеводородам при давлении в точке отбора пробы должна быть ниже температуры природного газа в точке отбора пробы». При этом предполагается, что температура, при которой начинается конденсация содержащихся в газе паров воды, ниже температуры газа на входе в газорегуляторный пункт (ГРП) или к потребителю газа. Однако, на практике, особенно в сильные морозы, это не всегда выполняется. К тому же, в процессе редуцирования, т.е. понижения давления в ГРП от среднего до низкого, которое и подается потребителям, газ расширяется. При этом реализуется термодинамический процесс близкий к адиабатному, а значит, газ дополнительно сильно охлаждается. Что, в свою очередь, сопровождается конденсацией содержащегося в газе водяного пара, с последующим замерзанием конденсата. В зависимости от конструкции регуляторов давления и газовых клапанов это может приводить к обмерзанию входного отверстия регулятора давления (с соответствующим полным или частичным перекрытием его проходного сечения) или седла клапана (что, наоборот, приводит к невозможности уменьшить давление на выходе регулятора в случае необходимости). В указанных, а также других возможных случаях это чревато, как минимум, нарушением штатного режима газоснабжения, а как максимум, может явиться причиной серьезных аварий.

Из приведенных рассуждений понятно, что опасность возникновения нештатных ситуаций в зимний период возрастает многократно. Поэтому относиться к данной проблеме надо более чем серьезно. Что же необходимо сделать, чтобы если не исключить полностью, то хотя бы снизить до приемлемого уровня соответствующие риски?

Как и в любой другой области, наиболее эффективным является комплексный подход к решению данной проблемы, заключающийся в реализации как технических решений, так и организационных мероприятий.

Под техническими решениями понимается приведение технических характеристик, как функциональных блоков (регуляторов давления, клапанов, кранов, задвижек), так и самих объектов газового хозяйства (ГРП, котельных и т.д.) в соответствие с реальными условиями эксплуатации. С этой целью должен быть, начиная от стадии разработки и заканчивая регламентным обслуживанием, обеспечен тотальный контроль за всеми стадиями производства, монтажа и эксплуатации продукции.

Исходя из реальных условий эксплуатации в России, ведущие производители разработали и освоили производство специальных исполнений всей перечисленной выше продукции, которые обеспечивают сохранение работоспособности при температурах окружающего воздуха до минус 40 0 С, а в ряде случаев – и более низких (до минус 60 0 С). Конкретными приборами такой продукции с повышенной морозостойкостью являются газовые фильтры и электромагнитные клапаны производства СП «ТермоБрест». Обеспечивается это, прежде всего, за счет применения хладостойких конструкционных материалов, таких как специальные алюминиевые сплавы и специальные сорта резины.

В то же время, специалистам должно быть понятно, что чудес не бывает и при экстремально низких температурах даже хладостойкие конструкционные материалы и изготовленные с их применением изделия работают на пределе своих возможностей. При этом существенно сокращается технический ресурс изделий. Поэтому необходимо применять меры для, если не исключения полностью, то, как минимум, максимального сокращения времени работы газового оборудования в таких условиях. Наиболее рациональным вариантом является установка газового оборудования в максимально возможном объеме в отапливаемых помещениях или, по крайней мере, в теплоизолированных боксах. Последний вариант имеет смысл, прежде всего, в тех случаях, когда газ подается из подземных газопроводов и, соответственно, его температура существенно выше минимальных температур воздуха.

Однако, в целом ряде случаев размещению газового оборудования в отапливаемых помещениях препятствуют неустранённые до настоящего времени противоречия в нормативной документации. Так, например, согласно п.4.4 (Таблица 2) разработанного ЗАО «Полимергаз» при участии ОАО «Гипрониигаз» Свода правил СП 62.13330.2011 «Газораспределительные системы», введенному в действие с 01.01.2013 г. и представляющему собой актуализированную редакцию СНиП 42-01-2002 [2], давление газа во внутренних газопроводах (до регулятора давления) в общественных (в том числе административного назначения) зданиях, складских помещениях и жилых зданиях не должно превышать 0,1 МПа, т.е. 1 бар. Однако, письмом исх. № 70-ТО от 15.01.2015 г., в ответ на наш запрос, тот же ОАО «Гипрониигаз» разъясняет, что «Постановлением Правительства от 26 декабря 2014 года № 1521 утвержден перечень национальных стандартов и сводов правил (частей таких стандартов и сводов правил), в результате применения которых на обязательной основе обеспечивается соблюдение требований Федерального закона «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений», который вступает в силу с 1 июля 2015 г. Пункты 4.3 и 4.4 СП 62.13330.2011 о давлении газа в сетях низкого давления и максимальном давлении во внутренних газопроводах жилых зданий – 0,1 МПа в данный перечень не включены». Одновременно, в этом же письме «Гипрониигаз» указывает, что «в данный перечень включен п.4.4 СНиП 42-01-2002, согласно которому давление газа во внутренних газопроводов жилых домов не должно превышать 0,003 МПа».

Итак, что мы имеем в итоге?

Две авторитетные в газовой отрасли организации разрабатывают новый Свод правил СП 62.13330.2011, призванный заменить устаревший СНиП. Затем они же принимают непосредственное участие в разработке соответствующего Федерального закона, который фактически отменяет действие указанного Свода правил, требуя выполнения положений старого СНиПа. Круг замкнулся?
Конечно, разовое повышение допустимого давления газа в газопроводах жилых домов более чем в 30 раз (пусть и с оговоркой: до регулятора давления) представляется весьма рискованным экспериментом: и так постоянно приходят сообщения о взрывах газа в жилых домах, в которые (за исключением аварийных случаев, подобных описанному выше) подавалось давление не более 0,003 МПа (300 мм вод. ст.). Однако поэтапное повышение давление газа в жилых помещениях (естественно, до регулятора давления), базирующееся на мировом опыте газоснабжения, — это объективная необходимость. Причем, направленная именно на повышение безопасности газоснабжения! В российских условиях, учитывая повышенное газопотребление именно в период экстремальных холодов, реализация указанного требования становится еще более актуальной. Хотя бы потому, что при этом, за счет обеспечения возможности установки газорегуляторного оборудования в отапливаемых или хотя бы защищенных от непосредственного воздействия холода помещениях, резко повышаются надежность и безопасность работы, а также увеличиваются срок службы и допустимые межремонтные периоды того же самого оборудования. При этом не увеличивается, а фактически значительно снижается риск возникновения аварийных ситуаций!
Приведенный в п.1 пример и представленный в п.2 анализ ситуации со всей очевидностью показывают, что без существенного обновления нормативной базы полномасштабное внедрение новых технологий в области газораспределения и, соответственно, применение современного газорегуляторного оборудования, особенно, обеспечивающего реальное повышение надежности, безопасности и комфортности газоснабжения, невозможно. Однако невозможно рассчитывать на максимальное использование всех достоинств современного газорегуляторного оборудования, если заведомо эксплуатировать его в экстремальных условиях. Для начала, в качестве регуляторов давления, устанавливаемых в жилых домах в соответствии с требованиями СП 62.13330.2011 «Газораспределительные системы», можно было бы, например, определить изделия, соответствующие требованиям ГОСТ Р 51982-2002 «Регуляторы давления для газовых аппаратов с давлением на входе до 20 кПа [3], т.е. разрешить повысить давление газа на входе в регуляторы давления, устанавливаемые на входе в жилые помещения до 0,02 МПа (0,2 бар). Этого было бы вполне достаточно как для модернизации существующих газораспределительных сетей [4, 5], так и для значительного снижения затрат на строительство большинства новых. Причем при одновременном повышении безопасности газоснабжения. Ведь современные домовые стабилизаторы давления газа, например, типа ERG-M (рис. 1) не только крайне компактные и недорогие, но и обеспечивают автоматическое прекращение подачи газа при повреждениях внутренних домовых газопроводов!

ERG-M Стабилизатор давления газа (ESKA)

Рис. 1 Регулятор-стабилизатор давления газа ERG-M

4. Россия является крупнейшим поставщиком природного газа в мире. В то же время, уровень газификации собственных населенных пунктов существенно уступает не только среднеевропейскому уровню, но и уровню газификации бывших союзных республик СССР. Одной из причин этого являются административные барьеры применению современного и высоконадежного газорегуляторного оборудования, в том числе – по причине отсталости, несовершенства, противоречивости нормативных документов. В первую очередь это касается сферы газификации жилых домов и коммунальных учреждений. Так, по информации, полученной от нашего партнера – турецкой компании ESKA VALVE, только в 2015 году данным предприятием реализовано 150 000 двухступенчатых домовых регуляторов давления газа типа ERG-S (рис. 2) и 300 000 стабилизаторов давления типа ERG-M, а за неполный 2016 год (по состоянию на конец ноября) – 200 000 двухступенчатых регуляторов давления ERG-S . Продукция имеет стабильно высокое качество и привлекательную цену, что подтверждается поставками в более чем 10 стран ЕС. Поставляемая в Россию продукция специально адаптирована к российским условиям эксплуатации, что подтверждено, в частности, многочисленными случаями успешной замены в зимних условиях указанными регуляторами аналогов производства ряда ведущих изготовителей. Однако, к сожалению, речь идет о поставках десятков, сотен, в лучшем случае – нескольких тысяч, регуляторов данного типа вместо сотен тысяч на сопоставимые по размерам рынки. Так о каком реальном повышении безопасности газоснабжения можно говорить, если современные технологии газоснабжения в российских условиях по-прежнему невозможно реализовать не только в виду недостатка средств, но и по причине несовершенства нормативной документации и, соответственно, выполненных с учетом ее требований проектов?

ERG M

Рис. 2 Регулятор давления газа ERG-S

К сожалению, вопросы, поставленные в статьях [6, 7], до настоящего времени так и остаются без ответа. До их решения, остается рекомендовать населению самостоятельно принимать все возможные меры для обеспечения собственной безопасности. А это не только постоянный контроль за исправностью применяемого газопотребляющего оборудования, но и оснащение всех помещений, где оно расположено, сигнализаторами загазованности, которые, если и не перекроют подачу газа при возникновении утечки газа (предаварийной ситуации), то, как минимум, звуковым и световым сигналами (возможно также, например, включение вытяжной вентиляции) предупредят о её возникновении.

Литература:

ГОСТ 5542-2014 Газы горючие природные промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия. Введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 июля 2015 г.
СП 62.13330.2011 Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002. Утвержден приказом Министерства регионального развития Российской Федерации (Минрегион России) от 27 декабря 2010 г. № 780 и введен в действие с 20 мая 2011 г. Зарегистрирован Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт). Пересмотр СП 62.13330.2010
ГОСТ Р 51982-2002 «Регуляторы давления для газовых аппаратов с давлением на входе до 20 кПа. Общие технические требования и методы испытаний». Принят и введен в действие Постановлением Госстандарта России от 15 декабря 2002 г. N 474-ст. Дата введения 2004-01-01.
Золотаревский С.А. Современная система газораспределения: эффективность и безопасность. — Газовая промышленность, март 2015 г.
Золотаревский С.А. Эффективная и безопасная система газораспределения. –Энергосбережение, №1, 2015 г.
Золотаревский С.А. О некоторых проблемах установки и эксплуатации газового оборудования или три вопроса к Ростехнадзору. — Трубопроводная арматура и оборудование №3(66), 2013 г.
Золотаревский С.А. Обеспечение безопасной эксплуатации газифицированных домов и квартир (или Открытое письмо Правительству Российской Федерации) — Трубопроводная арматура и оборудование №2(83) 2016 г.

Русская зима, часто сопровождаемая экстремальными холодами, снежными заносами, гололедом, — это всегда серьезное испытание для техники. И от того, насколько технические характеристики применяемого газового оборудования соответствуют реальным условиям .

Источник https://www.ngpedia.ru/id504873p1.html

Источник https://studopedia.ru/6_93736_temperaturniy-rezhim-magistralnogo-gazoprovoda.html

Источник https://packo.ru/publikatsii/gazosnabjenie-v-zimnih-usloviyah-problemyi-komfortnosti-i-bezopasnosti