В помощь работнику газовой промышленности - Сайт о нефти, газе и нефть сопутствующих продуктах

Определение суточной потери газа при истечении его из отверстия в теле трубы

2011-12-27T05:45:44Z

Полное количество тепла, полученное телом (), характеризует термодинамический теплообмен и определяется как сумма двух величин - теплотые, подведенной извне (*), и теплоты внутреннего теплообмена (**) - первое начало термодинамики

= ** + *.

Термодинамический процесс изменения состояния вещества, выражающийся уравнением = 0, называется адиабатическим, * = 0 - внешнеадиабатическим. Определение суточной потери газа через неплотности осуществляется с учетом предложения о том, что процесс истечения внешнеадиабатический. Уравнение Клапейрона принимается в качестве уравнения состояния газа. В момент достижения критической скорости истечения постоянный показатель политропического процесса истечения равен показателю реального внешнеадиабатического процесса в критическом сечении потока ( = = 1,3).

Режим истечения газа из отверстий - критический, величина соотношения давлений:

где - критическое давление; - исходное, начальное давление; - показатель политропы.

Скоростная характеристика расхода газа

Критическая массовая скорость истечения

где - ускорение свободного падения; - начальный удельный объем;

где - газовая постоянная; - температура газа; - давление газа; - универсальная газовая постоянная, - молекулярная масса

- молекулярная масса компонентов смеси газов (табл. 4.11); - процентное содержание газа в смеси.

Таблица 4.11

Молекулярная масса газов

Газ	Химическая формула	Молекулярная масса
Азот	N	28,016
Водород	H	2,016
Гелий	He	4,003
Диоксид серы	O	64,066
Диоксид углерода	CO	44,011
Метан	CH	16,043
Оксид азота	NO	30,008
Оксид углерода	CO	28,011
Пропан	CH	44,097
Сероводород	H	34,082
Этан	CH	30,07

Расчетное выражение критического расхода в секунду:

где - площадь сечения отверстия.

Пример 4.12. В одном из соединений газопровода образовалась неплотность, эквивалентная отверстию в 1 мм. Давление газа 6 МПа, температура 40 °С. Состав газа: 95 % СН; 4 % СН; 1 % N. Определить суточную потерю газа.

Решение

Молекулярная масса смеси

= 16,043 ·0,95 + 30,07·0,04 + 28,016·0,01 = 16,7228.

Температура газа = 273,15 + 40 = 313,15 К.

Начальный удельный объем газа

= 847,83/16,7228·313,15/(60·10) = 0,02646 м/кг.

Величина соотношения давлений

Скоростная характеристика расхода газа

При решении аналогичных задач, связанных с определением утечек, характеристика расхода газа принимается равной = 0,4718.

Критическая массовая скорость истечения

Суточный расход газа

= 24·3600·9949,8·10 = 859,66 кг/сут.

Столь значительные величины потерь газа требуют немедленной ликвидации появившихся свищей.

Источник:

Волков М.М., Михеев А.П., Конев К.А.
Справочник работника газовой промышленности — 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1989. —286 с.: ил.
ISBN 5-247-00735-2
Приведены методы определения технического состояния газоперекачивающих агрегатов. Даны характеристики материалов труб, газовой арматуры, компрессорных и газораспределительных станций, оборудованных отечественным и импортным оборудованием. Приведены способы по защите газопроводов от коррозии. Второе издание (1-е.изд. — 1978) дополнено описанием нового технологического оборудования, используемого в системе транспорта газа.
Для инженерно-технических работников предприятий газовой промышленности

Тепловой расчет магистрального газопровода

2011-12-27T20:05:16Z

Основные формулы и номограммы

Для расчета теплового режима магистрального газопровода с рабочим давлением до 7,5 МПа рекомендуется (по методике ВНИИГаза) формула, учитывающая влияние эффекта Джоуля-Томпсона:

где

- температура грунта на глубине заложения оси газопровода, °С; - температура газа в начале участка газопровода, °С; е - основание натуральных логарифмов (е = 2,718); - расстояние от начала участка до рассматриваемой точки, км; - эффект Джоуля-Томпсона; и - давления в начале и конце рассматриваемого участка, МПа; - длина участка газопровода, км; - среднее давление газа на участке, МПа, - коэффициент теплопередачи от газа к грунту, кДж/(м ·ч·°С); - наружный диаметр газопровода, мм; - расход газа, млн. м/сут; - относительная плотность газа по воздуху; - теплоемкость газа (для приближенных расчетов 2,51 кДж/(кг· °С).

Величину можно определить по табл. 4.12. Температура грунта и воздуха для различных районов и времени года приведены в табл. 4.13 и 4.14. Эти параметры могут быть определены и по #M12291 9053801СНиП 2.01.01-82#S в разделе "Строительная климатология и геофизика".

Таблица 4.12

Значения величины

	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
0	1,0000	0,9990	0,9980	0,9970	0,9960	0,9950	0,9940	0,9930	0,9920	0,9910
0	1,0000	0,9900	0,9802	0,9704	0,9608	0,9512	0,9418	0,9324	0,9231	0,9139
0,1	0,9048	0,8958	0,8869	0,8781	0,8694	0,8607	0,8521	0,8437	0,8353	0,8270
0,2	0,8187	0,8106	0,8025	0,7945	0,7866	0,7788	0,7711	0,7634	0,7558	0,7483
0,3	0,7408	0,7334	0,7261	0,7189	0,7118	0,7047	0,6977	0,6907	0,6869	0,6771
0,4	0,6703	0,6637	0,6570	0,6505	0,6440	0,6376	0,6313	0,6250	0,6188	0,6126
0,5	0,6065	0,6005	0,5945	0,5886	0,5827	0,5769	0,5712	0,5655	0,5599	0,5543
0,6	0,5488	0,5434	0,5379	0,5326	0,5273	0,5220	0,5169	0,5117	0,5066	0,5016
0,7	0,4966	0,4916	0,4868	0,4819	0,4771	0,4724	0,4677	0,4630	0,4584	0,4538
0,8	0,4493	0,4449	0,4404	0,4360	0,4317	0,4274	0,4232	0,4190	0,4148	0,4107
0,9	0,4066	0,4025	0,3985	0,3946	0,3906	0,3867	0,3829	0,3791	0,3753	0,3716
1	0,3679	0,3329	0,3012	0,2725	0,2466	0,2231	0,2019	0,1827	0,1653	0,1496
2	0,1353	0,1225	0,1108	0,1103	0,0907	0,0821	0,0743	0,0672	0,0608	0,0550
3	0,0498	0,0450	0,0408	0,0369	0,0334	0,0302	0,0273	0,0247	0,0224	0,0202
4	0,0183	0,0166	0,0150	0,0136	0,0123	0,0111	0,0100	0,0091	0,0082	0,0074
5	0,0067	0,0061	0,0055	0,0050	0,0045	0,0041	0,0037	0,0034	0,0030	0,0027
6	0,0025	0,0022	0,0020	0,0018	0,0017	0,0015	0,0014	0,0012	0,0011	0,0010
7	0,0009	0,0008	0,0007	0,0007	0,0006	0,0006	0,0005	0,0005	0,0004	0,0004
8	0,0003	0,0003	0,0003	0,0002	0,0002	0,0002	0,0002	0,0002	0,0002	0,0001
9	0,0001	0,0001	0,0001	0,0001	0,0001	0,0001	0,0001	0,0001	0,0001	0,0000

Таблица 4.13

Температура грунта (в °с) на различных глубинах в некоторых пунктах ссср

2011-12-28T20:39:19Z

Пункты	, м	Месяцы												,
		I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	°С
Актюбинск	0,4	-3,7	-3,6	-1,9	4,5	14,4	19,7	22	21,5	16,4	9	2	-1,9	8,2
	0,8	-1,4	-1,8	-1,1	3,3	11,8	16,9	19,6	19,8	16,6	10,4	4,5	0,8	8,3
	1,6	2,6	1,5	1,2	2,4	8	12,7	15,6	16,7	15,6	12,2	8,2	4,8	8,5
Алма-Ата	0,8	2,3	1,4	2,4	7,5	12,5	16,3	19,2	20,5	18,8	14,3	8,4	4,5	10,7
	1,2	4,6	3,5	3,2	6,4	10,7	14,3	17,1	18,7	18,2	15,2	10,6	6,2	10,8
	1,6	6,1	4,7	4,2	6,2	9,8	13	15,6	17,4	17,4	15,5	11,8	8,5	10,8
Архангельск	0,8	0,4	0	-0,1	0	0,8	5	10,8	12,6	9,6	5,7	2,6	1,1	4
	1,2	2,1	1,6	1,3	1	1,1	3,6	8,1	10,1	9,7	7,2	4,8	3	4,5
	1,6	4	3,5	3,1	2,7	2,5	3	4,5	6	7,1	7	6,1	4,9	4,5
Ашхабад	0,8	8,4	8,6	10,9	15,5	21,2	26	29,3	29,4	26,7	21,8	15,7	10,6	18,7
	1,2	10,6	10	11,4	14,6	19,1	23,5	26,8	27,8	26,2	22,7	17,8	13,2	18,6
	1,6	12,7	11,7	12,2	14,1	17,5	21,3	24,3	25,9	25,3	23	19,4	15,5	18,5
Баку	0,4	6,3	6,5	8,5	13,9	20,8	26	29,1	29,4	25,6	19,6	13,5	8,6	17,3
	0,8	8,7	8,3	9,5	12,8	18,2	22,9	26,3	27,3	25,5	20,7	16,1	11,4	17,3
	1,6	13,6	12,2	11,7	12,6	15,4	18,6	21,4	23,2	21,3	21,4	18,7	15,6	17,3
Березово	0,8	0,3	-0,3	-0,6	-0,3	0	2,2	7,2	9,4	8,1	4,7	2	1	2,8
	1,2	1,1	0,6	0,3	0,1	0,1	0,9	5,2	7,9	7,4	5,4	3	1,8	2,8
	1,6	1,6	1	0,7	0,5	0,4	0,9	3,9	6,8	7,1	5,6	3,5	2,3	2,9
Бухара	0,8	5,1	5,8	4,5	13,8	20,7	25,7	28,9	29,4	26,6	20,9	13,9	8,4	17,2
	1,2	7,4	7,1	8,3	12,6	18,8	23,6	26,8	27,9	26,2	21,8	16,1	10,8	17,3
	1,6	9,2	8,2	8,6	11,9	17,1	21,7	25,1	26,6	25,7	22,4	17,7	12,8	17,7
Волгоград	0,4	-1,3	-1,9	0,4	7,7	16,2	22,7	26	25,3	19,6	12	6,4	0	11
	0,8	0,8	-0,1	0,6	6,2	13,8	19,8	23,5	23,8	20,1	13,9	7,6	2,7	11,1
	1,6	4,3	2,9	2,6	4,9	10,2	15,2	18,8	20,4	19,2	15,6	11,1	6,8	11
Вологда	0,4	0,6	0,2	0,2	0,7	6,5	11,2	14,8	14,7	11,2	6,5	3,2	1,2	5,9
	0,8	1,7	1,3	1,1	1,1	4,9	9,6	13	13,6	11,2	7,4	4,3	2,5	6
	1,6	3,4	2,8	2,3	2,1	3,6	6,8	9,6	11,2	10,6	8,6	6,2	4,4	6
Воронеж	0,8	1,6	1	0,8	3,4	9,2	13,1	16,2	17	14,8	10,7	6,4	3,2	8,1
	1,2	3,4	3,6	3	3,3	6,5	9,7	12,4	14	13,8	11,8	9	6,5	8,1
	1,6	4,6	5,1	4,4	4	5,6	8	13	12	12,6	11,6	9,9	7,9	8,2
Гомель	0,8	1,6	0,6	0,7	3,9	10	14,4	16,7	17,1	14,3	10	5,2	2,6	8,1
	1,2	2,6	1,7	1,4	3,3	8,5	12,5	15,2	16	14,2	10,6	7,1	3,9	8,1
	1,6	3,6	2,6	2,1	3,2	7,5	11,5	13,8	15,1	14	11,2	8,2	5,1	8,1
Горький	0,8	1,2	0,8	0,6	1,3	6,8	12	15,2	15,9	13,2	8,6	4,4	2,1	6,8
	1,2	2	1,4	1,2	1,5	5,8	10,4	13,3	14,4	12,8	9,2	5,4	3,1	6,7
	1,6	2,9	2,2	1,8	1,8	4,8	9	12	13,4	12,7	9,8	6,5	4,1	6,8
Грозный	0,8	5,6	4,5	5,3	8,9	14,1	18,1	21,2	22,5	20,8	17,1	12,6	7,9	13,2
	1,2	7,4	6,2	6,3	8,4	12,5	16,2	19,3	20,9	20,3	17,6	14,2	10,1	13,3
	1,6	9,4	8	7,5	8,6	11,5	14,7	17,5	19,3	19,6	18	15,2	11,9	13,9
Джамбул	0,8	0,6	0,5	3,1	9,4	15,7	19,4	23,8	24,5	21,2	14,3	7,4	2,6	11,9
	1,2	3,6	2,8	3,8	8	13,1	16,8	20,3	22	20,5	16,4	10,6	6,6	12
	1,6	5,5	4,2	4,7	7,6	12	15,4	18,5	20,4	19,7	16,9	12	8,4	12,1
Ереван	0,8	4,5	4	6,2	10,8	15,6	20,2	24	25,7	24,5	19	13,3	7,7	14,6
	1,2	9,5	7,4	7,7	10,2	13,4	16,6	19,8	21,8	21,7	19,3	15,7	11,7	14,6
	1,6	10,8	9,2	8,7	10	12,4	15,1	17,9	20	20,6	19,2	16,8	13,4	14,5
Ивдель	0,4	-1,9	-2,5	-1,9	-0,4	3,3	10	13,7	13,6	9,8	4,3	0,7	-0,9	4
	0,8	-0,8	-1,3	-1,2	-0,5	1,1	6,9	11,1	12,2	9,9	5,6	2,5	0,7	3,8
	1,2	-0,2	-0,7	-0,8	-0,3	0,4	4,7	9,1	10,8	9,8	6,4	3,6	1,5	3,7
	1,6	0,3	-0,2	-0,4	0,1	0,3	3,4	7,8	9,7	9,4	6,7	4,2	2,2	3,6
Игрим	0,8	-21,8	-18,8	-12,5	-2,7	4,1	12	16,3	13,7	7,3	-2	-13,2	-19,6	-3,7
	1,2	-2,1	-1,6	-1,3	-1	1,1	3,6	8,1	10,1	9,7	-7,2	-4,8	-3,8	-4,5
	1,6	-4	-3,5	-3,1	-2,7	-2,5	3	4,5	6	7,1	-7	-6,1	-4,9	-4,7
Иваново	0,8	0,4	-0,1	-0,1	2	6,8	11,5	14,8	14,9	12,1	7,2	3,2	1,4	6,1
	1,6	2,2	1,6	1,3	1,2	4,8	8,7	12	13,2	12,1	8,8	5,3	3,4	6,2
	3,2	5,1	4,2	3,6	3,1	4	6,2	8,6	10,3	10,8	9,9	8	6,3	6,7
Казань	0,8	0,6	-0,2	0	0,8	6,4	11,4	14,3	14,9	12,5	8,2	4	1,5	6,2
	1,2	2,1	1,3	0,8	1,3	5,1	9,3	12,2	13,3	12,3	9,2	5,6	3,1	6,3
	1,6	3,1	2,2	1,6	1,6	4,2	7,8	10,6	12,2	11,9	9,8	6,8	4,3	6,3
Каракалпакская	0,8	1,5	0,9	1,3	5,7	12,1	17	20,3	21,5	19,5	14,6	9	4,7	10,7
АССР	1,2	4,3	3,1	2,8	5,4	9,8	11	17,3	19,1	18,6	15,5	11,3	7,6	10,7
	1,6	6,6	5	4,2	5,2	8,5	11,9	15	17,1	17,5	15,8	12,8	9,5	10,8
Кишинев	0,8	3	2	2,9	8,2	14,2	18,8	21,7	22,5	19,4	14,1	9	4,7	11,7
	1,2	4,6	3,4	3,6	7,3	12,4	16,7	19,7	21	19,1	14,9	10,6	6,5	11,6
	1,6	6,2	4,8	4,6	7	11,3	15,1	18	19,6	18,7	15,6	12	8,4	11,8
Краснодар	0,8	5,3	4,5	4,8	8,7	13,8	18,1	21,4	22,6	20,6	16,1	11,6	7,3	12,9
	1,2	6,8	6,6	5,5	8	12,3	16,3	19,5	21,2	20,2	16,9	13	9,1	12,9
	1,6	8,3	6,9	6,4	7,9	11,3	14,8	17,8	19,7	19,6	17,2	14	10,6	12,9
Курск	0,8	1,6	1,2	1	3	8,9	13,5	15,9	16,2	13,7	9,6	5,5	2,8	7,7
	1,2	2,7	2,2	1,7	2,6	7,3	11,5	14,1	14,9	12,3	10,1	6,9	4,2	7,6
	1,6	3,8	2,8	2,5	2,7	6,4	10,1	12,7	13,8	12,9	10,4	8	5,4	7,7
Киев	0,8	1,1	0,1	0,5	4,2	10,9	16,4	19	19	16,1	11,2	6,1	2,5	8,9
	1,2	2,6	1,6	1,3	3,6	9,3	14,1	16,9	17,3	16	12,1	7,7	4,4	8,9
	1,6	3,8	2,8	2,2	3,5	7,9	12,4	13,5	16,2	15,7	12,7	9	5,7	8,9
Ленинград	0,4	-5,5	-6,5	-3,2	1,3	9,5	16,4	20,3	18,1	11,8	6,2	1,2	-2,7	5,6
	0,8	-0,9	-2,3	-1,5	-0,2	3,3	12	17	16,8	12,5	7,8	3,6	0,8	5,7
	1,6	2,3	1,3	0,7	0,7	2	7,7	12,5	14	12,3	9,1	6	3,8	6
Луганск	0,4	-0,7	-1,3	0,4	7,3	15,3	20,2	23,5	23,4	18,9	11,4	5,3	1,4	10,4
	0,8	2	0,8	1,2	5,8	12,2	16,9	20,4	21,2	18,8	13,4	8,3	4,3	10,4
	1,6	4,1	4,4	3,4	4,9	8,6	12,5	15,9	17,6	17,4	14,8	11,2	8	10,3
Минск	0,8	1,2	0,5	0,7	4	10,9	15,4	17,8	17,4	14,1	9,1	4,9	2,1	8,2
	1,2	2,2	1,6	1,4	3,5	9,3	13,5	15,9	16,3	13,9	9,9	6,1	3,5	8,1
	1,6	3,2	2,5	2,2	3,5	8,3	12	14,5	15,2	13,7	10,4	7,2	4,6	8,1
Москва	0,8	1,4	1,1	0,8	1,4	7,8	13,1	16,9	17,6	14,6	9,7	5,1	2,5	7,7
	1,2	2,7	2,2	1,8	1,9	6,4	11,4	15,4	17	15,2	11,1	7	4,1	8
	1,6	3,8	3,7	2,6	2,4	5,6	10,3	14	16,1	15,3	12,1	8,5	5,5	8,3
Московская	0,8	1,7	1,3	1,1	2,2	7,5	11,2	14	14,9	12,7	9	5,1	2,6	6,9
область	1,6	3,6	2,8	2,4	2,3	5,3	8,4	11	12,7	12,4	10,2	7,4	4,9	7
	3,2	5,7	4,7	4	3,5	4,2	6	8	9,8	10,6	10,2	8,9	7,2	6,9
Мурманск	0,8	-2,4	-2,6	-2,3	-1,2	0,6	5,4	10,2	10,8	7,1	3,2	1,2	-1,4	2,4
	1,2	-0,6	-1,1	-1,5	-0,5	0,1	2,8	8,1	9,7	7,2	4,5	1,7	0,5	2,6
	1,6	0,7	0,3	0,2	0,1	0,2	1,3	5,3	7,6	6,8	5,2	2,8	1,4	2,7
Надым-	0,4	-9,3	-9,4	-8,6	-7,6	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Уренгой	0,8	-6,6	-8,8	-6,8	-5,4	-	-	-	-	-	-	-	-	-
	1,6	-2,5	-4,6	-5,6	-4,4	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Одесса	0,8	4	2,8	3,2	6,7	11,7	15,4	18,4	19,5	18,3	15	10,7	6,5	11
	1,2	5,4	4	3,9	6,3	10,3	13,7	16,6	17,9	17,3	15,6	11,9	8,2	11
	2,4	9,5	7,8	6,5	6,3	8,2	10,8	13,1	15,1	15,9	15,2	13,6	11,5	11
Орел	0,8	1	0,3	0,2	1,4	7,4	12,6	15,6	16,2	13,7	9,5	5,2	2,1	7,1
	1,2	2	1,4	1	1,4	5,8	10,7	13,8	14,8	13,4	10,2	6,6	3,7	7,1
	1,6	3,6	2,5	1,1	2	4,9	9,1	12,1	13,5	13	10,7	7,7	5,1	7,1
Пенза	0,4	-2,3	-2,7	-1,7	1,4	9,6	15,3	18,4	18,1	13,9	7,5	2,4	-0,7	6,6
	0,8	0,4	0,4	0,4	0,7	7	12,5	15,7	16,4	14	9,4	5	2,1	6,9
	1,6	3,4	2,4	1,9	1,9	4,7	8,8	11,7	13,3	13	10,6	7,5	5,1	7
Пермь	0,4	-0,4	-0,8	-0,6	0,6	6,8	12,6	15,9	15,4	10,6	5,3	1,8	0,1	5,6
	0,8	0,6	0,2	-0,1	0,2	4	9,6	12,9	13,6	10,8	6,7	3,3	1,4	5,3
	1,6	2,4	1,7	1,3	1,1	2,3	6,1	9,1	10,8	10,4	8,2	5,5	3,6	5,2
Ростов на-Дону	0,8	2,4	1,8	2,1	6,3	12,8	17,2	20	20,8	18,2	13,8	9,2	5,3	10,8
	1,2	5,1	3,9	3,6	5,8	10,4	14,4	17,2	18,5	17,6	13,6	11,1	7,6	10,7
	1,6	6,7	5,4	4,7	5,8	9,3	12,8	15,4	17	16,9	13,9	12,2	9,2	10,8
Самарканд	0,8	5,1	5,3	7,9	12,1	17,6	22,4	25,8	26,2	23,5	18,4	12,4	7,6	15,4
	1,2	7,2	6,7	8,1	11,2	15,5	20,1	23,4	24,5	23,1	19,2	14,2	9,8	15,3
	1,6	9	8	8,6	10,8	14,4	18,2	21,2	22,6	22	19,5	15,6	11,7	15,1
Саратов	0,8	0,8	0,1	0	1,6	7,4	12	14,9	15,9	14,1	10,1	5,7	2,5	7,1
	1,2	2,3	1,4	1,1	1,9	6,1	10,1	13	14,4	13,6	10,7	7,3	4,2	7,2
	1,6	3,7	2,7	2,2	2,4	5,3	8,8	11,4	12,9	12,9	11	8,3	5,7	7,3
Свердловск	0,4	-0,8	-1,2	-0,9	1	6,9	12,2	15	14,6	11,2	5,9	1,9	0,1	5,5
	0,8	0,6	0	-0,1	0,7	5,1	9,8	12,9	13,5	11,4	7,3	3,6	1,7	5,5
	1,9	2,4	1,7	1,2	1,2	3,2	6,7	9,7	11,1	10,7	8,5	5,6	3,6	5,5
Сыктывкар	0,4	-0,3	-0,7	-0,7	0	3,4	10,5	13,9	14	10	4,6	1,4	0,3	4,7
	0,8	0,8	0,4	0,2	0,2	2,1	7,8	11,8	12,7	10,3	6,1	3	1,5	4,7
	1,6	2,2	1,6	1,2	0,9	1,4	4,6	8,2	10,2	10	7,5	4,8	3,1	4,6
Сочи	0,8	8,9	8	8,6	11,6	15,3	19	22,2	23,6	22,2	18,7	15,1	11,2	15,4
	1,2	10,1	8,8	9	11	14,1	17,4	20,3	22	21,5	19	16	12,4	15,1
	1,6	11,2	9,8	9,6	11	13,4	16,2	18,9	20,8	21	19,2	16,8	13,5	15,1
Ставрополь	0,4	1,2	1,3	2,7	7,7	13,8	17,9	20,3	19,6	15,4	11,4	6	2,8	10
	0,8	3	2,9	2,5	6	11,5	15,4	17,6	17,6	15,3	12,2	7,8	4,6	9,6
	1,6	5	4	3,8	5,3	8,8	12,2	14,4	15,7	15,1	12,7	9,7	6,8	9,5
Тамбов	0,8	0	-1,2	-0,9	1,7	10	15,8	19,1	17,6	13,3	7,6	2,7	0,6	7,2
	1,2	1,2	0,6	0,4	1,3	8,7	13,3	18,8	16,7	13,9	1,5	5,1	2,4	7,5
	1,6	4,2	3,4	2,5	2,3	5,7	9,6	12,3	13,3	12,7	10,5	7,8	5,5	7,5
Ташкент	0,8	4,1	4,5	7,7	13,3	19,3	25	29,3	29,7	26,1	19,6	12,4	7	16,3
	1,2	6,8	6,2	8,2	12,3	17,2	22,3	26,4	27,8	25,6	21,2	15,5	10,4	16,7
	1,6	9,6	8,2	8,9	11,7	15,7	20	23,9	25,7	24,8	21,5	16,9	12,7	16,6
Торжок	0,6	0,9	0,7	0,6	1,8	8,6	12,7	15,2	14,9	11,7	7,4	3,5	1,4	6,6
	1,2	2	1,7	1,4	1,8	6,5	10,5	13	13,7	11,8	8,6	5,2	2,9	6,6
	1,6	2,8	2,3	2	2	5,5	9,2	11,6	12,9	11,7	9,1	6,1	3,8	6,6
Тбилиси	0,8	5,5	5,5	7,4	10,8	14,9	18,6	22,1	23,5	21,9	17,6	13,1	8,6	14,1
	1,2	6,5	7,0	8	10,5	13,6	16,8	20	21,6	21,1	18,2	14,8	10,8	14,1
	1,6	8,5	8,7	9,1	10,7	12,8	15,3	18	19,7	20	19,3	16	12,9	14,2
Уфа	0,4	-1,4	-1,6	-1,2	1,6	1,3	15	17,8	17,6	12,7	7,1	1,9	-1,3	6,5
	0,8	0,8	0,1	0	1	6,9	11,7	14,8	15,9	13,4	9,3	4,2	1,8	6,7
	1,6	3,8	2,8	2,2	2,1	4,4	7,8	10,4	12	12	10,1	7,6	5,2	6,7
Харьков	1	2,7	1,9	1,6	4	9,6	13,2	15,8	16,7	15,2	11,6	7,7	4,6	8,7
	1,5	4,3	3,3	2,7	3,8	7,9	11,3	13,9	15,2	14,7	12,3	9,2	6,4	8,8
	2	5,6	4,5	3,7	4	6,8	9,8	12,2	13,8	13,9	12,5	10,1	7,6	8,7
Хива	0,5	0,4	0,9	5	12,6	20,2	24,4	27,4	27,2	23,4	17	10,3	4,3	14,6
	1	3,7	2,5	4,3	10,3	16,6	21,4	24,7	25	22,7	18,2	12,7	7,1	14
Челябинск	0,4	-2,2	-2,5	-1,6	0,7	5,7	10,4	13,7	14,4	11,5	6,8	2,2	-0,8	4,9
	0,8	-0,1	-0,9	-0,7	0,3	3,8	7,9	11,2	12,6	11,2	7,9	4,3	1,5	4,9
Якутск	0,8	-12,4	-14,1	-12,7	-8,4	-1,4	5	9,4	9,6	5,3	0	-3,4	-8,1	-2,6
	1,2	-8,7	-10,2	-10,2	-6	-3,3	0,1	4,1	5	2,8	0	-0,9	-4,9	-2,8
	1,6	-5,6	-7,4	-7,9	-7	-4,1	-1,8	0,3	1,5	1,1	0,1	-0,1	-2,4	-2,8
Примечание. - глубина заложения трубопровода; - среднегодовая температура.

Таблица 4.14

Температура воздуха (в °с) в различных пунктах ссср

2011-12-30T02:58:28Z

Пункты	Месяцы
	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	°С
Актюбинск	-15,6	-14,9	-8,2	4,7	14,6	19,8	22,3	20,3	13,3	4,4	-4,8	-12,1	3,6
Александров Гай	-12,5	-11,9	-5,5	6,9	16	21,4	23,8	21,8	14,8	6,2	-2,1	-8,8	5,8
Алма-Ата	-11,5	-8,9	0,8	10,3	16	20,3	22,9	21,7	15,6	8	-1,2	-8,2	7,2
Архангельск	-12,8	-12,5	-8,6	-0,7	5,4	12	15,2	13,2	7,6	1,1	-4 9	-10,3	0,4
Ашхабад	1,4	4,4	9,4	16,2	23,1	26,2	30,7	29,6	23,5	16,5	8,7	16,7	16,3
Баку	3,8	4	6,2	11	17,7	22,6	25,7	25,6	21,6	16,6	10,9	6,5	14,4
Березово	-22,4	-18,7	-13	-5,1	2,5	10,6	15,9	13	6,7	-2,6	-13,9	-20,4	-4
Бухара	-0,6	2,3	8,5	15,9	22,1	25,8	27,5	25,2	19,3	12,8	6,1	1,8	13,9
Вольск	-12,7	-11,9	-6,4	2	8,8	14,4	17	14,5	8,5	1,7	-4,4	-10,1	1,8
Волгоград	-9,2	-8,7	-2,3	8,3	16,7	21,6	24,2	22,7	16,1	7,8	0	-6,1	-7,6
Вологда	-11,6	-11,1	-6,1	2,4	9,7	14,6	17,2	15	9,2	2,6	-3,6	-9,1	2,4
Воркута	-20,4	-19,8	-17,4	-9,6	-3,2	5,8	11,7	9,5	3,8	-4,4	-13,7	-18,3	-6,3
Воронеж	-9,3	-9,2	-4,1	5,9	14,1	18	19,9	18,7	12,8	5,6	-1,1	-6,7	5,4
Гомель	-6,9	-6,3	-1,8	6,3	13,7	16,9	18,6	17,4	12,5	6,4	0,6	4,3	6,1
Горький	-12	-11,6	-5,6	3,4	11,2	16,3	18,1	16,3	10,7	3,2	-3,6	-8,6	3,4
Грозный	-3,6	-2,3	2,4	9,3	16,5	20,8	23,8	23,2	17,4	11	4	-1,2	10,1
Джамбул	-6,6	-4,6	3,2	11,1	16,4	20,9	23,8	16,6	16,6	9,5	1,1	-3,9	9,2
Ереван	-3,7	-2,3	4	11,1	15,9	20,1	24	24,2	20	13,9	6,2	-1,2	11
Иваново	-11,6	-10,7	-5,3	3,7	11,5	15,9	18,5	16,3	10,1	3,4	-3,2	-9	3,3
Ивдель	-18,6	-16,6,	-9,5	0,8	7,5	13,8	16,2	13,8	7,4	-0,5	-8,9	-16,8	-1
Игрим	-21,8	-18,8	-12,5	-2,7	-4,1	12	16,3	13,7	7,3	-2	-13,2	-19,6	-3,1
Казань	-13,5	-12,9	-7	3,3	12,1	16,9	19	17,1	10,7	3,2	-4,7	-11	2,8
Котлас	-14	-13	-7,4	1,4	8,3	14,3	7,2	14,6	8,4	1,4	-5,5	-11,4	1,2
Киев	-6,1	-5,4	-0,7	7,3	14,6	17,8	19,9	18,8	14,1	7,5	1,0	-3,7	7,1
Кишинев	-3,5	-2,5	2,6	9,5	15,9	19,3	21,5	20,7	15,9	10,1	3,9	-0,9	9,4
Краснодар	-1,8	-0,9	4,2	10,9	16,8	20,4	23,2	22,7	17,4	11,6	5,1	0,4	10,8
Кунград	-6,7	-4,7	2	11,3	18,9	23,2	23,3	23,6	17,7	9,8	2,2	-3,6	9,9
Курск	-8,6	-8,4	-3,4	5,8	13,7	17,4	19,3	18,2	12,6	5,6	-0,9	-6,3	5,3
Ленинград	-7,8	-8	-4,6	2,6	9,2	14,4	17,7	16	10,9	4,9	-0,5	-5,1	4,1
Магнитогорск	-16,9	-15,7	-9,1	2,6	11,6	16,6	18,3	16,1	10,2	1,9	-7,1	14	1,2
Медвежье	-28,6	-28,8	-26,8	-17,4	-	-	-	-	-	-	-20,7	-27	-
Москва	-9,4	-8,5	-3,6	4,9	12,9	17	19,3	17,4	11,7	5,0	-1,6	-6,9	4,8
Московская область	-10,6	-10,2	-5,4	3,3	10,9	14,8	17,2	15,3	9,8	3,8	-2,5	-7,9	3,2
Минск	-6,9	-6,4	-2,2	5,3	12,6	16,0	17,8	16,2	11,6	5	0	-4,5	5,4
Мурманск	-12,8	-12,2	-8,4	-2,1	3,3	9,8	13,3	11,1	5,8	-0,8	-6,4	-10,8	-0,8
Навои	0,2	3,2	8,4	15,3	21,7	26	28,2	26,1	19,8	13,2	7,1	2,6	14,3
Надым	-23,6	-22,8	-18,3	-9	-1,5	8,6	14,7	11,4	5,5	-4,5	-17,2	-22,8	-6,6
Новороссийск	-16,4	-15,6	-9,4	3,1	13,3	18,7	20,9	19,1	12,4	3,4	-6	-13	2,5
Новый Порт	-26	-23,6	-21,1	-14,5	-5,9	2,3	10,2	9,8	4,3	-5	-16,9	-22,6	-9,1
Одесса	-3	-2,3	2	8,5	15,3	19,6	22,5	21,5	16,6	10,7	4,5	0,4	9,6
Орел	-9,2	-9,2	-4,4	4,8	12,8	16,8	18,8	17,4	11,6	4,8	-1,4	-6,8	4,6
Пенза	-12,1	-11,6	-5,8	4,5	13,4	17,6	19,8	18,1	11,8	4,3	-3,3	-1,3	3,9
Пермь	-15,1	-13,4	-7,2	2,6	10,2	16	18,1	15,6	9,4	1,6	-6,6	-12,9	1,5
Печора	-18,3	-17,2	-12,7	-2,8	3,4	11,1	14,8	12,4	6,4	-5	-9,9	-16,3	-2,6
Ростов-на-Дону	-5,7	-5,1	0,2	9,3	16,7	20,5	23,6	22,9	16,9	9,3	2,3	-3,5	8,7
Салехард	-24,4	-21,9	-17,9	-10,2	-2,1	7,1	13,8	11,2	6,9	-2,1	-13,2	-19,7	-3,4
Самарканд	-0,3	2,3	7,2	13,7	19,2	23,5	25,5	23,7	18,8	12,5	6,5	2,1	12,9
Саратов	-12,8	-12,2	-6,4	-4,7	14,1	18,6	21,1	19,2	12,3	4,5	-3	-9,2	4,2
Свердловск	-16	-14,4	-8,1	2,3	10	15,5	17,2	14,8	9,2	1,2	-7,2	-13,8	0,8
Ставрополь	-3,7	-3	1,6	8,6	8,6	15,2	19	21,9	21,5	16	10	3,4	9,1
Сыктывкар	-15,1	-13,9	-8	0,9	7,6	14,1	16,6	14	7,8	0,4	-6,9	-13,1	0,4
Сочи	4,9	5,3	7,6	11,1	15,7	19,7	22,5	22,8	19,1	14,8	10,4	7,2	13,4
Талдык	-17,2	-16,1	-3,9	4,5	14,6	20,4	22,8	20,8	13,5	4,1	-4,5	-12,2	3,5
Тамбов	-10,8	-10,2	-5,1	5,1	13,9	18	20,2	18,5	12,2	5,3	-2	-7,7	4,8
Тарко-Сале	-25	-23	-18,4	-9	-1,2	9,3	15,4	12,3	5,9	-4,7	-17,7	-23,9	-6,7
Тазово	-26,7	-25,8	-22,5	-14,2	-5,5	5,2	13,4	10,7	4,2	-6,5	-11,4	-24,9	-9,3
Ташкент	-0,9	2	7,6	14,4	20	24,7	26,9	24,9	19,4	12,6	6,4	1,6	13,3
Торжок	-10	-9,6	-5,2	3,2	10,7	14,7	17	15,1	9,8	3,6	-2,3	-7,3	3,3
Тбилиси	0,9	2,6	6,6	11,9	17,3	21,1	24,4	24,2	19,6	13,8	7,6	2,8	12,7
Ухта	-17,3	-15,5	-10,2	-0,7	5,2	12,3	15,3	12,7	6,8	-10	-8,6	-14,9	-1,3
Уфа	-14,1	-13,4	-6,7	4	12,8	17,7	19,3	17,6	11,4	3	-5,5	-11,9	2,8
Харьков	-7,2	-6,7	-1,5	7,6	15,1	18,5	20,5	19,4	13,8	7	0,5	-4,7	6,9
Хива	-4,1	-1	5,4	14,3	21,2	25,7	27,4	25	19	11,5	3,9	-1,7	12,2
Челябинск	-15,5	-14,3	-7,9	3,1	11,9	17,3	18,9	16,8	10,8	2,4	-6,4	-13	2
Якутск	-43,2	-35,8	-22	-7,4	5,6	15,4	18,8	14,8	6,2	-7,8	-27,9	-39,6	-10,2

Среднюю температуру газа на участке определяют по формуле

При перепаде давлений в начале и конце рассчитываемого участка менее 1 МПа и его длине более 100 км можно использовать формулу Шухова для расчета температуры газа в любой точке газопровода и средней температуры газа, соответственно

;

Приближенное определение конечной и средней температур газа на участке газопровода можно проводить по номограмме (рис. 4.21).

Рис. 4.21. Номограмма для определения средней и конечной температур газа в газопроводе

при = 2520 Дж/(кг·°C) для = 1 12 млн.м/сут (a) и для =1034 млн.м/сут (б)

Пример 4.13. Дано: = 8 млн. м/сут, = 529 мм, = 100 км, = 0,62, = 30 °С; принято = 6,28 Вт/(м· °С).

Решение

По номограмме на рис. 4.21, находим = 15 и = 6 °С.

Пример. 4,14. Дано: = 15 млн. м/сут, = 630 мм, = 100 км, = 0,58, = 20 °С; принято = 1,75 Вт(м ·°С).

Решение

По номограмме на рис. 4.21, находим и .

Определение некоторых параметров, входящих в формулы теплового расчета

2011-12-30T19:18:33Z

Приближенное значение коэффициента теплопередачи от газа к грунту принимается с учетом местных специфических условий прохождения газа по газопроводу.

Ориентировочные значения коэффициентов теплопередачи: для грунта, состоящего из сухого песка, = 4,187 кДж/(м ·ч·°С); для очень влажного песка = 12,54 кДж/(м·ч·°С); для влажной глины = 5,64 кДж(м·ч·°С).

При отсутствии данных о характере и влажности грунтов по трассе газопровода коэффициент теплопередачи от газа к грунту можно приближенно принимать равным 1,75 Вт/(м·°С). Однако коэффициент теплопередачи существенно зависит от вида прокладки газопровода (подземная, надземная, прокладка в насыпи), от характера грунта (талый, мерзлый), от степени изоляции (нетеплоизолированный и теплоизолированный).

Коэффициент теплопередачи для нетеплоизолированных газопроводов в талых грунтах:

где

- коэффициент теплопроводности талого грунта (табл. 4.15); - расстояние от поверхности почвы до оси трубопровода; - коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в воздух, = 5,3 + З,6; - среднемесячная (среднеквартальная, среднесезонная) скорость ветра, определяемая по данным ближайшей метеостанции или климатическим справочникам.

Таблица 4.15

Расчетные значения теплофизических характеристик талых и мерзлых грунтов

		Коэффициент теплопроводности грунта, кДж/(м·ч·°C)
Объемная масса, т/м	Суммарная влажность грунта	песок		супесь		суглинки и глина		Объемная теплоемкость грунта, кДж/( м ·°C )
1,2	0,05	0,167	0,217	-	-	-	-	1193	1088,6
1,2	0,1	2,6	3,3	1,59	1,88	-	-	1310	1103
1,4	0,05	2,35	2,82	-	-	-	-	1350	1227
1,4	0,1	3,54	4,52	2,12	2,82	1,8	2,78	1510	1286
1,4	0,15	4,19	5,24	2,9	3,6	2,28	3,44	1676	1350
1,4	0,2	-	-	3,52	4,4	2,72	3,94	1880	1445
1,4	0,25	-	-	3,85	4,85	3,02	4,19	2055	1520
1,6	0,05	3,14	3,82	-	-	-	-	1590	1425
1,6	0,1	4,4	5,65	-	-	-	-	1800	1510
1,6	0,15	5,24	6,7	3,9	4,6	3,02	4,1	1970	1550
1,6	0,2	5,7	7,25	4,4	5,4	3,69	4,66	2280	1655
1,6	0,25	5,9	7,63	4,85	6,03	4,02	5,15	2370	1730
1,6	0,3	-	8,1	5,02	6,48	4,19	5,41	2550	1800
1,6	0,35	-	-	5,44	6,9	4,4	5,62	2720	1860
1,6	0,4	-	-	-	7,15	4,6	5,86	2930	1945
1,6	0,6	-	-	-	-	-	6,25	-	2090
1,8	0,1	5,45	6,7	-	-	-	-	2010	1675
1,8	0,15	6,49	7,95	4,99	5,49	3,02	4,1	2220	1760
1,8	0,2	6,9	8,8	5,61	6,37	3,68	5,69	2430	1840
1,8	0,25	7,33	9,35	6,0	7,12	4,02	5,2	2680	1925
1,8	0,3	-	9,72	6,2	7,61	4,19	5,45	2890	2010
1,8	0,35	-	-	6,33	8,09	4,4	5,65	3100	2090
1,8	0,4	-	-	-	8,38	4,6	5,9	3320	2180
1,8	0,6	-	-	-	-	-	6,61	-	2340
2,0	0,15	7,37	9,21	5,87	6,29	-	-	2470	1970
2,0	0,2	8,38	10,3	6,52	7,33	5,2	6,29	2720	2050
2,0	0,25	9,47	11,3	7,25	8,07	5,65	6,91	2950	2140
2,0	0,3	-	-	7,55	8,8	6,04	7,33	3220	2220
2,0	0,35	-	-	-	-	6,4	7,79	3430	2320

При наличии снежного покрова

где - толщина снежного покрова; - коэффициент теплопроводности снежного покрова.

При приближенных теплотехнических расчетах коэффициент теплопередачи можно определять по номограмме на рис. 4.22, где - теплопроводность грунта.

Рис. 4.22. Номограмма для определения коэффициента теплопередачи

Приведенные параметры: давление , температура , где и - соответственно псевдокритические давление и температура газовой смеси, определяемые по графику на рис. 4.23.

Рис. 4.23. Номограмма для определения псевдокритических параметров газовых смесей

в зависимости от их плотности (- плотность при 20 °С и 0,1013 МПа)

Коэффициент Джоуля-Томпсона определяют по номограмме, приведенной на рис. 4.24. Для этого проводят линию, параллельную изоэнтальпии, от точки с координатами и до конечного давления и определяют понижение температуры за счет дроссель-эффекта. Разделив () на (), получаем , т. е.

Рис. 4.24. Номограмма для определения интегрального дроссель-эффекта природного газа

Удельную теплоемкость газа при постоянном давлении следует рассчитывать по формуле

где - теплоемкость -го компонента газа в идеальном состоянии; - поправка к теплоемкости, учитывающая отклонение от идеального газа; - мольная концентрация -го компонента газа; - число компонентов в составе газа.

Теплоемкость газов усредненных составов в идеальном состоянии можно принимать по данным графика, изображенного на рис. 4.25. Значения поправки теплоемкости в зависимости от приведенных параметров следует определять по графику на рис. 4.26.

Рис. 4.25. График определения теплоемкости газов усредненных составов в идеальном состоянии

( - содержание метана в газе в долях единицы)

Рис. 4.26. Зависимость поправки теплоемкости от приведенных параметров и

Пример 4.14. Определить температуру газа в конце газопровода при следующих данных: = 85 млн. м/сут, = 1420 мм, = 7,5 МПа, = 5,6 МПа, = 6,6 МПа, = 0,9, = 2,52 кДж/(кг·°C), = 27°C, = 1,51 м, = 3,56 кДж/(м·ч· °C), = 2 м/с, = 2 °С, = 100 км, = 0,59, = 0,21 кг/см.

Решение

1. Определяем вспомогательные величины:

= (5,3 + 3,6 - 2)·4,127 = 52,4 кДж/(м·ч·°С);

= 1,51 + 3,56/52,4 = 1,58 м;

= 4,01 кДж/(м·ч·°С);

= 0,28;

по табл. 4.12

e= 0,7558.

2. Определяем средние температуру и давление:

(1- e) = 23,4 °C;

= 6,6 МПа.

По номограмме на рис. 4.23 определяем

= 4,1 МПа; = 196,5 К.

3. Определяем приведенные параметры:

= 66/47,11 = 1,4;

= 296,4/196,5 = 1,51.

4. Находим коэффициент Джоуля-Томпсона

= 0,37 °C/МПа.

5. Определяем температуру газа в конце газопровода

= 2 + (27 - 2)e-= 14,8 °C.

Продувка и очистка полости газопровода

2011-12-31T08:24:51Z

Нефтегазовая промышленность в Российской Федерации занимает важную часть экономики. Большая роль в индустрии занимает спец оснащение и технологии

Компанию Нефтепромкомплект предоставляет следующие услуги для нефтегазовой отрасли: https://npk196.com/product/produkty_dlya_neftegazovoy_otrasli/izolyatsionnye_materialy/poliken/

Качественные продукты важные для успешного развития нефтегазовой отрасли

Для устранения из газопровода грунта, воды и посторонних предметов, накопившихся за период строительства, ремонта или из-за некачественной промысловой подготовки газа, осуществляют его продувку. Наиболее эффективной является продувка газопровода с пропуском очистных устройств.

Подземные, полуподземные и наземные газопроводы следует продувать при скорости перемещения очистных устройств до 100 км/ч. Продувку надземных газопроводов необходимо осуществлять пропуская очистные устройства облегченной конструкции со скоростью не более 10 км/ч.

Конструктивные схемы очистных устройств

Для продувки участков газопроводов, заполненных большим количеством твердых загрязнений, а также водой в объеме, не превышающем 10 % объема полости, используют следующие устройства:

поршень (рис. 4.27, а) для трубопроводов диаметром 300-1400 мм с кривыми вставками радиусом не менее 5D; поршень (рис. 4.27, б) для трубопроводов диаметром 300-1400 мм с кривыми радиусом не менее 3D, в том числе сваренными из отдельных сегментов; поршень (рис. 4.27, в) для трубопроводов диаметром 100-250 мм с кривыми радиусом не менее 5D; поршень (рис. 4.27, г) для трубопроводов диаметром 100-250 мм с кривыми радиусом не менее 3D, в том числе сваренными из отдельных сегментов.

Рис. 4.27. Схемы поршней (а, б, в, г) для очистки полости трубопровода от загрязнений и воды:

1 - защитный диск; 2 - устройство для перетока гаэа; 3 - щетка; 4 - корпус;

5 - уплотнительные манжеты; 6 - шарнир; 7 - пружина

Для удаления сухих загрязнений, а также для повторных продувок магистрали при повышенных требованиях к чистоте полости трубопровода используют следующие устройства:

поршень (рис. 4.28, а) для трубопроводов диаметром 600-1400 мм с кривыми радиусом не менее 5D; поршень (рис. 4.28, б) для трубопроводов диаметром 300-500 мм с кривыми радиусом не менее 5D; поршень (рис. 4.28, в) для трубопроводов диаметром 300-1400 мм с кривыми радиусом не менее 3D, в том числе выполненными из отдельных сегментов.

Рис. 4.28. Схемы поршней (а, б, в) для очистки полости трубопровода от сухих загрязнений:

1 - защитный диск; 2 - корпус; 3 - устройство для перетока газа; 4 - щетка; 5 - уплотнительные манжеты; 6 - шарнир

Для продувки участков трубопровода, заполненных водой в объеме не менее 10-15 % (от объема полости), а также для повторных продувок при повышенных требованиях к влажности внутренней поверхности магистрали используют следующие устройства:

поршни типа ОПР-М (рис. 4.29, а) для трубопроводов диаметром 300-1400 мм с кривыми радиусом не менее 5D; поршни (рис. 4.29, б) для трубопроводов диаметром 600-1400 мм с кривыми радиусом не менее 5D; поршни (рис. 4.29, в) для трубопроводов диаметром 100-500 мм с кривыми радиусом не менее 3D, в том числе сваренными из отдельных сегментов; поршни типа ДЗК-РЭМ (рис. 4.29, г) для трубопроводов диаметром 100-1400 мм с кривыми радиусом не менее 3D, в том числе сваренными из отдельных сегментов.

Рис. 4.29. Схемы поршней (а, б, в, г) для удаления воды и пульпы (загрязнений в смеси с водой):

1 - защитный диск; 2 - корпус; 3 - уплотнительные манжеты; 4 - воздушная система надувных уплотнительных манжет

Техническая характеристика разделителя
Тип	ОПР-М-1200;
	ДЗК-РЭМ-1200;
	ДЗК-РЭМ-1400
Рабочая среда, под воздействием которой разделитель перемещается по газопроводу	Воздух, природный газ
Минимальный перепад давления, необходимый для страгивания с места разделителя в сухом газопроводе, МПа	0,05-0,06
Оптимальная скорость движения разделителя по трубопроводу, км/ч	1-10
Гарантийный пробег разделителя при одноразовой запасовке в трубопроводах, км	Не менее 250
Усилие запасовки разделителя в трубопровод, кг	Не более 4500
Размеры, мм:
диаметр	1260
длина	1600
Масса, кг	490
Конструктивная характеристика авиационных покрышек
Обозначение	1260Х390
Наружный диаметр, мм	1246±14
Посадочный диаметр, мм	588
Ширина, мм	386±8
Рисунок протектора	Зиг-заг
Масса, кг	58
Техническая характеристика разделителей ДЗК-РЭМ
Диаметр трубопровода, мм	1200-1400
Рабочая среда, под воздействием которой разделитель перемещается по газопроводу	Воздух, природный газ
Минимальный перепад давлений, необходимый для страгивания с места разделителя в сухом газопроводе, МПа	0,02-0,03
Оптимальная скорость движения разделителя по газопроводу, км/ч	1-10
Гарантийный пробег (срок службы) разделителя при одноразовой запасовке в трубопровод, км	150	150
Размеры, мм:
диаметр	1260	1450
длина	1800	2100
Масса, кг	150	300

Поршень очистной РМ-ПС 1000/1200 предназначен для очистки полости газопроводов от жидкостей (вода, конденсат). Поршень оснащен пятью секциями резиновых манжет. Техническая характеристика: скорость движения - до 36 км/ч; перепад давления на поршне минимальный - 0,05 МПа; максимальный - 0,5 МПа.

Поршни очистные ПО-2 и ПО-5 предназначены для очистки полости газопроводов диаметром 1220 мм от загрязнений, воды, конденсата и отложений. Поршень оснащен полиуретановьми манжетами и чистящими щеткам. Техническая характеристика: скорость движения - до 30 км/ч; давление среды - до 7,5 МПа; перепад давления газа на поршне - 0,05-0,06 МПа.

Компрессорные станции

2012-01-01T01:44:57Z

Компрессорные станции (КС) предназначены для повышения давления и перекачки газа по магистральному газопроводу. Они служат управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод. Практически именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально использовать аккумулирующую способность газопровода.

В газовой промышленности в качестве газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на магистральных газопроводах применяют центробежные нагнетатели с приводом от газовой турбины или электродвигателя. Поршневые газомотокомпрессоры используют на станциях подземного хранения газа.

Газонные ограждения представляют собой невысокие цельные конструкции, с помощью которых осуществляют зонирование участков, придомового пространства, защиты газона и благоустройство городской территории

на pknip.ru вы можете приобрести металлические газонные ограждения для своего садового участка или частного дома и таким образом подчеркнуть и выделить свое интересное ландшафтное решение

ЭЛЕКТРОПРИВОДНЫЕ И ГАЗОТУРБИННЫЕ КС

Электроприводные станции отличаются от газотурбинных типом привода. Для электроприводных КС обязательно наличие редуктора (мультипликатора) между электроприводом и нагнетателем.

Технологическая схема КС с универсальной обвязкой изображена на рис. 5.1, с коллекторной - на рис. 5.2.

Техническая характеристика газоперекачивающих агрегатов (ГПА) с газотурбинным приводом приведена в табл. 5.1, с электроприводом - в табл. 5.2.

Электродвигатели АЗ-4500-1500, СТМ-4000-2, СТД-4000-2, СДСЗ-4500-1500 предназначены для привода центробежных нагнетателей типа "280" через повышающий редуктор. Такие нагнетатели могут работать с роторами диаметром 564, 590, 600 и 620 мм различных модификаций в зависимости от подачи и степени сжатия КС.

Таблица 5.1

Техническая характеристика ГПА с газотурбинным приводом

Наименование показателя	ГТ-700-5	ГТК-5	ГТ-750-6	ГТ-6-750	ГТН-6	ГПА-Ц-6,3	ГТК-10-2	ГТК-10-4
Завод-изготовитель (фирма)	НЗЛ	НЗЛ	НЗЛ	УТМЗ	УТМЭ	ПО имени Фрунзе	НЗЛ	НЗЛ
Год выпуска	1961	1965	1965	1965	1976	1975	1969	1973
Тип нагнетателя	280-12-4	370-15-2	370-14-1/ 370-17-1	Н-300-1,23	Н-300-1,23		520-12-1	370-18,1
Номинальная подача, млн. м /сут	13	13	19,5/19,8	19	19	10,7	29,3	37
Станционные условия:
Температура наружного воздуха , °C	15	15	15	15	15	15	15	15
Атмосферное давление p, МПа	0,1013	0,1013	0,1013	0,0979	0,1013	0,1013	0,1013	0,1013
Сопротивление входного тракта, кПа	0,506	0,506	0,506	1,22	1,22	1,01	0,506	0,506
Сопротивление выходного тракта, кПа	-	-	-	-	-	1,01	0,506	1,01
Номинальная мощность,, тыс. кВт	4,25	4,4	6	6	6,3	6,3	10	10
Эффективный к. п. д. ГТУ , %	25	26	27	24	24	22,5	28	29
К. п. д. ГТУ в условиях ИСО, %	-	-	-	-	-	-	-	-
Номинальный расход топлива , м/ч	1770	1760	2320	2600	2730	2920	3720	3600
Удельный расход топлива / , м/кВт·ч	0,416	0,4	0,386	0,434	0,434	0,463	0,372	0,36
Температура газа перед ТВД, . °С	700	700	750	760	760	710	780	780
Температура газа за силовой турбиной, , °С	475	475	476	415	415	410	495	495
Степень сжатия осевого компрессора	3,9	3,9	4,6	6,0	6,0	7,8	4,4	4,4
Расход воздуха через компрессор , кг/с	45,2	45,2	58,2	45,5	45,5	56	86,2	86,2
Температура за компрессором , °C	170	170	195	235	235	296	190	190
Степень регенерации	0,67	0,67	0,66	0	0	0	0,7	0,7
Частота вращения турбокомпрессора , об/мин	5000	5000	5200	6200	6200	8200	5200	5200
Частота вращения силового вала , об/мин	5500	5500	5300	6150	6150	8200	4800	4800
Температурный коэффициент при расчете располагаемой мощности	4,4	4,4	3,7	3,7	3,7	1,3	3,7	3,7

Продолжение табл. 5.1

Наименование показателя	ГПА-10	ГТК-16	ГПА-Ц-16	ГТН-25	ГТК-25	ГТН-10И	Коберра- 182	ГТН-25И
Завод-изготовитель (фирма)	ПО "Заря"	УТМЗ	ПО имени Фрунзе	УТМЗ	НЗЛ	"Дженерал Электрик"	"Купер- Бессемер" (Роллс- Ройс)	"Дженерал Электрик"
Год выпуска	1979	1975	1982	1983	1981	1975	1972	1968
Тип нагнетателя	370-18,1	Н-800-1,25 ---------- Н-16-16	Н-16/76	650-21-2 ------- Н-25 76	Н-25-76	Купер- Бессемер, Нуово- Пиньоне PCL- 802/24	2ВВ-30	Нуово- Пнньоне PCL- 1002/40
Номинальная подача, млн. м /сут	37	51	51	53	53	16,5; 17,2	21,8	45
Станционные условия:
Температура наружного воздуха , °C	25	15	15	15	25	15	15	15
Атмосферное давление , МПа	0,1013	0,1013	0,1013	0,1013	0,1013	0,1013	0,0979	0,1013
Сопротивление входного тракта, кПа	4,05	1,22	2,03	0,506	1,01	1,37	0,608	1,37
Сопротивление выходного тракта, кПа	3,04	-	582	0,71	1,52	0,76	0,506	0,76
Номинальная мощность , тыс. кВт	10	16	16	25	25	10,3	12,9	25
Эффективный к. п. д. ГТУ , %	26,5	25	27	31	28	25,7	27,3	27,5
К. п. д. ГТУ в условиях ИСО, %	-	-	28,8	-	29	26,4	28,1	28,8
Номинальный расход топлива , м/ч	3930	6670	6180	8400	9680	4180	4890	9450
Удельный расход топлива / , м /кВт·ч	0,393	0,416	0,386	0,336	0,372	0,405	0,379	0,379
Температура газа перед ТВД, , °С	785	810	794	1020	890	925	887	925
Температура газа за силовой турбиной, , °С	385	412	380	467	385	540	411	500
Степень сжатия осевого компрессора	10,3	7,5	9,7	13	12,5	7,1	9	8,2
Расход воздуха через компрессор , кг/с	80,2	100	102	103	175	51	76	118,5
Температура за компрессором , °C	332	276	285	386	372	261	328	285
Степень регенерации	0	0	0	0	0	0	0	0
Частота вращения турбокомпрессора , об/мин	5620 ------- 7660 *	4900	5244 ------ 6874 *	7100	4340 ------- 5050 *	7100	7500	5100
Частота вращения силового вала , об/мин	4800	4600	5300	5500	3700	6500	5000	4670
Температурный коэффициент при расчете располагаемой мощности	3,7	3,2	2,8	3,2	3,4	2	2	2,2

Примечания. 1. НЗЛ - Невский завод им. В. И. Ленина; УТМЗ - Уральский турбомеханический завод;. ПО - производственное объединение. 2. Звездочкой обозначена частота вращения промежуточного вала. 3. НСО - номинальные условия по международному стандарту ИСО 2314, которые определяют единые параметры сравнения двигателей: +15 °С и 0,10ГЗ МПа на срезе входного патрубка осевого компрессора и 0,1013 на срезе выходного патрубка турбины (регенератора), т.е. без учета гидравлических сопротивлений на входе и выходе ГТУ.

Техническая характеристика гпа с электроприводом

2012-01-01T18:05:04Z

Тип агрегата	Мощность, кВт	Напряжение, В	Ток ста- тора А	Час- тота вра- ще- ния, об/мин	Коэф- фици- ент мощ- ности	К.п.д. элек- тро- двига- теля, %	Тип возбу- дительного устройства	Мощ- ность возбу- дитель- ного устрой- ства , кВт	Напря- жение возбуж- дения, В	Ток воз- буж- де- ния, А	Тип воздухо- охлади- теля	Коли- чество цирку- лиру- ющей воды для охлаж- дения воз- духа при 30°С, м/ч
АЗ-4500-1500	4500	6000	520	1490	0,87	95,6	-	-	-	-	-	-
СДСЗ-4500-1500	4500	6000	500	1500	0,9	96,5	ТВУ-65-320 ------------ ПВ-91	29 ---- 29	65 ----- 84	320 ---- 328	-	-
СТМ-4000-2	4000	6000	445	3000	0,9	97,5	ПВ-92	39	122	320	ВУП	54
СТД-4000-2	4000	6000 ------- 10000	438 ----- 265	3000	0,9	97,5 ----- 97,4	ПВ-92 ----------- БВУ-2Ф	39 ----- 40	101 --- 103	289 ---- 294	ВБ-70	56
СТМП-4000-2	4000	6000	445	3000	0,9	96,7	ПВ-91	29	84	328	ВУП-22	54
СТД-12500-2	12500	6000 ------- 10000	1368 ----- 820	3000	0,9	97,9 ----- 97,8	ВТ-75	75	226 ---- 220	290 ---- 282	ВБ-1405	74

Продолжение табл. 5.2

										Масса, т
Тип ГПА	Рас- ход воз- духа воз- духо- охла- дите- лем, м/с	Масса элек- тро- двига- теля и воз- духо- охла- ди- теля, т	Тип центро- бежного нагне- тателя	Диа- метр ко- леса, мм	Сте- пень сжа- тия	Абсо- лютное дав- ление нагне- тателя, МПа	Подача (при 20°С и 0,1013 МПа), млн. м/сут	Частота вра- щения вала нагне- тателя, об/мин	Вы- сота пло- щадки обслу- жива- ния, м	наг- нета- теля со вспо- мога- тель- ным обору- дова- нием и редук- тором	об- щая агре- гата	Удель- ная метал- лоем- кость агре- гата, кг/кВт
АЗ-4500-1500	-	28,8	280-11-1	600	1,25	5,6	13	7980	4,2	24,2	51	11,3
СДСЗ-4500-1500	-	26,8	280-11-1	600	1,25	5,6	13	7980	4,2	24,2	51	11,3
СТМ-4000-2	4	20	280-11-6	600	1,25	5,6	13	7980	4,2	24,2	44,2	11
СТД-4000-2	3,2	12,9	280-11-6 --------- 280-11-7	600	1,25	5,6	13	7980	4,2 ---- 0	24,2 ----- 25	37,1 --- 37,9	9,3 ---- 9,5
СТМП-4000-2	4	20,6	280-11-7	600	1,25	5,6	13	7980	0	25	45,6	11,4
СТД-12500-2	8,5	25,5	370-18-2	845	1,23	7,6	37	4800	4	52,4	77,9	6,2

Рис. 5.1. Технологическая схема КС с универсальной обвязкой:

- аппарат воздушного охлаждения; - пылеуловитель; - центробежный нагнетатель

Рис.5.2. Технологическая схема КС с коллекторной обвязкой двухступенчатых (полнонапорных) нагнетателей:

- аппараты воздушного охлаждения; - пылеуловитель; - газоперекачивающий агрегат

Расчет режима работы кс с центробежными нагнетателями

2012-01-02T11:26:10Z

Расчет режима работы КС с использованием приведенных характеристик нагнетателей основан на методике, изложенной в ОНТП-51-1-85. Сам метод расчета является академическим и используется как для расчетов при проектировании газопроводов, так и в существующих программах по расчету фактически работающих газотранспортных систем. К сожалению, из-за разброса по техническому состоянию ГПА в пределах цеха невозможно определить подачу каждой группы нагнетателей. Таким образом метод может быть использован для расчета КС только при одинаковом техническом состоянии как приводов, так и нагнетателей. Он сводится к определению режима работы центробежных нагнетателей: приведенной объемной подачи , приведенной частоты вращения ротора , мощности на валу привода , степени сжатия , политропического к. п. д. . На рис. 5.3-5.16 изображены приведенные характеристики основных центробежных нагнетателей.

Рис. 5.3. Приведенные характеристики нагнетателя 235-21-1 при ; ; Дж/(кг·К)

Рис. 5.4. Приведенные характеристики нагнетателя 280 с рабочим колесом диаметром 564 мм

(гиперболический покрывающий диск, число лопаток 10) при ; ; Дж/(кг·K)

Рис. 5.5. Приведенные характеристики нагнетателя 280 с рабочим колесом диаметром 590 мм (гиперболический покрывающий диск, число лопаток 14) при ; ; Дж/(кг·К)

Рис. 5.6. Приведенные характеристики нагнетателя 280 с рабочим колесом диаметром 600 мм (гиперболический покрывающий диск, число лопаток 14) при ; ; Дж/(кг·К)

Рис. 5.7. Приведенные характеристики нагнетателя Н-300-1,23 при ; ; Дж/(кг·К)

Рис. 5.8. Приведенные характеристики нагнетателя 370-14-1/370-15-1 при ; ; Дж/(кг·К)

Рис. 5.9. Приведенные характеристики нагнетателя 520-12-1 при ; ; Дж/(кг·К)

Рис. 5.10. Приведенные характеристики нагнетателя 370-18-1 при ; ; Дж/(кг·К)

Рис. 5.11. Приведенные характеристики нагнетателя 370-18-1 с зауженным колесом при ; ; Дж/(кг·К)

Рис. 5.12. Приведенные характеристики нагнетателя ГПА-Ц-6,3 при ; ; Дж/(кг·К)

Рис. 5.13. Приведенные характеристики нагнетателя Н-16-76/1,25 при ; ; Дж/(кг·К)

Рис. 5.14. Приведенные характеристики нагнетателя PCL-802/24 при ; ; Дж/(кг·К)

Рис. 5.15. Приведенные характеристики нагнетателя PCL-1002 при ; ; Дж/(кг·К)

Рис. 5.16. Приведенные характеристики нагнетателя ГПА-Ц-16/76 при ; ; Дж/(кг·К)

При расчете кс определяются необходимые величины в следующей последовательности

2012-01-03T23:58:15Z

1. Газовая постоянная, , Дж/(кг·К), где = 286,8 Дж/(кг·К) - газовая постоянная воздуха; - относительная плотность по воздуху.

2. Коэффициент сжимаемости природного газа от приведенных давления и температуры (рис. 5.17).

Рис. 5.17. Номограмма для определения коэффициента сжимаемости газа по давлению , температуре и относительной плотности

Последовательность определения:

3. Плотность газа при 20 °С и 0,1013 МПа, кг/м:

где 1,205 кг/м- плотность воздуха при 20 °С и 0,1013 МПа.

4. Плотность газа при всасывании, кг/м: , где , - абсолютные давление и (в МПа) температура (в К) при всасывании.

5. Коммерческая подача группы нагнетателей, млн. м/сут: , где - коммерческая подача КС, оборудованной однотипными агрегатами, млн. м/сут; - число параллельно работающих групп.

6. Объемная подача нагнетателя первой ступени, м/мин:

Для экспресс-расчетов, когда известны подача центробежного нагнетателя, температура и давление на входе в нагнетатель, при определении объемной подачи целесообразно пользоваться номограммой, изображенной на рис. 5.18.

Рис. 5.18. Номограмма для расчета объемной подачи нагнетателей при ; .

Последовательность определения:

7. Приведенная объемная подача, м/мин: , где - номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин; - фактическая частота вращения ротора, об/мин.

8. Приведенная частота вращения:

где , , - параметры газа, для которых составлена характеристика нагнетателя.

9. Степень сжатия и приведенная относительная мощность центробежного нагнетателя по найденным значениям приведенной объемной подачи и приведенной частоты вращения по характеристикам нагнетателя.

10. Внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем, кВт:

11. Мощность на муфте привода, кВт: , где - механические потери, для газотурбинного привода = 100 кВт, для электропривода = 150 кВт.

12. Давление на выходе нагнетателя, МПа: .

13. Температура на выходе нагнетателя

где = 1,31; - политропический к. п. д. нагнетателя.

Расчет второй ступени выполняется аналогично. Температура на входе второй ступени принимается равной температуре нагнетания первой ступени. Давление на входе второй ступени: - (0,015 0,025), где - давление нагнетания первой ступени, МПа; (0,015 0,025) МПа - потери в обвязке между первой и второй ступенью.