- Описание изобретения к патенту
- Газовый баланс газораспределительных организаций
- Расходы газа на технологические нужды и на проведение аварийных работ
- Потери газа в системах газораспределения
- Библиография
- Определение времени истечения газа при прорыве газопровода
- Расчет выбросов газа при аварийных и залповых выбросах в системах газоснабжения природным газом
- Рд 153-39.4-079-01 методика определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа
- Формула изобретения
Описание изобретения к патенту
Этот метод может быть использован в машиностроении для герметизации внутренних полостей в конструкциях, которые их содержат (например, композитные трубопроводы и т.д.). ).
Характерный для похожих
Существуют методы расчета количества среды, просачивающейся через резиновые уплотнения при возвратно-поступательном движении штока относительно уплотнения, расположенного между пружиной и направляющей цилиндра.
Недостаток заключается в том, что рассчитывается только конечное значение утечки. И его присутствие в первую очередь является результатом механического износа герметизационного элемента, что является необычным для фиксированных фланцевых соединений.
Недостатком является то, что его можно использовать только в определенных ситуациях.
Прототип характерный
В настоящее время существуют методики непрерывного измерения утечки среды через резиновые уплотнения при возвратно-поступательном движении. Основная цель методики – измерить, насколько сильно перемещается поршень для разделения двух полостей дозатора. В качестве прототипа данная методика утверждена.
Из-за нарушения контактной поверхности уплотнения при возвратно-поступательном движении рабочего органа происходит утечка среды, нарушая равновесное состояние в полостях дозатора и создавая избыток жидкости.
Значение утечки g определяется уравнением g = s.
S, где l – перемещение и s – площадь поршня.
Критика прототипа
Недостатки известного способа заключаются в следующем:
2) Из-за большой инерционности системы быстрые процессы нарушения герметичности (около 1.3 мс) не регистрируются.
2) Отсутствие механического воздействия на компоненты, содержащие герметизирующие материалы.
3. Невозможность воспроизведения пластических деформаций деталей, содержащих уплотнительные элементы.
Из-за этих недостатков измерения утечки невозможны, когда уплотнительный элемент и соединение динамически быстро раскрываются.
Суть изобретения
Определение количества утечки газа из герметичной полости при открытии фланцевого соединения с определенной скоростью и последующее его открытие – задача, решаемая заявленным методом.
Величины утечек зависят от указанных выше параметров и эластичности уплотнения.
В зависимости от величины герметизируемого объема и давления, технический результат реализации заявленного метода позволит предсказать (а фактически определить) величину утечек.
Основной шаг метода – сначала заполнить газ до давления P.
0
Испытательного сосуда и линии подачи газа с одной стороны от фланцевого соединения измерительного объема V.
0
P
1
, (P
1
При динамическом размыкании соединения со скоростью до 1-3 м/с сила давления обжимной прокладки может также использоваться для компенсации силы сжатия соединения. Нагрузка изменяется в зависимости от условий эксплуатации: она возрастает при растяжении фланца и уменьшении диаметра; – напряжение давления снижается за счет уменьшения контактного усилия на поверхности стенки канала или за счет разгерметизации области между двумя поверхностями соединяемых элементов – это позволяет снизить сопротивление соединений давлению воздуха внутри камеры после охлаждения ее стенок водой через систему вентиляции
0
Значение утечки газа рассчитывается по известному объему (p) в измеренном объеме между открытием стыка и последующим закрытием фланцев.
0
Регистрация всех параметров
Заявляемый способ отличается от прототипа тем, что перед ударной нагрузкой на один из фланцев сначала раскрывают швы.
В устройстве, изображенном на ФИГ. 1, реализован заявленный способ.
Метод реализован следующим образом
С помощью болтов 2 резиновая прокладка 1 обжимается до необходимого давления между фланцами 3 и 4. Измеряется объем V, испытуемого сосуда 5, трубопровода 6 и трубки 8 для выхода газа. Начальное давление равно P.
0
Затем клапан 8 закрывается. По трубопроводу В в герметичную полость 9 подается сжатый воздух Р, и клапан 11 закрывается.
На основании силы, действующей на подвижную вставку 12, которая опирается на нижний фланец 3, определяется величина давления P.
0
Нижняя защелка должна быть плотно затянута, если она находится на фланге.
После заполнения герметичной полости выверните болты 2 до упора.
Груз 13 помещается в направляющий стакан 14 и падает на ударную плиту 15, которая перемещается и вызывает перемещение фланцев 3 (рис. ).
D до упора фланца в головки болтов 2, то есть 3.
Наличие давления P и эластичной резиновой диафрагмы 16;
0
P
1
В герметичной полости 9 перед закрытием устанавливаются фланцы. Относительное перемещение фланца 3 над неподвижным измеряется при открытии фланцевого соединения и возвращении его в исходное состояние.
0
Для управления контейнером используются электромеханические датчики давления и движения 18.
После загрузки, исходя из начального давления P и известного измеряемого объема V.
0
Среди установленных формул для расчета стоимости утечки газа.
Пример применения метода
Перед раскрытием шва в заранее определенном измеренном объеме (V = 3000 см),
3
Начальное давление (избыточное) P определяется известными геометрическими размерами монтажных элементов устройства.
0
= 50 кгс/см
2
. Давление P = 100 кгс/см присутствует в герметичной полости на противоположной стороне фланцевого соединения.
2
Достаточно для фиксации фланцевого соединения в закрытом пространстве с помощью компрессионного хомута.
Предел связи между звеньями установлен на
Откручивая болты на указанную величину, получаем d = 2 мм.
Нагрузка сбрасывается и немедленно прекращается.
2
/2g = 1 м
22
9,8 м/с
2
5 см, что гарантирует, что шарнир откроется с постоянной скоростью 1 м/с.
Осциллограммы движения нижнего фланца (или что -то подобное) записываются, если нагрузка зафиксирована.
Значение изменения давления P, и d(t).
0
(t).
На рис. приведены примеры полученных осциллограмм. 2. Имеется также неидентифицированная осциллограмма, которая показывает, как сжатый эластичный уплотнитель обжимного соединения фланцевого соединения возвращается к своей первоначальной форме (диаметру).
Герметизация открытого соединения в этот момент времени соответствует месту на оси времени, где падение давления K прекращается.
Мы определяем точные адреса по зарегистрированным данным.
1) Раскрытие и закрытие сустава
2) Формула фактически реализовала скорость открытия соединения
V(t) = d(
d)/dt.
3) Величина утечки газа, или количество воздуха, выходящего из первоначально герметичной полости при раскрытии шва на величину К в соответствии с формулами:
G(t) = V
0
– P
0
(t)//P
атм
= V
0
(t),
где P
0
(t) – это безразмерная величина, представляющая, насколько изменилось начальное давление по сравнению с атмосферным;
атм
= 1 кгс/см
2
Для процессов, показанных на РИС. 2
0
(t) = 0 … 8
G (t = 0 … 5 мс) = 0 … 24000 см
3
5) на основе текущего значения открытия стекла, величина утечки газа G (t).
D (t) для определения неопознанной процедуры возвращения исходной формы уплотнительного элемента в виде графика.
G(t) = f(
d(t)).
5) Приблизительный коэффициент восстановления прокладки по формуле
Источники D’Информация
1. Систематическая работа герметизирующего оборудования: Отчеты В. Н. Прокофьева и Л. Акондаковой Мир, 1967 г.
2. Резиновые уплотнения и их использование в медицине: прототип, Аврущенко Б. Х.
Газовый баланс газораспределительных организаций
4. 1.
Газовый баланс газораспределительных организаций может быть представлен в виде
уравн ения, связывающего статьи прихода и
расхода газового топлива
Q п = Q сн Q тн Q ав Q пт Q пр , (1)
где Q п – количество поступающего от п оставщика
газа;
Q сн – количество газа,
расходуемое на собственные нужды;
Q тн – к оличество газа,
расходуемое на технологические нужды;
Q ав – количество газа, расходуемое на проведение аварийных
работ;
Потери системы распределения газа (PT);
Q пр – количество газа, реализованное
газораспределительной организацией промышленным потребителям и населению.
4.2.
Расходы газа на собственные н ужды Q сн газораспределительной организации
включают в себя следующие статьи расходов:
4.2.2.
Расход газа на ото п ление, вентиляцию и горячее водоснабжение принадлежащих эксп луатационной организации зданий и помещений с устан овленн ым технологическим
газовым оборудованием (п ри наличии собств енной газифицированной кот ельной или ав тономных
отопительных установок на газ овом топливе).
П римечание – к зданиям и помещен иям эксплуатац ионн ых организаций газового хозя йства
относят админис тративные з дания, мастерские, гаражи, склады и т.п., а также здания
ГРП, ГНС, ГНП , АГ ЗС, П СБ, наход ящиеся на балансе эксплуатационных организаций;
4.2.3.
Расход газа на пи щ епри готовление (при
наличии собственной газифицированной столовой);
4.2.4 Потребление газа для заправки лично принадлежащих сжиженных газовых автомобилей
4.2.5. Расход газа на локализацию и ликвидацию аварийных ситуаций,
возникших по вине самой газораспределительной организации.
4.3.
Конкретные величины расходов газа, указанные в п .п . 4.2.1- 4.2.4 должны определяться по
счетчикам. Расход газа по п. 4.2.5
следует определять в соответствии с разделом [ 5].
При
этом оплата поставщику за газ по данной расходной статье газового баланса
должна производиться эксплуатационной организацией на общих основаниях, как и
любым другим потребителем газа.
4.4.
Расходы газа на техно л огические нужды Q тн (технологические расходы)
эксплуатационной организации газового хозяйства включают в себя расходы газа на
обеспечение и проведение регламентных работ по обслуживанию систем газоснабжения
и объектов газового хозяйства, находящихся на балансе данной организации.
4.5.
Расходы газа на проведение аварийных работ Q ав включают в себя расходы газа на проведение работ по
локализации и ликвидации аварийных ситуаций, возникших по вине потребителей
газа или каких-либо сторонних организаций.
4.6.
Потери газа Q пт определяются по
формуле
P T = P – R, а также (2)
где Q п – количество газа, поступающего от поставщика ежемесячно , подтвержденное
2-сторонним актом (п риема, отпуска) газа
поставщиком и газ орасп редел ите льн ой орга низац ией ;
Объем проданного газа – p;
Количество
газа реализованное Q р определяется по
формуле
Q р = Q потр. Q насел. , (3)
где Q п отр. – количество газа, реализованное промышленным потребителям
ежемесячно, подтвержденное 2-сторо н ним актом;
Q насел. – количество газа, реализованное населению
ежемесячно; рассчитывается по действующим нормам, а при наличии счетчиков – по
их показаниям.
Расходы газа на технологические нужды и на проведение
аварийных работ
5 .1. П римерная структура технологических расходов газа эксплуатационной
организации газового хозяйства.
5 .1.1. Расходы газа на обеспече ние прове де ния регламентных и
аварийных работ, а именно:
–
эксплуатация газоиспольз у ющего оборудования
ремонтно-механически х мастерских и
заготовительных цехов (агрегаты для газовой резки, прогрева и других видов
термообработки металла, биту моварочны е печи, установки для оттаиван ия мерзлого грунта и т.п.);
– э ксплуатация
испарителей сжиженного газа прямого обогрева (огневых испарителей);
–
эксплуатация действующих стендов газового оборудования в техническом кабинете;
–
эксплуатация специальной приборной техники химической лаборатории;
–
эксплуатация действующих стендов и макетов учебно-тренировочных центров.
Расходы
газа на выполнение работ, предусмо тр енных данным п ункт ом, следует определять
исключительно приборным методом с помощью узлов уче та расхода газа, размещенных либо стационарно, либо
непосредственн о на передвижных г азои сп ользующ их установках.
5 .1 .2.
Расходы газа на проведение регламентных (плановых) работ, предусмотренных
действующими в Российской Федерации нормативно-те хническими документами по газоснабжению, а именно:
–
продувка газом газопроводов и оборудова н ия при вводе в
эксплуатацию (в т.ч. и повторном после текущего и капитального ремонтов)
наружных и внутренних газопроводов природного и сжиженного газа, Г РП , ШРП , ГРУ, вн утридомового газового оборудования, газифицированных котельных и г азоисп ользую щих производственных установок, технологического
оборудования ГНС, ГНИ , АГ ЗС, групповых резервуарны х
и баллонных установок;
–
регулировка и настройка при вводе в эксплуатацию (в т.ч. и повторном после
текущего и капитального ремонтов) газового оборудования ГРП, ШРП, ГРУ,
газифицированных котельных и газоиспользующих производстве нн ых
установок, технологического оборудования ГНС, ГНИ , АГ ЗС, групповых резервуарны х и баллонных установок, внутридомового бытового газового
оборудования;
–
периодическое т е хническое обслуживание оборудования ГРП, ШРП, ГРУ (продувка
импульсных трубок к КИП, предохранительно-запорному клапану и регулятору
давления; проверка параметров н астройки
запорных и сбросных клапанов);
–
периодическое техническое обслуживание газового оборудования котельных и
газоиспользующих производственных установок, оборудования ГНС, ГНП, АГЗС,
групповых резервуарных и баллонных ус т ан овок (проверка срабатывания предохранительных устройств и
т.п.);
–
проведение контроля уровня заполнения резервуаров Г П С,
ГНП, АГЗС, автоцистерн, железнодорожных цистерн, групповых резервуарных и
баллонных установок;
– п роведение
технических освидетельствований и ремонтов резервуаров, автоцистерн, бытовых
баллонов и баллонов газобаллонных автомобилей;
–
прочие раб от ы.
Полная
структура тех н ологических расходов определяется конкретными условиями
работы эксплуатационной организации газового хозяйства.
5.2 . П римерная
структура расходов газа на п роведение
аварийных работ, связ анн ых с разгерметизацией трубоп роводов
и оборудования:
–
ремонт и пу скон ал адк а на н аружных газопроводах
природного и сжиженного га за;
–
ремо нт и пусконаладка на внутри домо вы х газопроводах и бытовом
газ овом об орудовании;
– ремонт
газопроводов и оборудования Г РП , ГРУ,
газифицированных котельных и г азои сп ользующих
производственных устан овок и их пусконаладка;
–
ремонт газопроводов и тех н ологического оборудования ГНС, ГНИ , A Г ЗС ,
груп пов ых
резервуарны х и баллонных установок и их
пусконаладка.
5.3.
Расчетные методы определения технологических расходов газа при вводе в экс п луатацию вновь построенных объектов и расходов газа на ремонтные
работы.
5.3 .1.
Определение расхода газа на продувку газопроводов и оборудования при вводе их в
эксплуатацию.
При
вводе газопроводов и оборудования в экс п луатацию согласно
требований п. 6.48 «Правил безопасности в газовом хозяйстве» следует
производить продувку газом до полного вытеснения всего воздуха.
Расход
газа Q пр , м3, необходимый для осуществления
продувки, определяется по формуле:
(4)
где Vc – внутренний объем продуваемых
газопроводов и оборудования, м 3 ;
K – п оправочный коэффициент (1,25-1),
Ра – атмосферное давление, Пенсильвания;
Рг – и з быточное
давление газа в газопроводе при продувке, Па (рабочее – для газ опроводов низкого давления, не более 0,1 МПа – д ля газопроводов средн его и
высокого давления);
t г – температура г аза, °С .
Поправочный
коэффициент k учитывает реальное увеличение расхода
газа на продувку, связанное с т ехниче скими
сложностями точного определени я момент а завершения продувки. Коэффициент может быть уменьшен в
зависимости от т ехн ическо й оснащенност и эксплуат ационной организ ации и квалификации п ерсонала,
в частности, при использ овании перен осных
газоанализаторов для экспресс-анализа газа на наличие в не м в озд ух а.
5 .3 .2.
Определен ие расхода газа на ремонтные работы,
связанные с отключением оборудования или отдельных участков газопровода, их
разгерметизацией и последующей продувкой.
При
проведении ремонтных работ, связанных с регламентной разгерметизацией
оборудования и участков газопроводов, полный расход газа на эти работы Q р , м 3 , складывается из количества газа, удаляемого из
оборудования и газопровода, а также расхода газа на их п оследующее зап олнение,
продувку и определяется по формуле:
(5)
5.3.3 . О пределение
расхода газа на регулировку и настройку газового оборудования ГРП , ШРП, ГРУ и другого технологического оборудования (при использовании
продувочных свечей для регулировки и настройки оборудования).
Расход
газа на регулировку и настройку газового оборудования перед вводом его в
эксплуатацию Q рег , м 3 ,
определяется в соответствии с [ 4]
по формуле:
(6)
Где d – внутренний диаметр продувочной свечи, а m
Время настройки и регулировки, ч
ρ
– пл от ность газа, кг/м3.
Пример
расчет а – Т ребуется определить фактический расход газа на регулировку и
настройку шкафного ГРП.
Исходные
данные: ( d = 0,025 м; τ = 0,2 ч; Ра = 1013 20 Па; Рг =
2200 Па; t г = 15 °С; ρ = 0,73 к г/м3) .
м3.
5.3.4.
Определен ие расхода газ а на настройку
и регулировку г азоиспользующего оборудов ания, в том числе бытового
(газовых плит, водонагревателей, котлов, печей). В соответствии с требованиями
[ 1] потребление газа
промышленными, сельскохозяйственными, коммунально-бытовыми и другими органи зациями бе з использования
приборов учета газа не допускается, поэтом у расход газа на регулировку и настройку газои спользую щего оборудования должен
определяться по фактическим показаниям соответствующих уз лов учета расхода газа.
Учет
количества газа, реализуемого населению, может производиться по приборам учета
газа или на основании норм расхода газа, разработанных газораспределительными
организациями и утвержденными в установленном порядке.
5.3.5.
Расход газа на периодическую принудительную проверку сраба т ывания
предохранит ельны х сбросных клапанов (ПСК).
Расход
газа на проверку срабатывания ПСК следует определять в соответств и и
с паспортной пропускной способностью каждого конкретного сбросного устройства и
в ременем, затраченным на данную
технологическую операцию. Пропускную способность сбросных предохранительных
клапанов ПСК-50 можно определять по таблице 3.1 0
[ 2].
5.4.
Основные внутренние резервы экономии газа эксплуатационных орга н изаций
газового хозяйства.
5.4 .1.
Максимально полный перевод на приборный метод учета расхода газа всех потребит елей газа (как стацион арных,
так и передвижных), входящих в структуру э ксплуатационной
организации.
5.4.2.
Введение временных нормативов (с их ежегодным пересмотром в сторону уменьшения)
на расходы газа, которые по техническим причинам невозможно учитывать с помощью
пр и боров учета расхода газа.
5.4.3.
Повышение КПД соб ст венн ых га зоисп ользующи х установок, прежде всего
за счет внедрен ия новой те хники, утилизации отходящего тепла и т.п.
5.4.4.
Снижение расхода газа на со б ст венные
нужды за счет:
– улучшения
тепловой изоляции оси ливаемых зданий и
помещений, оснащения систем отопления современными приборами регулирования
температуры;
– снижения
уров ня аварийн ости
по вине самой эксп луатационной организ ации за счет повышения квалификации персонала, использов ания современной
техники и более совершенных методов работы.
Потери газа в системах газораспределения
6. 1.
Классификация потерь газа в системах газораспределения.
Потери
газа в системах газораспределения можно разделить на «мнимые» и действительные.
К
«мнимым» потерям относят количество газа, полученное и полезно используемое
потребителем, но неучтенное (и поэтому неоплаченное), вследствие несовершенства
методов контроля и учета расхода газа. Обычно «мнимые» потери газа вызываются
отсутствием у потребителя газовых счетчиков и учетом расхода газа по
усредненным нормативам, при этом возникающий фактический перерасход газа (как и
фактический недобор газа потребителем) нигде не учитывается и перерасчеты между
поставщиком газа и потребителем не производятся.
Кроме
того, «мнимые» потери газа (как для газораспределительных организаций, так и
для потребителей) могут возникать и при наличии газовых счетчиков, за счет их
естественной паспортной погрешности.
Реальное
уменьшение «мнимых» потерь газа может быть достигнуто только за счет
повсеместного внедрения приборных методов учета расхода газа и применения
газовых счетчиков, имеющих минимальную погрешность измере н ия.
В
свою оч е редь действительные потери газа делятся на две группы:
–
эксплуатационные утечки газа в газопроводах и оборудовании, а также потери газа
при проведении сл и во-наливны х операций на ГНС , ГНП , АГЗС, резервуарны х установках;
– аварийные
выбросы газа при повреждении газ опроводов и
оборудования.
6.2.
Методы опр е деления действительных пот ерь
газа.
6.2. 1.
К эксплуатационн ым утечкам газа от носятся потери газа через разъемные
соединен ия (вследст вие их неге рмети чн ос ти ) на газ опровод ах, армат у ре
и оборудовании [ 5] .
Абсолютно
полная герм е ти чность ф ланцевых, резьбовых и ц апковы х соед инений являйс я практ ически недост ижимой, но
указанные потери мог ут быть свед ены до минимума за сче т
применения новой техн ики и материал ов, а также п овышения
качества обсл уживания систем газоснабжен ия.
Эксп л уатационн ые п отери газ а в к оличественном
выражении могут рассчитываться в соот ветствии
с пп. 2.1.3-2.1. 8, 3.1.1 и 3.1. 2 [ 2] или определяться
путем натурных измерений утечек газа п риборн ым методом на реальных объектах-представителях систем
газоснабжения с последующей стати стической
обработ кой результатов измерен ий. Оптимальным (для дости жени я дост оверных результатов)
является сочетание обоих методов.
6.2.2.
Расчет аварийных выбросов газа при повреждении газопроводов и оборудования
систем газоснабжения природным и сжиженным газом следуе т
осуществлять в соответствии с требованиями разделов 4 [ 2].
6.3.
Предложе н ия по снижению потерь газа в системах газораспределения.
6.3 .1.
Повышение герметичности систем газоснабжения за счет применения новых видов
оборудования, арматуры (наприме р, шаровых кранов)
и уплотн ительны х
материалов (например, на основе фторопласта), а также совершенствования
организации и профилактического обслуживания систе м газосн абжения
эксплуатационными службами.
6.3.2.
Совершенствование материалов и оборудования, применяемого для п ассивной
и активной защиты от электрохимической коррозии газопроводов, своевременного
нахождения повреждений изоляции, включая новые виды изоляционных материалов,
современных конструкций катодных станций и приборн ой техники нового поколения на основе микропроцессоров, а
также переход на использование полиэтиленовых труб, не подверженных коррозии.
6.3.3.
Использование нового высокотех н ологичного оборудования для ГНС, ГНП и АГ ЗС, обеспечивающего минимальные потери газа.
6.3.4.
Со в ершенствовани е приборной
техн ики диагностирования и конт роля герметичности элементов систем газоснабжения природн ым и сжижен ным газом.
6.3.5.
Проведение профилактич е ских мероприяти й по предуп реждению пов реждени й подз емных и надземных газопров одов строит ельн ой т ехникой и т ранспо ртн ыми сред ства ми .
Библиография
1. «Правила уче т а
газа», ут вержд ены Минтопэнерго России 14.10.1 996 г., зарегистрированы в Ми нюсте России 15.11.19 96 г. № 119 8.
2 . М етодика
по расчету удельных показателей загрязняющих ве ществ
в выбросах (сбросах) в атмосферу (водоемы) на объектах газового хозяйства.
Саратов, Г ипрон ииг аз, 19 96 г.
3.
СН иП 3.05.02-87* «Газоснабжение», издание 1997 г.
4. В. А. Багдасаров. «Потери газа в городском газовом хозяйс т ве», Л., «Недра»,
1972 г.
5. Ю . М. Белодворский. «Утечки газа, их причины и устранение»,
Л., «Н едра», 19 68 г.
Потеря технологического E и газа в Раскходе Газа.
Определение времени истечения газа при прорыве газопровода
Научно-технический вестник информационных технологий, механики и оптики, № 2, авторы В. Книга и И. О. Жаринов. – 2022. – №6. С. 92-98
9. Копорский, Н. С Приборостроение. – 2006. – Т. 49. -№6. – С. 41-50
10. Парамонов, П. П
Наиболее значимые числовые системы в авиационном приборостроении: обзор ситуации в настоящее время и перспективные направления развития отрасли до 2022 г. – №2. С. 1-17
11. Парамонов, П. П Приборостроение. – 2022. – Т. 53. – №7. – С. 513.
Стадион Dynamo расположен в D C 621.644-8.
М. В Ксензов
Профессор Г. Н. Пурас, кандидат технических наук, является научным руководителем в Новочеркасской инженерно-мелиоративной академии имени А. К. Кортунова.
Когда газовые трубопроводы сломаны, истина выходит.
Определение момента истечения газа в случае разрыва газопровода было полезной проблемой. В математической модели, которая была изложена в работах по газоснабжению и газу. Расчеты в реальной жизни можно проводить по представленному алгоритму расчета времени утечки газа и выброса газа через отверстие.
Разрывы трубопроводов, разрушения труб и утечки природного газа.
Статья посвящена научно-исследовательскому проекту, изучающему, как часто происходят утечки природного газа при разрыве трубопроводов в результате аварии. Кроме того, предлагается математическая модель для определения времени разрыва трубопровода и выброса газа. Для точной оценки времени выхода газа в реальных условиях можно использовать предложенный алгоритм расчета времени выхода газа и выброса газа через вентиляционное отверстие.
Трубопровод высокого давления, время Outlow, утечки газа и разрывы трубопровода.
Введение.
В настоящее время в Европе существуют две значительные организации, занимающиеся эксплуатацией газа и нефтяной промышленности, а именно “Concave” (The Oil Companies’ Europeans Association for Environment, Health and Safety in Refining and Distribution) или “Egig”, которые носят название общества, которые носят название общества, которые носят название общества, которые носят название общества, которые носят название общества, которые носят название общества. Информация об авариях на трубопроводах должна собираться и публиковаться. Необходимо определить размер прорыва и форму отверстия, чтобы рассчитать количество продуктов сгорания и отток газа. Однако документации по этой информации не так много, поэтому необходим тщательный анализ. Информация в отчетах может быть использована в качестве основы для получения этих данных.
Основная часть.
При расчете утечек газа из газопроводов (для всех видов повреждений) формула учитывает каждый вид повреждения, а также диаметры труб.
Утечки могут быть идентифицированы как отверстия. Однако самый простой метод определения утечек газа в подземном газопроводе не является таковым. При таких расчетах необходимо учитывать ряд переменных, в том числе глубину залегания трубы, а также давление, размер и форму газопровода. Все эти факторы обусловили необходимость исследования режимов работы сетей в случае разрыва газопровода в различных регионах России, от Москвы до Санкт-Петербурга через Белоруссию или Казахстан до Украины, а также анализа обстановки после утечки газа из газопровода по всей стране для определения возможных последствий аварии или повреждения коммуникационных сетей между соседними регионами страны во время строительства. В результате была создана математическая модель для прогнозирования утечки газа при разрывах газопровода. Разрыв сварного шва является наиболее серьезным сценарием для надземного газопровода. В результате разрыва сварного шва вдоль внешнего края межтрубного пространства образуется отверстие, напоминающее трещину. Основы термодинамики и теория течения газа с учетом двух режимов, сверхкритического или подкритического, дают теоретическое решение этого вопроса. Газ может вытекать самостоятельно по разным причинам (рис. 2)
Суперкритический курс
Субкритический ток
Pi, pi, T У
Pa
Aieck,pm …
Изображение 1. Изменение давления с течением времени
Изображение 2. Утечка газа в газопроводе
Необходимое время истечения разрыва газовой линии:
Диаметр [мм] D
Длина [км]
Aleck Площадь разрыва [м2]
Массовый расход [кг/сек]
P, Внутреннее давление [бар]
P а внешнее давление [бар]
В точке разрыва, или в устье, давление, т. е. в отличие от давления p [бар]
Среднее давление [бар] на критическом конце в точке p.
Среднее давление в подкритическом конце, Рm.2, в барах
Плотность газа [кг/м3] pi
k Показатель адиабаты –
Функция истечения –
T i Внутренняя температура [С]
Газовая константа [кДж/мг]
N Критическое отношение давлений
V Объем газопровода [м3]
Реальный газовый фактор –
Скорость истечения [м/сек]
Ac Скорость звука [м/сек]
Время критического истечения [сек]
12 Время подкритического истечения [сек]
Временная константа
Невероятно быстрое истечение, когда наибольшая масса истечения превышает скорость звука, газ, как говорят, находится в сверхкритическом состоянии.
Значение коэффициента дебита e, изменение фактора реального газа m.i и адиабатический индекс k необходимы для сверхкритического истечения газовой смеси. Изменение массы с течением времени соответствует массовому расходу.
mikri, – Aleck-р-w – Aleck-р-w-ц.
С помощью общего уравнения для состояния реального газа:
pV – m -Z-R -T ^ p – — – Z-R -T ^ V
^ p – p-Z -R-T ^ p = P
Z – R – T
Приняв, что плотность равна p, можно скорректировать массовый расход:
Pkr
Zm.1 • R – Ti
Алек имеет 0:
(1)
Где a0 – скорость звука в м/с.
Поскольку давление внутри трубопровода теперь выше, чем давление снаружи, критический отток происходит следующим образом:
а0 =Vk – Zm.1 – R – T, .
А0 в выражение (1):
m – Pkr
“knt – Z-RT ■ Aleckk – Zm.1 – R – Tr (2)
Zm.1 – R –
Zm.1 – T i Zm.1 ‘ T i
k 1
Ркг_ ( 2 ) к-1
р. ( к 1
■Ркг = Р, •
2 1 к-1
к 1
Критическое давление ркг в момент времени и внутреннее давление р к моменту времени = 0!
Теперь, когда все единицы учтены, мы можем рассчитать массовое потребление:
Р,’
к
2 1 к-1
‘кги
К 1), о ( 2)
Аыек к’Я, 1т’ Тг
Я • Zm.1 • Т г
к 1
к 1
‘кги
Я
к 1
—–А1еск •М —г!2(кк • Я • 2т.1 • Т,.
• 1тг Тг Ук 1)
Формула сохранения массы в природе
тшл = -V • йр ^ м =
-V • й р
т.
Если
й р =
йр
2т.1’Я Тг.
тогда
й = —
V
• йр .
2тЛ ЕЙЯ Тг
Если выражение (2) переформулировать :
Tkgs указывает, что T равно T.
(3)
(4)
1 , Рк йр I й = -/шя,1 • I — = t2 рг р
Где при измерении давления учитывается его критическое отношение
ркг = ра
2 1 к-1
к 1
Чтобы определить, сколько времени потребуется для снижения давления до критического соотношения давления,
А_ = 1п Ръ-
I соп,1 рг
tl = I соп,1 •1п
Ркг
(7)
__^ – 11
е ^ = Рк- ^ рк(1 ) = р • е ‘с°п, .
Определение реального газового фактора 2T в P и G
2т.х = 1 – 3,52 • рг • ехр(-2,260 • Тг) 0,274 • р2• ехр(-1,878 • Тг),
к 1
Рг – Акск, Vк (Т)1(К 1).
Тогда можно подставить сравнение (4):
Ж = —
V
Л-1-1
А’еск 1(к Ч) 2 (К 1ч): К кЧ, Тг.
йр Р
1 соп.1
V
Й = 1сп,1 соп
йр
Где рг = -t1, бар – редуцированное давление.
Р рс
В таблице приведена температура воздуха
= —, К.
Т рс
Среднее давление rt 1 в этом выражении неизвестно, но его можно рассчитать следующим образом:
41
.1=1
Ркг (Т)йт
А1еск • Ц • (к^-у ) 2(к Ч) V к • Я • 2т.1 •Тг ^_ _’
Все переменные остаются неизменными.
(6)
11 11 я 11 я
1 Ркг (х)йх = Рг •е с°”йх = рг •! е со”йх =
0 0 0
0 )
X
1соп
1соп •р, • е 10 ^ соп •р, •
( __
1соп 1соп
е -е
= -1с
Рг • е
= -1соп •(Ркг ()- Рг):
к
к
к
и
ъ
Pm.1
-tcon {Pkr (t )-Pi)
Определение показателя адиабаты k1. k1 -1,556-(1 0,074-xn 2 )-3,9 -10-4-Tt-(1 – 0,68-xn 2 )-
2,261-(1 -)- 0,981-
T i
-0,208 p * i Tt
Где xp2 – количество вещества, а pst – плотность вещества в стандартном состоянии, которая равна 0,708 кг/м3.
Время t1 (7) и mcon (3) могут быть использованы для вычисления m.i. и k.1.
Срок годности, который является подкритическим. Настоящий газовый фактор M2 для изменений подкритического потока из -за влияния коэффициента истечения срока D. Изменение массы со временем приравнивается к потреблению массы.
munterkr – Aleck – Р – W – Aleck – Р – W – Ц
Согласно общему уравнению состояния реального газа:
PV – m-Z-R-T ^ P – m-Z-R -T ^ V
^ P -p-Z-R-T ^p– “
Z – R – T
Законопроект о поддержании массы не содержит закона о удвоении.
dp
munterkr dt –V – dP ^ d Р-
2.
В случае если
-инттридт
dp
Z m.2 – R – T i
тогда
ТиМегкГ = гЯ.
[5] И при фактических обстоятельствах я
ЦAleck J 2„ ^ ^ л/^О^О’Т-P0) * Z – R – T – dt –V – dt
I Z m.2 – R – T i
Ц-Aleck V 2 – Z m.2 – R – T, -‘¡PAP-Pai-dt – -V – dp
dt —
V
dP
Aleck ‘ j2 ‘ Z m.2 – ‘ ‘Tf ^jp~(г-Pa)
. (9)
Это имеет смысл, если ТС можно выразить по-разному.
V
– – Aleck – V2-Z m.2 – R-Ti
(10)
m
Критическое давление RA до времени /0 до давления PKVTime /2 может отложить выражение (8):
7 d – P( dP
J dt – J tcon.2-~F ==
10-0 Pkr VPa -(P, – Pa)
12 – tcon.2—Pa’ (Pi – Pa )- V Pa’ (Pkr – Pa) ) =
Pa
– 2t 2 Pa -(^|pЛpf-Paj-V Pa-(Pkr – Pa ) ).1
2 – tcon.2 X ‘
Pa – (Pi – Pa) – [V Pa ( – Pa)
Pa-Pi- p2 [vp”T(kr-p)-
12 – Pa
2 – t con.
12 – Pa
2 t con.
Если построить график изменения давления в зависимости от времени во время подкритического потока
P(t) -•
P2 1 JPa ‘(Pkr – Pa)
12 – Pa
2 – tcon.
или
[ 1 Л [ [ _ t ^
Punt(t)- – • P a [ V Pa■ (Pkr – Pa) – 22 Pa
V P a У V 2 ‘tcon.2j
тогда
12 t con.2 ‘ ~
{-J Pa’ (Pkr – Pa) ) . (11)
munterkr Ц – A leck ‘
2
Z m.2 – R -T i
– ■ Два из вышеупомянутых выражений в совокупности приводят к: Zm.2 -1 -3,52-pr-exp(-2,260-Tr) 0,274-p2-exp (-1,878-Tr), t a 2 a Где Tp равно приведенному давлению, а пр. Веденная температура = —, К. Т рс Среднее давление rt2, которое является единственной переменной в выражении, можно рассчитать следующим образом: ? Рипк (х)йХ Рт.2 =1 -. 0 12 Расчет 2t2 можно использовать для определения времени (4) 4op2. подкритической нагрузки массы, и (10) тиШегкГ (8). После встряхивания 12, мы узнаем общее время прорыва сети. Выводы. В результате можно сделать вывод, что выяснение размера прорыва или формы отверстия необходимо для расчета количества продуктов сгорания и выделения газа. Практические расчеты можно выполнить, используя вышеупомянутый алгоритм расчета времени утечки газа и выделения газа через отверстие. Литература 1. Капцов, И. И. Сокращение потерь газа на магистральных газопроводах / И. И. Капцов. – М., 1988. 2. Будут проданы активы ОАО “Росгазификация”. главный научно-исследовательский центр. Удельные показатели загрязняющих веществ в выбросах (сбросах) и их сбросах в газовые объекты рассчитываются с использованием методических рекомендаций. М., 1996 3. седьмой отчет EGIG “Инциденты на газопроводах, 1970-2007”, док. Номер 08 – EGIG. TV-B. 0502. – 2008. – декабрь 4. Восьмой отчет EGIG. Инциденты на газопроводах, 1970-2022, Doc. Номер. EGIG 11. Версия 2 от Р. 0402. – 2022. – Децембер 5. оттиск, Дж. Мишнер. По Й. Мишнеру, Й. Пану и К-Х. Пфлюгеру. Характеристики расхода исполнительных механизмов. – Часть I. – 2009. – № 3. 6. Дж. Мишнер, “К расчету потока давления в бензиновых трубопроводах”. – 2009. – № 5. 7. Статистический анализ разливов, о которых сообщается в CONCAWE с 1971 года и по состоянию на 2022 год. 2022; Брюссель. – Апрель. УДК 662.6/9 В. К. Любов, А. Н. Попов, П. В. Малыгин, Е. И. Попова M. В. Ломоносова удостоен чести федерального университета на севере (Арктика). Московский университет имени М. В. Ломоносова Исследование эффективности использования древесного топлива в установках для рекуперации тепла мини-ТЭЦ. Поскольку целью работы было проведение тщательного энергетического анализа теплогенерирующей установки мини-ТЭЦ, состоящей из двух паровых котлоагрегатов мощностью 9 МВт и турбины с противодавлением 3 кВт. В топках котлоагрегатов, в которых были установлены наклонные обратные решетки, были сделаны конструкции для сжигания коры и древесных отходов. Были измерены выбросы оксидов азота и углерода, а также изучена конструкция теплогенерирующего оборудования. Особое внимание уделено выбросам сажевых частиц, которые оказывают значительное влияние на окружающую среду в арктических территориях. Топливо, опасные материалы в печи и выбросы частиц сажи с котла. Целью этой работы является проведение тщательного энергетического анализа генераторов тепловых герметиков, оснащенных двумя емкостью 9. 5 МВт и турбиной мощности 3 МВт 3,0 МВт 3 МВт. Поправляющиеся на режиме были установлены в печи установки котла. Реализация трехэтапной схемы сгорания обеспечивает эффективное использование энергии от отходов из дерева. Следующая информация представлена в статье: выполненный анализ функций проектирования компонентов оборудования, генерирующих тепло;Определение компонентов теплового баланса;и обследование выбросов оксида азота и угарного газа. Выбросы частиц черного углеродного золы, которые оказывают особенно высокое влияние на окружающую среду арктических территорий, получили особое приоритет. Установка котла, топлива, опасных веществ, выбросов черного углерода, печи, системы автоматизации, коллекционера золы, потерь тепла и первичного и вторичного воздуха. Введение. Биотопливо является альтернативой ископаемому топливу. В промышленно развитых странах принимаются активные меры по снижению влияния парниковых газов на климат планеты. Тем не менее, переход на биотопливо с ископаемых видов топлива приветствуется. Наиболее эффективный способ производства мини-ТЭЦ из компонентов лесопильного производства – в качестве побочного продукта. В этой ситуации осуществимы различные технологические планы, требующие больших капитальных затрат и позволяющие реализоваться.
Расчет выбросов газа при аварийных и залповых выбросах в системах газоснабжения природным газом
Механические повреждения и коррозия металла являются основными причинами аварий, связанных с транспортировкой газа по газопроводу. Утечки на газопроводе могут быть вызваны разрушением сварного шва, дырой в теле газопровода или полным разрывом трубы.
В этой главе предлагаются простые формулы для оценки потенциального выброса газа при повреждении газопровода.
Когда газовые линии повреждены, газ вентиляется в зависимости от размера аварийного отверстия.
При расчете подземных газопроводов сопротивление грунта не учитывается, и предположительно считается, что весь газ улетучится в атмосферу [6].
Мы предоставляем тематическое исследование с использованием газопровода, который только частично раскрывается.
Давайте рассмотрим режим потока газа сначала, используя формулы (19) и (21). Если режим имеет решающее значение, количество воды, выходящей из крана, составляет от 250 до 500 литров.
Выбросы, Увы6р м3
Где t – время выделения газа (согласно сертификату качества); p – абсолютная плотность газа, кг/м3; и s – стандартное отклонение
Конкретные выбросы газа из отверстия, измеренные как g bbl6p [6]
Где F является коэффициентом, который учитывает снижение скорости.
S – открывающая зона, M2;
Согласно формуле [6], W – скорость выброса газа из отверстия.
Абсолютная температура газопровода в Кельвинах (D); нормальная плотность газа в килограммах на кубометр (Ro);
Плотность газа при нормальных условиях составляет 760 мкг.ррт при 273 К (0 С). Абсолютная плотность газа уменьшилась до 760 мрт. По формуле: rt=p-273 = p, нормальные условия достигаются для St и 293 K (20 C);
Плотность газа перед отверстием трубопровода, выраженная в кг/м3, – pf.
Где tj представляет собой точную наружную температуру, к
T – абсолютная температура газа в трубопроводе, и k
Rl, или абсолютное давление газа в газовых линиях, в Па;
Р – атмосферное давление, Па.
Если режим расхода газа некритический, то для расчета м3 используют формулу [3].
S – площадь отверстия, в котором выделяется газ
Rl – абсолютное давление газа в кгс/см2 , а t – время потока газа.
110 — эмпирический коэффициент, м2/кгс.
В случае аварии на трубопроводе, в результате которой произошло частичное открытие трубы, в Приложении 6 приводится пример расчета объема выбросов природного газа в атмосферу.
Формулы для расчета расхода газа через газопроводы при полном открытии в соответствии с формулами (19) и (21)
Если газ находится в некритическом режиме, он рассчитывается по формуле [6] для м3/час.
S — площадь отверстия, м2;
Абсолютное давление газа, измеряемое в Па, на фронте утечки;
Плотность газа при идеальных условиях, измеряется в кг/м3 (Roth=0,07526p);
Т — абсолютная температура газа перед местом утечки, К;
P означает абсолютное давление газа в PA на выходе утечки, а F обозначает коэффициент снижения скорости.
Формула [6] используется для расчета м3/ч при критическом состоянии расхода газа V.
Где s – площадь отверстия или м2;
Абсолютное давление газа (Ra), измеряемое в Па перед точкой утечки;
Плотность газа в стандартных условиях, кг/м3
(/Г=1,07326р);
K – абсолютная температура газа утечки;T является коэффициентом снижения ставки.
Расчет объема газовых выбросов при полном открытии газоотвода представлен в Приложении 7.
Рд 153-39.4-079-01 методика определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа
РД
153-39.4-079-01
РУКОВОДЯЩИЙ
ДОКУМЕНТ
При расчете потребления газа учитывайте технологические требования газового хозяйства и любые потери от систем Rampa.
Москва, 2001
Это было раньше
1. РАЗРАБОТАН Головным научно-исследовательским и проектным
институтом по использованию газа в н ародном
хозяйстве ОАО « Гипронии газ» .
2. ВН ЕСЕН Департаментом
газовой промышленности и газификации Минэнерго России.
3.
ИСПОЛНИТЕЛИ: В. Г. Голик (руководитель темы) , Р. П. Г ордеева, Е. И. Даньшев, М. С. Недлин, Л. П. Суворова.
4.
ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом Минэнерго России от «01»
августа 2001 г. № 231.
5.
ВЗАМЕН РДМ 204 РСФСР 3 .1 4-82 «Методика определения расходов газа на
технологические (собственные) нужды предприятий газового хозяйства и мероп рият ия по их экономии».
Содержимое
1. Область применения . 1 2. Нормативные ссылки 1 3. Терминологии и определения, признанные аббревиатуры. 2 4. Организации, распределяющие газ, и их газовые балансы 5. Расходы газа на технологические нужды и на проведение 6. Потери газа в системах газораспределения . 5 Библиография. 6. |
РУКОВОДЯЩИЙ
ДОКУМЕНТ
В методике расчета расхода газа на технические нужды газовой промышленности и потери в газораспределительных системах,
Дата D’введение
2001.09.01
Формула изобретения
Заполнение герметичной полости газами и наблюдение за изменением давления этих газов является одним из способов определения степени утечки газа из герметичной полости через стык фланцевого соединения с упругим уплотнительным элементом.
0
Герметичная полость с противоположной стороны фланца заполнена газом под давлением P, а измерительный объем включает в себя испытательный резервуар и газопроводы с одной стороны фланцевого соединения (а также межфланцевый размер):
0
Один из двух других или трех фланцев загружается для динамического открытия подключения фланца.
0
Регистрация зарегистрированных параметров
