СТО Газпром 11-2005 Методические указания по расчету валовых выбросов углеводородов (суммарно) в атмосферу в ОАО "Газпром" - скачать бесплатно

Обоснование выбора способов контроля утечек на газопроводе

Вестник Донского государственного технического университета. 2022. Т. 19, № 3. C. 250-255. ISSN 1992-5980 elSSN 1992-6006 Vestnik of Don State Technical University. 2022. Vol. 19, no. 3, pp. 250-255. ISSN 1992-5980 elSSN 1992-6006

МАШИНОСТРОЕНИЕ И МАШИНОВЕДЕНИЕ MACHINE BUILDING AND MACHINE SCIENCE

УДК 620.179 https://doi.org/10.23947/1992-5980-2022-19-3-250-255

Обоснование выбора способов контроля утечек на газопроводе* А. Д. Лебедь1, С. П. Глушко2**

1,2 Кубанский государственный технологический университет, г. Краснодар, Российская Федерация

Selection rationale for leakage monitoring in gas pipeline*** A. D. Lebed1, S. P. Glushko2**

1,2 Kuban State Technological University, Krasnodar, Russian Federation

Введение. Анализируются эффективные методы обнаружения утечек и учета расхода газа. Целью работы является выбор автоматической системы методов, позволяющей повысить качество контроля утечек и учета расхода газа на магистральных газопроводах.

Материалы и методы. Рассмотрены следующие методы обнаружения утечек газа в трубопроводе: по профилю давления, объемно-балансовый, метод акустической эмиссии, метод переменного перепада давления на вынуждающем устройстве, ультразвуковой метод. Результаты исследования. Анализ показывает, что все методы контроля утечек и расхода газа зависят от параметров окружающей среды. Поэтому важной задачей является достижение независимости результатов измерений от изменения параметров среды. У большинства расходомеров изменение плотности, давления и температуры среды существенно сказывается на результатах измерения. Возникающая при этом дополнительная погрешность может достигать больших величин.

Introduction. Efficient leak detection methods and gas flow metering are analyzed. The work objective is to select an automatic system of methods providing the improvement of the quality of leakage monitoring and gas flow metering in gas pipelines.

Materials and Methods. The following techniques for detecting gas leakage in the pipeline are considered: according to the pressure profile, volume balance method, acoustic emission method, variable-pressure drop method on the forcing device, ultrasonic method.

Research Results. The analysis shows that all techniques for monitoring leakage and gas flow are dependent on the environmental parameters. Therefore, an important task is to achieve independence of the measurement results from changes in the environmental parameters. In most flow meters, changes in density, pressure and temperature affect drastically the measurement results. An additional error that arises in this case can reach large values.

ö о

“c

и (U

Ü £ Л

Ключевые слова: магистральный газопровод, контроль, утечки, система управления, робот.

Образец для цитирования: Лебедь А. Д. Обоснование выбора способов контроля утечек на газопроводе / А. Д. Лебедь, С. П. Глушко // Вестник Дон. гос. техн. унта. — 2022. — Т. 19, № 3. — С. 250-255. https://doi.org/ 10.23947/1992-5980-2022-19-3-250-255

Keywords: main gas pipeline, control, leakage, control system, robot.

For citation: A.D. Lebed, S.P. Glushko. Selection rationale for leakage monitoring in gas pipeline. Vestnik of DSTU,

2022,

vol.

19,

PP.

250-255.

https://doi.org/10.23947/1992-5980-2022-19-3-250-255

Введение. В связи с высокими темпами развития газовой промышленности, ростом удельного веса природного газа относительно других источников энергии на внутреннем российском рынке и увеличением потребления газа на мировом рынке актуальными задачами являются снижение потерь газа и повышение безопасности эксплуатации газопроводов [1]. Поэтому важнейшая проблема заключается в сохранении исправного состояния линейных участков промысловых и магистральных газопроводов (МГ). Подземные газопроводы, эксплуатируемые при нормальных режимах, могут сохраняться несколько десятилетий в рабочем состоянии. Сохранению исправного состояния подземных и надземных МГ способствуют контроль их технического состояния и своевременное проведение регламентных работ.

Дефекты на МГ появляются в результате коррозии и, реже, из-за механических повреждений. Определение мест коррозии и повреждений связано с временными и материальными затратами. Вскрытие газопровода для

‘Работа выполнена в рамках инициативной НИР.

**E-mail: anya-11-06@mail.ru, sputnik_s7@mail.ru

***The research is done within the frame of the independent R&D.

[CC

Вестник Донского государственного технического университета. 2022. Т. 19, № 3. C. 250-255. ISSN 1992-5980 eISSN 1992-6006 Vestnik of Don State Technical University. 2022. Vol. 19, no. 3, pp. 249-255. ISSN 1992-5980 eISSN 1992-6006

его непосредственного визуального обследования экономически невыгодно или невозможно. Обследование лишь наружной поверхности трубы обычно не дает желаемых результатов. Поэтому актуальным является мониторинг состояния подземных и надземных промысловых, МГ без их вскрытия. Решение этой задачи осложняется значительными техническими трудностями, однако современные методы и средства измерительной техники позволяют их преодолеть. Эти средства различаются по следующим признакам и параметрам:

• по физическим явлениям, заложенным в основу работы;

• по принципу действия;

• по чувствительности;

• по области применения;

• по локальности или глобальности диагностирования.

В системах обнаружения утечек газа в трубопроводах используются органолептические и инструментальные методы. Самый простой метод — это фиксация запаха. При визуальных методах контроля применяют вспениваемую мыльную эмульсию, фиксируют появление наледи или снежной шубы, появление желтой травы летом или бурого снега зимой. Безусловно, инструментальные методы являются более совершенными и точными. В их основе лежит применение приборов-газоанализаторов автоматического и ручного действия. В качестве автоматических газоанализаторов широко применяются датчики загазованности — это высокоточные измерительные устройства, используемые при непрерывном автоматическом контроле количества газов, содержащихся в воздухе. Сигнализаторы загазованности применяются в промышленных, бытовых и коммунальных помещениях. Датчики газа выпускаются в виде отдельных приборов, которые могут размещаться автономно и реагировать на изменение концентрации определенных газов. Они мгновенно реагируют на повышение концентрации газов, исходящих от газотранспортной системы.

Современные модели датчиков оснащены жидкокристаллическими дисплеями, на которых отображаются измеряемые показатели. Встроенная память позволяет фиксировать полученные данные и хранить все результаты измерений. Также на дисплей выводится информация о работоспособности прибора и имеющихся неполадках. Эта функция позволяет своевременно менять изношенные элементы.

Датчики контроля загазованности делятся на два основных вида: бытовые и промышленные. Сигнализаторы бытового применения обеспечивают ряд реакций на превышение установленной концентрации газа. Основные задачи промышленного датчика — измерение и отображение на дисплее показателей загазованности. Промышленные приборы применяются для решения более значимых задач и используются в составе автоматизированных систем вместе с пультом управления, на котором отображена информация, поступающая от датчиков газа.

По виду контролируемого газа различают метановые, пропановые сигнализаторы, а также сигнализаторы, предназначенные для измерения концентрации угарного газа или окиси углерода. Наряду с этим существуют комбинированные (многокомпонентные) сигнализаторы. Газовые датчики могут быть стационарными, которые работают только от электросети и располагаются вблизи от источника электропитания, или переносными, питание которых осуществляется от встроенных аккумуляторов.

Датчик загазованности является многофункциональным устройством и имеет функции звукового и светового оповещения. Например, в системе САКЗ-МК-1, если прибор отреагировал на загазованность, у него загорается индикатор и срабатывает громкий звуковой сигнал (рис. 1). Датчики загазованности имеют релейный выход для подключения дополнительных электрических устройств: оповещателей, вентиляторов, механизмов и приборов пожарного и диспетчерского пультов.

К X <и

и о X

к 3

CÖ

<и о

н о о X

к 3

CÖ

Рис. 1. Система сигнализации загазованности САКЗ-МК-1

251

Датчики загазованности, согласно СТО Газпром 5.37-2022, используются в узлах измерений расхода и количества горючего природного газа, поставляемого от объектов промысловой подготовки, подземных хранилищ, газоперерабатывающих заводов в магистральные газопроводы и далее транспортируемого потребителям Российской Федерации, в страны ближнего зарубежья, утилизируемого и потребляемого на собственные технологические нужды. На всем протяжении магистральных трубопроводов датчики загазованности использовать невыгодно. Кроме того, в труднодоступных местах расположения магистральных трубопроводов применение органолептических и инструментальных методов обнаружения утечек газа затруднительно.

Материалы и методы. Помимо вышеперечисленных методов обнаружения утечек газа в трубопроводах используют следующие [2]:

• метод анализа профиля давления;

• объемно-балансовый метод;

• метод анализа акустической эмиссии;

• метод переменного перепада давления;

• механический метод с применением тахометрических расходомеров;

• ультразвуковой метод измерения расхода.

Согласно методу выявления утечек по анализу профиля давления, проводятся моделирование распределения давления вдоль трубопровода и статистический анализ этого распределения. При утечке газа расход на контролируемом участке становится больше первоначального расхода на этом участке, а расход на участке после места появления утечки становится меньше первоначального расхода. Вследствие этого перепад давления на участке до места утечки увеличивается, а после утечки уменьшается, что приводит к появлению излома в приведенном профиле давления. Метод выявления утечек по анализу профиля давления работает только в стационарном режиме, так как многие факторы вызывают похожие изменения. Существенным недостатком данного метода является низкая точность и наличие ложных срабатываний.

Для уменьшения ложных срабатываний отклонения должны быть зафиксированы как минимум в двух соседних точках. Для этих же целей используется усредненный профиль распределения давления, который является квазистационарным профилем. Этот профиль получается в результате фильтрации давления в точках трубопровода. Усредненный профиль давления не является постоянным. Он изменяется, но медленнее, чем реальное давление, что приводит к увеличению времени обнаружения утечек. Данный метод из-за неспособности обнаружения небольших утечек и большой погрешности при определении координаты места утечки в настоящее время в основном используется только совместно с другими методами.

Объемно-балансовый метод контроля основан на том, что при образовании утечки расход на входе становится больше расхода на выходе. Кроме того, этот метод учитывает количество газа в самой трубе, которое при появлении утечки уменьшается. Для реализации этого метода необходимо измерять расход на границах контролируемого участка с помощью высокоточных приборов.

Параметром контроля при объемно-балансовом методе является не давление газа, а его нормализованный расход. Контроль участка газопровода осуществляется путем определения разности нормализованных объемов газа, входящих и выходящих из участка между двумя локальными расходомерами. Этот метод позволяет диагностировать как быстро развивающиеся разрывы в трубе, так и медленно развивающиеся утечки, а также утечки на очень больших участках трубопровода между расходомерами. Минимальная величина диагностируемой утечки определяется, в первую очередь, погрешностью измерения расхода и, при имеющихся в настоящее время средствах измерения расхода, находится на уровне 0,5-1,0 %. Точность контроля утечек зависит от точности расходомеров. Невозможно обнаружить утечку, расход которой меньше, чем погрешность измерения. В

Про анемометры: Проверка эффективности работы вентиляционных систем: методы оценки

2 данном случае имеет значения не абсолютная погрешность, а только погрешность одного прибора относитель-

3 но другого.

й Объемно-балансовый метод не позволяет определять координату утечки — это его существенный не-

достаток. Кроме того, расход объемного баланса по участкам позволяет определять возможное место утечки в

•д газопроводе только с точностью оценки этого параметра до конкретного участка. Это, в свою очередь, приво-^ дит к дополнительным затратам времени и потерям газа с момента утечки до момента её устранения.

Метод анализа акустической эмиссии лидирует в индустрии автоматического обнаружения утечек газа в трубопроводах [3]. Этот метод основан на регистрации и анализе акустических волн, возникающих при пластическом деформировании и микроразрушении материала трубопровода, а также при истечении газа через сквозные отверстия в трубе. Для приема сигналов акустической эмиссии применяются пьезоэлектрические преобразователи и быстродействующие измерители давления.

Преимущества данного метода:

• высокая чувствительность к развивающимся дефектам;

• малое время обнаружения;

• высокая точность определения координат места утечки.

Недостатком метода является трудность выделения сигнала акустической эмиссии на фоне шумов и помех. Для повышения помехоустойчивости и уменьшения количества ложных срабатываний применяются специальные методы обработки принимаемых сигналов.

При разработке системы обнаружения утечек газа на магистральных газопроводах и узлах учета расхода газа на технологическом объекте должны решаться следующие задачи:

• достижение независимости результатов измерения от изменения параметров среды за счет контроля давления газа;

• повышение точности контроля утечек и расхода газа.

Измерение расхода газа является важной задачей в газовой промышленности, так как система учета количества газа невозможна без средств измерения расхода. На объектах газовой промышленности для измерения расхода газа и его количества применяются тахометрические расходомеры и счетчики. В последнее время в индустрию контроля газопроводов также активно внедряются наиболее прогрессивные ультразвуковые расходомеры [4]. Однако в настоящее время для измерения расхода газа наибольшее распространение получил метод переменного перепада давления на сужающем устройстве (СУ). Суть метода состоит в измерении перепада давления до и после СУ, установленного в потоке газа. Объемный расход газа Q для специальных СУ определяют по формуле:

0 = СЕе^^,

где С — коэффициент истечения, представляющий собой отношение действительного расхода к теоретическому; Е — коэффициент скорости входа; е — коэффициент расширения, учитывающий увеличение удельного объема газа; ^ — площадь СУ, м2; Ар — перепад, создаваемый СУ, Па; р — плотность газа, кг/м3. Достоинства метода переменного перепада давления:

1. Универсальность. Данный метод применяется для измерения расхода практически любых сред: жидкости, газа, пара. Для вязких жидкостей применяются СУ специальной формы.

2. Низкая первоначальная стоимость. Стоимость расходомера, основанного на методе переменного перепада давления, складывается, исходя из стоимости СУ, импульсных линий и датчика дифференциального давления.

3. Простая методика поверки. Для периодической поверки расходомеров требуется измерить геометрические размеры СУ и поверить датчик дифференциального давления.

4. Отсутствие движущихся частей.

5. Возможность измерения расхода в условиях высокого давления. Давление в трубопроводе может достигать 40 МПа.

6. Возможность измерения расхода в широком диапазоне температур измеряемой среды — от минус ^ 200°С до плюс 1000°С. §

7. Широкий диапазон типоразмеров. Рассматриваемый метод используется на трубопроводах в диапа- ч зоне диаметров условного прохода от 15 до 2000 мм. §

Недостатки измерения расхода газа методом переменного перепада давления на СУ: §

1. Узкий динамический диапазон. Стандартный динамический диапазон СУ приблизительно 1:3. Та- Ц

кое ограничение связано, в первую очередь, с квадратичной зависимостью между расходом и перепадом давлена

ния на СУ. Увеличить динамический диапазон позволяет использование высокоточных датчиков дифференциального давления. §

2. Высокая стоимость эксплуатации. Расходомеры, основанные на СУ, требуют периодического об- о

служивания, которое включает в себя: измерение геометрических размеров сужающего устройства, прочистку н

импульсных линий, прогрев импульсных линий, установку нуля на датчике дифференциального давления. о

3. Низкая точность измерений. Погрешность измерений обычно составляет 3,0-3,5 %. Ц Принцип действия тахометрических расходомеров основан на зависимости скорости вращения преоб- й

разователя, установленного в трубопроводе, от расхода газа. У расходомеров типа «счетчик» вал преобразователя расхода через редуктор связан со счетным механизмом, что позволяет измерять количество прошедшего газа. Достоинствами таких приборов являются быстродействие и большой диапазон измерений.

Погрешность счетчиков составляет 0,5-1,5 %, использование тахометрических преобразователей позволяет снизить погрешность преобразования расхода в частоту вращения преобразователя до 0,3 %. Основные недостатки тахометрических расходомеров — износ опор и наличие подвижных элементов. Недостаток по отношению к расходомерам с СУ — необходимость в поверочных установках.

Метод, на основе которого работают ультразвуковые расходомеры, основан на явлении смещения звукового колебания движущейся средой. Этот метод имеет следующие недостатки:

• зависимость собственной скорости ультразвуковых колебаний от физико-химических свойств измеряемой среды;

• скорость потока усредняется вдоль ультразвукового пучка, а не по сечению трубы.

Усреднение скорости потока заставляет разработчиков снабжать конструкцию дополнительными датчиками или отражателями, что делает расходомер более сложным. При этом возрастает вероятность ошибки при выходе из строя датчиков системы.

Достоинства данного метода:

• отсутствие перепада давления;

• высокое быстродействие;

• отсутствие подвижных элементов.

Результаты исследования. Анализ показывает, что задача обнаружения и локализации (точного определения места) утечки газа не может быть решена с использованием одного из рассмотренных методов. С учетом достоинств и недостатков методов, рассмотренных в данной статье, предлагается решить задачу с применением трех методов и поэтапно:

• определить участок с утечкой газа между станциями методом расхода объемного баланса;

• методом анализа акустической эмиссии установить локальный участок повреждения трубопровода и утечки газа;

• с помощью ультразвуковой дефектоскопии определить координаты утечки в пределах установленного локального участка повреждения.

Для контроля горизонтальных и прямых участков газопровода и точной фиксации мест утечек с помощью ультразвукового сканера возможно применение различных роботов [5-7], например, видеокроулеров, которые представляют собой мобильные и универсальные средства инспекции трубопроводов. Они подходят для различного применения благодаря модульной конструкции и способности осматривать внутренности труб с диаметрами от 150 до 900 мм. На рис. 2 показан один из таких роботов — видеокроулер Rovver 600. Дистанционное управление робота дает возможность контролировать фокус и освещение, а также направлять ход в области препятствий или ответвлений.

Рис. 2. Видеокроулер Rovver 600

•д Обсуждение и заключения. Авторы предлагают для повышения надежности обнаружения и локализа-

ции утечки газа применять комбинированную трехэтапную методику, включающую последовательное исполь-^ зование метода расхода объемного баланса, метода анализа акустической эмиссии и ультразвуковую дефектоскопию. В определенных ситуациях рекомендуется применение специальных роботов. Авторы считают, что роботы должны снабжаться датчиком обнаружения 90-градусного изгиба, установленным на головном звене, а также датчиками скорости и пройденного пути для обеспечения точного позиционирования. Это позволит уменьшить время диагностирования газопроводов различных типов и сократить затраты на контроль их состо-254 яния.

Анализ информации по авариям в газовом комплексе имеет большое значение, прежде всего, для оценки показателей риска и надежности работы газотранспортной системы. Результаты анализа требуются для обоснования решений при проектировании объектов системы газоснабжения, а также при планировании мероприятий по повышению их надежности и безопасности в процессе эксплуатации.

Библиографический список

1. Единые технические требования на оборудование узлов измерения расхода и количества природного газа, применяемых в ОАО «Газпром» : СТО Газпром 5.37-2022. Утвержден и введен в действие распоряжением ОАО «Газпром» от 21.12.2022 № 500 [Электронный ресурс] / Elima.ru. — Режим доступа: https://elima.ru/docs/index.php?id=6291 (дата обращения : 23.12.2022).

2. Чупин, В. Р. Методы обнаружения утечек газа из магистральных трубопроводов / В. Р. Чупин, Е. В. Гуськов, Д. И. Майзель // Известия вузов: Инвестиции. Строительство. Недвижимость. — 2022. — № 2 (3). — С. 123-127.

3. ГОСТ Р 52727-2007.Техническая диагностика. Акустико-эмиссионная диагностика. Общие требования [Электронный ресурс] / Электронный фонд правовой и нормативно -технической информации. — Режим доступа : http://docs.cntd.ru/document/gost-r-52727-2007 (дата обращения : 23.12.2022).

4. Расход и количество природного газа. Методика выполнения измерений с помощью ультразвуковых преобразователей расхода : СТО Газпром 5.2-2005. Утвержден и введен в действие распоряжением ОАО «Газпром» от 10.10.2005 № 271 [Электронный ресурс] / Охрана труда в России. — Режим доступа : https://anemometers.ru/ot_biblio/norma/248957/ (дата обращения : 23.12.2022).

5. Поезжаева, Е. В. Разработка робота для контроля трубопроводов / Е. В. Поезжаева, А. Г. Федотов, П. В. Заглядов // Молодой ученый. — 2022. — №16. — С. 218-222.

6. Программная система тестирования и отладки управляющих программ для робототехнического комплекса: Свид. о гос. рег. прогр. для ЭВМ / А. П. Частиков [и др.]. — № 2022611987; дата рег. 11.01.2022 г.

7. Частиков, А. П. Компьютерная симуляция программного управления виртуальным роботом. Исследование, разработка, испытание / А. П. Частиков, С. П. Глушко, К. Е. Тотухов. — Saarbrucken : Lap Lambert Academic Publishing, 2022. — 136 c.

Сдана в редакцию 25.02.2022 Принята к публикации 05.04.2022

Об авторах:

Лебедь Анна Даниловна,

студентка кафедры «Системы управления и технологические комплексы» Кубанского государственного технологического университета, (РФ, 350072, г. Краснодар, ул. Московская, 2), ORCID: https://orcid.org/0000-0003-4263-8806

anva-11-06@mail.ru <и

Глушко Сергей Петрович, и

доцент кафедры «Системы управления и технологические комплексы» Кубанского государственного технологического университета, (РФ, 350072, г. Краснодар, ул. Московская, 2), кандидат технических наук, о

Про анемометры: Windscribe VPN скрывает ваш IP-адрес, поэтому вас нельзя отследить - учебные пособия по Windows

доцент, §

ORCID: https://orcid.org/0000-0002-7087-6572 Ц

sputnik s7@mail.ru S

, расходуемого на
опорожнение и продувку технологического оборудования

8.1 Расчет объемов газа, выделившегося
в атмосферу при остановке и расходуемого при пуске аппарата, участка
газопровода или технологической установки

При проведении
планово-предупредительного и текущего ремонта с целью очистки внутренней
полости и улучшения работы технологического оборудования производят сброс газа
в факельную систему или в атмосферу. Суммарный объем газа, выделившегося в
атмосферу при остановке и расходуемого при пуске аппарата, участка газопровода
или технологической установки в целом, V,м3, состоит из трех составляющих

V = V1
V2 V3, (8.1)

где V1 – объем газа, сбрасываемого на факел или
свечу для предварительного опорожнения технологического оборудования при
подготовке его к продувке, м3;

V2 – объем газа, выдуваемого на факел или свечу
при продувке технологического оборудования инертным газом, м3;

V3 – объем газа, затраченного на вытеснение инертного газа из продутого
оборудования и выдуваемого на факел или свечу, м3.

8.1.1 Объем газа, стравливаемого
на факел или свечу при опорожнении от газа высокого давления технологических
аппаратов (в том числе компрессоров) или установок в целом, включая промысловые
коммуникации, V1,
м3, вычисляют по формуле (7.1),
имеющей вид

СТО Газпром 11-2005 Методические указания по расчету валовых выбросов углеводородов (суммарно) в атмосферу в ОАО "Газпром" - скачать бесплатно (8.2)

где Vгеом – геометрический объем опорожняемого участка, м3;

Рн, Рк- соответственно
абсолютное давление газа перед началом и после опорожнения, кг/см2;

Zн,Zк – соответственно коэффициент
сжимаемости газа перед началом и после опорожнения при Рни Рк;

0,995 – эмпирический
коэффициент, см2/кг.

8.1.2 Объем газа, расходуемого
на продувку технологического оборудования инертным газом, V2, м3, вычисляют по формуле (7.11), имеющей вид

СТО Газпром 11-2005 Методические указания по расчету валовых выбросов углеводородов (суммарно) в атмосферу в ОАО "Газпром" - скачать бесплатно (8.3)

где Vгеом- геометрический объем продуваемого участка, м3;

T1 – средняя температура газа при продувке, К;

Р1, Р2 – соответственно давление газа в начале и
конце продувки, кг/см2;

Z1,Z2 – соответственно
коэффициент сжимаемости газа в начале и конце продувки;

п – количество технологических операций
(кратность продувки, обеспечивающая требования безопасной эксплуатации
аппаратуры и оборудования);

283,6 – эмпирический коэффициент,
см2×К/кг.

8.1.3 Объем газа, затраченного
на вытеснение инертного газа из продутого технологического оборудования и
выдуваемого на факел или свечу, V3, м3,
вычисляют по формуле (7.12),
имеющей вид

V3 = 283,6×Vгеом×Pp×Tc/(Pc×Tp×Z)

где Vгеом – геометрический объем продуваемого участка, м3;

Рр – рабочее давление газа до вытеснения инертного
газа, кг/см2;

Тс – температура газа при стандартных условиях (Тс
= 293,15 К);

Рс – давление газа при стандартных условиях (Рс= 0,1013 МПа);

Тр – рабочая температура газа до вытеснения
инертного газа, К;

Z – коэффициент
сжимаемости газа при рабочих параметрах;

283,6 – эмпирический
коэффициент, см2×К/кг.

8.2 Расчет объема газа, расходуемого
на продувку аппаратов с жидкостью

Объем газа, расходуемого на
продувку аппаратов с жидкостью с целью ее вытеснения, ,м³, вычисляют в соответствии с РД
153-39.0-111 [1]
по формуле(8.5)

где F – площадь сечения трубки, по которой
сливается жидкость, м2;

Рср – среднее давление газа в аппарате, кг/см2;

t –
продолжительность однократной продувки, с;

Vж – объем жидкости, слитой из аппарата, м3;

Г – газовый фактор жидких продуктов
(количество газа, растворенного в жидкости, т.е. объем газообразных
углеводородов, выделившихся из 1 м3 сливаемой жидкости), м3/м3;

3,23 – эмпирический коэффициент,
м×см2/кг×с.

Величину Г определяют,
исходя из состава жидкости в дренажной емкости, либо в лаборатории, либо
расчетом на ЭВМ. Приближенную величину Г сырого конденсата вычисляют по
формуле

Г = K×(Pp/Z), (8.6)

где К – коэффициент,
равный 0,96×10-5 нм3/м3×Па;

Рр – рабочее давление продувки, Па;

Z – коэффициент
сжимаемости газа (на практике, для приближенных расчетов потерь газа дегазации
допускается применять Z =
0,95).

8.3 Расчет объемов газа, расходуемого
на технологические нужды компрессорного цеха

Суммарный объем газа,
расходуемого на технологические нужды КЦ, Vкц, м3, вычисляют по формуле

Vкц = Vnyск Vост Vnр, (8.7)

где Vnyск – объем газа, расходуемого на запуск ГПА, м3;

Vост- объем газа, стравливаемого при остановке ГПА, м3;

Vnр – объем газа, расходуемого на обслуживание
установки очистки газа, м3.

8.3.1 Объем газа, расходуемого
на запуск ГПА и выбрасываемого в атмосферу, Vnyск,включает в себя потребность газа для работы пусковой расширительной
турбины турбодетандера (по данным технических условий или технических заданий),
усредненное количество газа для продувки контура нагнетателя и усредненные
затраты импульсного газа для работы кранов.

Численные значения количеств
природного газа, необходимых для одного запуска эксплуатируемых на объектах
дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром» ГПА и выбрасываемого в атмосферу,
полученные на основе опытно-статистических данных, приведены в таблице Б.1
(приложение Б).

Газ, расходуемый на остановку
ГПА, Vост, стравливается через свечи из контура
нагнетателя. Усредненные данные геометрического объема контура нагнетателя и
количества стравливаемого газа для некоторых типов ГПА при рабочих давлениях в
газопроводе 5,6 и 7,6 МПа приведены в таблице Б.

8.3.2 Объем газа, стравливаемого
из контура нагнетателя при остановке ГПА, Vост, м3, вычисляют по формуле

(8.8)

где Vгеом- геометрический объем контура нагнетателя и технологических
коммуникаций (определяется из проекта), м3;

Р1, Р2 – соответственно давление газа на входе и
выходе нагнетателя, МПа;

T1, Т2 – соответственно
температура газа на входе и выходе нагнетателя, К;

Z1,Z2 – соответственно коэффициент
сжимаемости газа при Р1,T1 и Р2, Т2;

Рс = 0,1013 МПа;

Тс = 293,15 К.

Численные значения количеств
природного газа, выбрасываемого в атмосферу при остановке эксплуатируемых ГПА,
полученные на основе опытно-статистических данных, приведены в таблице Б.3
(приложение Б).

8.3.3 Объем газа, расходуемого
на обслуживание установки очистки, Vпр,включает в себя
объем газа, стравливаемого из коммуникаций и аппаратов (пылеуловителей,
фильтров и др.) и объем газа, расходуемого на их продувку.

На примере продувки
установки очистки при условиях: расход при продувке – 8 м3/с, время
продувки – 30 с, рабочее давление в газопроводе – 5,6 МПа, продувка
осуществляется одновременно из всех аппаратов установки через общий коллектор,
вычислено, что объем газа, расходуемого на продувку установки очистки,
составляет 240 м3.

При другом давлении пересчет
объема газа, расходуемого на обслуживание установки очистки, Vnp,м3, производят по формуле

Vnp = P×240/5,6. (8.9)

8.3.4 Годовой объем газа,
расходуемого на технологические нужды КЦ и выбрасываемого в атмосферу, Vкц,м3, вычисляют в соответствии с технологическим
регламентом [3]
по формуле

(8.10)

где b – число работающих ГПА в цехе;

Кп – наработка на 1 пуск-остановку, ч (принимается
по среднестатистическим данным парка газотурбинных ГПА: Кп = 250
ч);

8760 – количество часов в 365
сут.

8.3.5 Для определения объемов выбросов
углеводородов в атмосферу проектируемых и реконструируемых КЦ можно
использовать нормативы выбросов природного газа в атмосферу, приведенные в РД
153-39.0-112-2001 [4].

Расчетно-аналитическим методом с
использованием паспортных характеристик эксплуатируемых на объектах ГПА и
опытно-статистических данных о действительных выбросах в атмосферу и утечках природного
газа в различных регламентированных условиях

эксплуатации получены
индивидуальные нормы (нормативы) выбросов газа в атмосферу для различных типов
ГПА, имеющие место в результате:

– технологических операций – , кг у.т./кВт×ч (м³/кВт×ч);– утечек природного газа – , кг у.т./кВт×ч (м³/кВт×ч).

Нормативы выбросов и утечек
природного газа при эксплуатации КЦ по типу ГПА приведены в таблице Б.4
(приложение Б).

При использовании в расчетах
данных таблицы Б.4
(приложение Б)
необходимо учитывать величину расчетного давления газопровода следующим
образом:

(8.11) (8.12)

где Кр – коэффициент
влияния давления газа:

при 5,5 МПа (56 кг/см2)
Кр=1,0

при 7,45 МПа (76 кг/см2)
Кр = 1,36

при 8,35 МПа (85 кг/см2)
Кр = 1,52

8.4 Расчет объема газа, сбрасываемого в
атмосферу при регенерации или замене адсорбента и катализатора

При регенерации или замене
адсорбента и катализатора в адсорберах и реакторах происходит сброс газа,
оставшегося в аппарате после отключения его из работы для указанных целей, в
атмосферу или в факельную систему.

Объем газа, сбрасываемого в
атмосферу при регенерации или замене адсорбента (катализатора) на одном
объекте, Vpeг, м3, вычисляют в соответствии с РД 51-120 [5]
по формуле

Vpeг = SVpeгi, (8.13)

где Vpeгi – объем сбрасываемого газа при регенерации или замене адсорбента
(катализатора) в i-м
адсорбере (реакторе) на одном объекте в рассматриваемый период времени, м3.

Величину Vpeгi,приведенную к стандартным условиям, вычисляют по формуле

СТО Газпром 11-2005 Методические указания по расчету валовых выбросов углеводородов (суммарно) в атмосферу в ОАО "Газпром" - скачать бесплатно (8.14)

где Рсбр-
абсолютное давление в адсорбере (реакторе) i-го вида, при котором начинается сброс
оставшегося газа, МПа;

Vадс – объем газа в адсорбере (реакторе) i-го вида, м3;

Тсбр – температура газа в начале сброса, К;

Zсбр – коэффициент сжимаемости газа при Рсбри Тсбр;

bi – число адсорберов (реакторов) i-го вида на одном объекте;

ni –
количество перезасыпок адсорбента (катализатора) в одном адсорбере (реакторе) i-го вида в расчетном периоде;

2894 – коэффициент, равный Тс/Рс
= 293,15/0,1013 К/МПа.

Объем газа, заполняющего
адсорбер (реактор), Vадс,м3,
вычисляют как разность между геометрическим объемом аппарата, Van,м3, и истинным объемом
рабочего продукта (адсорбента или катализатора), Vnpoд,м3, по формуле

Vадс = Van – Vnpoд.

8.5 Расчет объема газа, расходуемого
на заправку и работу метанольного устройства

Объем природного газа,
расходуемого на заправку и работу метанольного устройства, Vмет, м3, вычисляют в соответствии с РД 153-39.0-111 [1]
по формуле

Vмет = 1,11×Vгеом×Pмет, (8.16)

где Vгеом – геометрическая емкость одной метанольницы, м3;

Pмет – давление газа при работе метанольного устройства, кг/см2;

1,11- эмпирический коэффициент,
см2/кг.

Валовый выброс природного газа
при заправке метанольных устройств Ммет,т/год, вычисляют по формуле

Ммет = Vмет×r×b×n×10-3, (8.17)

где r – плотность газа, кг/м3;

b – количество работающих метанольных устройств;

п – количество заправок в течение года;

Про анемометры: Датчик давления: воздуха, избыточного, электронный, принцип работы

10-3 – коэффициент
пересчета “кг” в “т”.

Пример – Определить валовый выброс природного газа
при заправке метанольных устройств.

Исходные данные: Объем одной
метанольницы Vгеом= 0,4 м3.

Давление газа при работе метанольницы Рмет
= 30 кг/см2. Плотность газа r = 0,68 кг/м3 Количество
работающих метанольных устройств b = 9. Количество заправок каждого из
метанольных устройств в течение года п = 48.

Решение: Расчет расхода
природного газа на заправку и работу одной метанольницы производят по формуле (8.16)

Vмет
= 1,11×Vгеом×Pмет = 1,11×0,4×30 = 13,32 м3

Расчет валового выброса
природного газа при заправке метанольных устройств производят по формуле (8.17)

Ммет
= Vмет×r×b×n×10-3
= 13,32×0,68×9×48×10-3 = 3,913 т/год

8.6 Расчет объемов газа, расходуемого
при отборе проб для аналитического контроля

При аналитическом контроле
производства отбирают пробы газообразных, сжиженных и жидких продуктов. Отбор
проб проводят периодически, для разовых (лабораторных) анализов или постоянно
при непрерывном контроле.

При проведении разовых
(лабораторных) анализов объем расходуемого газа слагается из объема газа,
затраченного на продувку пробоотборной линии с пробоотборником и объема
пробы, отбираемой в пробоотборник.

При работе приборов на потоке соединительная линия от точки отбора до
прибора постоянно продувается анализируемым продуктом в атмосферу.

Расчеты объемов газов, расходуемых при аналитическом контроле,
производят в соответствии с РД 51 -120 [5].

8.6.1 Объем газа (масса конденсата), расходуемого при отборе проб для
аналитического контроля на технологическим объекте Vaн(Gaн),
м3 (кг), вычисляют по формулам:

Vaн = SVлаб SVпот; (8.18)

(Gaн = SGлаб SGпот), (8.19)

где Vлаб(Gлаб) – объем газа (масса конденсата),
расходуемого при отборе проб для лабораторного анализа газообразных, сжиженных
и жидких сред, м3 (кг);

Vпот(Gпот) – объем газа (масса конденсата),
расходуемого при работе i-го
прибора на потоке, м3 (кг).

8.6.2 Объем газа (масса конденсата), расходуемого при отборе проб для
лабораторного анализа Vлаб(Gлаб),м3 (кг),
вычисляют по формулам:

Vлаб =1,3×(V1 V2)×ni;

(Gлаб = 1,3×(G1
G2)×ni)

где 1,3 – поправочный коэффициент на поверочный анализ;

V1, (G1) – объем (масса) продукта, расходуемого на
продувку анализной линии и пробоотборника перед отбором пробы, м3
(кг);

V2,
(G2)
– объем (масса) одной отбираемой пробы, м3 (кг);

ni – количество анализов i-го вида в расчетный период
согласно графику аналитического контроля.

Объем газа, расходуемого на продувку анализной линии и пробоотборника, V1,м3, вычисляют по формуле

V1 =10,2×A×F×P×(t/ÖТ )

где А – коэффициент, зависящий от молекулярной массы газа,
определяют по таблице 8.1;

F – площадь
продувочного сечения вентиля на пробоотборном штуцере при заданной степени
открытия вентиля j,м2 (величина F для игольчатого вентиля
ВИ-160 находят по таблице 8.2);

Р – абсолютное давление газа в месте отбора пробы, МПа;

t – продолжительность одной продувки, с;

Т – температура среды в месте отбора пробы, К;

10,2 – эмпирический коэффициент, м×К0,5/МПа×с.

Таблица 8.1 – Зависимость коэффициента А от
молекулярной массы газа тi

Таблица 8.2 – Значения Fдля
игольчатого вентиля ВИ-160 (Ду 6, 15, 20 мм) при заданной
степени открытия j

j	0,2	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1,0
F×10⁵, м²	0,14	0,21	0,28	0,35	0,42	0,48	0,55	0,62	0,68
Примечание – Под степенью открытия вентиля jпонимается отношение высоты поднятия штока к полному ходу штока

Объем одной пробы
газа, отбираемого в пробоотборник, V2,м3,
приведенный к стандартным условиям, вычисляют по формуле

(8.23)где – геометрический
объем пробоотборника для i-го вида анализа, м³;

Р – давление газа, МПа;

Т – температура газа, К;

2894 – коэффициент, равный Тс
/ Рс = 293,15 / 0,1013 К/МПа.

8.6.3 При отборе проб сжиженных
газов массу продукта, расходуемого на продувку пробоотборной линии и
пробоотборника Gcж,кг, вычисляют по формуле

(8.24)

где а – коэффициент
расхода продувочного вентиля при заданной степени его открытия j(величина
а для игольчатого вентиля ВИ-160 находится по таблице 8.3);

F- площадь сечения пробоотборного
штуцера, м2;

t – продолжительность
одной продувки, с;

DР – разность давлений газа до и после
продувочного вентиля, МПа;

rпб- плотность анализируемого продукта при рабочих параметрах, кг/м3;

447 – эмпирический коэффициент,
кг2/с×МПа0,5м1,33

Таблица 8.3 – Значение коэффициента расхода а игольчатого вентиля
ВИ-160 в зависимости от степени его открытия j

j	Значение а при Д_у:
j	6	15	20
0,25	0,150	0,020	0,014
0,30	0,200	0,030	0,018
0,40	0,250	0,040	0,023
0,50	0,290	0,050	0,027
0,60	0,350	0,060	0,033
0,70	0,400	0,070	0,039
0,80	0,430	0,076	0,043
0,90	0,460	0,083	0,047
1,00	0,500	0,090	0,052

Если количество
сжиженных газов на продувку пробоотборной линии необходимо выразить в объемных
единицах, Vcж,м3, то расчетная формула имеет вид

(8.25)

где Gcж – масса одного
кмоля сжиженного газа, отбираемого для анализа, кг;

10013 – коэффициент, равный 447×22,4 (22,4 – объем одного кмоля газа при
стандартных условиях).

Массу одной пробы сжиженного
газа , кг, вычисляют по формуле (8.26)

где Vпб – объем пробы в пробоотборнике, м3.

Объем одной пробы сжиженного
газа , м³, приведенный к стандартным условиям,
вычисляют по формуле (8.27)

8.6.4 При отборе проб жидких продуктов
массу продукта, расходуемого на продувку, Gж,кг, вычисляют по формуле (8.25) или по формуле

(8.28)где вычисляют по формуле (8.26).

8.6.5 При работе аналитического
прибора на потоке объем расходуемого газа Vnoт,м3, вычисляют по формуле

(8.29)

где А – коэффициент,
зависящий от молекулярной массы газа (определяют по таблице 8.1);

F- площадь проходного сечения вентиля арматуры
на линии сброса газа в атмосферу при заданной степени открытия вентиля j, м2
(определяют по таблице 8.2);

Р – абсолютное давление газа перед арматурой на
линии сброса в атмосферу, МПа;

t –
продолжительность расчетного периода, ч;

Т – температура газа перед арматурой на линии
сброса в атмосферу, К;

Q – расход газа на
прибор, м3/ч (берется по паспортным данным);

36710 – эмпирический
коэффициент, м×К0,5/МПа×ч.

8.6.6 В случае, когда в паспорте
приводится общий расход анализируемого продукта на продувку анализной линии и
на прибор, объем затраченного газа Vaн.i, м3, вычисляют по формуле

Vaн.i = V×t, (8.30)

где V – общий расход анализируемого продукта на продувку анализной линии и на
прибор, м3/ч.

8.7 Расчет объемов газа, расходуемого
при обслуживании КИП и А

Для обеспечения исправности контрольно-измерительных
приборов и системы автоматики (КИП и А) и достоверности их показаний проводится
периодическая продувка газом соединительных линий приборов.

Объемы газа, расходуемого при
эксплуатации КИП и А, систем автоматики и телемеханики (например,
пневмокранов), определяют по паспортным данным заводов-изготовителей, а при их
отсутствии – по опытным данным, на основе замеров по 4-5 однотипным приборам и
устройствам, результаты которых оформлены специальным актом с указанием в нем
удельного расхода газа за одну операцию, среднего количества таких операций в
месяц, квартал, год и соответственно – расход газа за это время.

Объем газа (масса конденсата),
расходуемого при обслуживании КИП и А на определенном объекте VКИП(GКИП)

(8.31) (8.32)

где VКИПi(GКИПi) – расход газообразных (сжиженных, жидких) сред при
обслуживании i-го
прибора, м3 (кг);

b – количество приборов на газообразных
(сжиженных, жидких) средах.

Объем газообразных продуктов,
расходуемых при продувке соединительных линий i-го прибора, VКИПi,м3, вычисляют по формуле (8.22), имеющей вид

(8.33)

где Аi – коэффициент, зависящий от природы газообразных углеводородов
(определяют по таблице 8.1);

Fi- площадь
продувочного сечения вентиля в зависимости от степени открытия вентиля j, м2 (определяют по таблице 8.2);

Рi – абсолютное давление газа перед продувочным вентилем, МПа;

Тi – рабочая температура газа в аппарате, К;

ti – продолжительность одной продувки, с;

bi –
количество продуваемых линий i-го прибора;

ni –
количество продувок i-го
прибора в расчетном периоде;

10,2 – эмпирический коэффициент,
м×К0,5/МПа×с.

8.8 Расчет объема газа, расходуемого
при работе силовых пневмоприводов кранов

Объем газа, расходуемого при
работе силовых пневмоприводов кранов, работающих на природном газе, Vпн,м3, вычисляют по формуле

(8.34)

где Vi – объем газа,
стравливаемого в атмосферу из i-го пневмопривода крана на одно срабатывание привода крана, м3 (определяют
по таблице 8.4);

ni –
среднее количество срабатываний привода крана за расчетный период времени;

Кинт – средний коэффициент интенсивности (частоты)
переключений данного типа и диаметров кранов за расчетный период.

Расход газа при работе приводов
пневмокранов уточняется по паспортным данным кранов.

Таблица 8.4 – Расход газа при работе пневмоприводов кранов

Диаметр шарового крана, Д_у, мм	Расход газа на одно срабатывание пневмокрана, м³
50	0,034
80	0,067
100	0,160
150	0,500
300	1,120
400	1,000
700	2,800¸5,500*
1000	5,000
1200	10,500
1400	8,000¸15,500
* Величина расхода газа зависит от конструкции крана различных фирм-изготовителей

8.9 Расчет объемов
газа, расходуемого при настройке и проверке работоспособности
предохранительных клапанов

8.9.1 Объем газа, расходуемый при
настройке предохранительных клапанов ГРС с выпуском газа в атмосферу, ,м³,
вычисляют по формуле (8.35)

где Q- часовая производительность нитки или всей ГРС, м3/ч;

t – время настройки
предохранительного клапана, мин;

60 – коэффициент пересчета
“ч” в “мин”.

8.9.2 Объем газа, расходуемого
на проверку работоспособности предохранительного клапана, , м³, вычисляют в соответствии с РД 153-39.0-111 [1]
по формуле (8.36)