CC BY
24
в классификации соединений присутствует относительный расчетный натяг, в классификации операции разборки дается допустимая температура нагрева детали (которая является следствием относительного расчетного натяга), а в характеристике ИНУ указана удельная мощность, определяемая по значению допустимой температуры.
6. Выводы
Основой нормативного обеспечения станут такие нормативными документы: 1) классификатор изделий; 2) унифицированные операции; 3) каталог типов нагревателей, соответствующих группам нагреваемых изделий связанные между собой лимитирующими параметрами, что в дальнейшем позволит создать комплекс САПР ТП разборки.
Литература
1. Зенкин, А. С. Сборка неподвижных соединений термическими методами [Текст] / А. С. Зенкин, Б. М. Арпентьев. — М.: Машиностроение. — 1987. — 128 с.
2. Митрофанова, С. П. Организационно-технологическое проектирование ГПС [Текст] / С. П. Митрофанова. — Л.: Машиностроение. — 1986. — 293 с.
3. Rychlik, I. Probability and Risk Analysis: An Introduction for Engineers [Text] / I. Rychlik, J. Ryden. — Springer, 2006. — 281 p.
4. Juran, J. M. Juran’s Quality Handbook [Text] / J. M. Juran. — Ed. 5. — McGraw-Hill Professional, 2000. — 1730 p.
5. Трусов, А. Н. Разработка технологического классификатора сборочных единиц группового сборочного производства [Текст] / А. Н. Трусов // Вестник Кусб.гос.тех.инст. — 1998. — № 3. — С. 100—103.
6. Иллюстрированный определитель деталей общемашиностроительного применения [Текст] : руководящий технический материал. — Издательство стандартов, 1977. — 240 с.
7. Лагода, А. Классификация соединений, технологических операций и оборудования для построения технологических процессов [Текст] / А. Лагода, Б. Арпентьев // ВосточноЕвропейский журнал передовых технологий. — 2006. — № 3/2(21). — С. 74—77.
8. Павлова, А. А. Нормативное обеспечение технологий тепловой сборки соединений с натягом [Текст] : монография. — Харьков: Украинская инженерно-педагогическая академия, 2013. — 118 с.
9. Лагода, А. Н. Проблема создания нормативного обеспечения ремонтных технологий [Текст] / А. Н. Лагода, А. А. Павлова // Машинобудування. — 2010. — № 5. — С. 115—123.
10. Коваленко, И. В. Индукционные установки для разборки ответственных соединений [Текст] / И. В. Коваленко // Високі технології в машинобудуванні. — Харків: НТУ «ХПІ», 2004. — № 2. — С. 105—110.
11. Слухоцкий, А. Е. Индукторы для индукционного нагрева [Текст] / А. Е Слухоцкий, С. Е. Рыскин. — Л.: Энергия, 1974. — 264 с.
НОРМАТИВНЕ ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ ТЕХНОЛОГІЙ РОЗБИРАННЯ З'ЄДНАНЬ З НАТЯГОМ
Запропоновано принципи створення нормативного забезпечення технологій розбирання з’єднань з натягом на основі розроблених схем параметрів класифікації деталей, з’єднань і технологічних операцій розбирання із застосуванням індукційного нагріву, а також класифікації індукційно-нагрівального обладнання з виділенням лімітуючих параметрів, які є сполучною ланкою між ними. Розглядаються уніфіковані технологічні операції розбирання і лімітуючі параметри індукційно-нагрівальних установок.
Ключові слова: нормативне забезпечення, класифікація з’єднань, технологічні операції розбирання, індукційний нагрів.
Павлова Анна Алексеевна, кандидат технических наук, доцент, кафедра интегрированных технологий в машиностроении и сварочного производства, Украинская инженерно-педагогическая академия, Харьков, Украина, e-mail: pavlo-va_aa@mail.ru. Лагода Анна Николаевна, ассистент, кафедра интегрированных технологий в машиностроении и сварочного производства, Украинская инженерно-педагогическая академия, Харьков, Украина, е-mail: a_lagoda@mail.ru.
Павлова Ганна Олексіївна, кандидат технічних наук, доцент, кафедра інтегрованих технологій в машинобудуванні та зварювального виробництва, Українська інженерно-педагогічна академія, Харків, Україна.
Лагода Анна Миколаївна, асистент, кафедра інтегрованих технологій в машинобудуванні та зварювального виробництва, Українська інженерно-педагогічна академія, Харків, Україна.
Pavlova Anna, Ukrainian Engineering Pedagogics Academy, Kharkiv Ukraine, e-mail: pavlova_aa@mail.ru.
Lagoda Anna, Ukrainian Engineering Pedagogics Academy, Kharkiv Ukraine, e-mail: a_lagoda@mail.ru
УДК 006:665.682
Хвостова О. В. МЕТОДИКА ПРОГНОЗУВАННЯ
ПРОЦЕСІВ КОНДЕНСАЦІЇ ВОЛОГИ ТА ГІДРАТОУТВОРЕННЯ В ГАЗОПРОВОДАХ
Розглянуто проблему забезпечення необхідного значення одного з показників якості природного газу при його транспортуванні споживачу — вологовмісту. Розроблено методику прогнозування можливих процесів конденсації вологи і гідратоутворення в газопроводах з урахуванням змішування потоків газу з різним вмістом вологи.
Ключові слова: якість природного газу, конденсація вологи, гідратоутворення, вологовміст.
1. Вступ
Сучасна газотранспортна система України є високо-інтегрованою мережою магістральних газопроводів, якими здійснюється транспортування значних об’ємів при-
родного газу. Для забезпечення надійної експлуатації газопроводів та безпечного використання природного газу в промисловій і комунально-побутовій сферах, необхідною умовою є дотримання вимог до його якості [1]. Основним показником якості природного газу при його
технологический аудит и резервы производства — № 1/3(15), 2014, © Хвостова О. В.
ISSN 222Б-3780
КАЧЕСТВО ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ И ПРОДУКЦИИ
J
транспортуванні є рівень вмісту в ньому вологи. Умови транспортування потребують забезпечення мінімального рівня вологості природного газу, який забезпечить відсутність процесу конденсації вологи та утворення кристалогідратів у внутрішній порожнині газопроводу [2, 3].
Для попередження небажаних процесів та аварійних ситуацій необхідною умовою є прогнозування виникнення умов конденсації вологи або утворення кристалогідратів на довільній ділянці газопроводу. Це обумовило актуальність проведення досліджень, в результаті яких було створено представлену методику.
2. Аналіз літературних даних і постановка проблеми
Теоретичні аспекти прогнозування появи в газі вільної вологи та гідратоутворення в газопроводах розглядались раніше [4]. Але практичне застосування цих досліджень обмежене тим, що дані процеси аналізуються для газопроводів без змішування потоків газу. У випадку наявності змішування газових потоків, що є характерним для системи транспортування газу в Україні, необхідно також враховувати баланс вологи, який встановлюється в газопроводі. Задача визначення вологовмісту змішаних потоків газу була розглянута в роботі [5].
Мета полягала у створенні методики, яка дає можливість прогнозувати можливі процеси конденсації вологи та гідратоутворення в газопроводах при змішуванні газових потоків. Умови конденсації вологи в газопроводі відмінні для кожного газопроводу і залежать від термодинамічних параметрів газу, параметрів трубопроводу, компонентного складу газу тощо. Враховуючі ці параметри можна для кожної ділянки конкретного газопроводу спрогнозувати появу в газі вільної вологи та утворення гідратів, а також розрахувати допустиме значення во-логовмісту газу на початку ділянки газопроводу, що аналізується, при якому ці явища будуть неможливі.
Для досягнення поставленої мети необхідно було вирішити наступні основні задачі: 1) розрахувати температурні умови на початку ділянки газопроводу, для якої визначаються умови конденсації вологи та гідрато-утворення; 2) визначити умови відсутності конденсації вологи в газопроводі; 3) розрахувати допустиме значення вологовмісту; 4) визначити умови відсутності гідратоутворення в газопроводі.
3. Результати досліджень процесів конденсації вологи і гідратоутворення в газопроводах
Для проведення розрахунків, в якості початкових, використано наступні дані: термодинамічні параметри газу; параметри трубопроводу; хімічний склад газу (для розрахунку умов гідратоутворення).
У випадку, якщо в газопроводі є змішування газових потоків, температура точки роси вологи і температура газу визначаються згідно [5]. При цьому вологовміст змішаного потоку розраховується як середньозважений за об’ємами:
£w Q-2WJ Qj
w-зм=^-п----------%-,
IQ-iQj
і=і j=l
де Щі, Ці — значення вологовмісту та об’ємів окремих потоків газу, якими газ надходить до газопроводу (до початку ділянки газопроводу, що аналізується), г/м3, м3; Щ, Ц — значення вологовмісту та об’ємів окремих потоків газу, якими газ відбирається з газопроводу (до початку ділянки газопроводу, що аналізується), г/м3, м3; і — порядковий номер потоку газу, що надходить до газопроводу; п — кількість потоків, що надходять до газопроводу (до початку ділянки газопроводу, що аналізується); ' — порядковий номер потоку, яким газ відбирається з газопроводу; k — кількість потоків, якими газ відбирається з газопроводу (до початку ділянки газопроводу, що аналізується).
Значення Щ та Щ можна виразити через температуру точки роси за вологою за формулою Бюкачека Р. Ф. [6]:
A(t)
W = 1,0332^^ + B(t),
(2)
де Р — тиск газу, кгс/см2; А(ґ), В(ґ) — коефіцієнти, які визначаються за відомими таблицями [7], або за формулами:
A(t ) = 0,5 [ A (t")-A (t')] (t -1') + A (t'), Bt) = 0,5[Bt")-Bt')] t-1') + Bt'),
(3)
де ґ і ґ" — найближчі до ґі табличні значення (ґ < ґ < ґ").
Для визначення температури газу на початку ділянки газопроводу розрахунки проводяться аналогічно, а для прогнозування можливості конденсації вологи на обраній ділянці газопроводу зіставляються термодинамічні умови початку цих процесів з відповідними умовами в газопроводі.
Температури і тиски, при яких починається конденсація вологи, визначаються з рівнянь згідно [4]:
T (X ) = Th ^1 - (1 - е - AX )
T-
1-
BRTH dZ X е~A(X-x">
2CP dT
(4)
B
TH dZ
1+ZH ЙГ
T-
1 -
RTH dZ 2CPA dT'
X-
1 - e~
X e-A(X-x')
ln(1 - BX ) + B 1 dx'-—— J 1 - Bx
PH dZ
Z 3 dP
1 - BX -
1 - 1,5BX
де
anD
A = GCP, B =
Vi - bx
16XRTHG 2ZH n2DB PH
(5)
(1)
де Р(Х) — тиск газу в газопроводі; Рн — тиск газу на початку ділянки газопроводу; ТН — температура на початку ділянки газопроводу; ZH — коефіцієнт стисливості газу на початку ділянки газопроводу; R — газова константа; Т* — абсолютна температура ґрунту на глибині осі газопроводу; дZ| дТ — похідна по температурі від коефіцієнта
н
X
AX
н
+
+
TECHNOLOGY AUDiT AND PRODUCTiON RESERVES — № 1/3(15), 2014
39
стисливості на початку ділянки газопроводу;д^ дР — похідна по тиску від коефіцієнта стисливості на початку ділянки газопроводу.
Конденсація вологи в трубопроводі на відстані Х від його початку не відбуватиметься, якщо вологість Щ(Х), що відповідає тиску Р(Х) і температурі Т(Х), буде перевищувати вологість Щзм на початку ділянки газопроводу, тобто, якщо виконується нерівність:
А[Т (X )]
Щзм < Щ(Х) = 1,0332 Р(Х) + В[Т(Х)], (6)
де Т(Х) і Р(Х) визначаються за формулами (4), (5).
Конденсація вологи не відбуватиметься в газопроводі взагалі, якщо нерівність (6) виконується на всій його протяжності, тобто при 0 < X < L.
На основі цього алгоритму виконується перевіряння нерівності (6) на всій протяжності газопроводу. Якщо ця нерівність не виконується на деякому відрізку трубопроводу, величина зменшується і знову перевіряється виконання нерівності (6). Таким чином визначається оптимальне значення вологості на початку визначеної ділянки газопроводу, при якому волога в газопроводі перестає конденсуватися.
Для визначення умов відсутності гідратоутворення використано відомі емпіричні формули, отримані на основі обробки результатів експериментів з природними газами різного хімічного складу, які таким чином враховують вплив складу газу на результати розрахунків [8—10]. Залежність тиску початку гідратоутворення Рг від температури розраховується за наступними формулами:
Рг(^) = 10°,0541^ + л), якщо температура гідратоутворення ^ > 0, (7)
Рг(^) = 10°,°171(лі - Ч якщо ^ < 0. (8)
При цьому коефіцієнти N та N залежать від хімічного складу газу.
Гідратоутворення в точці X відбуватиметься, якщо, по-перше, не виконується нерівність (6), а по-друге — нерівність:
Рг [(X)]< Р(Х), (9)
де Рг визначається за формулами (7), (8), а ^Х) і Р(Х) — за формулами (4), (5). При цьому ^Х) = Т(Х) - 273,15.
На основі розробленої методики можна прогнозувати ділянки можливої конденсації вологи та гідратоутворен-ня в газопроводі, як такі, на яких не виконуються обидві нерівності: (6) і (9) та визначати гранично допустиму вологість газу на початку визначеної ділянки газопроводу в залежності від сезонних коливань температур ґрунту і умов прокладання газопроводу.
Всі вищенаведені розрахунки можна виконувати за допомогою комп’ютерної програми, яка реалізує наведену методику [9].
4. Висновки
1. Прогнозування процесів конденсації вологи і гід-ратоутворення в газопроводах є актуальною задачею, оскільки своєчасне попередження цих явищ є запору-
кою ефективного транспортування газу та зменшення вірогідності виникнення аварійних ситуацій.
2. Вищенаведена методика надає можливість точно і оперативно визначати місця можливого гідратоутво-рення і конденсації вологи на конкретних ділянках газопроводів, а також встановлювати обмеження на значення вологості газу на вході ділянки газопроводу, що аналізується, враховуючи при цьому наявність змішаних потоків газу.
Література
1. ГОСТ 5542-87. Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия [Текст]. — Действующий от 01.01.1988. — М.: Издательство стандартов, 1987. — 4 с.
2. ТУ У 11.1-20077720-001:2010. Газ природний горючий, що подається в магістральні газопроводи. Технічні умови [Текст]. — Діючі від 07.06.2010. — К.: Держспоживстандарт України,
2010. — 12 с.
3. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России [Текст] / А. И. Гриценко, В. А. Истомин, А. Н. Кульков, Р. С. Сулейманов. — М.: Недра, 1999. — 473 с.
4. Брук, В. А. До питання прогнозу і попередження гідратоутворення в магістральних газопроводах [Текст] : зб. наук. праць / В. А. Брук // Питання розвитку газової промисловості України. — Харків: УкрНДІгаз, 2002. — Вип. XXX. — С. 220—222.
5. Хвостова, О. В. Методичні аспекти комплексної оцінки вологості природного газу при змішуванні потоків газу з різним вологовмістом [Текст] : зб. наук. праць / О. В. Хвостова // Питання розвитку газової промисловості України. — Харків: УкрНДІгаз, 2010. — Вип. XXXVIII. — С. 213—216.
6. Бухгалтер, Э. Б. Из опыта борьбы с гидратообразованием при добыче газа [Текст] / Э. Б. Бухгалтер, Г. С. Лутошкин, Б. В. Дегтярев. — М.: ВНИИОЭНГ, 1968. — 152 с.
7. Газы горючие природные. Методы определения содержания водяных паров и точки росы влаги: ГОСТ 20060-83. — Действующий от 01.01.1983. — М.: Издательство стандартов, 1983. — 20 с.
8. Дегтярев, Б. В. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в районах Севера [Текст] / Б. В. Дегтярев, Г. С. Лутошкин, Э. Б. Бухгалтер. — М.: Недра, 1969. — 120 с.
9. Лур’є, А. Й. Вологометрія природного газу [Текст] / А. Й. Лур’є, О. В. Хвостова, О. Л. Швейкін. — Х.: Курсор,
2011. — 128 с.
10. Макогон, Ю. Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование [Текст] / Ю. Ф. Макогон. — М.: Недра, 1985. — 232 с.
МЕТОДИКА ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ КОНДЕНСАЦИИ ВЛАГИ И ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ В ГАЗОПРОВОДАХ
Рассмотрена проблема обеспечения необходимого значения одного из показателей качества природного газа при его транспортировке потребителю — влагосодержания. Разработана методика прогнозирования возможных процессов конденсации влаги и гидратообразования в газопроводах с учетом смешивания потоков газа с различным влагосодержанием.
Ключевые слова: качество природного газа, конденсация влаги, гидратообразование, влагосодержание.
Хвостова Олена Вікторівна, старший науковий співробітник, Український науково-дослідний інститут природних газів, Харків, Україна, e-mail: ltail@rambler.ru.
Хвостова Елена Викторовна, старший научный сотрудник, Украинский научно-исследовательский институт природных газов, Харьков, Украина.
Hvostova Elena, Ukrainian Research Institute of Natural Gas, Kharkiv, Ukraine, e-mail: ltail@rambler.ru
40
технологический аудит и резервы производства — № 1/3(15), 2014
