Определение параметра среднего давления газа на участке магистрального газопровода Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

А. И. БЫКОВ, ведущий инженер службы пожарной безопасности ООО "Газпром трансгаз Ухта" (Россия, Республика Коми, 169300, г. Ухта, просп. Ленина, 39/2; e-mail: abykov@sgp.gazprom.ru)

удк 658.382

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРА СРЕДНЕГО ДАВЛЕНИЯ ГАЗА НА УЧАСТКЕ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

Показано, что наряду со строгим походом к определению массы газа, находившегося на аварийном участке газопровода до аварии, такого же строгого обоснования требует параметр среднего давления газа на рассматриваемом аварийном участке газопровода. Дано обоснование методики расчета этого параметра на примере аварийного разрыва линейной части магистрального газопровода.

Ключевые слова: аварийный участок магистрального газопровода; масса газа; среднее давление газа.

Для определения массы газа Мг, находившегося в трубе на аварийном участке магистрального газопровода (МГ) до аварии, в Методических указаниях СТО Газпром 2-2.3-351-2009 [1] рекомендовано выражение, содержащее в качестве расчетного параметра среднее давление газа Р°р на рассматриваемом аварийном участке газопровода. Однако методика расчета данного параметра в Методических указаниях [1] не приводится. Такая методика отсутствует также в основных нормативных документах (ГОСТ Р 12.3.047-98 [2], приказы МЧС № 404 и № 649 [3], РД 03-409-01 [4] и др.), действующих в настоящее время и регламентирующих процедуру проведения оценки безопасности производственных объектов, оперирующих с массами горючих и взрывоопасных веществ.

Между тем строгий подход к определению массы газа Мг, находившегося на аварийном участке газопровода до аварии, требует строгого обоснования методики определения параметра Рср на рассматриваемом аварийном участке газопровода. Обоснованию такой методики и посвящается настоящая статья.

1-й аварийный участок 2-й аварийный участок

КИ 1 1 N рср jrcp Ki9 ' 2 2 м

KCl КС2

N А ¿1 = 60 км А I/N = х2 = КМ

L= 1 20 км

-fc-

Обоснование методики выполняется с учетом рекомендаций, изложенных в [1]. Для этого используется, как пример, расчетная схема, представленная на рисунке. Схема предполагает, что аварийный разрыв магистрального газопровода возникает посередине выбранного участка между двумя соседними компрессорными станциями КС1 и КС2, образуя два аварийных участка: 1-й (АУ-1) — от КС1 до точки разрыва А; 2-й (АУ-2) — от точки разрыва А до КС2. Примерные линейные размеры этих участков указаны на рисунке.

Для расчета использовались следующие исходные данные:

• горючее вещество — природный газ состава: метан СН4 — 98,5 %; СО2 — 0,5 %; N2 — 1,0 %;

• наружный диаметр газопровода Вн = 1420 мм;

• толщина стенки труб 5ст = 16,5 мм;

• внутренний диаметр труб йвн = 1387 мм;

• давление нагнетания Рнаг = 7,5 МПа;

• температура газа на входе Тн = 283,15 К (10 °С);

• температура грунта Тгр = 278,15 К (5 °С).

В соответствии с рекомендациями [1] расчет истечения газа выполняется по каждому аварийному участку в отдельности.

1-й аварийный участок (АУ-1)

Масса газа Мг(1), находящегося в АУ-1 газопровода до отсечения линейных кранов, составит [1]:

М

г(1)

L я d L Pf

-— + MKC(1).

4R г Zcp T* (1)

(1)

Ход газа

Расчетная схема: А — точка разрыва газопровода

где L1 — расстояние от КС1 до точки разрыва, м; Р1ср, у,ср — средние давление (Па) и температура (К) газа, определяемые для рассматриваемого участка газопровода;

© Быков А. И., 2015

Ят — удельная газовая постоянная для природного газа;

— среднее значение коэффициента сжимаемости природного газа, принимаемое в соответствии с ГОСТ 30319.2-96 (приложение Г) [5] = 0,9521 (погрешность определения 0,09 %); Мкс(1) — масса газа, нагнетаемая в 1-й аварийный участок до отсечения линейных кранов, кг. Таким образом, для решения уравнения (1) необходимо найти параметры Р1ср, Г]ср, Яг и Мкс(1).

Среднее давление Р1ср для АУ-1 определяется по формуле [6]:

2

Р ср = _

Р 3

(

\

Р +

Р н + Р 0

(2)

где Р0 — давление в точке разрыва трубопровода А, МПа; рассчитывается из выражения, рекомендованного в [1]:

Рс =

Рн2 - (Рн2 - Р2) Ь-;

(3)

це участка газопровода между соседними КС1 и КС2 до момента его разрыва, МПа; Ь1 —расстояние от КС1 до точки разрыва А, м; Ь — расстояние от КС1 до КС2, м. Давление газа в начале рассматриваемого участка Рн между КС1 и КС2 определяется в соответствии с п. 12.17 ОНТП 51-1-85 [7]:

Р = Р - АР - АР

н наг вых о"

(4)

где Рнаг — давление нагнетания на выходе из компрессорного цеха, МПа; Рнаг = 7,5 МПа;

АР„

потери давления до точки подключения

к линейной части МГ, МПа; определяются по п. 3.12, табл. 1 [7]; для двухступенчатой очистки газа АРвых = АРвС + АРЮ; АРвс — давление в режиме работы на всасывание; АРвс = 0,19 МПа;

АРвн — давление в режиме работы на нагнетание; АРвн = 0,11 МПа; АРвых = 0,19 + 0,11 = 0,3 МПа; АРохл — потери давления в системе охлаждения газа, включая ее обвязку; АРохл = 0,06 МПа. Тогда

Рн = 7,5 - 0,3 - 0,06 = 7,14 МПа.

Значение Рн = 7,14 МПа характеризует также давление газа в начале АУ-1.

Давление в конце участка газопровода Рк между соседними КС1 и КС2 определится из очевидного условия

Рк = Рн- АР, (5)

где АР — потери давления на рассматриваемом участке газопровода, МПа.

Величину АР (МПа) можно определить в соответствии с [8] из уравнения Дарси (1857) - Вейсбаха (1845):

л п 1 Ь W АР = X-р г —

йвн 2

2

(6)

где X — коэффициент гидравлического сопротивления;

рг — плотность природного газа в газопроводе, кг/м3;

w — скорость потока газа в начале участка, м/с. Коэффициент гидравлического сопротивления ё в работе [1] для газопровода Вн = 1420 мм при рабочем давлении Рн = 7,5^15 МПа оценивается как X = 0,00869^0,00854, но формула расчета этой величины, в том числе с учетом рабочего давления, не приводится. В то же время в существующих нормативных документах и литературных источниках определяется зависимость величины X от числа Рей-нольдса Яе, коэффициента шероховатости стенок трубопровода к0 и его внутреннего диаметра йвн. Так, в работе [9] значение коэффициента гидравлического сопротивления для квадратичного режима течения предлагается рассчитывать по эмпирической формуле в зависимости от внутреннего диаметра газопровода йвн (при условии, что он подставляется в мм) при шероховатости стенок к0 = 0,03:

X = 0,03817/й 0н2 .

(7)

При этом граница перехода к квадратичному режиму определяется из неравенства

бсуТ > а сут '

(8)

где бсут — суточная производительность газопровода, м3/сут;

бсут — переходный показатель суточной производительности газопровода к квадратичному режиму, м3/сут;

= 0,4 • 106 й 2н5 ця/А; динамическая вязкость газа, Па с;

(9)

А — относительная плотность газа, определяемая как отношение плотностей газа рс и воздуха рв при стандартных условиях:

А = Рс /рв

(10)

Величина рв для стандартных условий является табличной и составляет 1,206 кг/м3; величина рс зависит от состава природного газа и определяется в соответствии с ГОСТ 30319.1-96 [5] по формуле

рс = Шг Рс /(ЯТс 2,),

где шг — молярная масса газа;

(11)

Р Т

сс

ныхусловиях;Рс = 0,1013 • 106Па; Тс = 293,15К

давление и температура при стандарт-

161

2

0

Рн, Рк — давление соответственно в начале и кон-

Я — универсальная газовая постоянная; Я = 8314 Дж/(моль-К); 2С — фактор сжимаемости. Молярная масса природного газа определяется как сумма атомных масс всех элементов, входящих в его состав. Атомные массы элементов находятся из таблицы Менделеева:

• метан СН4, доля в составе хСщ = 98,5 %:

ШсЩ = 12,011 + 1,008 - 4 = 16,043 кг/моль;

• диоксид углерода СО2,долявсоставе*СО = 0,5 %:

Шс^ = 12,011 + 16,0-2 = 44,011 кг/моль;

• азот Щ2, доля в составе Хщ =1,0 %:

шщ = 14,001 ■ 2 = 28,002 кг/моль.

Исходя из процентного содержания этих элементов в природном газе (см. исходные данные), его молярная масса составит:

Ш г = шсн4 хсн4 + шсо2 хсо2 + Шщ

(12)

где шСщ, шСОг, Шщ — молярные массы метана, диоксида углерода и азота соответственно.

Подставив значения молярных масс и их дольного содержания в (12), получим:

Шг = 16,043 • 0,985 + 44,011 • 0,005 + 28,002 • 0,01 = = 16,302 кг/моль.

В соответствии с табл. 1 ГОСТ 30319.1-96 [5] фактор сжимаемости 2с может быть принят равным 0,9981 для метана СН4, так как его содержание в рассматриваемом природном газе превышает 98 %.

В этом случае плотность газа рс при стандартных условиях составит:

р, = 16,302 • 0,1013 • 106/(8314 • 293,15 • 0,9981) = = 0,678 кг/м3.

Тогда относительная плотность природного газа А = 0,678/1,206 = 0,562.

Динамическая вязкость газа определяется в соответствии с рекомендациями [7] из выражения

= 5,1 • 10 6 [1 + рс(1,1 - 0,25 рс] х

х [0,037

Гпр(1 - 0,104 Тпр)]

1 +

30(Тпр -1)

где Тпр, Рпр — приведенные температура и давление газа, определяемые из соотношений:

Тпр Т/Ткр; Рпр Р/Ркр;

Ткр, Ркр — критические параметры природного газа, определяемые, строго говоря, с учетом долевого состава СН4, СО2 и Щ2;

Рпг = Р СН4 г + Р СО2 г + Р щ2 х ;

Р кр Р кр ХСН4 + Р кр хСО2 + Р кр хщ2 ;

Т пг = ТСН4 „ + Т СО2 v + Т Щ2 х

1 кр 1 кр хСН4 + 1 кр хСО2 + 1 кр ХЩ2 .

При этом значения Ркр для СН4, СО2 и Щ2 определяются по таблицам (например, по табл. 21 из [7]). Тогда критические значения этих параметров для рассматриваемого случая составят:

Ркр = 4,64 • 0,985 + 7,386 • 0,005 + 3,394 • 0,01 = = 4,64 МПа;

Ткрг = 190,66 • 0,985 + 304,26 • 0,005 + 126,2 • 0,001 = = 190,58 К.

В этом случае приведенные значения температур и давления при Т =283,15 К (10 °С) и Р = 7,14 МПа примут значения:

Тпр = 283,15/190,58 = 1,49;

Рпр = 7,14/4,64 = 1,54.

Подставив полученные значения, можно определить динамическую вязкость природного газа при заданных условиях транспортирования:

Ця = 5,1 • 10-6[1 + 0,678(1,1 - 0,25 • 0,678)] х х [0,037 + 1,49(1 - 0,104 • 1,49)] х

х [1 + 1,542/(30 (1,49 - 1))] = 12,52 • 10-6 Пах.

Теперь можно оценить параметр квадратичного режима прокачки, имея в виду, что значение подставляется в кгс-с/м2: 12,52 • 10-6/9,8 = 1,277 • 10-6:

асут > 0,4 • 106 • 13872,5 • 1,277 • 10-6/0,562 > >65,12 • 106 м3/сут.

(15)

Годовая производительность 2год газопровода обоснована в работе [10] (табл. 1).

Как видно из табл. 1, при Рнаг = 7,5 МПа, Рвс = = 5,1 МПа и Dy= 1400 мм годовая производительность составляет (28,4^34,7) • 109 м3/год. Тогда суточная производительность газопровода

бсут = 6год /365 = (28,4+34,7) • 109/365 =

= (77,8+93,2) • 106 м3/сут.

(16)

Таблица 1. Годовая производительность Огод (млрд. м /год) магистрального газопровода по В. Д. Белицкому [10]

Условный диаметр Оу, мм Параметры нагнетания

Рнаг = 5,5 Мпа Рвс = 3,8 МПа Рнаг = 7,5 Мпа Рвс = 5,1 МПа

500 1,6-2,0 2,2-2,7

600 2,6-3,2 3,4-4,1

700 3,8-4,5 4,9-6,0

800 5,2-6,4 6,9-8,4

1000 9,2-11,2 12,1-14,8

1200 14,6-17,8 19,3-23,5

1400 21,5-26,4 28,4-34,7

2

Максимальная суточная производительность согласно [1] составляет для тех же условий Qсут = = 92,2 • 106 м3/сут, при этом расхождение с результатами [10] не превышает 1 %.

Подставив результаты, полученные соответственно в (15) и (16), в (8), получим:

бсут > есуГ = (77,8+93,2) • 106 > 65,12 • 106.

Таким образом, условие (8) квадратичного режима течения потока газа выполняется.

Тогда для рассматриваемого примера значение коэффициента гидравлического сопротивления составит:

X = 0,03817/13870,2 = 0,00898.

Другой способ вычисления коэффициента X рекомендуется в работе [7]:

х = 0,0671158 +2 к ш

Ие

0,2

(17)

где к0 = 0,03 мм; йвн — в мм;

Ие — число Рейнольдса, определяемое из выражения [1], которое видоизменится, если Qсут подставлять в м3/сут:

Ие = 17,75 • 10

А

_3 ЪС. сут

^ вн

(18)

Подставив полученные значения в (18), можно определить число Рейнольдса:

Ие = 17,75 • 10

_3 (77,8+ 93,2) • 106 • 0,562 1387 • 12,52 • 10~6

= (0,45+0,54)-108.

Подставив полученное значение Ие в формулу (17), определим коэффициент гидравлического сопротивления:

X = 0,067 •

158

2 • 0,03

0,2

(0,45+ 0,54) • 108 1387 = 0,00912+0,00910.

Сравнение результатов расчетов по формулам (7) и (17) показывает, что расхождение вычислений для рассматриваемого примера составляет 1,2 %, а для труб диаметром свыше 1420 мм не превышает 2,4 %. Однако трудоемкость расчетов по выражению (7) несравненно ниже, чем по (17). Кроме того, расхождение вычислений, полученных по (7) со значениями, рекомендованными в [1], для рассматриваемого примера составляет 3,3 %, а в диапазоне давлений до 15 МПа не превышает 5,1 %, что позволяет

принять формулу (7) к использованию для дальнейших расчетов.

Следующим параметром, который необходимо определить при расчете потерь давления АР (см. формулу (6)) на рассматриваемом участке, является плотность газа рг при рабочем давлении. Этот параметр можно получить из уравнения Менделеева -Клапейрона:

РУ =(Мг/тг) ЯТ1, или РУ = МгЯг Т2, если учесть, что

Лг = Л/тг

и

Мг = ргК

где У — объем газа. С учетом этого

Р н

кллср

(19)

(20)

(21)

Тогда удельная газовая постоянная Яг для природного газа определится из (19):

Яг= 8314/16,302 = 510,0 Дж/(кг-К).

Подставив соответствующие значения в (21) с учетом (19), получим:

7,14 • 106

510 • 283,15 • 0,9521

= 51,93 кг/м3.

Скорость потока газа п в начале рассматриваемого участка газопровода определяется из выражения [5]:

п = О/(рг /), (22)

где / — площадь поперечного сечения трубы, м2; / = 0,785^;

О — массовый расход газа в единицу времени, кг/с; при нормальных условиях (рн = 0,702 кг/м3 при г = 0 °С и Ра = 0,1013 МПа)

О = Qгод Рн/п; (23)

гп — пересчетный временной коэффициент; пп = 31,536 • 106. Тогда получим:

О = (28,4+34,7) • 109 • 0,702/(31,536 • 106) = = 632,19+772,43 кг/с.

С учетом этого скорость потока газа исходя из (22) составит:

п = (632,19+772,43)/(51,93 • 0,785 • 1,3872) = = 8,06+9,84 м/с.

Тогда потери давления на рассматриваемом участке газопровода между КС1 и КС2 длиной L = 120 км определяются из (6) следующим образом:

г

г

АР = 0,00898

120•10

3

51,93

(8,06+ 9,84)2

1,387 = 1,31+1,95 МПа.

2

Подставив полученные значения АР в (5), получим давление в конце рассматриваемого участкаРк:

Рк = 7,14 - (1,31+1,95) = 5,83+5,19 МПа.

Теперь можно определить давление в точке разрыва газопровода, подставив рассчитанное значение Рк в (3):

Р0 =77,142 - [7,142 - (5,83+5,19)2 ] • 60/120 = = 6,52+6,24 МПа.

Этот параметр позволяет вычислить среднее давление Р1ср на первом аварийном участке по формуле (2):

2

Р °р = _

Р1 3

7,14

(6,52+ 6,24)2 7,14 + (6,52+ 6,24)

= 6,83+6,71 МПа.

2-й аварийный участок (АУ-2)

Среднее давление на 2-м аварийном участке определится из формулы

2

Р °р = _

Р 3

Р0 +

Р0 + Р к ,

(24)

где Р0 — давление в начале 2-го аварийного участка, равное давлению в точке разрыва; Р0 = 6,52+6,24 МПа;

Рк — давление в конце 2-го аварийного участка;

Рк = 5,83+5,19 МПа.

Тогда

2

Р 3

(6,52+ 6,24) +

(5,83+5,19)2

(6,52+ 6,24) + (5,83+5,19) = 6,18+5,73 МПа.

Полученные значения параметров Р1ср и Рс2р позволяют вычислить массу газа, находившегося в аварийных участках газопровода фиксированной длины (между КС или между линейными кранами) до его аварийного разрыва.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. СТО Газпром 2-2.3-351-2009. Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО "Газпром" : распоряжение ОАО "Газпром" от 30.03.2009 г. № 83; введ. 30.12.2009 г. — М. : ОАО "Газпром Экспо", 2009.

— 377 с.

2. ГОСТР 12.3.047-98. Пожарная безопасность технологических процессов. — Введ. 01.01.2000 г.

— М. : Изд-во стандартов, 1998. — 77 с.

3. Методика определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах : утв. приказом МЧС РФ № 404 от 10.07.2009 г.; зарег. в Минюсте РФ 17.08.2009 г., рег. № 14541; введ. 10.07.2009 г. (прил.: приказ МЧС РФ № 649 от 14.12.2010 г.). — М. : ФГУ ВНИИПО МЧС России, 2009. — Система "Консультант Плюс Проф".

4. РД 03-409-01. Методика оценки последствий аварийных взрывов топливовоздушных смесей (с изм. и доп.): постановление ГосгортехнадзораРФ от 26.06.2001 г. № 25; введ. 26.06.01 г. — М.: НТЦ "Промышленная безопасность", 2001. — 24 с.

5. ГОСТ 30319.1-96. Газ природный. Методы расчета физических свойств / Межгосударственный Совет по стандартизации, метрологии и сертификации : протокол № 9-96 от 12.04.1996 г.

6. Сухарев М. Г., Карасевич А. М. Технологический расчет и обеспечение надежности газо- и нефтепроводов. — М. : Нефть и газ, 2000. — 209 с.

7. ОНТП 51-1-85. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы : приказ Минпрома СССР № 255 от 29.10.85 г. — М. : Мингаз-пром,1986.

8. Гайер В. Г., Дулин В. С., Заря А. Н. Гидравлика и гидропривод : учебник для вузов. — 3-е изд., перераб. и доп. — М. : Недра, 1991. — 331 с.

9. Котляр И. Я., Пиляк В. М. Эксплуатация магистральных газопроводов. — Л. : Недра, 1971.

— 248 с.

10. Белицкий В. Д., Ломов С. М.Проектирование и эксплуатация магистральных газопроводов. — Омск : ОмГТУ, 2011. — 62 с.

Материал поступил в редакцию 25 сентября 2014 г.

2

PARAMETER DEFINITION OF THE AVERAGE GAS PRESSURE IN THE SECTION OF THE PIPELINE

BYKOV A. I., Leading Engineer of LLC "Gazprom transgaz Ukhta" (Lenina Avenue, 39/2, Ukhta, 169300, Komi Rebublic; e-mail address: abykov@sgp.gazprom.ru)

ABSTRACT

Parameter of medium pressure Pcp is required, for example, to estimate the mass of natural gas involved in the formation of a fiery torch in case of emergency destruction of the main pipeline. However, the methodology for a systematic calculation of this parameter in the current methodological and normative documents, the author has not found.

Despite the apparent simplicity of the problem, the analysis has shown that the parameter P°p depends primarily on the performance Qrn of pipeline, the pressure PH at the beginning of the emergency area and the pressure P0 at the point of the destruction of the pipeline, which in turn are determined by the dependencies from the pressure PK in the end of emergency site, the relationship of the lengths LjL emergency areas, inner diameter dBH of the pipeline, it's the roughness km, the hydraulic resistance coefficient X, the gas flow velocity w, it's the density in the working pg, in the normal pH and in the standard conditions pc, and more than twenty parameters characterizing the state of a gas in terms of its transport and depressurization of the pipeline. In some cases there is no justification of the calculated transitions, for example, to calculate the final pressure Pk2 gas at the second site crash in the presence of data for the initial pressure Ph1 first site crash. Calculations of these parameters regulated in several normative documents, which introduces uncertainty in the choice of the calculation scheme and is accompanied by the production of different calculation results.

Calculations of other parameters recommended by the standard methods are complex, three-dimensional routine, require access to specialized software products that are not available in the current engineering activities.

The subjects of this article are refinement of these problems, the rationale for the recommended design solutions and adapting them in a simple, systematic methodology for calculating the average pressure at different sections of the main pipeline.

Keywords: emergency section of the main pipeline; mass of gas; average gas pressure.

REFERENCES

1. Standard of organization Gazprom 2-2.3-351-2009. Guidelines for conducting risk analysis of hazardous production facilities gas transmission companies of JSC "Gazprom". Moscow, JSC Gazprom Ekspo Publ., 2009. 377 p. (in Russian).

2. State Standard 12.3.047-98. Fire safety of technological processes. Moscow, Izdatelstvo standartov, 1998. 59 p. (in Russian).

3. Technique of determination of settlement sizes of fire risk on production objects. Order of Emercom of Russia on 10.07.2009 No. 404. Moscow, All-Russian Research Institute for Fire Protection of Emercom of Russia Publ., 2009 (in Russian).

4. Guidance document 03-409-01. A method of estimating the effects of accidental explosions of fuel-air mixtures. Moscow, NTTs Promyshlennaya bezopasnost Publ., 2001. 24 p. (in Russian)

5. State Standard 30319.1-96. Gas natural. Methods of calculation of physical properties. Moscow, Interstate Council for Standardization, Metrology and Certification. Protocol No. 9-96 on 12.04.1996.16 p. (in Russian).

6. Sukharev M. G., Karasevich A. M. Tekhnologicheskiy raschet i obespecheniye nadezhnosti gazonefte-provodov [Process calculation and reliability of gas and oil pipelines]. Moscow, Neft i Gas Publ., 2000. 209 p.

7. All-Union standards for technological design 51-1-85. Trunk pipelines. Part 1. Gaspipelines. Order of Ministry of Industry of USSRNo. 255 on29.10.85. Moscow, MingazpromPubl., 1986.101 p. (in Russian).

8. Gayer V. G., Dulin V. S., Zarya A. N. Gidravlika igidroprivod [Hydraulics and hydraulic drive]. Moscow, NedraPubl., 1991. 331 p.

9. Kotlyar I. Ya., Pilyak V. M. Ekspluatatsiya magistralnykh gazoprovodov [The operation of gas pipelines]. Leningrad, Nedra Publ., 1971. 248 p.

10. Belitskiy V. D., Lomov S. M. Proyektirovaniye i ekspluatatsiya magistralnykh gazoprovodov [The design and operation of gas pipelines]. Omsk, Omsk University Publ., 2011. 62 p.