Скорость газа в трубопроводе нормы
Определение пропускной способности трубопроводов ГРС
Б.К. Ковалев, заместитель директора по НИОКР
В последнее время все чаще приходится сталкиваться с примерами, когда оформление заказов на промышленное газовое оборудование ведут менеджеры, не имеющие достаточного опыта и технических знаний в отношении предмета закупок. Иногда результатом становится не вполне корректная заявка или принципиально неверный подбор заказываемого оборудования. Одной из наиболее распространенных ошибок является выбор номинальных сечений входного и выходного трубопроводов газораспределительной станции, сориентированный только на номинальные значения давления газа в трубопроводе без учета скорости потока газа. Цель данной статьи – выдача рекомендаций по определению пропускной способности трубопроводов ГРС, позволяющих при выборе типоразмера газораспределительной станции проводить предварительную оценку ее производительности для конкретных значений рабочих давлений и номинальных диаметров входного и выходного трубопроводов.
При выборе необходимых типоразмеров оборудования ГРС одним из основных критериев является производительность, которая в значительной мере зависит от пропускной способности входного и выходного трубопроводов.
Пропускная способность трубопроводов газораспределительной станции рассчитывается с учетом требований нормативных документов, ограничивающих максимально допустимую скорость потока газа в трубопроводе величиной 25м/с. В свою очередь, скорость потока газа зависит главным образом от давления газа и площади сечения трубопровода, а также от сжимаемости газа и его температуры.
Пропускную способность трубопровода можно рассчитать из классической формулы скорости движения газа в газопроводе (Справочник по проектированию магистральных газопроводов под редакцией А.К. Дерцакяна, 1977):
где W— скорость движения газа в газопроводе, м/сек;
Q — расход газа через данное сечение (при 20°С и 760 мм рт. ст.), м 3 /ч;
z — коэффициент сжимаемости (для идеального газа z = 1);
T = (273 + t °C) — температура газа, °К;
D — внутренний диаметр трубопровода, см;
p = (Pраб + 1,033) — абсолютное давление газа, кгс/см 2 (атм);
В системе СИ (1 кгс/см 2 = 0,098 МПа; 1 мм = 0,1 см) указанная формула примет следующий вид:
Читайте также: Труба стк у пк контур
где D — внутренний диаметр трубопровода, мм;
p = (Pраб + 0,1012) — абсолютное давление газа, МПа.
Отсюда следует, что пропускная способность трубопровода Qmax, соответствующая максимальной скорости потока газа w = 25м/сек, определяется по формуле:
Для предварительных расчетов можно принять z = 1; T = 20?С = 293 ?К и с достаточной степенью достоверности вести вычисления по упрощенной формуле:
Значения пропускной способности трубопроводов с наиболее распространенными в ГРС условными диаметрами при различных величинах давления газа приведены в таблице 1.
Скорость газа в трубопроводе нормы
Группа: New
Сообщений: 11
Регистрация: 6.12.2012
Пользователь №: 173322
Разъясните, пожалуйста, следующий момент.
В СП 42-101-2003 сказано:
«3.38 При выполнении гидравлического расчета надземных и внутренних газопроводов с учетом степени шума, создаваемого движением газа, следует принимать скорости движения газа не более 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с для газопроводов среднего давления, 25 м/с для газопроводов высокого давления.»
ЕСЛИ при разработке расчетной схемы газоснабжения сети низкого давления (0,003 МПа) по формулам (3)-(11) из СП 42-101-2003 и формуле (13) Приложения 5 СНиП 2.04.08-87 на отдельных участках (заданного диаметра) сети скорость газа превышает 7 м/с (составляет 11 м/с и 8-9 м/с), но у всех потребителей минимально допустимое для функционирования оборудования давление (0,002 МПа) соблюдено, ТО:
а) это означает, что нужный поток газа (м3/ч) не пройдет через этот участок повышенной скорости при давлении 0,003 МПа (минус небольшие потери до начала участка с повышенной скоростью) и таким образом у потребителей не будет нужного давления и кубометров газа?
б) это значит, что на этом участке сети должно быть не низкое, а среднее давление, чтобы в конце участка было расчетное давление, и далее снова пункт «а»
в) это значит лишь повышенный шум трубы и нужное число кубометров через трубу пройдет, то есть все в порядке?
Если правильное объяснение под пунктом «в», то расскажите дальше:
1. Какая связь между давлением в трубе и скоростью движения газа?
2. Работает ли в газовой трубе уравнение Бернулли и его суть «Давление жидкости (газа), текущей по трубе, меньше там, где скорость её течения больше, и, наоборот, где скорость течения жидкости (газа) меньше, давление там больше.»
3. Каково тогда обоснование с точки зрения физики того, что если в трубу Ду50 длиной 1 км при давлении 0,003 МПа подать 2000 м3/ч газа с расходом в конце трубы 2000 м3/ч, то давление в конце трубы будет 0 МПа, то есть газа не будет, хотя скорость газа будет 139 м/с?
4. Где можно прочитать, каким образом и на основании каких формул были высчитаны данные для п. 3.38 из СП 42-101-2003? Другими словами, почему именно при давлении не больше 0,003 МПа скорость газа не должна быть больше 7 м/с, и что будет, если она превысит 7 м/с?
Вопросы немного перекликаются друг с другом. Очень надеюсь на ответы, это правда важно.
Группа: New
Сообщений: 11
Регистрация: 6.12.2012
Пользователь №: 173322
Почитал книжку «Проектирование и эксплуатация магистральных газопроводов» за авторством Белицкого В.Д. и написал вывод с ответами на свои вопросы. Расчеты приведены в книге. Вывод прошу покритиковать:
Перемещение газа по трубопроводу связано с преодолением сил трения, что приводит к снижению его давления. При снижении давления плотность газа уменьшается и при постоянном массовом расходе это приводит к увеличению объемной производительности и скорости течения газа (*).
Возрастание скорости течения газа сопровождается увеличением потерь давления на преодоление сил трения и переходом части потенциальной энергии в кинетическую.
Таким образом, при известном расходе и бесконечно высокой скорости газа (бесконечно малом диаметре газопровода) потери давления на преодоление сил трения рано или поздно достигнут величины начального давления, и в конечной точке газопровода давление будет равно нулю.
Так как при известном расходе скорость движения газа увеличивается с уменьшением диаметра газопровода, можно объяснить потерями давления на преодоление сил трения, почему в конце очень длинного и тонкого газопровода с большим расходом давление будет равно нулю.
Далее получаем, что скорость движения газа по трубе не является прямым и главным критерием подбора внутреннего диаметра газопровода в промышленном помещении и для подземных газопроводов (когда уровень шума НЕ важен). И при условии соблюдения в конечной точке газопровода минимального необходимого давления скорость газа может значительно превышать значения 7, 15, 25 м/с (для категорий сетей соответственно).
Кроме этого, при малой длине газопроводной трубы потери так же будут незначительные даже при очень высокой скорости потока газа. Благодаря этому принципу внутри ГРУ/ГРПШ используются трубы Ду50.
В заключение, можно сделать вывод о том, что при движении газа по участкам между контрольными точками потери давления на единице длинны трубопровода возрастают и линия изменения давления газа по длине участка не будет прямой.
Примечание (*)
Кроме расчетов из книги, это частично объясняется и уравнением Бернулли: «Давление жидкости (газа), текущей по трубе, меньше там, где скорость её течения больше, и, наоборот, где скорость течения жидкости (газа) меньше, давление там больше».
СП 42-101-2003 Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем ч. 1 — Расчет диаметра газопровода и допустимых потерь давления
РАСЧЕТ ДИАМЕТРА ГАЗОПРОВОДА И ДОПУСТИМЫХ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ
3.21 Пропускная способность газопроводов может приниматься из условий создания при максимально допустимых потерях давления газа наиболее экономичной и надежной в эксплуатации системы, обеспечивающей устойчивость работы ГРП и газорегуляторных установок (ГРУ), а также работы горелок потребителей в допустимых диапазонах давления газа.
3.22 Расчетные внутренние диаметры газопроводов определяются исходя из условия обеспечения бесперебойного газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления газа.
3.23 Расчет диаметра газопровода следует выполнять, как правило, на компьютере с оптимальным распределением расчетной потери давления между участками сети.
При невозможности или нецелесообразности выполнения расчета на компьютере (отсутствие соответствующей программы, отдельные участки газопроводов и т.п.) гидравлический расчет допускается производить по приведенным ниже формулам или по номограммам (приложение Б), составленным по этим формулам.
3.24 Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего давления принимаются в пределах категории давления, принятой для газопровода.
3.25 Расчетные суммарные потери давления газа в газопроводах низкого давления (от источника газоснабжения до наиболее удаленного прибора) принимаются не более 180 даПа, в том числе в распределительных газопроводах 120 даПа, в газопроводах-вводах и внутренних газопроводах — 60 даПа.
3.26 Значения расчетной потери давления газа при проектировании газопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и бытовых предприятий и организаций коммунально-бытового обслуживания принимаются в зависимости от давления газа в месте подключения с учетом технических характеристик принимаемого к установке газового оборудования, устройств автоматики безопасности и автоматики регулирования технологического режима тепловых агрегатов.
3.27 Падение давления на участке газовой сети можно определять:
— для сетей среднего и высокого давлений по формуле
где Рн — абсолютное давление в начале газопровода, МПа;
Рк — абсолютное давление в конце газопровода, МПа; Р0 = 0,101325 МПа;
l — коэффициент гидравлического трения;
l— расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;
d — внутренний диаметр газопровода, см;
Р0 — плотность газа при нормальных условиях, кг/м 3 ;
Q0 — расход газа, м 3 /ч, при нормальных условиях; — для сетей низкого давления по формуле
где Рн — давление в начале газопровода, Па; Рк — давление в конце газопровода, Па; l, l, d, Р0_ Q0 — обозначения те же, что и в формуле (3).
3.28 Коэффициент гидравлического трения l определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса,
v — коэффициент кинематической вязкости газа, м 2 /с, при нормальных условиях;
Q0, d — обозначения те же, что и в формуле (3), и гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода, определяемой по условию (6),
где Re — число Рейнольдса;
п — эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая равной для новых стальных — 0,01 см, для бывших в эксплуатации стальных — 0,1 см, для полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации — 0,0007 см;
d — обозначение то же, что и в формуле (3).
В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического трения l определяется:
— для ламинарного режима движения газа Re 0 — 333 ;
— при Re > 4000 — в зависимости от выполнения условия (6);
— для гидравлически гладкой стенки (неравенство (6) справедливо):
— при 4000 100 000
— для шероховатых стенок (неравенство (6) несправедливо) при Re > 4000
где п — обозначение то же, что и в формуле (6);
d — обозначение то же, что и в формуле (3).
3.29 Расчетный расход газа на участках распределительных наружных газопроводов низкого давления, имеющих путевые расходы газа, следует определять как сумму транзитного и 0,5 путевого расходов газа на данном участке.
3.30 Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения фактической длины газопровода на 5-10 %.
3.31 Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчетную длину газопроводов определяю по формуле (12)
(12) где /, — действительная длина газопровода, м;
2^ — сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода;
d — обозначение то же, что и в формуле (3);
А — коэффициент гидравлического трения, определяемый в зависимости от режима течения и гидравлической гладкости стенок газопровода по формулам (7)-(И).
3.32 В тех случаях когда газоснабжение СУГ является временным (с последующим переводом на снабжение природным газом), газопроводы проектируются из условий возможности
их использования в будущем на природном газе.
При этом количество газа определяется как эквивалентное (по теплоте сгорания) расчетному расходу СУГ.
3.33 Падение давления в трубопроводах жидкой фазы СУГ определяется по формуле (13)
где Л — коэффициент гидравлического трения;
V — средняя скорость движения сжиженных газов, м/с.
С учетом противокавитационного запаса средние скорости движения жидкой фазы принимаются: во всасывающих трубопроводах — не более 1,2 м/с; в напорных трубопроводах — не более 3 м/с.
Коэффициент гидравлического трения А определяется по формуле (11).
3.34 Расчет диаметра газопровода паровой фазы СУГ выполняется в соответствии с указаниями по расчету газопроводов природного газа соответствующего давления.
3.35 При расчете внутренних газопроводов низкого давления для жилых домов допускается определять потери давления газа на местные сопротивления в размере, %:
— на газопроводах от вводов в здание: до стояка — 25 линейных потерь на стояках — 20 » »
— на внутриквартирной разводке:
при длине разводки 1-2 м — 450 линейных потерь
3.36 При расчете газопроводов низкого давления учитывается гидростатический напор Я, даПа, определяемый по формуле (14)
где g — ускорение свободного падения, 9,81 м/с 2 ;
h — разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м;
ря — плотность воздуха, кг/м 3 , при температуре О °С и давлении 0,10132 МПа;
Р0 — обозначение то же, что в формуле (3).
3.37 Расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10 %.
3.38 При выполнении гидравлического расчета надземных и внутренних газопроводов с учетом степени шума, создаваемого движением газа, следует принимать скорости движения газа не более 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с для газопроводов среднего давления, 25 м/с для газопроводов высокого давления.
3.39 При выполнении гидравлического расчета газопроводов, проведенного по формулам (5)-(14), а также по различным методикам и программам для электронно-вычислительных машин, составленным на основе этих формул, расчетный внутренний диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле (15)
где dp — расчетный диаметр, см; А, В, — коэффициенты, определяемые по т, т ] таблицам 6 и 7 в зависимости от категории сети (по давлению) и материала газопровода; Q0 — расчетный расход газа, м 3 /ч, при
ΔРуд — удельные потери давления (Па/м — для сетей низкого давления, МПа/м — для сетей среднего и высокого давления), определяемые по формуле (16)
ΔР доп — допустимые потери давления (Па — для сетей низкого давления, МПа/м — для сетей среднего и высокого давления);
L — расстояние до самой удаленной точки, м.
Сети низкого давления
10 6 /(162я 2 )=626
Сети среднего и высокого давления
Рт — усредненное давление газа (абсолютное) в сети, МПа.
Petroleum Engineers
Вы здесь
Предельно-допустимая скорость в магистральных и межпромысловых газопроводах
Ищу ссылку на СТО/регламент в котором точно указана минимальная и максимальная скорость газопроводов.
Не знаю зачем вот что написано для нефтепроводов
РД 153-39.4-113-01 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов
7.3.3 На территории НПС, в том числе на территории резервуарного парка, прокладка нефтепроводов должна быть подземной. Трубопроводы, подлежащие опорожнению, должны укладываться с уклоном не менее 0,002.
Скорости движения нефти в трубопроводах должны составлять:
во всасывающих и самотечных трубопроводах 0,5-1,5 м/с;
в нагнетательных трубопроводах 0,5-7,0 м/с.
Во вложенном файле для газопроводов, нормы правда старые (в новых как то скорости не выделены), но там указаны скорости для расчёта пропускной способности и т.д.
ВРД 39-1.8-055-2002 — технологические ТП КС, ДКС
Р Газпром 2-1.17-584-2011 — технологические ТП ГРС
РД 39-135-94 — технологические ТП для ГПЗ
СТО Газпром 1.8-001-2004 — шлейфы, технологические и межпромысловые ТП
СТО Газпром 2-3.5-051-2006 — технологические ТП ГРС, КС, ДКС
СТО Газпром 2-3.5-454-2010 — ЛЧ МГ
Скорость газа в трубопроводе нормы
1) Распространяются ли требования пункта 3.38 СП 42-101-2003 касательно скорости движения газа в газопроводе на трубопровод отвода паров на установку улавливания (УРП) углеводородных газов с железнодорожной эстакады налива бензина (состав газа: 48% воздух, 48% углеводороды, 2% бензол)?
2) Какие нормативные документы следует использовать для выбора рекомендуемой скорости потока (жидкости/газа) в трубопроводе на объектах нефтепереработки?
Если в нормативных документах нет этих сведений, то каким образом следует выбирать диаметр трубопроводов?
1. Согласно пункту 1.1 свода правил СП 42-101-2003 «Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб», положения данного СП распространяются на вновь сооружаемые и реконструируемые газораспределительные системы, нормы и правила на проектирование и строительство которых регламентированы СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы».
Во «Введении» к СНиП 42-01-2002 указано, что настоящие строительные нормы и правила содержат технические требования, обязательные при проектировании и строительстве новых и реконструируемых газораспределительных систем, предназначенных для обеспечения природным и сжиженным углеводородными газами потребителей, использующих газ в качестве топлива, а также внутренних газопроводов, и устанавливают требования к их безопасности и эксплуатационным характеристикам, соответственно пункт 3.38 СП 42-101-2003, ограничивающий скорость движения газа в газопроводах распределительных сетей с учётом шумового воздействия, как и данный свод правил в целом, на объекты нефтепереработки не распространяется.
2. а) Требования по ограничению скорости истечения и движения нефтепродуктов по трубопроводу устанавливаются в целях защиты от статического электричества.
Для предприятий химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности действуют «Правила защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности».
Пункт II-5-1 «Правил» гласит:
«Если в трубопроводах и технологической аппаратуре исключена возможность образования взрывоопасных концентраций паровоздушных смесей (герметизированная аппаратура, не содержащая окислителей, аппаратура и коммуникации под избыточным давлением или заполненные инертными газами или парами), скорости транспортировки жидкостей по трубопроводам и истечения их в аппараты не ограничиваются.
В остальных случаях скорость движения жидкостей по трубопроводам и истечения их в аппараты необходимо ограничивать таким образом, чтобы заряд, приносимый в приемную емкость (аппарат) с потоком жидкости, не мог вызвать с ее поверхности искрового разряда с энергией, достаточной для воспламенения окружающей среды.
Допустимые скорости движения жидкости по трубопроводам и истечения их в аппараты (емкости, резервуары) устанавливаются в каждом отдельном случае в зависимости от свойств жидкости, диаметра трубопровода и свойств материалов его стенок, а также других условий эксплуатации. При этом следует учитывать следующие ограничения скорости транспортировки и истечения жидкостей:
- для жидкостей с удельным объемным электрическим сопротивлением не более 105 ом·м — до 10 м/сек;
- для жидкостей с удельным объемным электрическим сопротивлением не более 109 ом·м — до 5 м/сек;
- для жидкостей с удельным объемным электрическим сопротивлением более 109 ом·м допустимые скорости транспортировки и истечения устанавливаются для каждой жидкости отдельно;
- в качестве предельно допустимой устанавливается скорость, при которой (при данном диаметре трубопровода) потенциал на поверхности жидкости в приемной емкости не превосходит предельно допустимого (см. приложение 10);
- заведомо безопасной скоростью движения и истечения этих жидкостей является 1,2 м/сек при диаметрах трубопроводов до 200 мм».
б) Аналогичные требования содержатся в разделе 4 Рекомендаций ВНИИПО МЧС России 2007 г. «Сливоналивные эстакады для легковоспламеняющихся, горючих жидкостей и сжиженных углеводородных газов. Требования пожарной безопасности»:
«Наливные устройства для налива легковоспламеняющихся и маловязких жидкостей должны быть оборудованы центробежными, а для налива масел и других вязких горючих жидкостей — роторными насосами.
Допустимая скорость истечения и движения нефтепродуктов по трубопроводу определяется в зависимости от объемного электрического сопротивления и зависит от свойств наливаемого продукта, диаметра трубопровода наливного устройства и свойств материалов его стенок. Она не должна превышать (см. прил. 2 — 5):
- для продуктов с удельным объемным электрическим сопротивлением не более 105 Ом·м — 10 м/с;
- для продуктов с удельным объемным электрическим сопротивлением не более 109 Ом·м — 5 м/с.
Для продуктов с удельным объемным электрическим сопротивлением более 109 Ом·м допустимые скорости истечения и транспортировки устанавливаются для каждого продукта отдельно, безопасная скорость движения и истечения этих продуктов составляет 1,2 м/с при диаметрах трубопроводов до 200 мм.
Ограничение максимальной скорости налива легковоспламеняющихся и горючих жидкостей до безопасных пределов обеспечивается перепуском части продукта во всасывающий трубопровод насоса.
Требования данного пункта следует рассматривать совместно с требованиями Правил защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности.
Начальное заполнение цистерн нефтепродуктами следует производить со скоростью в трубопроводе не более 1 м/с до момента затопления конца загрузочной трубы на 0,4 — 0,5 м.
При необходимости транспортирования нефтепродуктов со скоростью, превышающей указанные выше, следует применять нейтрализаторы или релаксационные емкости ГОСТ 1510-84 «Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение».
3. Требования к минимальной скорости движения в трубопроводах газов и паров Правилами защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности не установлены (см. пункт I-2-1 «Правил»), эти скорости определяются технологическими требованиями.
Мероприятия по предотвращению опасных искровых разрядов при движении газов и паров предусмотрены главой II-6 «Правил», а именно:
«II-6-1. Для предотвращения возникновения опасных искровых разрядов при движении горючих газов и паров в трубопроводах и аппаратах необходимо всюду, где это технологически возможно, принимать меры к исключению присутствия в газовых потоках твердых и жидких частиц.
II-6-2. Конденсация паров и газов при большом перепаде давлений вызывает сильную электризацию газовых струй при истечении их через неплотности. Это требует повышенного внимания к герметизации оборудования, содержащего горючие пары и газы под высоким давлением.
II-6-3. Не допускается присутствие в газовом потоке незаземленных металлических частей и деталей оборудования.
Отвод зарядов из газового потока путем введения в него заземленных металлических сеток, пластин, рассекателей, коаксиальных стержней и т. п. устройств не рекомендуется» (см. также главы 2.3 и 2.6 РД 39-22-113-78 «Временные правила защиты от проявлений статического электричества на производственных установках и сооружениях нефтяной и газовой промышленности»).
Рекомендуем обратить внимание на следующие документы:
РТМ 6-28-007-78 «Допустимые скорости движения жидкостей по трубопроводам и истечения в емкости (аппараты, резервуары)».
РТМ II-2-67 «Руководящие материалы по выбору диаметра трубопроводов. Оптимальные скорости в трубопроводах».
- Рубрики
- Запорная арматура
- Трубы
- Фитинги
- Монтаж запорной арматуры для газа: главные моменты
- Особенности и характеристики труб для теплого пола с кислородным барьером
- Проходной запорный вентиль: функционирование
- Прокладка коммуникаций с применением полипропиленовых фитингов Pro Aqua
- Что лучше: трубы PE-Xa или PE-RT
https://pipe-s.ru/skorost-gaza-v-truboprovode-normy/