Скорость газа в трубопроводе нормы

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.

Читать статью  Транспорт нефти и газа. Виды, способы транспортировки углеводородов

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.

Читать статью  Расчет скорости газа в трубопроводе по расходу

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.

Читать статью  Калькулятор расчета расхода газа и диаметра газопровода

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».

Оставьте комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

Прокрутить вверх