Полная версия

Главная arrow Логистика arrow Технологические потери природного газа при транспортировке по газопроводам : магистральные газопроводы, наружные газопроводы, внутридомовые газопроводы

  • Увеличить шрифт
  • Уменьшить шрифт


<<   СОДЕРЖАНИЕ ПОСМОТРЕТЬ ОРИГИНАЛ   >>

Потери газа, вследствие негерметичности газопроводов и оборудования

При эксплуатации газопроводов должны выполняться следующие виды работ:

  • — техническое обслуживание;
  • — плановые ремонты (текущие и капитальные);
  • — аварийно-восстановительные;
  • — отключение недействующих газопроводов и газового оборудования.

К техническому обслуживанию газопроводов относятся следующие работы:

  • — наблюдение за состоянием наружных газопроводов и сооружений на них, включая средства электрозащиты, а также устранение мелких неисправностей, возникающих в процессе эксплуатации;
  • — осмотр арматуры, установленной на газопроводах;
  • — проверка состояния газопроводов и их изоляции приборами, буровым и шурфовым осмотром или посредством опрессовки;
  • — измерение давления газа в газопроводах;
  • — измерение электрических потенциалов на газопроводах.

В состав текущего ремонта газопроводов должны входить следующие основные работы:

  • — устранение дефектов, выявленных при техническом обслуживании;
  • — устранение провеса надземных газопроводов, восстановление или замена креплений надземных газопроводов;
  • — окраска надземных газопроводов;
  • — приведение в порядок настенных знаков;
  • — проверка состояния люков, крышек газовых колодцев, кове- ров и устранение перекосов, оседаний и других неисправностей;
  • — ремонт запорной арматуры и компенсаторов;
  • — окраска задвижек, кранов и компенсаторов;
  • — проверка герметичности резьбовых соединений, конденса- тосборников и гидрозатворов, устранение повреждений их стояков, наращивание или обрезка выводных трубок конденсато- сборников, гидрозатворов и контрольных трубок.

В состав капитального ремонта подземных и надземных газопроводов входят следующие основные работы:

  • — ремонт или замена участков труб, пришедших в негодность, установка усилительных муфт;
  • — замена изоляции вместе с трубами или без них на отдельных участках газопроводов;
  • — ремонт кирпичной кладки колодцев с разборкой и заменой перекрытий, замена изношенных люков и крышек, перекладка горловин, полное восстановление или ремонт гидроизоляции колодцев;
  • — наращивание колодцев по высоте, оштукатуривание колодцев заново, смена лестниц, ходовых скоб и др.;
  • — замена неисправных кранов и задвижек;
  • — разборка задвижек и кранов, замена износившихся узлов и деталей;

— демонтаж или замена конденсатосборников, гидрозатворов, ремонт и замена коверов и др.

Кроме перечисленных работ при капитальном ремонте газопроводов должны производиться все виды работ, предусмотренные при текущем ремонте и техническом обслуживании.

Годовой объём потерь газа, связанный с негерметичностью фланцевых и резьбовых соединений, Унегерм, м3, определяется по формуле (17)

где р — плотность газа абсолютная, кг/м3 (принимается по паспорту качества газа);

Grop- удельное количество выбросов газа, кг/год, находится по формуле [6]

где г — коэффициент запаса, принимаемый из табл. 11

Таблица 11

Давление газа, Ризб, Па

П

свыше 300000

2

от 5000 до 300000

1,5

менее 5000

1,1

Риз6 — избыточное давление газа в системе, Па; т — коэффициент негерметичности, величина относительного падения давления в единицу времени, 1/ч, рассчитывается по формуле

где к- множитель: при d> 250 мм, к -250/ при d < 250 мм, к = 1

где т — время испытания на герметичность, час;

Р у Р у Т у Т. — давление газа, Па, и температура газа, К, в начале испытаний и в конце.

Значение тх можно выбрать из табл. 12:

Таблица 12

Срок эксплуатации оборудования

т,

до 1 года

0,001-0,002

от 1 до 20 лет

0,002

от 20 лет

0,002-0,004

Vn — объем полости газопровода, м3 (между отключающими устройствами);

М — молекулярная масса газа, кг/кмоль (принимается по данным из Приложения 1);

Т — абсолютная температура газа, К.

Пример расчета годового объёма потерь природного газа вследствие негерметичности газопровода приведен в Приложении 2.

По формуле (18) можно определить удельные показатели выбросов газа, связанных с негерметичностью, для фиксированных значений давлений, диаметров на 1 п. м. длины газопровода. Результаты расчетов представлены в табл. 13.

Таблица 13

Диаметр

газопровода, d, мм

Удельное количество выбросов газа за год на один погонный метр газопровода, Gro, м3/п. м. в год

при давлении 5000 Па

50

0,00219

65

0,00369

80

0,00559

100

0,00875

150

0,01971

200

0,035695

250

0,072974

300

0,105078

400

0,186788

Окончание таблицы 13

при давлении 300000 Па

50

0,232863

65

0,301565

80

0,456803

100

0,7005459

150

1,5762284

200

2,8021707

250

4,3783952

300

6,3048874

400

11,208683

при давлении 600000 Па

50

0,3502748

65

0,5919622

80

0,8966999

100

1,4010919

150

3,1524437

200

5,6043572

250

8,7567903

300

12,609788

400

22,417388

при давлении 1200000 Па

50

0,7005459

65

1,1839141

80

1,7933892

100

2,8021763

150

6,3048874

200

11,2086828

250

17,5135807

300

25,2195645

400

44,8347762

Потери природного газа на газораспределительных пунктах (ГРП) происходят вследствие негерметичности соединений оборудования, арматуры и газопроводов. Объём потерь природного газа определяется по формуле (17) и (18). В табл. 14 приведены данные по объёму газопроводов и оборудования, установленного на ГРП.

Таблица 14

Оборудование ГРП

Объём газопроводов и оборудования, м3, установленного на

входном давлении

выходном давлении

ГРП с регулятором РДБК 1-50 с учетом расхода газа ротационным счетчиком

0,25

0,12

ГРП с регулятором РДБК 1-50 с учетом расхода газа сужающим устройством, турбинным счетчиком

0,32

0,16

ГРП с регулятором РДБК1-100 с учетом расхода газа сужающим устройством, турбинным счетчиком

1,3

0,68

ГРП с регулятором РДУК 2-200 с учетом расхода газа сужающим устройством, турбинным счетчиком

2,1

1,11

ГРПБ

0,055

0,033

ГРПШ

0,0015

0,001

Для стабилизации режима работы газораспределительной системы кроме ГРП применяются шкафные газорегуляторные пункты (ГРПШ) и газорегуляторные установки (ГРУ), которые отличаются от ГРП меньшим объемом газопроводов и оборудования и соответственно меньшим удельным количеством выбросов газа за счет негерметичности фланцевых соединений.

При эксплуатации ГРП и ГРУ должны выполняться следующие работы:

  • — осмотр технического состояния;
  • — проверка параметров срабатывания предохранительных запорных и сбросных клапанов не реже одного раза в 2 месяца, а также по завершении ремонта оборудования;
  • — техническое обслуживание не реже одного раза в 6 месяцев;
  • — текущий ремонт не реже одного раза в год, если заводом — изготовителем регуляторов давления, предохранительных клапанов, телемеханических устройств не требуется проведения ремонта в более короткие сроки;

— капитальный ремонт при замене оборудования, средств измерения, отопления, освещения и при восстановлении строительных конструкций здания на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров.

Осмотр технического состояния ГРП и ГРУ должен проводиться по графикам в сроки, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации, утвержденные главным инженером (техническим директором) предприятия газового хозяйства.

При осмотре технического состояния ГРП (ГРУ) должны выполняться:

  • — проверка по приборам давления газа до и после регулятора, перепада давления на фильтре, температуры воздуха в помещении, отсутствия утечки газа с помощью мыльной эмульсии или прибором;
  • — контроль за правильностью положения молоточка и надежности сцепления рычагов и предохранительно-запорного клапана;
  • — проверка состояния и работы электроосвещения, вентиляции, системы отопления, визуальное выявление трещин и неплотностей стен, отделяющих основное и вспомогательное помещения;
  • — обслуживание контрольно-измерительных приборов;
  • — внешний и внутренний осмотр здания, при необходимости — очистка помещения и оборудования от загрязнения.

При оснащении систем газоснабжения города (населенного пункта) средствами телемеханики (телеизмерения и телесигнализации) технический осмотр как телемеханизированных ГРП, так и не телемеханизированных, но работающих в одной системе с те- лемеханизированными должен производиться в сроки, определяемые специальной инструкцией по эксплуатации систем телемеханики, но не реже одного раза в месяц.

При техническом обслуживании должны выполняться:

  • — проверка работоспособности и герметичности запорной арматуры и предохранительных клапанов;
  • — проверка плотности всех соединений и арматуры, устранение утечек газа, осмотр фильтра;
  • — смазка трущихся частей и перенабивка сальников;
  • — определение плотности и чувствительности мембран регулятора давления и управления;
  • — продувка импульсных трубок к контрольно-измерительным приборам, предохранительно-запорному клапану и регулировка давления;
  • — проверка параметров настройки запорных и сбросных клапанов.

При ежегодном текущем ремонте обязательно выполнение следующих работ:

  • — разборка регуляторов давления, предохранительных клапанов с очисткой их от коррозии и загрязнений, проверкой плотности прилегания к седлу клапанов, состояния мембран, смазкой трущихся частей, ремонтом или заменой изношенных деталей, проверкой надежности креплений конструкционных узлов, не подлежащих разборке;
  • — разборка запорной арматуры, не обеспечивающей герметичности закрытия;
  • — ремонт строительных конструкций;
  • — проверка и прочистка дымоходов — один раз в год перед отопительным сезоном;
  • — ремонт системы отопления, в том числе отопительной установки — один раз в год перед отопительным сезоном.

После проверки и настройки оборудования и устранения всех неполадок проверяют плотность всех соединений. В случае обнаружения утечки газа должны быть приняты меры к ее немедленному устранению.

К капитальному ремонту ГРП (ГРУ) относятся следующие работы:

  • — ремонт и замена устаревшего и изношенного оборудования или отдельных его частей;
  • — ремонт здания ГРП.

Пример расчета объёма выброса природного газа для ГРП и ГРПШ вследствие негерметичности газопроводов и оборудования приведен в Приложении 3.

Для поддержания заданного режима работы газораспределительной системы в состав основного технологического оборудования ГРП входят два предохранительных клапана — предохранительно-запорный клапан (ПЗК) и предохранительно-сбросной клапан (ПСК). ПЗК предотвращает подачу газа потребителям в случае значительного отклонения давления газа на выходе регулятора по сравнению с заданной рабочей величиной. При срабатывании ПЗК сброса природного газа в атмосферу не происходит, а следовательно, и потерь его нет. Возобновление подачи газа в случае срабатывания ПЗК возможно после вмешательства специалистов газового хозяйства.

Для исключения частого срабатывания ПЗК в составе основной технологической линии ГРП установлен ПСК, который вступает в работу при повышении давления газа за регулятором раньше ПЗК и сбрасывает в атмосферу излишки газа через сбросную свечу, снижая тем самым давление газа в системе. Объём выброса газа зависит от площади сечения клапана, давления газа и времени выброса газа.

Для расчета объёма сброса газа через ПСК сначала необходимо определиться с режимом истечения газа — критический или некритический. Если скорость истечения газа (W) больше скорости звука (W ), то режим истечения газа является критическим, если W < W , то режим истечения газа некритический.

Расчет скорости звука в природном газе, W3B к, м/с, проводится по формуле [8]

где Т — температура газа, К;

Z — коэффициент сжимаемости газа (формула 4); р — абсолютная плотность газа, кг/м3, принимается по данным паспорта качества газа; к — показатель изоэнтропы (адиабаты)

где Ра — абсолютное давление газа, МПа;

Т — температура газа, К;

Р — абсолютная плотность газа, кг/м3;

хп — молярная составляющая азота (принимается по паспорту качества газа, хп-0,012).

Расчет скорости истечения газа, Wr, м/с, проводится по формуле Сен-Венана [8]

где Р - давление газа абсолютное (в газопроводе), Па;

Р2 — абсолютное атмосферное давление, Па; к -показатель изоэнтропы (адиабаты), расчет по формуле (20). рф- плотность газа фактическая, кг/м3

где р- абсолютная плотность газа, кг/м3, принимается по данным из паспорта качества газа;

Ратм- давление приведения, МПа;

Т{ — температура приведения, К;

Р - абсолютное давление газа, МПа;

Т-температура газа, К;

Z- коэффициент сжимаемости газа.

Если режим истечения газа через ПСК критический (1V>W ),

то объём выброса,У , м3, определяют по формуле [3]

где S — площадь сечения трубы, через которую производится продувка, м2;

Ра — абсолютное давление газа перед сечением трубы, через которую производится продувка, кг/см2;

т — продолжительность продувки при критическом истечении газа, с;

296 — эмпирический коэффициент, м-см2/кг-с.

При некритическом режиме истечения газа, объём выброса через ПСК (Уекрит, м3) определяют по формуле [3]

где S — площадь отверстия, через которое производится выброс газа, м2;

Ра — абсолютное давление газа, кгс/см2;

т — время истечения газа, сек;

110 — эмпирический коэффициент,м*см2/кгс.

В Приложении 4 приведен расчет объёма выброса природного газа через ПСК.

 
<<   СОДЕРЖАНИЕ ПОСМОТРЕТЬ ОРИГИНАЛ   >>