Скорость газа в газопроводе: Определение пропускной способности трубопроводов ГРС

Содержание

Распределительные газопроводы и их классификация — Что такое Распределительные газопроводы и их классификация?

Газопровод является важным элементом системы газоснабжения, так как на его сооружение расходуется 70-80% всех капитальных вложений.

ИА Neftegaz.RU. В системах газоснабжения в зависимости от давления транспортируемого газа различают:

газопроводы высокого давления I категории (рабочее давление газа от 0,6 до 1,2 МПа),
газопроводы высокого давления II категории (рабочее давление газа от 0,3 до 0,6 МПа),
газопроводы среднего давления (рабочее давление газа от 0,005 до 0,3 МПа),
газопроводы низкого давления (рабочее давление газа до 0,005 МПа).

При этом от общей протяженности распределительных газовых сетей 80% приходится на газопроводы низкого давления и 20% — на газопроводы среднего и высокого давлений.

Газопроводы низкого давления служат для подачи газа к жилым домам, общественным зданиям и коммунально-бытовым предприятиям.

Газопроводы среднего давления через газорегуляторные пункты (ГРП) снабжают газом газопроводы низкого давления, а также промышленные и коммунально-бытовые предприятия.

По газопроводам высокого давления газ поступает через газораспределительные установки (ГРУ) на промышленные предприятия и газопроводы среднего давления.

Связь между потребителями и газопроводами различных давлений осуществляется через ГРП и ГРУ и ГРШ.

В зависимости от расположения газопроводы делятся на наружные (уличные, внутриквартальные, дворовые, межцеховые) и внутренние (расположенные внутри зданий и помещений), а также на подземные (подводные) и надземные (надводные).

В зависимости от назначения в системе газоснабжения газопроводы подразделяются на распределительные, газопроводы-вводы, вводные, продувочные, сбросные и межпоселковые.

Распределительными являются наружные газопроводы, обеспечивающие подачу газа от магистральных газопроводов до газопроводов — вводов, а также газопроводы высокого и среднего давлений, предназначенные для подачи газа к одному объекту.

Газопроводом-вводом считают участок от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства на вводе.

Вводным газопроводом (газопровод — ввод) считают участок от отключающего устройства на вводе в здание до внутреннего газопровода.

Межпоселковыми являются распределительные газопроводы, проложенные между населенными пунктами и связывающие газопроводы различного назначения между собой.

Внутренним газопроводом считают участок от газопровода-ввода (вводного газопровода) до места подключения газового прибора или теплового агрегата.

В зависимости от материала труб газопроводы подразделяют на металлические (стальные, медные) и неметаллические (полиэтиленовые).

Различают также трубопроводы с сжиженным углеводородным газом (СУГ), а также сжиженным природным газом (СПГ), при криогенных температурах.

По принципу построения распределительные системы газопроводов делятся на кольцевые, тупиковые и смешанные.

В тупиковых газовых сетях газ поступает потребителю в одном направлении, т. е. потребители имеют одностороннее питание.

В отличие от тупиковых кольцевые сети состоят из замкнутых контуров, в результате чего газ может поступать к потребителям по 2

м или нескольким линиям.

Надежность кольцевых сетей выше тупиковых.

При проведении ремонтных работ на кольцевых сетях отключается только часть потребителей, присоединенных к данному участку.

В систему газоснабжения входят распределительные газопроводы всех давлений, газораспределительные станции (ГРС), газорегуляторные пункты и установки.

Все элементы систем газоснабжения должны обеспечивать надежность и безопасность подачи газа потребителям.

В зависимости от числа ступеней и давления газа в газопроводах, системы газоснабжения городов и населенных пунктов делятся на одно-, двух-, трех- и многоступенчатые.

Одноступенчатые системы газоснабжения обеспечивают подачу газа потребителям по газопроводам только одного давления, как правило, низкого (рис.5.1 )

^{Двухступенчатые системы газоснабжения (рис.5.2) обеспечивают распределение и подачу газа потребителям по газопроводам среднего и низкого или высокого и низкого давлений.
Трехступенчатая система газоснабжения позволяет осуществлять распределение и подачу газа потребителям по газопроводам низкого, среднего и высокого давлений.
Многоступенчатая система газоснабжения предусматривает распределение газа по газопроводам высокого I категории (до 1,2 МПа), высокого II категории (до 0,6 МПа), среднего (до 0,3 МПа) и низкого (до 500 даПа) давлений.

Выбор системы газоснабжения зависит от характера планировки и плотности застройки населенного пункта.

Устройство подземных распределительных газопроводов.

Система газоснабжения должна быть надежной и экономичной, что определяется правильным выбором трассы газопровода, который зависит от расстояния до потребителя, ширины проездов, вида дорожного покрытия, наличия вдоль трассы различных сооружений и препятствий, а также от рельефа местности.

Минимальная глубина заложения газопроводов должна быть не менее 0,8 м.

В местах, где не предусматривается движение транспорта, глубина заложения газопровода может составлять 0,6 м.

Расстояние от газопровода до наружной стены колодцев и камер подземных сооружений должно быть не менее 0,3 м.

Допускается укладка 2^х и более газопроводов в одной траншее на одном или разных уровнях.

При этом расстояние между газопроводами в свету должно быть достаточным для их монтажа и ремонта.

Расстояние по вертикали между подземными газопроводами всех давлений и другими подземными сооружениями и коммуникациями должно составлять:
при пересечении водопровода, канализации, водостока, каналов телефонных и теплосети — не менее 0,2 м,
электрокабелей и телефонных бронированных кабелей — не менее 0,5м,
электрокабелей маслонаполненных (на 110-220 кВ) — не менее 1,0 м.

Допускается уменьшать расстояние между газопроводом и электрокабелем при прокладке их в футлярах.

При этом концы футляра электрокабеля должны выходить на 1 м по обе стороны от стенок пересекаемого газопровода.

При пересечении каналов теплосети, коллекторов, туннелей, каналов с переходом над или под ними следует предусматривать прокладку газопровода в футляре, выходящем на 2 м в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений, а также проверку физическими методами контроля всех сварных стыков в пределах пересечения и на расстоянии 5 м в стороны от наружных стенок этих сооружений.

Запорную арматуру и конденсатосборники на газопроводах устанавливают на расстоянии не менее 2 м от края пересекаемой коммуникационной системы или сооружения.

Газопроводы в местах прохода через наружные стены зданий заключают в футляры диаметром не менее чем на 100-200 мм больше диаметра газопровода.
Особенности расчета течения газа с большой скоростью в ступенчатых газопроводах
АННОТАЦИЯ
В статье предлагается подход к оценке течения газа в газопроводах с резким изменением внутренних размеров канала стрелково-пушечного вооружения при различных скоростных режимах. Анализ соотношения давлений в дозвуковой и в сверхзвуковой области с учетом завихрений газа и с помощью варьирования газодинамическими функциями позволил уточнить местные потери в ствольном оружии, используя критерии подобия при течении жидкости. Теоретическое обоснование методики позволит на первых порах более точно смоделировать термодинамические процессы при высоких давлениях, что актуально именно для газопроводов стрелково-пушечного вооружения.
Исследуемые параметры газодинамики подтверждаются и геометрическими, в частности варьированием площадями сечений, что может дать большие возможности, например для автоматического регулирования перепадов давления в динамике переходных процессов. Следует также отметить, что слишком большое введение различных коэффициентов, имеющихся в классических трудах, уводят от верной оценки газодинамических процессов, особенно в областях завихрений при движении газа. В статье число таких коэффициентов сведено к минимуму. Однако предложенная методика требует серьезной экспериментальной проверки, которые можно провести в полигонных условиях или в ограниченном режиме в лабораторных, моделируя газодинамические процессы и геометрию образцов в основном стволов стрелково-пушечного-вооружения.
ABSTRACT
The article proposes an approach to the evaluation of gas flow in pipelines with an abrupt change in the internal dimensions of the channel of small arms and cannon at various speeds. Analysis of pressure ratio in subsonic and in the supersonic region, given the turbulence of the gas and by varying the gas-dynamic functions allow to specify local losses in conventional weapons, using the criteria of similarity for flow of liquid. Theoretical justification of the methodology will at first, to more accurately simulate thermodynamic processes at high pressures, which is important for pipelines small arms and cannon. The studied parameters of the dynamics are confirmed and geometric, in particular by varying the section areas that can give great opportunities, for example for automatic control of pressure differentials in the dynamics of transient processes. It should also be noted that too much the introduction of various coefficients present in the classical works being taken away from accurate estimates of gas-dynamic processes, particularly in the areas of turbulence in the gas flow. In the article, the number of such coefficients is minimized. However, the proposed technique requires serious experimental validation that can be performed in field conditions or in a restricted mode in a laboratory, simulating gasdynamic processes and the geometry of the samples is mainly of the trunks of small arms and cannon armament.

Во многих образцах автоматического оружия отвод порохового газа из канала ствола в рабочие камеры (газовые двигатели, газовые противооткатные устройства) производится через ступенчатые газопроводы с внезапным их сужением или внезапным расширением. Течение газа в трубах с внезапным изменением их сечения сопровождается диссипацией кинетической энергии газа — так называемыми гидравлическими потерями, приводящими к значительному изменению полного давления и дополнительному изменению параметров потока в зоне резкого перепада параметров его сечения. Поэтому в гидравлике внезапные изменения сечения называются местными сопротивлениями. Внезапное сужение приводит к изменению секундного расхода газа, отводимого из канала ствола, который не будет равен расходу через простой цилиндрический газопровод того же сечения. Особое значение приобретает определение параметров газа после внезапного расширения, знание которых необходимо для правильного учета потерь на теплоотдачу, достигающих в длинных газопроводах (газовые буфера авиапушек, газовые двигатели винтовок, газовые экстракторы авиапушек) до 50-60% от величины поступающей в газопровод энергии.
В настоящее время расчет течения газа в ступенчатых газопроводах производится в квазистационарной постановке. Имеющиеся в литературе инженерные методы расчета течения газа при внезапном расширении, например, в [2,3] основаны либо на предельных случаях — равенство p₃=р₁ для дозвукового потока и p₃=р₂для сверхзвукового потока после внезапного расширения, либо на чисто гидравлической постановке при p=const (формула Борда – Карно). Ни тот, ни другой случай, не имеют для течения газа достаточного физического и экспериментального обоснования, причем ошибки от применения той или иной гипотеза возрастают с увеличением скорости течения. Между тем в имеющейся литературе опытные данные позволяют более точно и без существенного усложнения задачи рассчитать течение газа с внезапным изменением сечения.
Рисунок 1. Потеря давления газа
Рассмотрим физическую картину течения газа при внезапном расширении (рис. 1). При внезапном расширении всегда имеется переходный участок длиной (6-10) диаметров, включающий в себя движущийся газ и застойную, вихревую зону. В общем случае давление на заплечики находится между значениями р₂ и р₁. При этом возможны два качественно различных случая. Если поток до внезапного расширения звуковой, то согласно закону обращения воздействий он будет замедляться, а давление газа возрастать. Тогда р₁<р₃<р₂и наружное противодавление будет влиять на течение только, когда оно больше расчетного давления р₂. При этом всегда будет устанавливаться равенство р₂=p_н, не соответствующее расчетному значению р₂. Нетрудно видеть, что допущения p₃=р₁  приводит к снижению давления на заплечики, к уменьшению количества движения после расширения к завышению гидравлических потерь. Более обоснованным физически для дозвукового потока явилось бы допущение p₃=р₂. Если поток до внезапного расширения сверхзвуковой или критический, то при расширении его скорость должна возрастать, а давление падать, т.е. р₁<р₃<р₂.
При наличии противодавления, когда p_н>р₂ может произойти подтормаживание сверхзвукового потока, сопровождающееся скачком уплотнения и повышением давления р₂ до величины больше p_н. Допущение p₃=р₂, иногда принимаемое в этом случае [3] приводит также к занижению давление на заплечики и к увеличению гидравлического сопротивления.
Таким образом, оба случая гарантируют завышение гидравлических потерь, а, следовательно, и возрастание энтропии.
Рассмотрим возможные случаи расчета течений с внезапным расширением сечения потока. Исходя из системы уравнений газодинамики, запишем выражения для отношения параметров до и после изменения параметров сечения.
В качестве одного из них возьмем закон обращения воздействия [1-5], который в данном случае при уравнении состояния
имеет вид
                    =                                        (1)
где α,ρ,p-коволюм, плотность и давление газа;
R,T-универсальная газовая постоянная и температура газа;
M,a-число Маха и скорость течения газа;
   -изменение скорости движения газа и площади поперечного сечения газопровода;
k-показатель адиабаты,
а гидравлические потери, вызванные вихреобразованием, записываются по формуле Вейсбаха
где ϛ-безразмерный коэффициент, характеризующий местные сопротивления.
При условии осреднения величин  и М до  и  (далее, все параметры с чертой вверху-осредненные), решение уравнения (1) приводит к выражению
                                ,                                 (2)
в котором
= =1+
Из уравнений энергии, неразрывности, состояния имеем
                                             =                                                       (3)
                                                                        (4)
                                                                                    (5)
И, наконец, в качестве условия возрастания энтропии, воспользуемся отношением полных давлений
                                                                                 (6)
Система уравнений (2) – (6) справедлива, как для внезапного сужения, так и внезапного расширения, и позволяет в общем случае найти пять искомых параметров ρ₂, p₂, T₂, M₂, . При α = 0 в уравнениях нужно принять .
Порядок решения системы зависит от способа задания потерь при внезапном изменении сечение потока [3-5].
1) Задано значение коэффициента ϛ.
В этом случае двумя приближением из уравнения (2) в первом приближении  находим значением М₂, а затем из уравнений (1) — (4) определяем Т₂, ρ₂, p₂.
Уравнение (5) служит в качестве критерия правильности решения. Коэффициент потерь ϛ находится из экспериментальных данных, которые для случая внезапного расширения и с учетом числа Рейнольдса обрабатываются в виде
либо для развития турбулентного течения в виде [2]

Если принять степенной закон изменения скорости по течению трубы
,
то для круглой трубы при переменном значении радиуса трубы r имеем
При значений m=7, принятом в гидравлике, γ=1,06; β=1,02.
Из зависимости для коэффициента K следует отметить формулу Гибсона
= ,
       полученную для 1,25 < d < 15 см.
Отметим так же, что все приведенные зависимости получены для жидкости применительно к течению порохового газа и нуждаются в экспериментальном уточнении. По-видимому, при течении газа с большой скоростью
2) Задано значение коэффициента потерь полного давления

В этом случае значением М₂ находится из уравнения (6).
Данных по величинам коэффициента χ при внезапном расширении в литературе нет. Для внезапного сужения в первом приближении можно порекомендовать значения коэффициента χ, полученные для отвода газов из канала ствола и приведенные в таблице 1.
Таблица 1
Параметры отвода газов при внезапном сужении
λ₁
0
0,2
0,4
0,5
0,6
0,8

χ₁
0,76
0,72
0,64
0,58
0,53
0,48

3) Задано отношение
Это отношение было определено Уиком для случая критического истечения газа через плоский канал [1,6]. Экспериментальных данных для течения газа в круглых трубах нет, потому что данные по λ₂ имеют довольно существенный разброс.
При задании отношения  при расчете вместо управления (2) следует исходить из уравнения количества движения при расходе газа G, например, в виде
В заключении остановимся на определении числа М₂ для внезапного расширения при критическом режиме истечения. Решение уравнения (2) или (6), при этом даст два значения – дозвуковое и сверхзвуковое. Формально следует брать сверхзвуковое решение. Однако сверхзвуковое решение не соответствует физике процесса, так как до расширения всегда имеется цилиндрический участок, скорость течения по которому вследствие теплоотдачи падает и становится дозвуковой.
Таким образом, приведенная методика позволяет вести расчет течения газа в газопроводах с внезапным истечением сечения при любых способах задания местного сопротивления. Однако коэффициент учета местных сопротивлений требуют экспериментального уточнения применительно к течению газа с большой скоростью.

Список литературы:
1. Абрамович Г.Н. Прикладная газовая динамика. — М.: Наука, 1976. — 888 с.
2. Дейч М.Е. Техническая газодинамика. — М.: Энергия, 1974. — 592 с.
3. Кулагин А.В. Газодинамический подход к оценке потерь на теплоотдачу в простом газопроводе // Инже-нерный вестник Дона, 2013, №2 / [Электронный ресурс]. — Режим доступа: URL: ivdon.ru/uploads/article/pdf/IVD_82_Kulagin.pdf_1736.pdf (дата обращения: 10.10.2016)
4. Кулагин В.И. Газодинамика автоматического оружия. — М.: ЦНИИ информации, 1985. — 256 с.
5. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа. — М.: Дрофа, 2003. — 840 с.
6. Черный Г.Г. Газовая динамика. — М.: Наука, 1988 — 424 с.

References:
1. Abramovich G.N. Applied gas dynamics. Moscow, Nauka Publ., 1976, 888 p. (In Russian).
2. Deitch M.E. Technical gas dynamics. Moscow, Energiia Publ., 1974 — 592 p. (In Russian).
3. Kulagin A.V. Gas-dynamic approach to assessing the loss on heat transfer in a simple gas pipeline. Inzhenernyi vestnik Dona [Engineering journal of Don], 2013, no. 2. Available at: URL: ivdon.ru/uploads/article/pdf/IVD_82_Kulagin.pdf_1736.pdf (accessed 10 October 2016).
4. Kulagin V.I. Dynamics automatic weapons. Moscow, TsNII informatsii Publ.,1985, 256 p. (In Russian).
5. Loytzyansky L.G. Mechanics of liquid and gas. Moscow, Drofa Publ., 2003, 840 p. (In Russian).
6. Cherny G.G. Gas dynamics. Moscow, Nauka Publ., 1988, p. 424 (In Russian).

Скорость движения газов в трубе

Пример. Газ поступает в газохранилище по двум трубам, диаметры которых 1 и 2- Линейная скорость движения газа в трубах одинакова и равна и. Если заменить разные трубы одинаковыми, то каков должен быть их диаметр й при условии, что общее количество поступающего газа и линейная скорость его движения должны остаться прежними [c. 616] Скорость движения газа в трубе [c.167]
Скорость движения газа в трубе определяют по расходу и сечению трубы [c.180]
Поскольку плотность продуктов сгорания уменьшается с повышением их температуры, требуется дымовая труба меньшей высоты. Тяга также улучшается с понижением температуры окружающего воздуха. Высота дымовых труб на нефтеперерабатывающих установках составляет 40—50 м и более, а создаваемое разрежение 150—200 Па. Скорость движения газов в трубе обычно принимают равной 4—8 м/с при естественной тяге и 8—16 м/с ирп искусственной, согласуя ее с величиной гидравлического сопротивления. [c.215]

Скорость движения газа в трубе факела независимо от возможных колебаний нагрузок всегда должна быть больше скорости распространения пламени и в то же время — меньше некоторой предельной скорости, при которой возможен отрыв пламени. Однако, как уже говорилось выше, при недостаточных скоростях газа в факель- [c. 217] Газ по трубопроводам всегда перемещается из участков с повышенным давлением в участки, где давление ниже. Движение газа продолжается до тех пор, пока давление в системе газопроводов не выровняется. Скорость движения газа в трубе зависит от количества газа, протекающего через его поперечное сечение в единицу времени чем больше количество газа, тем больше и его скорость, чем больше диаметр трубы, тем меньшей будет скорость движения газа. [c.77]
Диапазон изменения начальной скорости движения газов в трубе—15 — 30 м/сек, концентрацпи 0,1—5 кг/кг, температуры 20 — 300 °С. [c.84]
Пример, Газ поступает в газохранилище по двум трубам, имеющим диаметры и , линейные скорости движения газа в трубах соответственно равны г , и Если заменить обе трубы двум/1 новыми трубами одинакового диаметра, то каким должен быть этот диаметр (1. чтобы общая пропускная способность труб и линейная скорость газа в каждой трубе остались прежними [c. 440]

Скорость движения газа в трубах (секциях) электрофильтра [c.43] Для применения рассматриваемого метода к решению задачи необходимо также выяснить вопрос о сжимаемости исследуемой среды. В тех случаях, когда скорость движения газа в трубе мала по сравнению со скоростью звука в этом газе, можно рассматривать среду как несжимаемую жидкость и для исследования движения потока применять уравнения, справедливые для несжимаемой жидкости с добавлением уравнения состояния газа. Ошибка, которую мы вводим в уравнение неразрывности, пренебрегая сжимаемостью газа, составляет менее 1%, если скорость движения газа не превышает примерно 1/7 скорости звука в неподвижной среде [27]. В рассматриваемых условиях скорость звука в паропроводе составляет 120 м/сек. Для применения уравнений несжимаемой жидкости с вышеуказанной точностью необходимо, чтобы скорость потока пара не превышала 17 м/сек. Скорость потока пара в паропроводе насоса, равная примерно 10 м/сек, удовлетворяет этому требованию, значит для нахождения рационального профиля верхнего сопла метод С. А. Чаплыгина применить можно. Движение паров масла в паропроводе высоковакуумного пароструйного насоса можно описать основными уравнениями гидродинамики идеальной несжимаемой жидкости. Уравнение для движущегося элемента жидкости при условии пренебрежения трением и силой тяжести записывается так [c.197]
Средняя скорость движения газа в трубах электрофильтра у =- =- = 1,46 ж/сек, [c.42]
Скорость движения газов в трубах (приведенная к незаполненному объему) составляет w = 3,5 м/сек. [c.438]
Особые условия должны соблюдаться при сжигании на факелах ацетилена. При сжигании ацетилена в среде воздуха скорость горения этого газа составляет около 3 м/с. Поэтому считают, что принимаемая скорость движения газа в трубе 5— 8 м/с соответствует условиям безопасного горения. Чтобы предотвратить образование застойных зон горючего газа в стволе периодически работающей факельной установки, его следует продувать азотом. В необходимых случаях перед факельным стволом на газопроводе устанавливают огнепреградители. Это позволяет предотвратить распространение пламени в факельные трубопроводы через ствол. Предварительно огнепреградители должны быть испытаны если при испытанни не было проскока пламени, то их можно устанавливать на трубопроводе. Огнепреградители обычно устанавливают в тех случаях, когда могут образоваться горючие смеси с нормальной скоростью распространения пламени с 0,45 м/с и для локализации взрывного распада ацетилена. [c.221]
Скорость движения газа в трубе факела, г1езависимо от возможных колебаний нагрузки, всегда должна быть больше скорости распространения пламени, и в то же время — меньше некоторой предельной скорости, при которой в зможен отрыв пламени. [c.133]
Сопротивление движущегося плотного слоя находят по формуле (Х,42). График AP=f(w) для рассчитываемых переточных устройств представлен на рис. 94. По графику определяют скорость движения газа в трубе переточного устройства 0,47 м/с для первого и 0,6 м/с для второго устройства. Принимая отношение Ртр1Ротв= 1,15, получают следующие скорости движения газа в отверстии переточных устройств 0,54 м/с для первого и 0,69 м/с для второго устройства. Определяют числа Архимеда для условий входа противоточного газа [c.218]
Аппарат представляет собэй вертикальную трубчатку, выполненную из алюминиевых труб диаметром 26/32 мя и длиной 7000 мм. Скорость движения газа в трубах 1=3,65 м/сек, скорость движения рассола в межтрубном пространстве 0)2=0.02 м сек. [c.458]
Аппарат представляет собой трубчатку вертикального тииа внутренний диаметр труб 26 мм., внешний 32 жи трубы алюминиевые, длина 7000-мж.. Скорость движения газа в трубах ге ] =3,65 м1сек. Скорость движения рассола в межтрубном пространстве Шг = 0,02 М/ сек. [c.338]
Скорость движения газов в трубе-сушилке за.чисит от размера зерен высушиваемого угля и колеблется в пределах 10—40 м/сек. Процесс сушки кратковременный. Наиболее итенсивно влага удаляется [c. 409]
Диаметр трубы-сушилки принимают в за-висимосги от производительности, крупности высушиваемого материала и скорости движения газов в трубе [c.410]
Скорость движения газов не должна сильно превышать скорость витания, так как это вызовет излишний раскод энергии и ненужное увеличение длины трубы. При сушке крупных частиц продукта (>10 мм) необходимо сильно увеличить скорость движения газов в трубе, вследствие чего сушка будет уже иеэкономичяой. [c.410]
Скорость газов в трубопроводе — Справочник химика 21

Для дальнейшего повышения взрывобезопасности факельных установок представляется целесообразным установить системы автоматического регулирования минимальных избыточного давления и скорости газа в трубопроводах сбросных газов. Для обеспечения бездымного сжигания газа следует автоматически регулировать соотношение горючего газа и водяного пара, подаваемых в горелку. [c. 236]

При расходе газа через контрольный трубопровод Vb=0,025 м /с, внутреннем диаметре трубопровода й = =0,005 м и расстоянии от сопла форсунок до диафрагмы 21 (см. рис. 84), где замеряли давление и температуру охлаждаемого газа, /,=6,5 м, скорость газа в контрольном трубопроводе i =10 м/с, а время движения испаряющейся капли (если принять скорость капли, равной средней скорости газа в трубопроводе) т=0,65 с. При средней температуре газа в трубопроводе ср=120°С за т= =0,65 с полностью испаряются в потоке газа капли спектра распыливания воды с медианным диаметром 60 и ПО мкм. При м=160 мкм и =120″С л исп=0,82, а при [c.202] Скорость газа в трубопроводе при рабочем давлении [c.334]
Скорость распространения взрыва в трубке диаметром 34 мм составляет 0,3 м/с при 17% (об.) аммиака в смеси, 0,5 м/с при 22% (об.) и 0,4 м/с при 25% (об.). Поэтому во избежание взрыва в контактных аппаратах содержание аммиака в аммиачно-воздушной смеси не должно превышать 12% (об. ), а скорость газа в трубопроводах не должна быть ниже указанной. Однако в условиях эксплуатации случаи превышения концентрации аммиака неоднократно наблюдались, что было вызвано отсутствием или неисправностью КИП и средств автоматизации, ошибками производственного персонала. [c.41]
В факельных системах во многих случаях не обеспечиваются необходимые избыточные давления и скорости газа в трубопроводах и на выходе из факельного ствола, что обусловлено большой потребностью в инертном или горючем продувочном газе (азоте, углекислом газе, метане, топливном газе нефтеперерабатывающих заводов, водороде, водяном паре и т. д.). [c.200]
При соблюдении этих условий изменение давления и скорости газа в трубопроводе протекает следующим образом. Область избыточного давления Ар, возникнув в начале трубопровода (а вследствие малой длины цилиндра — одновременно и у поршня), распространяется вдоль трубопровода I со скоростью звука и достигает его открытого конца за [c. 258]
С этого момента нулевое давление (Ар = 0) и нулевая скорость газа распространяются от открытого конца на весь трубопровод и к концу второй фазы колебания избыточное давление и скорость газа в трубопроводе возвращаются к исходному состоянию в начале первой фазы, т. е. становятся равными нулю. [c.259]
Средняя скорость газа в трубопроводе при тех же единицах может быть определена по формуле [c.219]
Пример 1. Дебит скважины влажного кислого газа составляет Рг = 90 тыс. м /сут. Вместе с газом из скважины добывают углеводородный конденсат у = 2,0 м /сут и воду (/в = 0,1 м /сут. Давление в выкидной линии скважины Р = 100 кг / м . Скорость газа в трубопроводе при рабочем давлении У .р 5,0 м/с. [c.334]

Пример 4. Из скважины добывается газа — 0 20 тыс. м /сут конденсата — = 20 м /сут воды — = 20 м /сут. Скорость газа в трубопроводе = 2 м/с при рабочем давлении Р = 10 МПа. [c.336] Минимальная скорость газа в трубопроводе встречных струй [c.126]
Действительно, если расход хладагента в контуре переменный и зависит от режима работы установки, скорость газа в трубопроводах также будет меняться. Для лучшего понимания рассмотрим в качестве примера установку, оборудованную двумя одинаковыми компрессорами, смонтированными в параллель, то есть установку с двумя ступенями мощности (100% или 50%). [c.206]
С Влияние скорости газа в трубопроводах на процесс возврата масла [c.227]
В отсутствие наклона, если скорость газа в трубопроводе низкая, масло стремиться под действием силы тяжести осесть на дно трубы и застаивается там. [c.227]
Кроме того в общем случае считается, что скорость газа в трубопроводах не должна превышать 20 м/с с тем, чтобы сохранить в разумных пределах потери давления и уровень шума. [c.227]
Большое превышение содержания кислорода в исходной смеси может привести не только к перегреву катализатора или к разрушению кладки печи, но и к появлению опасных концентраций кислорода в получаемом газе. При плохом смешении кислорода с углеводородным сырьем содержание кислорода в отдельных объемах смеси может значительно превысить необходимое и привести к местным перегревам. Скорости газов в трубопроводах на вводе в конвертор (печь) должны быть выше скорости распространения пламени. [c.422]
После прохождения каждого циклона температура газов понижается в среднем на 473° и конечная их температура составляет 473—553 К. Скорость газов в трубопроводах 15—20 м/с. [c.273]
Объем газа обычно измеряют при помощи диафрагмы—металлического диска с отверстием посредине. Диафрагма закрепляется между двумя фланцами трубопровода. Отверстие диафрагмы меньше диаметра трубопровода. Создаваемое диафрагмой сопротивление для прохождения газа будет тем больше,-чем выше скорость газа в трубопроводе. Если присоединить манометр одним коленом к газоходу до места установки диафрагмы, а другим— после нее, то манометр покажет разность давлений, возникшую вследствие сопротивления диафрагмы. По этой разности давлений мол но вы -и слить скорость потока, а затем расход газа. [c.311]
Определить скорость газа в трубопроводе, необходимую для того, чтобы время запаздывания пробоотборной системы не превышало 1 мин. [c.200]
Как видно из формулы (18), 7 не зависит от скорости газа в трубопроводе для определения 7 достаточно знать разность нивелирных высот рассматриваемых сечений трубопровода и разность удельных -весов газа, протекающего по трубопроводу, и воздуха, окружающего трубопровод. [c.37]
Вариант IV — прокладка трубопровода от цеха производства продуктов разделения воздуха до потребителя. Для азота диаметр трубопровода выбирают исходя из экономических соображений, для кислорода—из предельно допустимых скоростей газа в трубопроводе. [c.168]
После монтажа и гидроиспытания. трубопроводы продувают воздухом или азотом от турбокомпрессоров с содержанием масла не более 10 мг/м . Скорость газа в трубопроводе при продувке должна быть не менее 20 м/с. Продолжительность продувки устанавливается по результатам контроля чистоты выходящего продувочного газа, но не менее В ч. [c.281]
Оценим возможные значения L. Пусть перед сепаратором расположен дроссель. За дросселем давление p= Q МПа температура Т = 273 К скорость газа в трубопроводе I7= 10 м/с диаметр трубопровода d = 0,A м плотность жидкости и газа соответственно = 750 кг/м ро=ЮО кг/м коэффициент поверхностного натяжения жидкости S = 5 10 Н/м коэффициент вязкости Цс = 10 Па с объемное содержание жидкой фазы в потоке W = 5,5 10 м /м постоянная Гамакера Г=5 10 2° Дж. При этих значениях параметров из выражения (18.66) имеем L = 90 м. При тех же значениях параметров уменьшение диаметра трубопровода до с = 0,2 м приводит к снижению значения L до И м, но при этом шеньшается минимальный размер капель, осаждающихся в сепараторе, а следовате.льно, уменьшается КЭ сепаратора. [c.486]
Исследования, выполненные на малом опытном газогенераторе на сланцеперерабатывающем комбинате им. В. И. Ленина в г. Кохтла-Ярве подтвердили трудность выделения туманообразной смолы из парогазовой смеси. Температура последней после воздушного холодильника находилась в пределах 20— 25° С, т. е. основное охлаждение и конденсация паров смолы происходили до выхода парогазовой смеси из аппарата. Несмотря на это и на низкую скорость газа в трубопроводе, равную 0,3 — [c.109]
При неизменной линейной скорости газа в трубопроводах, холодильниках и других аппаратах нужно соотвстствстю увеличить их размеры. [c.329]
Необходимо предварительно найти коэффициент распределения скоростей по сечению трубопровода аср, представляющий отношение средней скорости газа в трубопроводе ьУср к осевой скорости хшо аср = к)ср/ Уо. Для этого снимают так называемое поле скоростей (см. с. 112). [c.51]
О — пропускная способность трубопровода при О» С и 760 мм рт. ст., м час и/ — средняя скорость газа в трубопроводе, л/сек обычно 117 2 — 4 м1сек [c. 438]

Объемный и массовый расход газа
Расход газа – это количество газа, прошедшего через поперечное сечение трубопровода за единицу времени. Вопрос в том, что принять за меру количества газа. В этом качестве традиционно выступает объем газа, а получаемый расход называют объемным. Не случайно чаще всего расход газа выражают в объемных единицах (см3/мин, л/мин, м3/ч и т.д.). Другой мерой количества газа является его масса, а соответствующий расход называется массовым. Он измеряется в массовых единицах (например, г/с или кг/ч), которые на практике встречаются значительно реже.
Как объем связан с массой, так и объемный расход связан с массовым через плотность вещества:
, где – массовый расход, – объемный расход, – плотность газа в условиях измерения (рабочие условия). Пользуясь этим соотношением, для массового расхода переходят к использованию объемных единиц (см3/мин, л/мин, м3/ч и т.д.), но с указанием условий (температуру и давление газа), определяющих плотность газа. В России применяют «стандартные условия» (ст.): давление 101,325 кПа (абс) и температура 20°С. Помимо «стандартных», в Европе используют «нормальные условия» (н.): давление 101,325 кПа (абс) и температура 0°С. В результате, получаются единицы массового расхода н.л/мин, ст.м3/ч и т.д.
Итак, расход газа бывает объемным и массовым. Какой из них следует измерять в конкретном применении? Как наглядно увидеть разницу между ними? Давайте рассмотрим простой эксперимент, где три расходомера последовательно установлены в магистраль. Весь газ, поступающий на вход схемы, проходит через каждый из трех приборов и выбрасывается в атмосферу. Утечек или накопления газа в промежуточных точках системы не происходит.
Источником сжатого воздуха является компрессора, от которого под давлением 0,5…0,7 бар (изб) газ подаётся на вход поплавкового ротаметра. Выход ротаметра подключен ко входу теплового регулятора расхода газа серии EL-FLOW, производства компании Bronkhorst. В нашей схеме именно он регулирует количество газа, проходящее через систему. Далее газ подаётся на вход второго поплавкового ротаметра, абсолютно идентичного первому. При задании расхода 2 н.л/мин с помощью расходомера EL-FLOW первый поплавковый ротаметр дает показания 1,65 л/мин, а второй – 2,1 л/мин. Все три расходомера дают различные показания, причем разница достигает 30%. Хотя через каждый прибор проходит одно и то же количество газа.
Попробуем разобраться. Какая мера количества газа в данной ситуации остается постоянной: объем или масса? Ответ: масса. Все молекулы газа, попавшие на вход в систему, проходят через нее и выбрасываются в атмосферу после прохождения второго поплавкового ротаметра. Молекулы как раз и являются носителями массы газа. При этом удельный объем (расстояние между молекулами газа) в разных частях системы изменяется вместе с давлением.
Здесь следует вспомнить, что газы сжимаемы, чем выше давление, тем меньше объем занимает газ (закон Бойля-Мариотта). Характерный пример: цилиндр емкостью 1 литр, герметично закрытый подвижным поршнем малого веса. Внутри него содержится 1 литр воздуха при давлении порядка 1 бар (абс). Масса такого объема воздуха при температуре равной 20°С составляет 1,205 г. Если переместить поршень на половину расстояния до дна, то объем воздуха в цилиндре сократится наполовину и составит 0,5 литра, а давление повысится до 2 бар (абс), но масса газа не изменится и по-прежнему составит 1,205 г. Ведь общее количество молекул воздуха в цилиндре не изменилось.
Возвратимся к нашей системе. Массовый расход (количество молекул газа, проходящих через любое поперечное сечение в единицу времени) в системе постоянен. При этом давление в разных частях системы отличается. На входе в систему, внутри первого поплавкового ротаметра и в измерительной части расходомера EL-FLOW давление составляет порядка 0,6 бар (изб). В то время, как на выходе EL-FLOW и внутри второго поплавкового ротаметра давление практически атмосферное. Удельный объем газа на входе ниже, чем на выходе. Получается, что и объемный расход газа на входе ниже, чем на выходе.
Эти рассуждения подтверждаются и показаниями расходомеров. Расходомер EL-FLOW измеряет и поддерживает массовый расход воздуха на уровне 2 н.л/мин. Поплавковые ротаметры измеряют объемный расход при рабочих условиях. Для ротаметра на входе это: давление 0,6 бар (изб) и температура 21°С; для ротаметра на выходе: 0 бар (изб), 21°С. Также понадобится атмосферное давление: 97,97 кПа (абс). Для корректного сравнения показаний объемного расхода, все показания должны быть приведены к одним и тем же условиям. Возьмем в качестве таковых «нормальные условия» расходомера EL-FLOW: 101,325 кПа (абс) и температура 0°С.
Пересчет показаний поплавковых ротаметров в соответствии с методикой поверки ротаметров ГОСТ 8.122-99 осуществляется по формуле:
, где Q – расход при рабочих условиях; Р и Т – рабочие давление и температура газа; Q_С – расход при условиях приведения; Рс и Тс – давление и температура газа, соответствующие условиям приведения.
Пересчет показаний ротаметра на входе к нормальным условиям по этой формуле даёт значение расхода 1,985 л/мин, а ротаметра на выходе – 1,990 л/мин. Теперь разброс показаний расходомеров не превышает 0,75%, что при точности ротаметров 3% ВПИ является отличным результатом.
Из приведенного примера видно, что объемный расход сильно зависит от рабочих условий. Мы показали зависимость от давления, но в той же мере объемный расход зависит и от температуры (закон Гей-Люссака). Даже в технологической схеме, имеющей один вход и один выход, где отсутствуют утечки и накопление газа, показания объемного расходомера будут сильно зависеть от конкретного места установки. Хотя массовый расход будет одним и тем же в любой точке такой схемы.
Хорошо понимать физику процесса. Но, все же, какой расходомер выбрать: объемного расхода или массового? Ответ зависит от конкретной задачи. Каковы требования технологического процесса, с каким газом необходимо работать, величина измеряемого расхода, точность измерений, рабочие температура и давление, особые правила и нормы, действующие в Вашей сфере деятельности, и, наконец, отведенный бюджет. Также следует учитывать, что многие расходомеры, измеряющие объемный расход, могут комплектоваться датчиками температуры и давления. Они поставляются вместе с корректором, который фиксирует показания расходомера и датчиков, а затем приводит показания расходомера к стандартным условиям.
Но, тем не менее, можно дать общие рекомендации. Массовый расход важен тогда, когда в центре внимания находится сам газ, и необходимо контролировать количество молекул, не обращая внимания на рабочие условия (температура, давление). Здесь можно отметить динамическое смешение газов, реакторные системы, в том числе каталитические, системы коммерческого учета газов.
Измерение объемного расхода необходимо в случаях, когда основное внимание уделяется тому, что находится в объеме газа. Типичные примеры – промышленная гигиена и мониторинг атмосферного воздуха, где необходимо проводить количественную оценку загрязнений в объеме воздуха в реальных условиях.
Оператор сообщил о повторном падении прокачки газа по газопроводу «Ямал — Европа»
Прокачка газа по «Ямалу — Европе» 11 августа вновь упала, падение составило почти 1,5 раза по сравнению с уровнем предыдущего дня, сообщил немецкий газотранспортный оператор Gascade, передает «Интерфакс». Ранее прокачка уже падала из-за пожара на газовом заводе в Новом Уренгое.
Так, в среднем по магистрали 10 августа поставлялось на входе в газотранспортную систему Германии по 1,5 млн кубометров в час. Утром 11 августа поток снизился до 1 млн кубов в час.
«Газпром» уже сокращал прокачку газа по «Ямалу — Европа» после произошедшего в ночь на 5 августа пожара на заводе по подготовке газового конденсата в Новом Уренгое. Тогда поставки падали три дня подряд. Например, 5 августа прокачка через «Ямал – Европу» сократилась вдвое – с 1,9–2,1 млн куб. м до 1 млн в час, позднее прокачка выросла примерно до 1,5–1,6 млн куб. м в час, а в воскресенье с 7 часов утра поставки упали на 5%, примерно до 1,4 млн куб. м в час. Утром 10 августа поставки увеличивались до 1,8 млн кубометров в час, но этот уровень сохранялся только три часа.
Уренгойский завод не связан напрямую с экспортным газопроводом, но газ не может попадать в экспортную трубу без очистки от конденсата. Конденсат на завод поступает с Уренгойского и Ямбургского месторождений. Заводу из-за пожара пришлось полностью остановить прием сырья, что привело к существенному снижению добычи «Газпрома» — работа предприятия неразрывно связана с добычей газа. Компании пришлось экстренно начать отбор из подземных хранилищ в Европе и России.
Кроме того, как стало известно «Ведомостям», дочка «Газпрома» — «Газпром газонефтепродукт холдинг» — уведомила потребителей о приостановке с 9 августа отгрузок сжиженных углеводородных газов (СУГ) по прямым договорам железнодорожным транспортом.
«Ямал — Европа» — транснациональный магистральный экспортный газопровод, введённый в действие в 1999 г. Он соединяет газовые месторождения севера Западной Сибири с потребителями в Европе. Общая протяжённость газопровода превышает 2000 км, диаметр — 1420 мм. Проектная мощность — 32,9 млрд кубометров газа в год. Протяжённость российского участка, проходящего через Тверскую и Смоленскую области, составляет 402 км с четырьмя компрессорными станциями. Далее «Ямал — Европа» проходит через Белоруссию, Польшу и Германию.
Дистанционный контроль и измерение избыточного давления и температуры газа в трубопроводе
Назначение
Решение предназначено для организации дистанционного контроля давления газа участка газопровода. Может быть дополнен параметром — измерение температуры газа. Решение по контролю давления газа обеспечивает сбор и передачу информации на диспетчерский уровень (или пульт управления) по каналам беспроводной связи при помощи встроенного GSM/GPRS-модуля. Оборудование в составе шкафа имеет взрывозащищенное исполнение. Шкаф устанавливаются непосредственно на трубопровод.Питание контроллера и оборудования обеспечивается модулем искробезопасного автономного питания (перезаряжаемая LiPo аккумуляторная батарея), что позволяет работать в автономном режиме без перезарядки до 1-го года.
Состав
Преимущества

отечественный производитель — оборудование и программное обеспечение российского производства
более 250 инсталляций на промышленных объектах газовой отрасли в регионах Российской Федерации

сбор данных в единую систему с различного оборудования: узлы учета энергоресурсов, датчики, хроматографы, влагомеры, станции катодной защиты

работа по доступным каналам и линиям связи: GSM/GPRS, телефонная линия, Ethernet и т. п.

автоматическая запись «Паспорта газа» с привязкой по времени вступления его в действие

Функции
осуществление оперативного мониторинга давления и температуры газа как дополнительной опции в наиболее проблемных точках газораспределительной сети (тупиковых участках, местах сбора конденсата, переходов диаметров и т.д.)
способствует поддержанию оптимального режима газоснабжения

предоставление оперативных данных в системы гидравлического расчета, системы обнаружения утечек и системы телеметрии объектов газоснабжения

Эксплуатация системы позволяет:
снизить количество аварийных заявок от населения в часы максимального потребления газа

повысить скорость реагирования бригад АДС

корректировку режима газоснабжения до возникновения проблем у потребителей

уравнений расхода природного газа под высоким давлением | 2020-02-03
Существует множество уравнений для определения расхода в трубопроводах природного газа и падений давления, связанных с этими потоками, или наоборот. Наша цель — определить достоверность каждого уравнения относительно скоростей потока, с которыми может столкнуться инженер-сантехник.
Предыдущие статьи этой серии предполагают, что в качестве обычных материалов для трубопроводов используются стальные трубы сортамента 40 или полиэтиленовые трубы (PE).Внутренний диаметр каждой из этих труб разный. Более того, не существует стандарта, каким может быть давление на входе в эти трубы и каковы могут быть ожидаемые падения давления. Таким образом, не существует стандартизированных таблиц для условий более высокого давления, которое превышает давление, указанное в Национальном кодексе по топливному газу NFPA 54 и Международном кодексе по топливному газу ICC.
В результате, если проектировщик системы природного газа хочет подавать природный газ под давлением более 5 фунтов на кв. Дюйм, он / она может подготовить свои собственные таблицы, аналогичные таблицам в NFPA 54, но основанные на более высоком давлении и более высоких перепадах давления.
Для определения реальных уравнений потока использовалось несколько источников. (1) Соображения относительно уравнений установившегося потока в трубопроводах природного газа Пауло М. Коэльо и Карлос Пиньо в журнале Бразильского общества механических наук и инженерии, июль-сентябрь 2007 г .; (2) Crane Technical Paper 410 , 2018; (3) Глава 22 ASTM MNL 58 «Переработка нефти и переработка природного газа» , 2013 г., касающаяся Транспортировка сырой нефти, природного газа и нефтепродуктов .
Все эти тексты указывают на то, что уравнение Дарси-Вайсбаха, по-видимому, является наиболее точным методом для определения падения давления, но этого метода избегали из-за сложности определения значения для «f» (коэффициент трения). Большинство альтернативных уравнений потока газа появились еще до появления современных компьютеров. Вычисление «f» включает итерационный процесс, поскольку квадратный корень из «f» является частью знаменателя в обеих частях уравнения для «f» . Уравнение Дарси-Вайсбаха выглядит следующим образом:
ч _L = f ( ) (Уравнение 1)
Где: ч _л = потеря напора газа в футах (метрах) жидкости — в данном случае газ
f = коэффициент трения — безразмерный
L = длина трубы в футах (метрах)
D = внутренний диаметр трубы, те же единицы, что и «L»
V = скорость газа в футах в секунду (метры в секунду)
г = гравитационная постоянная 32.2)
В основе уравнений потока AGA лежит значение « f », которое является функцией числа Рейнольдса. Классическое уравнение для числа Рейнольдса:
Re = σ V D / μ (Уравнение 2)
Где: σ = плотность газа
В = скорость газа
D = внутренний диаметр трубы
μ = динамическая вязкость — 7E-06 фунт / фут-сек (0.010392 сантипуаз)
Чтобы помочь в расчетах, когда плотность разбивается на уравнение закона идеального газа, а скорость разбивается как функция потока и плотности, а затем подставляется в классическое уравнение числа Рейнольдса, можно вывести следующее уравнение:
Re = 4 Q _st 29 S _g P _st / (μ π D T _st) (Уравнение 3)
Где: Q _st = Расход газа при стандартных условиях
29 = молекулярная масса воздуха, 28. 9647 фунтов / фунт-моль (28,9647 г / гмоль)
S _г = удельный вес природного газа
Pst = стандартное давление газа — 14,696 фунтов на кв. Дюйм (101,325 кПа)
μ = динамическая вязкость — 7E-06 фунт / фут-сек (0,010392 сантипуаз)
π = PI = 3,14159
D = внутренний диаметр трубы
= Универсальная газовая постоянная, 1545,349 фунтов _f фут / (фунт-моль ° R) [8314,41 Дж / (кмоль ° K)]
T _st = Стандартная температура газа, 518.67 ° R (288,15 ° К)
(Примечание: число Рейнольдса «безразмерно», что означает, что все единицы в числителе и знаменателе должны быть отменены. Уравнения 2 и 3 не были исправлены для включения единиц. Читателю необходимо будет использовать свой справочный материал, чтобы определить необходимые поправочные коэффициенты.)
Также обратите внимание, что число Рейнольдса в уравнении 3 не зависит от фактического давления и температуры газа. В уравнении 3 интересно то, что, если используются уравнения высокого падения давления, значение « f » останется неизменным от входа к выходу участка трубы.
В 1960-х годах Американская газовая ассоциация (AGA) предложила уравнения AGA, в которых используется общее уравнение газа с упрощенными предельными формами уравнений Коулбрука Уайта. В газовых трубах встречаются три режима течения: ламинарный поток, частично турбулентный поток и полностью турбулентный поток. Формулы для значений «f» для них следующие:
Ламинарный поток: f = 64 / Re для Re <2000-4000 (Уравнение 4)
AGA Частично турбулентный поток: 1/ = -2 log ₁₀ (2.825 / (Re )) (Примечание 1 ниже) (Уравнение 5)
Полностью турбулентный поток AGA: 1/ = -2 log ₁₀ (ε / (3,7 D)) (уравнение 6)
Примечание 1: Раньше значение 2,825 в уравнении 5 было 2,51 и является уравнением Коулбрука-Уайта, 1990 г.
Где: Re = Число Рейнольдса
f = коэффициент трения — безразмерный
ε = шероховатость внутреннего диаметра трубы, те же единицы, что и «D»
D = внутренний диаметр трубы
Согласно Коэльо и Пиньо и «Нефтепереработка и переработка природного газа», переход между частично турбулентным потоком и полностью турбулентным потоком происходит там, где результаты двух уравнений пересекаются; используется более высокое значение «f» .
При расчете падения давления в техническом документе Crane 410 указано, что, если давление на входе ( P ₁ ) и давление на выходе ( P ₂ ) являются следующими, эти обобщения могут быть сделаны: (1) Если расчетный перепад давления ( P ₁ — P ₂ ) составляет менее примерно 10% от входного давления P ₁ , разумная точность будет получена, если удельный объем (V = 1 / σ) Используемый в формуле основан на условиях P ₁ или P ₂, в зависимости от того, какие из них известны. (2) Если расчетное падение давления ( P ₁ — P ₂ ) больше примерно 10%, но меньше 40% входного давления P ₁ , приемлемая точность будет получена, если удельный объем, используемый в формуле, основан на средних условиях P ₁ и P ₂ . (3) Если расчетное падение давления ( P ₁ — P ₂ ) больше примерно 40% от входного давления P ₁ , то предлагаются другие формулы для высокого падения давления.В качестве альтернативы можно было бы разбить длину трубы на несколько сегментов, которые удовлетворяют указанным выше условиям, используя выходное давление сегмента «1» в качестве входного давления для сегмента «2» и так далее. Имейте в виду, что давления « P ₁» и « P ₂» являются абсолютными давлениями, а не манометрическими давлениями.
Выполняемые процедуры
Чтобы прийти к некоторым выводам относительно достоверности каждого из альтернативных уравнений, обсуждаемых ниже, в Excel и Visual Basic была создана программа для вычисления значения « f » с точностью до 5 значащих цифр для каждого потока. точку, а затем решите для расхода на основе имеющегося перепада давления, используя приведенные выше уравнения (с помощью формулы Дарси-Вайсбаха).Эти точки сравнивались с ответами, полученными при использовании каждого из альтернативных уравнений. После того, как набор результатов был собран для каждого альтернативного уравнения, общий пакет результатов сравнивался с ответами Дарси путем деления альтернативных результатов на ответы Дарси; по одному. Были собраны следующие статистические данные: минимальное отношение, максимальное отношение, среднее отношение и стандартное отклонение.
Сравнения проводились для каждого из следующих параметров: заданное давление на входе, заданное конечное давление, расстояние в футах, диаметр трубы (фактический) и шероховатость внутренней поверхности трубы (если она учтена).
Характеристики природного газа: В тех случаях, когда уравнения допускали ввод, было включено следующее: Удельный вес природного газа = 0,60. Вязкость природного газа = 7E-06 фунт / фут-сек или 0,010392 сантипуаз.
Диапазоны давления: на входе 2 фунта на кв. Дюйм при падении на 1 фунт / кв. Дюйм, на 3 фунта на кв. Дюйм при падении на 2 фунта на кв. Дюйм, на 5 фунтов на кв. Дюйм при падении на 3,5 фунта на кв. Дюйм, на 20 фунтов на кв. и 40 фунтов на кв. дюйм при падении на 4 фунта на кв. дюйм.
Расстояния: от 10 футов (3 метров) до 2000 футов (610 метров) с шагом, аналогичным NFPA 54 и IFGC.
Номинальные размеры трубы: от 0,5 дюйма (DN-15) до 6 дюймов (DN150), в зависимости от наличия.
Материалы труб: стальная труба Sch 40, труба из полиэтилена SDR 11, труба из полиэтилена SDR 13,5.
Используемые уравнения: уравнение NFPA / IFGC, уравнение Мюллера, уравнение Веймута, уравнение распределения IGT, уравнение Spitzglass-High Pressure и ручные уравнения AGA для пластиковых труб. Для трубопроводов более низкого давления также сравнивались значения в таблицах NFPA / IFGC. Для труб нижнего давления рассматривалась только сталь, поскольку они, вероятно, будут установлены выше уровня земли. ПЭ, а также стальные трубопроводы были рассмотрены для газа 20 фунтов на кв. Дюйм и 40 фунтов на квадратный дюйм. Обратите внимание, что все уравнения были изменены так, чтобы обеспечить Q _ч (расход в час) как функцию от P ₁ и P ₂ (давления на входе и выходе)
. Результаты
Для всех следующих уравнений, “Q _h” — расход в кубических футах в час, “P ₁“ — давление на входе, “P ₂“ — давление на выходе, “D « — внутренний диаметр трубы в дюймах,« S _g »- удельный вес, а « L » — длина сегмента трубы в футах.Шероховатость внутренней поверхности трубы была оценена как 0,0018 дюйма для стали и 0,00006 дюйма для полиэтилена. Примечание. Число Рейнольдса было создано для каждого диапазона значений, чтобы читатель мог посмотреть на ту часть диаграммы Муди, где существуют эти потоки.
NFPA / IFGC Уравнение низкого давления (для 1,5 фунтов на кв. Дюйм и выше):
Q _h = (D * {18,93 * [(P ₁ ² -P ₂ ²) * Y / (Cr * L)] ^0,206}) ^{(1/0 .381)} (Уравнение 7)
Где: Y = 0,9992 для природного газа
Cr = 0,6094 для природного газа
Уравнение Мюллера:
Q _ч = (2826 * D ^2,725) / S _г ^0,425 * [(P ₁ ² -P ₂ ²) / L)] ^0,575 (Уравнение 8)
Уравнение Уэймута:
Q _ч = (2034 * D ^2.667) / S _г ^0,5 * [(P ₁ ² -P ₂ ²) / L)] ^0,5 (Уравнение 9)
Уравнение распределения IGT:
Q _ч = (2679 * D ^2,667) / S _г ^0,444 * [(P ₁ ² -P ₂ ²) / L] ^0,555 ( Уравнение 10)
Шпицгласс-Уравнение высокого давления:
Q _ч = (3410 / S _г ^{0. 5}) * [(P ₁ ² -P ₂ ²) / L)] ^0,5 * [D ⁵ / (1 + 3,6 / D + 0,03 * D)] ^0,5 (Уравнение 11)
Руководство по эксплуатации пластиковых труб AGA
Дополнительные переменные: «T _b», — «Стандартная температура» или 518,67 ° R, «P _b» — «Стандартное давление» или 14,696 psia, «T» — температура газа в градусы R; 60 ° F или 519,67 ° R, используемое для этого анализа, «Sg» — это удельный вес природного газа (воздух = 1.0), 0,60 используется для этого анализа, «µ» — вязкость газа, 7,0E-06 фунтов _м / фут-сек, используемая для этого анализа, «Z» — коэффициент сжимаемости газа, 1,0 для низкого давления газ, а «ε» — шероховатость поверхности трубы в дюймах (0,0018 для стали и 0,00006 для пластика).
Для частично турбулентного потока (поток ниже критического потока, когда поток меняется на полностью турбулентный ):
Q _h = D ^{2. 667} * 664,3 * T _b / P _b * [(P ₁ ² -P ₂ ²) / (T * L)] ^0,555 * 1 / (S _г ^0,444 * µ ^0,111) (Уравнение 12)
Для полностью турбулентного потока (для более высоких расходов):
Q _h = D ^2,5 * 469,2 * T _b / P _b * [(P ₁ ² -P ₂ ²) / (S _g * T * Z * L)] ^0.5 * log ₁₀ (3,7 * D / ε) (Уравнение 13)
Таблица 1: Для входного давления 2,0 фунта на кв. Дюйм (13,8 кПа-изб.) И перепада 1,0 фунт / кв. ).
Уравнение Мин. Коэффициент Максимальное соотношение Среднее соотношение Std Dev.
NFPA / IFGC 0,837 1,020 0,915 0,039
Мюллер 0,998 1,686 1,344 0,178
Уэймут 0.836 1,227 1.049 0,087
IGT Distribution 0,983 1.476 1,258 0,130
Шпицгласс HP 0,582 0.906 0,777 0,086
Таблица
NFPA 0,800 1,020 0,882 0,044
Примечание. Диапазон чисел Рейнольдса: от 4,1E + 03 до 2,9E + 06.
Таблица 2: Для 3.Входное давление 0 фунтов на кв. Дюйм (20,7 кПа-изб.) И перепад 2,0 фунта на кв. Дюйм (13,8 кПа-изб.) При использовании стальной трубы Schedule 40, размеры от ½ дюйма (DN-15) до 6 дюймов (DN-150).
Уравнение Мин. Коэффициент Максимальное соотношение Среднее соотношение Std Dev.
NFPA / IFGC 0.826 1.024 0,918 0,043
Мюллер 0,981 1,754 1,385 0,202
Уэймут 0,824 1. 209 1.023 0,089
IGT Distribution 0,969 1,514 1,277 0,147
Шпицгласс HP 0,573 0,855 0.757 0,086
Таблица
NFPA 0,826 1.024 0,914 0,043
Примечание. Диапазон чисел Рейнольдса: от 6,2E + 03 до 4,4E + 06.
Таблица 3: Для 5.Входное давление 0 фунтов на кв. Дюйм (34,5 кПа-изб.) И перепад 3,5 фунта на кв. Дюйм (24,1 кПа-изб.) При использовании стальной трубы Schedule 40, размеры от ½ дюйма (DN-15) до 6 дюймов (DN-150).
Уравнение Мин. Коэффициент Максимальное соотношение Среднее соотношение Std Dev.
NFPA / IFGC 0.824 1,032 0,920 0,047
Мюллер 0,962 1,806 1,420 0,217
Уэймут 0,809 1.159 0,999 0,092
IGT Distribution 0,949 1,539 1,292 0,158
Шпицгласс HP 0,536 0,836 0. 739 0,086
Таблица
NFPA 0,785 1,003 0,885 0,386
Примечание. Диапазон чисел Рейнольдса: от 8.5E + 03 до 6.0E + 06.
Таблица 4: Для 20.Входное давление 0 фунтов на кв. Дюйм (137,9 кПа-изб.) И перепад 2,0 фунтов на кв. Дюйм (13,8 кПа-изб.) При использовании стальной трубы Schedule 40, размеры от ½ дюйма (DN-15) до 6 дюймов (DN-150).
Уравнение Мин. Коэффициент Максимальное соотношение Среднее соотношение Std Dev.
NFPA / IFGC 0. 849 1,064 0,960 0,050
Мюллер 0,992 1,665 1,253 0,151
Уэймут 0,832 0.934 0,878 0,028
IGT Distribution 0,980 1,363 1,139 0,088
Шпицгласс HP 0,437 0,859 0.656 0,101
AGA Plast Pipe Руководство 0,990 1. 042 0,997 0,003
Примечание: Диапазон чисел Рейнольдса: от 8.8E + 03 до 6.3E + 06
Таблица 5: Для 20.Входное давление 0 фунтов на кв. Дюйм (137,9 кПа-изб.) И перепад 2,0 фунта на кв. Дюйм (13,8 кПа-изб.) При использовании полиэтиленовой трубы SDR 13,5, размеры от 1 дюйма (DN-25) до 6 дюймов (DN-150).
Уравнение Мин. Коэффициент Максимальное соотношение Среднее соотношение Std Dev.
NFPA / IFGC 0.807 0,905 0,830 0,020
Мюллер 0,996 1,578 1,309 0,151
Уэймут 0,664 1. 045 0,910 0,094
IGT Distribution 0,978 1,359 1,177 0,117
Шпицгласс HP 0,528 0,832 0.696 0,066
AGA Plast Pipe Руководство 0,989 1,033 1.000 0,011
Примечание. Диапазон чисел Рейнольдса: от 2,2E + 04 до 5,4E + 06.
Таблица 6: Для 20.Входное давление 0 фунтов на кв. Дюйм (137,9 кПа-изб.) И перепад 2,0 фунтов на кв. Дюйм (13,8 кПа-изб.) При использовании полиэтиленовой трубы SDR 11 размером от 3/4 дюйма (DN-20) до 6 дюймов (DN-150).
Уравнение Мин. Коэффициент Максимальное соотношение Среднее соотношение Std Dev.
NFPA / IFGC 0.690 0,926 0,824 0,054
Мюллер 0,909 1,523 1,254 0,143
Уэймут 0,594 1.048 0,890 0,102
IGT Distribution 0,836 1,345 1,151 0,125
Шпицгласс HP 0,496 0,827 0. 654 0,067
AGA Plast Pipe Руководство 0,845 1.026 0,978 0,045
Примечание. Диапазон чисел Рейнольдса: от 1,5E + 04 до 4,6E + 06.
Таблица 7: Для 40.Входное давление 0 фунтов на кв. Дюйм (275,8 кПа-изб.) И падение давления 4,0 фунта на кв. Дюйм (27,6 кПа-изб.) При использовании стальной трубы Schedule 40, размеры от ½ дюйма (DN-15) до 6 дюймов (DN-150).
Уравнение Мин. Коэффициент Максимальное соотношение Среднее соотношение Std Dev.
NFPA / IFGC 0.880 1,107 0,996 0,056
Мюллер 0,985 1,802 1,352 0,169
Уэймут 0,826 0.917 0,869 0,028
IGT Distribution 0,987 1.442 1.201 0,098
Шпицгласс HP 0,435 0,854 0.649 0,100
AGA Plast Pipe Руководство 0,998 1. 011 0,990 0,001
Примечание. Диапазон чисел Рейнольдса: от 1,6E + 04 до 1,2E + 07.
Таблица 8: Для 40.Входное давление 0 фунтов на кв. Дюйм (275,8 кПа-изб.) И падение давления 4,0 фунта на кв. Дюйм (27,6 кПа-изб.) При использовании полиэтиленовой трубы SDR 13,5, размеры от 1 дюйма (DN-25) до 6 дюймов (DN-150)
Уравнение Мин. Коэффициент Максимальное соотношение Среднее соотношение Std Dev.
NFPA / IFGC 0.800 0,872 0,815 0,015
Мюллер 0,998 1,621 1,337 0,158
Уэймут 0,623 0. 985 0,853 0,087
IGT Distribution 0,970 1,365 1,174 0,118
Шпицгласс HP 0,496 0,779 0.652 0,062
AGA Plast Pipe Руководство 0,981 1,032 0,996 0,013
Примечание. Диапазон чисел Рейнольдса: от 4,2E + 04 до 1,0E + 07.
Таблица 9: Для 40.Входное давление 0 фунтов на кв. Дюйм (275,8 кПа-изб.) И падение давления 4,0 фунта на кв. Дюйм (27,6 кПа-изб.) При использовании полиэтиленовой трубы SDR 11 размером от 3/4 дюйма (DN-20) до 6 дюймов (DN-150).
Уравнение Мин. Коэффициент Максимальное соотношение Среднее соотношение Std Dev.
NFPA / IFGC 0.800 0,888 0,821 0,018
Мюллер 0,989 1,613 1,303 0,153
Уэймут 0,618 0.983 0,847 0,088
IGT Distribution 0,969 1,361 1,166 0,116
Шпицгласс HP 0,464 0,778 0. 623 0,068
AGA Plast Pipe Руководство 0,982 1,032 0,993 0,012
Примечание. Диапазон чисел Рейнольдса: от 2.7E + 04 до 9.4E + 06.
Прочие соображения
Еще одно соображение в этом обсуждении — максимальная скорость.Это было подробно рассмотрено в Руководстве по проектированию сантехники ASPE, том 3, глава 11, которое будет опубликовано весной 2020 года. Учитываются шум и эрозия. Максимальную фактическую скорость газа в 100 футов в секунду (30,5 метров в секунду) следует учитывать при давлении газа более 10 фунтов на кв. Дюйм (69,0 кПа-изб.).
Во всех проведенных расчетах в качестве удельного веса использовался 0,6 . Это произошло потому, что все таблицы в NFPA 54 и IFGC основаны на 0. 6 удельный вес. В Интернете удельный вес природного газа составляет от 0,6 до 0,7 . В Справочнике по сжиганию в Северной Америке (3 ^rd, издание 1986 г.) удельный вес природного газа находится в диапазоне от 0,59 до 0,64. Более высокий удельный вес означает более высокую вязкость, более низкое число Рейнольдса и более высокое значение для « f ». Это означает, что перепад давления будет выше или пропускная способность трубы при определенном падении давления будет ниже.0,5 ; это равняется 1,04 (и приблизительно 1,06 , если рассматривать «f» ). Следовательно, перепад давления будет в 1,08 – 1,12 раз больше для пропускной способности при Sg = 0,65 удельной плотности.
Выводы
Уравнения и таблицы в NFPA и IFGC обеспечивают очень сопоставимые значения с уравнениями ASTM / AGA с использованием уравнения Дарси и формулы Колебрука-Уайта для «f». Этот анализ предназначен для новой чистой трубы. Чистая труба не повлияет на режим частичного турбулентного потока, поскольку поток на поверхности трубы ламинарный. Инженеру следует рассмотреть возможность умножения любого потока в полностью турбулентном диапазоне на коэффициент эффективности 0,90–0,97.
Уравнение Веймута дает консервативные значения для расхода и более высокие перепады давления, чем может быть на практике. Уравнение Шпицгласа-высокого давления даже более консервативно, чем уравнение Веймута.
Уравнения распределения Мюллера и IGT обеспечивают более высокие скорости потока и меньшие перепады давления, чем может быть на практике. В результате эти уравнения не рекомендуются для типичных водопроводных систем, где может использоваться более высокое давление.
Уравнения AGA в Руководстве по пластиковым трубам AGA обеспечивают очень сопоставимые значения с уравнениями AGA, использующими уравнение Дарси и формулу Коулбрука-Уайта для «f» .
При применении этих формул необходимо учитывать два последних момента: максимальная скорость и фактический удельный вес природного газа.Максимальная скорость газа 100 футов в секунду (30,5 метров в секунду) для минимизации шума и эрозии. Следует учитывать удельный вес природного газа, поскольку более высокий удельный вес приведет к более высоким перепадам давления или меньшей пропускной способности трубы при заданном падении давления.
Хотя эти уравнения использовались для определения грузоподъемности (Q _h) в этой статье, уравнения можно использовать для создания таблицы, такой как NFPA / IFGC, для целей проектирования. Затем уравнения можно изменить, чтобы создать расчет падения давления, который инженер может использовать для проверки результатов анализа.
Расчет размеров трубопроводов природного газа — Промышленные специалисты
1. Следующие примечания взяты из «Справочника по транспортировке и переработке природного газа», составленного С. Мохатабом, В. А. По, Дж. Г. Спейт, страницы 418 — 421, раздел 11.6 — Проектирование трубопроводов товарного газа, подраздел 11.6.1 — Критерии определения размеров трубопровода, Elsevier, 2006.
α. Наиболее рентабельные газопроводы должны иметь перепад давления от 3,50 до 5,83 фунтов на квадратный дюйм / милю. Однако для тех трубопроводов (коротких), в которых падение давления имеет второстепенное значение, размер трубы может быть рассчитан только по скорости жидкости.
β. В системах с CO2 всего 1-2% скорость должна быть ограничена до 50 футов / с или ниже, так как трудно предотвратить коррозию CO2 при более высоких скоростях.
γ. В большинстве газопроводов рекомендованная скорость газа составляет 40-50% от скорости эрозии .
Как правило, эрозия трубы начинается, когда скорость превышает значение C / SQRT (ρ) в фут / с, где ρ = плотность газа (в фунтах / фут3) и C = эмпирическая константа (в фунтах / с / фут2). ) (начальная скорость эрозии).
δ. C = 100 в большинстве случаев.API RP 14E (1984) предложил C = 100 для непрерывной работы и 125 для непостоянной работы. Кроме того, C = от 150 до 200 может использоваться для непрерывных, некоррозионных или контролируемых коррозии услуг без присутствия твердых частиц.
2. Прикрепленный «NGvel.xls» оценивает начальные скорости эрозии в зависимости от рабочего давления либо для природного газа, описанного cnu879, либо для чистого метана при 15 ° C. Низкая скорость эрозии соответствует C = 100, высокая — C = 200 по API 14E. Рекомендуемые скорости газа считаются равными 50% соответствующих скоростей эрозии, низкие значения представлены оранжевой линией диаграммы, высокие — красной линией.Рекомендуемые максимально допустимые скорости по норме Norsok Standard P-001 также представлены для сравнения (зеленая линия на диаграмме).
α. Согласно вышеизложенному, допустимая максимальная скорость газа в условиях, указанных в cnu879, будет составлять 7,4–14,7 м / с по сравнению с 28,4 м / с, указанными в стандарте Norsok Standard. Действительно, рекомендуемые скорости для трубопроводов высокого давления довольно низкие.
β. Если бы рабочее давление газа составляло 0,2 бар изб. (Что могло более или менее иметь место в городской распределительной сети без полиэтиленовых труб), допустимая максимальная скорость газа была бы 64–127 м / с, по сравнению с 60 м / с по стандарту Norsok.
γ. Чем ниже давление, тем выше максимально допустимая скорость. Разумно, поскольку плотность уменьшается с давлением (однако плотность * оценка максимально допустимой скорости уменьшается с давлением).
Рекомендуемые скорости газа должны указывать соответствующее рабочее давление.
δ. Norsok Standard дает гораздо более высокие скорости для давлений выше примерно 15 бар изб. (Приближаются к начальным скоростям эрозии для C = 200). Для более низких давлений это дает плоское значение 60 м / с.
3. Вопросы, способствующие прояснению вопроса.
«Справочник по транспортировке и переработке природного газа» дает метод определения максимально допустимой скорости газа в зависимости от условий.
3.1 Что считается начальной скоростью эрозии в обычных трубопроводах природного газа согласно API 14E? Должны ли мы использовать в формуле C = 100 или C = 200 (в фунтах / с / фут2)?
C = 100 когда может быть конденсат или коррозия? Как получилось, что в газе есть твердые частицы?
3.2 Плоская допустимая максимальная скорость при низком рабочем давлении (60 м / с по стандарту Norsok) кажется разумным для применения в случае трубопровода природного газа.Можете ли вы подтвердить применимость и порекомендовать фиксированную стоимость? В «Справочнике по природному газу» ничего подобного, похоже, не упоминается.
3.3 Есть еще какие-либо комментарии к вышеизложенному или к «NGvel.xls»? 4. Примечание. Для получения дополнительной информации, которая может быть полезна, перейдите по ссылкам ниже.
http: //www.eng-tips…..cfm? Qid = 147153
http: //www.flowcontr…s-pipe-velocity

Максимальная скорость газовой трубы — Промышленные специалисты
Привет, Стив,
Как г-н. Бобби говорит, что давление будет более важным. Я видел случаи работы при низком давлении, скажем, при мгновенном рабочем давлении 0,3 бар изб., Но инженеры-технологи (а это группа с опытом 3-5 лет!) С перепадом давления, превышающим 0,3 бар изб. Просто потому, что они придерживаются критериев скорости. и желая меньшего размера трубы. В действительности, конечно, давление начнет уплотняться в обратном направлении, а противодавление возрастет, но оно все равно будет течь. Тогда технологическая система потенциально выйдет за пределы проектного диапазона.
API RP 14E, 5-е издание, октябрь 1991 г. [Раздел 2, подраздел 2.4, стр. 21] указывает 60 фут / с, но не является абсолютным критерием. И процитирую «аппроксимацию уравнения 2.6 можно сделать, когда изменение давления составляет менее 10% от давления на входе …», что заставляет меня полагать, что уравнение 2.6 (Общее уравнение падения давления для газовой фазы в API 14E, стр. 21) ограничивается критерием падения давления 10%, иначе уравнение не применимо.
На самом деле, если вы работаете над проектом с клиентом, вам может потребоваться проверить, должны ли вы соответствовать требованиям, предъявляемым вашим клиентом к спецификации после присуждения контракта.Большинство клиентов уверены в своих данных, собранных с рабочих мест, и будут строго придерживаться своих ограничений скорости, и нелегко добиться отклонения от спецификации без веских причин для этого. Если этого нет в спецификации после награждения, вам нужно будет четко указать критерии в основе определения размеров, чтобы ваш клиент знал, что вы предполагаете, и все ваши предположения должны сопровождаться ссылкой и запросом на принятие. В этом случае, если вы ссылаетесь на API 14E, вам необходимо придерживаться 60 футов / с, если вы не можете убедить своего клиента в том, почему это может быть превышено.Вы также можете посмотреть на это с коммерческой точки зрения, потратив огромное количество инженерных часов, чтобы доказать, что 2-дюймовой трубы длиной один метр достаточно, или просто обеспечить 3-дюймовую трубу и удовлетворить требования клиента.
Если это всего лишь упражнение, данное вам вашим руководителем, предположите, что ваш руководитель является вашим клиентом, и предоставьте достаточную информацию (никогда не заблуждайтесь, что предоставление дополнительной информации лучше, например, если клиент не требует критериев импульса, вы можете предложить для хороших инженерных целей и позволить клиенту просмотреть и принять, но не заставлять клиента проверять дополнительный параметр, который он не запрашивал.Кроме того, если это никогда не было проблемой, трубопровод соответствует критериям импульса, соответствует критериям падения давления 10% и т. Д., Возможно, об этом вообще не следует сообщать).
Cheerio.
Лай

Интернет-курсов PDH. PDH для профессиональных инженеров. ПДХ Инжиниринг.
«Мне нравится широта ваших курсов по HVAC; не только экологичность или экономия энергии.
курсов.
Рассел Бейли, П. E.
Нью-Йорк
«Это укрепило мои текущие знания и научило меня еще нескольким новым вещам.
, чтобы познакомить меня с новыми источниками
информации.
Стивен Дедак, P.E.
Нью-Джерси
«Материал был очень информативным и организованным. Я многому научился, и они были
. очень быстро отвечает на вопросы.
Это было на высшем уровне. Будет использовать
снова . Спасибо. «
Blair Hayward, P.E.
Альберта, Канада
«Простой в использовании веб-сайт. Хорошо организованный. Я действительно буду снова пользоваться вашими услугами.
проеду по вашей компании
имя другим на работе «
Roy Pfleiderer, P.E.
Нью-Йорк
«Справочные материалы были превосходными, и курс был очень информативным, особенно потому, что я думал, что уже знаком с
с деталями Канзас
Городская авария Хаятт. «
Майкл Морган, P.E.
Техас
«Мне очень нравится ваша бизнес-модель. Мне нравится просматривать текст перед покупкой. Я нашел класс
. информативно и полезно
на моей работе »
Вильям Сенкевич, П.Е.
Флорида
«У вас большой выбор курсов, а статьи очень информативны.Вы
— лучшее, что я нашел ».
Russell Smith, P.E.
Пенсильвания
«Я считаю, что такой подход позволяет работающему инженеру легко зарабатывать PDH, давая время на изучение
материал «.
Jesus Sierra, P.E.
Калифорния
«Спасибо, что разрешили мне просмотреть неправильные ответы.На самом деле
человек узнает больше
от отказов »
John Scondras, P. E.
Пенсильвания
«Курс составлен хорошо, и использование тематических исследований является эффективным.
способ обучения. «
Джек Лундберг, P.E.
Висконсин
«Я очень впечатлен тем, как вы представляете курсы; i.е., позволяя
студент для ознакомления с курсом
материалов до оплаты и
получает викторину «
Арвин Свангер, П.Е.
Вирджиния
«Спасибо за то, что вы предложили все эти замечательные курсы. Я определенно выучил и
получил огромное удовольствие «.
Мехди Рахими, П.Е.
Нью-Йорк
«Я очень доволен предлагаемыми курсами, качеством материалов и простотой поиска.
на связи
курсов. «
Уильям Валериоти, P.E.
Техас
«Этот материал в значительной степени оправдал мои ожидания. По курсу было легко следовать. Фотографии в основном обеспечивали хорошее наглядное представление о
. обсуждаемых тем ».
Майкл Райан, P.E.
Пенсильвания
«Именно то, что я искал. Потребовался 1 балл по этике, и я нашел его здесь.»
Джеральд Нотт, П.Е.
Нью-Джерси
«Это был мой первый онлайн-опыт получения необходимых мне кредитов PDH. Это было
информативно, выгодно и экономично.
Очень рекомендую
всем инженерам.
Джеймс Шурелл, П.Е.
Огайо
«Я понимаю, что вопросы относятся к« реальному миру »и имеют отношение к моей практике, и
не на основании каких-то неясных раздел
законов, которые не применяются
до «нормальная» практика. «
Марк Каноник, П.Е.
Нью-Йорк
«Отличный опыт! Я многому научился, чтобы перенести его на свой медицинский прибор.
организация. «
Иван Харлан, П.Е.
Теннесси
«Материалы курса имели хорошее содержание, не слишком математическое, с хорошим акцентом на практическое применение технологий».
Юджин Бойл, П.E.
Калифорния
«Это был очень приятный опыт. Тема была интересной и хорошо изложенной,
а онлайн-формат был очень
Доступно и просто
использовать. Большое спасибо. «
Патрисия Адамс, P.E.
Канзас
«Отличный способ добиться соответствия требованиям PE Continuing Education в рамках ограничений по времени лицензиата.»
Joseph Frissora, P. E.
Нью-Джерси
«Должен признаться, я действительно многому научился. Помогает иметь распечатанный тест во время
обзор текстового материала. Я
также оценил просмотр
фактических случаев предоставлено.
Жаклин Брукс, П.Е.
Флорида
«Документ» Общие ошибки ADA при проектировании объектов «очень полезен.
испытание потребовало исследования в
документ но ответы были
в наличии «
Гарольд Катлер, П.Е.
Массачусетс
«Я эффективно использовал свое время. Спасибо за широкий выбор вариантов.
в транспортной инженерии, что мне нужно
для выполнения требований
Сертификат ВОМ.»
Джозеф Гилрой, P. E.
Иллинойс
«Очень удобный и доступный способ заработать CEU для моих требований PG в Делавэре».
Ричард Роудс, P.E.
Мэриленд
«Я многому научился с защитным заземлением. Пока все курсы, которые я прошел, были отличными.
Надеюсь увидеть больше 40%
курсов со скидкой.»
Кристина Николас, П.Е.
Нью-Йорк
«Только что сдал экзамен по радиологическим стандартам и с нетерпением жду возможности сдать дополнительный
курсов. Процесс прост, и
намного эффективнее, чем
приходится путешествовать. «
Деннис Мейер, P.E.
Айдахо
«Услуги, предоставляемые CEDengineering, очень полезны для Professional
. Инженеры получат блоки PDH
в любое время. Очень удобно »
Пол Абелла, P.E.
Аризона
«Пока все отлично! Поскольку я постоянно работаю матерью двоих детей, у меня мало
время искать где
получить мои кредиты от. «
Кристен Фаррелл, П.Е.
Висконсин
«Это было очень познавательно и познавательно.Легко для понимания с иллюстрациями
и графики; определенно делает это
проще поглотить все
теорий. «
Виктор Окампо, P.Eng.
Альберта, Канада
«Хороший обзор принципов работы с полупроводниками. Мне понравилось пройти курс по
. мой собственный темп во время моего утро
до метро
на работу.»
Клиффорд Гринблатт, П. Е.
Мэриленд
«Просто найти интересные курсы, скачать документы и сдать
викторина. Я бы очень рекомендовал
вам на любой PE, требующий
CE единиц. «
Марк Хардкасл, П.Е.
Миссури
«Очень хороший выбор тем из многих областей техники.»
Randall Dreiling, P.E.
Миссури
«Я заново узнал то, что забыл. Я также рад оказать финансовую помощь
по ваш промо-адрес электронной почты который
сниженная цена
на 40% «
Конрадо Казем, П.E.
Теннесси
«Отличный курс по разумной цене. Воспользуюсь вашими услугами в будущем».
Charles Fleischer, P. E.
Нью-Йорк
«Это был хороший тест и фактически подтвердил, что я прочитал профессиональную этику
кодов и Нью-Мексико
правил. «
Брун Гильберт, П.E.
Калифорния
«Мне очень понравились занятия. Они стоили потраченного времени и усилий».
Дэвид Рейнольдс, P.E.
Канзас
«Очень доволен качеством тестовых документов. Буду использовать CEDengineerng
. при необходимости дополнительно
аттестат. «
Томас Каппеллин, П.E.
Иллинойс
«У меня истек срок действия курса, но вы все же выполнили свое обязательство и дали
мне то, за что я заплатил — много
оценено! «
Джефф Ханслик, P. E.
Оклахома
«CEDengineering предлагает удобные, экономичные и актуальные курсы.
для инженера »
Майк Зайдл, П.E.
Небраска
«Курс был по разумной цене, а материалы были краткими, а
хорошо организовано. «
Glen Schwartz, P.E.
Нью-Джерси
«Вопросы подходили для уроков, а материал урока —
. хороший справочный материал
для деревянного дизайна. «
Брайан Адамс, П.E.
Миннесота
«Отлично, я смог получить полезные рекомендации по простому телефонному звонку.»
Роберт Велнер, P.E.
Нью-Йорк
«У меня был большой опыт работы в прибрежном строительстве — проектирование
Building курс и
очень рекомендую . «
Денис Солано, P.E.
Флорида
«Очень понятный, хорошо организованный веб-сайт. Материалы курса этики Нью-Джерси были очень хорошими
хорошо подготовлено. «
Юджин Брэкбилл, P.E.
Коннектикут
«Очень хороший опыт. Мне нравится возможность загружать учебные материалы на
. обзор везде и
всякий раз, когда.»
Тим Чиддикс, P.E.
Колорадо
«Отлично! Сохраняю широкий выбор тем на выбор».
Уильям Бараттино, P.E.
Вирджиния
«Процесс прямой, без всякой ерунды. Хороший опыт».
Тайрон Бааш, П.E.
Иллинойс
«Вопросы на экзамене были зондирующими и демонстрировали понимание
материала. Полная
и комплексное.
Майкл Тобин, P.E.
Аризона
«Это мой второй курс, и мне понравилось то, что мне предложили курс
поможет по моей линии
работ.»
Рики Хефлин, P.E.
Оклахома
«Очень быстро и легко ориентироваться. Я определенно буду использовать этот сайт снова».
Анджела Уотсон, P.E.
Монтана
«Легко выполнить. Нет путаницы при подходе к сдаче теста или записи сертификата».
Кеннет Пейдж, П.E.
Мэриленд
«Это был отличный источник информации о солнечном нагреве воды. Информативный
и отличный освежитель ».
Luan Mane, P. E.
Conneticut
«Мне нравится, как зарегистрироваться и читать материалы в автономном режиме, а затем
Вернись, чтобы пройти викторину «
Алекс Млсна, П.E.
Индиана
«Я оценил объем информации, предоставленной для класса. Я знаю
это вся информация, которую я могу
Использование в реальных жизненных ситуациях «
Натали Дерингер, P.E.
Южная Дакота
«Обзорные материалы и образец теста были достаточно подробными, чтобы позволить мне
успешно завершено
курс.»
Ира Бродская, П.Е.
Нью-Джерси
«Веб-сайтом легко пользоваться, вы можете скачать материал для изучения, а потом вернуться.
и пройдите викторину. Очень
удобно а на моем
собственный график «
Майкл Глэдд, P.E.
Грузия
«Спасибо за хорошие курсы на протяжении многих лет.»
Деннис Фундзак, П.Е.
Огайо
«Очень легко зарегистрироваться, получить доступ к курсу, пройти тест и распечатать PDH
Сертификат . Спасибо за создание
процесс простой ».
Фред Шейбе, P.E.
Висконсин
«Опыт положительный.Быстро нашел курс, который соответствовал моим потребностям, и закончил
один час PDH в
один час. «
Стив Торкильдсон, P.E.
Южная Каролина
«Мне понравилось загружать документы для проверки содержания
и пригодность, до
имея заплатить за
материал . «
Ричард Вимеленберг, P.E.
Мэриленд
«Это хорошее напоминание об ЭЭ для инженеров, не занимающихся электричеством».
Дуглас Стаффорд, П.Е.
Техас
«Всегда есть возможности для улучшения, но я ничего не могу придумать в вашем
. процесс, которому требуется
улучшение.»
Thomas Stalcup, P.E.
Арканзас
«Мне очень нравится удобство участия в онлайн-викторине и получение сразу
сертификат. «
Марлен Делани, П.Е.
Иллинойс
«Учебные модули CEDengineering — это очень удобный способ доступа к информации по номеру
. много разные технические зоны за пределами
по своей специализации без
приходится путешествовать. «
Гектор Герреро, П.Е.
Грузия
Обследование системы трубопроводов сбора на газоконденсатном месторождении
Растущий спрос на энергию, наряду с колебаниями цен на нефть и природный газ, требует пересмотра существующих технологий добычи, транспортировки и хранения нефти и газа. При разработке нефтяных и газовых скважин были внедрены новые технологии, повышающие экономичность и эффективность производства.Эти технологии успешно применяются при бурении и добыче. Однако по мере того, как компании копают все глубже под водой и под землей, возникает серьезное препятствие: как экономично доставлять ценные углеводородные ресурсы из резервуара к конечному пользователю. С этой целью производители нефти и газа и ученые ввели новый термин: обеспечение потока.
Обеспечение потока означает успешный и экономичный поток углеводородных потоков от резервуара до точки продажи. По определению, обеспечение потока ориентировано на весь жизненный цикл разработки и производства, от резервуара до обработки и переработки, чтобы гарантировать, что углеводороды могут перемещаться из резервуара на нефтеперерабатывающий завод плавно и без перерывов.
Обеспечение потока — это разнообразная область, охватывающая множество отдельных и специализированных предметов и объединяющая весь ряд инженерных дисциплин. Финансовые убытки от перебоев в производстве или повреждения активов из-за сбоев, связанных с обеспечением потока, могут быть астрономическими.
Согласно Американскому институту нефти (API), термин «обеспечение потока» может использоваться для охвата широкого круга вопросов, связанных с потоком, ¹ включая:
Образование гидратов
Воскообразование
Образование асфальтенов
Эмульсии
Вспенивание
Накипеобразование
Добыча песка
Пробки
Проблемы, связанные с материалами.
Препятствия потоку могут различаться в зависимости от того, является ли добываемый углеводород нефтью или газом, но в некоторых аспектах они совпадают. Например, отложения парафина и асфальтенов являются препятствиями при добыче нефти, в то время как образование гидратов является ключевым препятствием при добыче газа.
По мере того, как Египет входит в мир глубоководной добычи газа, необходимо избегать препятствий для потока. Открытия Зохр и Атол считаются будущим добычи газа в Египте, и большая часть добычи газа Египтом будет поступать из них.Любые сбои в добыче на этих месторождениях затронут не только нефтегазовый сектор, но также электроэнергетику и промышленность.
Препятствия на пути к обеспечению потока и способы их устранения. Во время добычи из газоконденсатного коллектора первое препятствие, с которым можно столкнуться, — это то, как доставить углеводород из скважин в технологический комплекс с минимальным падением давления. Падение давления в многофазном потоке зависит от структуры потока и удержания жидкости.Определение характера потока и удержания жидкости в трубопроводах важно для точного прогнозирования падения давления.
РИС. 1. Система сбора промысловых трубопроводов WASCO.
Пробковый поток иногда возникает в многофазном потоке, особенно на морских производственных объектах, которые включают трубопровод на морском дне и стояк, ведущий к технологической платформе. Точное прогнозирование частоты образования пробок важно для правильного проектирования технологического оборудования, включая определение размеров ловушек и сепараторов.
Наличие свободной воды в газопроводах способствует образованию гидратов при определенных условиях давления и температуры. Образование гидратов будет частично или полностью блокировать поток жидкости в трубах, что приводит к противодавлению на устье скважины и снижению производительности скважины. В худшем случае образование гидратов приведет к заглушению скважины. Прогноз образования гидратов в трубопроводах помогает оценить проблему и выбрать правильное решение для ее решения.
Производство жидкости, не содержащей твердых частиц, может вызвать эрозию трубопровода, если скорость потока жидкости превышает определенное значение. Определение этого значения важно для правильного определения размеров трубопроводов и правильного выбора скорости эрозии труб.
Изменение сетевых параметров, таких как давление, задержка или скорость во времени, называется переходным состоянием. Рассмотрение времени как самого параметра очень важно, так как оно влияет на конструкцию трубопровода в сети и / или обрабатывающих мощностей. Расширение существующих скважин или введение новых скважин в сеть требует проектного рассмотрения ожидаемого количества жидкости, задерживаемой в трубопроводах, и способности перерабатывающих предприятий справляться с ожидаемыми пробками.Эти пробки невозможно оценить без учета фактора времени.
Инженер-проектировщик должен учитывать максимально допустимое рабочее давление (МДРД) трубопроводов при проектировании сети. Сетевое MAWP может быть достигнуто и превышено в случае аварийного закрытия точек сетевой доставки к нижестоящему обрабатывающему объекту. Учет этого случая при проектировании имеет решающее значение, так как он может вызвать взрыв трубы, что приведет к пожару и взрывам.
Очистка трубопроводов. Накопленная жидкость в трубопроводах вызовет увеличение падения давления.Это падение можно перевести как потерю энергии. Эта потеря должна быть компенсирована, что приведет к увеличению затрат. Кроме того, скопившаяся в трубах вода увеличивает скорость коррозии труб. Это скопление жидкости следует регулярно удалять из трубы с помощью скребка.
Твердая сфера диаметром немного меньше диаметра трубы вставляется в трубу и толкается каким-либо источником давления, чтобы сметать жидкость перед собой. Необходимо точно оценить продуваемую жидкость, чтобы решить, могут ли существующие объекты справиться с пробкой от скребка или требуется внешнее оборудование для обработки и хранения пробки.
Время выполнения операции очистки скребком является ключевым параметром в процессе и используется для прогнозирования того, что скребок достигнет конца трубопровода. Если заданное время превышено, то ожидается, что скребок застрянет в трубопроводе, и для его извлечения должны быть предприняты другие процедуры.
Существующие газопроводы (сплошные линии) и предполагаемые газопроводы (пунктирные линии) в Египте. Карта любезно предоставлена Energy Web Atlas, www.energywebatlas.com
Моделирование добычи на месторождении WASCO. El-Wastani Petroleum Co. (WASCO) — это совместное предприятие между Egypt Natural Gas Holding Co. (EGAS) и Dana Gas Co. Оно было создано в 2002 году для добычи товарного газа и сырого конденсата с месторождения Эль-Вастани. Затем компания была расширена за счет производства из нескольких других месторождений. Затем продукция собирается на центральную перерабатывающую установку (ЦПЗ) для подготовки газа, а также извлечения и стабилизации ШФЛУ.
Добывающие месторождения простираются более чем на 40 миль через три концессии: Menzala, West Menzala и West Qantara.Добывающие месторождения включают Эль-Вастани, Дабайя, Бассант, Шарабас, Фараскур, Абу Эль-Нага, Салма и Бальзам. Каждое месторождение содержит от одной до семи добывающих скважин. В настоящее время эксплуатируются 32 действующие, добывающие скважины. Диапазон устьевого давления составляет 240 фунтов на квадратный дюйм (16,5 бар изб.) — 4750 фунтов на квадратный дюйм (327,5 бар изб.). Диапазон расхода газа составляет 0,5 млн. Фут. ³ d –28 млн. Фут. Фут ³ дней, с отношением конденсата к газу (CGR) 4 баррелей / млн фут. Футов ³–90 баррелей / млн фут. Фут. ³ и обводненности. диапазон 0% –90%.
Трубопроводная сеть соединяет скважины месторождений и передает добычу в ЦПН, показанную на Рис.1. Скважины каждого месторождения сгруппированы и собраны в один манифольд. Коллекторы полей затем подключаются через основные магистральные трубопроводы. Сеть состоит из труб из углеродистой стали с номинальным диаметром от 6 до 12 дюймов. Для труб, соединяющих колодцы с коллекторами, 6 дюймов. трубы, при этом 12-дюйм. трубы используются для магистральных трубопроводов. Для основного производственного коллектора, который соединяет главный коллектор с CPF, используется 16-дюйм. трубопровод используется.
Дебит скважины ограничен проектной производительностью ЦПН в 200 млн фут ³ сут и давлением на входе 782 фунт / кв.Фиксированные и регулируемые штуцеры используются для снижения устьевого давления до приемлемого значения; Между тем, для повышения давления в скважинах с низким давлением используются две узловые компрессорные станции, каждая мощностью 20 млн фут ³ сут. В системе три скважины с высокой обводненностью, которые дают более 80% добычи. Скважины с высокой обводненностью отводятся на двухфазный сепаратор на буровой для отделения воды от газа и конденсата и защиты трубопроводов от коррозии.
Математическая модель требуется для моделирования трубопроводной сети WASCO в различных условиях и сценариях.Для построения и моделирования модели компания использовала коммерческое программное обеспечение с имитатором нестационарного многофазного потока. Модель собирает данные из повседневной деятельности, журналов производства, архивов компании и руководств производителей. Собранные данные затем сортируются и фильтруются, чтобы удалить нерелевантные данные. Данные, используемые для исследования, включают длину и внутренний диаметр трубопровода (ID), глубину скважины и дебит, CGR и анализ давления-объема-температуры (PVT). Предполагается, что исходные узлы сети расположены ниже узловых компрессорных станций и разделительных устройств для скважин с высокой обводненностью.
Результаты модели. Первый прогон показал большое отклонение результатов модели от фактических данных (ошибка до 40%). Это отклонение произошло из-за того, что модель использовала данные PVT в качестве основы для расчетов. Образцы PVT были взяты на ранней стадии добычи из скважин (2006–2010 гг.), А данные испытаний были собраны в сентябре 2016 года. Чтобы решить эту проблему, модель была настроена с использованием фактического CGR и обводненности. Был выполнен повторный прогон, что дало ошибку менее 10% от фактических производственных данных.Это означает, что модель была надежной и готова к дальнейшим исследованиям.
Исследование обеспечения потока было выполнено в сети для текущих условий потока. Изучаемыми параметрами были перепад давления, режимы потока, задержка жидкости, снарядный поток, скорость эрозии и образование гидратов. Результаты представлены в таблице 1.
Из данных в таблице 1, выкидной трубопровод 27 («FL_27») имеет самый высокий градиент падения давления. По отводной линии 27 транспортируется газ с высокой скоростью потока (27 мм фут ³ сут) и с высоким CGR (51 баррель / мм фут ³), что вызывает высокий перепад давления.Магистральный трубопровод 3 («TL_3») и магистральный трубопровод 4 («TL_4») имеют самый высокий перепад давления среди магистральных трубопроводов из-за малого диаметра трубы (6 дюймов) по сравнению с расходом (40 млн фут. ³ сут). Профиль давления в магистральном трубопроводе от коллектора S-Faraskur-1 до коллектора CPF показан на рис. 2.
РИС. 2. Профиль давления на магистральных трубопроводах в системе, рассчитанный по модели.
РИС. 3. Задержка жидкости в процентах от скорости газа, фут / сек.
Результаты показывают, что пробковый поток ожидается в конце некоторых ветвей. Это связано с влиянием трубопроводов на холмистую местность. Трубопроводы проложены под землей, а соединительные коллекторы — над землей. Перепад высот составляет примерно 10 футов, что вызывает пробковый поток.
Таблица 1 предлагает прямую зависимость между скоростью газа и задержкой жидкости в трубопроводе. По мере увеличения скорости газа задержка жидкости уменьшается (рис. 3). Результаты показывают, что максимальный объем гидродинамического нагнетания жидкости на входе в установку составляет 3,4 баррелей. Оборудование для обработки должно быть рассчитано на обработку такого объема. Объем перенапряжения невелик и может обрабатываться любым перерабатывающим оборудованием, но в случае большого объема перенапряжения условие является критическим.
Коэффициент эрозионной скорости (EVR) — это соотношение между скоростью потока и скоростью эрозии трубы. Если EVR> 1, то ожидается эрозия. Если EVR <1, значит, в трубопроводе нет эрозии. Таблица 1 показывает, что эрозия труб из-за потока жидкости не ожидается в настоящих условиях.
Прогноз образования гидратов рассчитывается по разнице между температурой образования гидратов и температурой потока жидкости для конкретного давления.Если разница положительная, то ожидается образование гидратов. Если разница отрицательная, то образования гидратов не ожидается. Результаты показывают, что в текущих условиях текучести при предполагаемой температуре окружающей среды гидратов не ожидается. Эти результаты ожидаемы, так как температура окружающей среды в районе месторождений довольно умеренная и не опускается до температуры гидратообразования для рабочего давления и температуры. Образование гидратов более вероятно в морских месторождениях, где температура опускается ниже температуры гидратообразования при рабочем давлении, поскольку рабочее давление обычно высокое.
Моделирование сценария. Модель может использоваться для моделирования гипотетических сценариев. Один из сценариев состоит в том, чтобы рассчитать максимальную пропускную способность существующей сети, чтобы определить, способна ли сеть справиться с увеличением добычи, или требуется замкнуть трубопроводы для обработки избыточной добычи.
При выборе максимального расхода для сети нельзя игнорировать несколько границ:
Давление в трубопроводе не должно превышать МДРД материала трубы (в данном случае 1440 фунтов на кв. Дюйм).
Давление в сети не должно превышать самое низкое давление на устье закрытой (SIWHP) добывающей скважины; в противном случае WHP скважин сравняется с давлением в сети, и скважины перестанут течь.
Скорость потока в сети не должна превышать расчетную EVR. Эрозия трубопровода ожидается, если скорость потока превысит это значение, что приведет к сокращению срока службы сети.
Температура потока должна быть достаточно высокой, чтобы избежать образования гидратов.
Для моделирования выбора максимального расхода с учетом этих границ сеть разделена по шести продуктивным месторождениям: Эль-Вастани, Бассант, Бальзам, Фараскур, Южный Абу Эль-Нага (SAEN) и Салма. Продукция каждого поля собирается и отправляется по магистральной магистрали. Максимальная пропускная способность для каждой магистральной линии рассчитывается отдельно и используется для определения максимальной пропускной способности сети. Затем выполняется исследование обеспечения потока для новых расходов.
На рис. 4 показано сравнение максимальной пропускной способности сети с учетом отдельных полей, всех полей и исследования обеспечения потока в сети. Резкое падение расчетной максимальной производительности связано с ожидаемой эрозией основного 16-дюймового каркаса. Магистральный трубопровод из-за большой скорости газа. Соединяя этот магистральный трубопровод с другим 16-дюймовым двигателем. Магистральный трубопровод предотвратит эрозию и увеличит максимальную пропускную способность сети.
РИС.4. Сравнение темпов добычи для максимальной пропускной способности сети при каждом моделировании
Другой сценарий — это случай аварийного отключения (ESD), который предполагает, что в CPF произошла аварийная ситуация, требующая ESD. Это отключение вызовет прекращение подачи на входе CPF. Добыча из скважин будет продолжаться до тех пор, пока они не достигнут своего SIWHP. У некоторых скважин значение SIWHP меньше МДРД сетевых трубопроводов.У других скважин значение SIWHP больше, чем МДРД трубопроводов.
Во время электростатического разряда скважины с высоким давлением будут продолжать работать, и давление в сети достигнет МДРД. Это может привести к взрыву трубопровода и серьезному ущербу для имущества, окружающей среды и людей. Во избежание подобного сценария необходимо определить временные рамки, в течение которых давление в сети достигнет ПДРД. Предыдущий сценарий можно смоделировать, чтобы определить, когда давление в сети достигнет ПДД. Предполагается, что модель будет нормально работать в течение 120 секунд, а затем клапан аварийного останова закроется через 60 секунд. На рис. 5 показано изменение давления в CPF во времени. МДРД сетевого трубопровода будет достигнуто через 7 429 секунд (124 мин).
РИС. 5. Давление CPF со временем.
Другой сценарий, требующий моделирования переходных процессов, — это операция очистки скребками. Свиньи используются для внутренней очистки трубопроводов от ржавчины, песка, окалины и любых твердых отложений. Скребки также используются для вымывания излишков жидкости, которая осела в нижней части труб, чтобы минимизировать падение давления в результате многофазного потока.
В этом сценарии необходимо выполнить очистку основных магистральных трубопроводов с целью удаления осевшей жидкости в трубах, а также любых других твердых отложений, чтобы минимизировать падение давления. После завершения операции очистки от скребков ожидается появление жидкой пробки. Эта пробка должна быть рассчитана таким образом, чтобы имелись надлежащие помещения для разделения и хранения для обработки этой пробки в пункте приема скребков.
На рис. 6 показан пример работы скребка, включая положение скребка и содержание жидкости в магистральном трубопроводе во времени. Содержание жидкости в ответвлении (красная линия) начинается с исходного значения, а затем быстро снижается по мере того, как свинья достигает конца линии. После того, как скребок достигает ловушки в конце трубопровода, жидкость (вода и конденсат) снова начинает скапливаться в трубопроводе. Рис. 6 также показывает положение скребка в трубопроводе (черная линия) во времени. Влияние операций продувки на падение давления можно увидеть на Рис. 7 по соотношению между содержанием жидкости и давлением на входе.Поскольку давление CPF является постоянным, падение давления на входе происходит из-за падения содержания жидкости в трубопроводе. В таблице 2 представлена сводная информация о работе скребков в основных магистральных трубопроводах, включая скорость скребка, время очистки и собранную жидкость.
РИС. 6. Пример операции очистки магистральных трубопроводов.
РИС. 7. Влияние скребковой очистки магистральных трубопроводов на давление в узле источника.
Takeaway. Результаты показывают, что наибольшее падение давления произошло в трубопроводе с наибольшим расходом газа и жидкостью. Также было обнаружено, что холмистая местность влияет на режим потока в большинстве трубопроводов, в то время как скорость газа в трубопроводах напрямую влияет на задержку жидкости.
Результаты также показали, что ожидаемые объемы выбросов от сети при существующих расходах относительно невелики, и что перерабатывающие предприятия могут справиться с ними.При существующих условиях расхода и температуре окружающей среды образования гидратов в сети не ожидается. Кроме того, скорость сетевого потока адекватна, и эрозии не ожидается.
Кроме того, максимальная пропускная способность сети резко снижается из-за ожидаемой скорости эрозии в магистральном трубопроводе. Во время ESD время достижения сетевыми трубопроводами МДРД составляет 124 мин для существующих условий потока. Используя эту модель, можно рассчитать объем помпажа, ожидаемый от каждого магистрального трубопровода во время операций по очистке скребками, а также время очистки и скорость скребка.
Рекомендации. После проведенного исследования рекомендуется проводить регулярные исследования по обеспечению потока с актуальными данными для оценки существующей системы сбора и прогнозирования будущих недостатков.
PVT-анализ следует регулярно обновлять, чтобы быть в курсе изменений в составе добываемого флюида и его влиянии на систему сбора. Операции по очистке скребков следует выполнять на регулярной основе, чтобы повысить целостность и читаемость трубопровода.Кроме того, создание петель в сети — это вариант увеличения пропускной способности существующей системы сбора.
Представленная модель надежна и готова к использованию в дальнейших исследованиях обеспечения потока, таких как сценарии наращивания мощности, сценарии разгерметизации трубопровода и другие. GP
Эмад Эль-Дин М. Раббиа — старший инженер-технолог в WASCO
и исследователь по обеспечению потока на инженерном факультете Каирского университета, где он получает степень магистра.Он имеет 9-летний опыт работы в нефтегазовой отрасли, семь из которых он провел в инженерии по переработке газа в WASCO. Г-н Раби участвовал в нескольких проектах WASCO, включая крупные остановки и ввод в эксплуатацию новых проектов. Он также помог увеличить добычу компании, участвуя в проектах по восстановлению старых скважин. Он имеет степень бакалавра нефтяной инженерии в Суэцком университете и является инженером, сертифицированным NEBOSH IGC.
Др.А. Абдель-Вали — профессор нефтегазовой инженерии Каирского университета на нефтяном факультете. Ранее он работал консультантом в OSOCO Co. и доцентом в KSU в Саудовской Аравии. Он имеет степень магистра и докторскую степень в области нефтяной инженерии в Каирском университете. Д-р Абдель-Вали подготовил множество диссертаций на соискание степени магистра и доктора философии, а также опубликовал несколько статей в области разработки месторождений нефти и газа и технологии производства.
Численное исследование длины газовой смеси при замене азота в трубопроводе природного газа большого диаметра без изолятора
Замена азота является ключевым процессом для трубопровода природного газа до его ввода в эксплуатацию.Вычислительная гидродинамическая модель в сочетании с моделью переноса частиц была использована для исследования длины газовой смеси для замены азота в трубопроводе большого диаметра без изолятора. Серия численного моделирования выполняется для ряда условий, включая длину и диаметр трубы, скорость на входе и угол наклона трубы. Эти влияющие факторы подробно анализируются с точки зрения объемной доли азота, максимальной длины газовой смеси и длины газовой смеси, изменяющейся во времени. Длина газовой смеси со временем увеличивается, и максимальная длина газовой смеси присутствует на выходе из трубы. Длинная труба большого диаметра и высокая скорость потока азота приводят к большой длине смешанного газа, в то время как большой угол наклона трубы приводит к короткой длине. Получено несколько формул подгонки, позволяющих прогнозировать максимальную длину газовой смеси в газопроводах. Используемый метод подбора формулы показан в статье на примерах. Результаты представляют собой эффективное руководство для практической работы по замене азота.
1. Введение
В связи с увеличением потребления газа трубопроводы природного газа постепенно увеличиваются в диаметре и на большие расстояния, что приводит к значительным инвестициям. Очень важно обеспечить безопасность эксплуатации газопровода. Однако взрыв легко происходит, когда содержание природного газа в воздухе достигает 5 ~ 15% [1, 2]. Поэтому перед вводом в эксплуатацию газопровода необходимо заменить воздух в трубе инертным газом. На практике азот, как наиболее доступный и наименее дорогой инертный газ, обычно используется для замены воздуха в трубе.А квалифицированная замена производится при содержании воздуха в трубе менее 2% [3].
Для обеспечения безопасности обычно используется изолятор для разделения азота и воздуха. Как показано на Рисунке 1 (а), перед закачкой азота в трубу изолятор сначала помещается на входе в трубу. Затем поток азота толкает изолятор, вместе продвигаясь вперед [4]. Однако ряд газопроводов проложен в горах и на плато. Холмистая местность затрудняет прохождение изолятора.А при большем диаметре стоимость изолятора увеличивается вдвое. Кроме того, выход из строя уплотнения изолятора обычно происходит из-за износа. Таким образом, замена азота без изолятора популярна в современном газопроводе, как показано на Рисунке 1 (b). В конце концов, можно сэкономить на приеме и передаче изоляторов. В этом процессе длина газовой смеси становится ключевым параметром для определения эффекта вытеснения. В зависимости от длины газовой смеси могут быть определены соответствующие рабочие параметры, такие как объем откачки и скорость движения азота.Однако в Китае количество азота в основном определяется опытом лечения большой слепоты [5–7]. И правила смешения азота и воздуха, а также факторы, влияющие на длину смеси, до сих пор неясны.
В литературе есть несколько работ, посвященных закачке азота при разработке газовых и газоконденсатных месторождений [8–10]. Однако правило смешения в порах пласта отличается от него в трубопроводе большого диаметра из-за большой разницы в масштабах. Поэтому в газопроводе природного газа срочно необходимы глубокие исследования протяженности газовой смеси для замены азота в трубопроводе большого диаметра без изолятора.
Поскольку численное моделирование может предоставить подробную информацию о поле течения, которую нелегко получить с помощью физических экспериментов и имеет преимущества низкой стоимости и короткого времени исследования, в настоящей работе для исследования длина газовой смеси замены азота в трубопроводе большого диаметра без изолятора. Длина газовой смеси исследована по объемной доле азота. Путем проведения серии численного моделирования исследуется влияние длины трубы, диаметра трубы, скорости на входе и угла наклона трубы.Затем анализируется максимальная длина газовой смеси и получаются формулы подгонки. По этим формулам можно спрогнозировать максимальную длину газовой смеси в газопроводах. Используемый метод подбора формулы показан в статье на примерах. Результаты служат полезным руководством для практической работы по замене азота.
Оставшаяся часть этого документа организована следующим образом. В разделе 2 дается описание задачи моделирования; В разделе 3 представлены основные уравнения и численный метод; В разделе 4 представлены численные результаты и обсуждение; Раздел 5 — заключительные замечания.
2. Описание проблемы
В данном исследовании используются прямая труба и волнистая труба с наклонным вверх участком. На рисунке 2 показан эскиз геометрии и числовая сетка для расчетной области. Прямая труба размещается горизонтально. И его длина () колеблется от 50 м до 1000 м в сравниваемых случаях, чтобы изучить влияние длины трубы на длину газовой смеси, в то время как диаметр прямой трубы установлен на 346,0 мм, 647,2 мм, 851,2 мм, и 1000,2 мм для изучения влияния диаметра трубы.
Волнистая труба состоит из трех частей: прямой, изогнутой и наклонной вверх. Кривизна изгиба ( R / D ) определяется как 3, обычно используемая на практике. Длина наклонного восходящего участка зафиксирована на уровне 600 м, а угол наклона изменяется от 10 ° до 40 ° в сравнении со случаями, проведенными для наблюдения за эффектом наклона трубы.
Течение газа в трубопроводе представляет собой симметричную задачу, поэтому двухмерное моделирование потока достаточно точно для определения длины газовой смеси.Кроме того, трехмерное моделирование требует более высокой стоимости процессора. В связи с ограничениями по времени в данной работе применяется двухмерное моделирование. Вся генерация геометрии и построение сетки выполняется с помощью генератора сеток GAMBIT 2.3. Как показано на рисунке 2, четырехугольные сетки используются во всей вычислительной области как для прямой, так и для волнистой трубы. А у стенки трубы используется прогрессивная сетка. Расчетная область волнообразной трубы разделена на три блока. В изгибе используется более плотная сетка.Подходящая плотность сетки достигается повторением вычислений до тех пор, пока не будет найдена удовлетворительная независимая сетка. Например, количество четырехугольных ячеек для прямой трубы диаметром 647,2 мм и длиной 600 м составляет наконец 480000.
Скорость газового потока в трубе мала (2 ~ 5 м / с), поэтому и азот, и воздух можно рассматривать как несжимаемые жидкости. При моделировании плотность и вязкость азота определены как 1,138 кг / м ³ и Па · с, соответственно. А плотность и вязкость воздуха установлены на 1.225 кг / м ³ и Па · с соответственно.
3. Управляющие уравнения и численный метод
3.1. Управляющие уравнения
Газовые потоки азота и воздуха регулируются уравнениями среднего Рейнольдса-Навье-Стокса (RANS), включая уравнения неразрывности и количества движения, записанные следующим образом [11]: где где представляет собой мгновенную составляющую скорости в направлении, например, и — скорость в и направлении, соответственно, в то время как — составляющая скорости пульсации в направлении, — пространственная координата в направлении, — гравитационное ускорение в направлении, — время, — давление, — плотность смешанного gas, и — плотность азота и воздуха, соответственно, — кинематическая вязкость смешанного газа, и — вязкость азота и воздуха, соответственно.
Число Рейнольдса в расчетах принимает значения от до. Таким образом, реализуемая модель турбулентности [12–14] используется для замыкания уравнений потока и описания турбулентных свойств: где где и представляют собой скорость диссипации турбулентной кинетической энергии и турбулентной кинетической энергии на единицу массы, соответственно, является параметром относительной деформации, является скоростью деформации и представляет собой условие производства турбулентной кинетической энергии из-за градиента средней скорости и условие производства турбулентной кинетической энергии. за счет подъемной силы, соответственно — турбулентная вязкость, — число Прандтля, принятое за 0.85,,,, и — константы эмпирической модели, принимаемые равными 0,09, 1,44, 1,9 и 0,9, соответственно, и — турбулентные числа Прандтля, принимаемые равными 1,0 и 1,2 соответственно.
Нет реакции между азотом и воздухом в процессе замещения, поэтому для улавливания смеси азота и воздуха используется упрощенная модель переноса веществ, записанная следующим образом [15]: где — объемная доля азота, и — коэффициент диффузии азота и воздуха соответственно.
3.2. Численный метод
Метод конечных объемов (FVM) используется для дискретизации приведенных выше уравнений. Все расчеты производятся с помощью коммерческого программного пакета FLUENT 14.5. Хорошо известный алгоритм Патанкара SIMPLE [16] принят для решения зависимости давления от скорости. Для обеспечения точности расчета для конвективных членов и диффузионных членов используются схема второго порядка против ветра и центрально-разностная схема второго порядка. Критерии сходимости для всех вычислений устанавливаются так, чтобы невязка в контрольном объеме для каждого уравнения была меньше 10 ^-5.
3.3. Граничные и начальные условия
Граничные условия скорости на входе используются для входа, а скорости азота на входе принимаются равными 2 м / с, 3 м / с, 4 м / с и 5 м / с для сравнения случаев. На выходе из расчетной области используется граничное условие для давления на выходе, и значение определяется как 0 Па для облегчения сравнительного анализа. На стенку трубы не накладывается граничное условие проскальзывания.
Поскольку это нестационарная проблема, вся расчетная область трубы определяется как заполненная воздухом в начальный момент времени.А временной шаг в симуляциях установлен на 0,001 с. Информация о случаях моделирования приведена в Таблице 1, в которой длина трубы, диаметр трубы, скорость на входе и угол наклона являются четырьмя переменными.
647.2 0 968
Корпус Длина прямой трубы, (м) Диаметр трубы, (мм) Скорость на входе, (м / с) Угол наклона, (°) Длина наклонной трубы, (м)
1 50 647. 2 3 0 0
2 150 647,2 3 0 0
3 64405467
3 300466 968 968 9406 9405 46
4 400 647,2 3 0 0
5 500 647,2 3 540 0 0 3 0 0
7 700 647,2 3 0 0
0
8 800466 9684 9684 940 6
6 968 940 940 6
9 900 647,2 3 0 0
10 1000 647,2 3 540 905 905 46 346. 0 3 0 0
12 600 851,2 3 0 0
13 60040
13 60040
14 600 647,2 2 0 0
15 600 647,2 4 5 905 0 905 647.2 5 0 0
17 600 647. 2 3 10 600
18 600467
18 600466
6 968 940
19 600 647,2 3 30 600
20 600 647,2 3 405
4.Численные результаты и обсуждение
4.1. Анализ стандартного случая
Случай 6 принят как стандартный случай. На рис. 3 показана длина газовой смеси в разные моменты времени, что отражено объемной долей азота. Объемная доля азота более 98% может рассматриваться как отвечающая требованиям безопасной замены. А содержание азота в воздухе 79%. Следовательно, объемная доля азота от 0,79 до 0,98 соответствует смешанному газу. Длина этой газовой смеси называется длиной газовой смеси.

Видно, что напор смешанного газа имеет пулевидное распределение. Основная причина этого явления — сопротивление трению на стенке трубы. Хорошо известно, что у стенки трубы имеется вязкий подслой. Чем ближе газ к стене, тем выше сопротивление вязкости газа. Так газ по оси трубы движется вперед. Стоит отметить, что длина газовой смеси со временем увеличивается. На момент 50 с длина газовой смеси составляет 9,5 м, при этом она увеличивается до 18.5 м в момент 200 с. В газовой смеси объемная доля азота постепенно уменьшается в направлении оси трубы. И скорость снижения со временем постепенно снижается. Это связано с тем, что со временем азот более полно смешивается с воздухом. Однако скорость роста длины смеси со временем снижается. В период от 50 до 100 с длина смеси увеличивается на 4 м, а за тот же промежуток времени — на 3,5 м (со 100 до 150 с). И приращение всего 1.8 м за время увеличено со 150 до 200 с. Это можно объяснить тем, что кинетическая энергия потока азота постоянно расходуется с течением времени. Следовательно, движущая сила и скорость движения постепенно уменьшаются.
4.2. Влияние длины трубы
Так как длина газовой смеси со временем увеличивается, максимальная длина смеси появляется на выходе из трубы. На рисунке 4 показана максимальная длина газовой смеси для труб различной длины. Замечено, что максимальная длина газовой смеси увеличивается с увеличением длины трубы.Максимальная длина газовой смеси достигает 24 м в трубе длиной 1000 м, что примерно в шесть раз больше, чем в трубе длиной 50 м. Основная причина заключается в том, что чем длиннее труба, тем больше времени требуется для прохождения газового потока, что приводит к большему смешиванию газа. Однако приращение максимальной длины газовой смеси уменьшается для труб длиной от 400 м до 1000 м. И приращение не уменьшается линейно.

Кривые длины газовой смеси, показанные на рисунке 5, также показывают нелинейную зависимость. Длина газовой смеси вначале быстро увеличивается, а через некоторое время скорость роста уменьшается. Эта основная причина заключается в том, что в начале замены градиент объемной доли и градиент скорости в трубе велики, но эти два градиента постепенно уменьшаются со временем.

Самый длинный трубопровод, использованный при моделировании, составляет всего 1000 м. Однако длина реальных трубопроводов часто составляет сотни или тысячи километров. Чтобы спрогнозировать максимальную длину газовой смеси в более длинных трубопроводах, максимальная длина газовой смеси () анализируется в зависимости от длины трубы (), и мы получили формулу фитинга, как показано на рисунке 6.Скорректированные квадраты достигают 0,98722. А именно, ошибка в предсказании длины микширования составляет порядка 1-2%. Формула подгонки записывается как

Если фактические параметры такие же, как используемые в этой статье, такие как мм и м / с, мы можем рассчитать максимальную длину газовой смеси в произвольной длинной трубе, используя эту формулу. Например, если длина трубы составляет м, будет рассчитано как 1998,13 м. Чтобы определить точность этого прогнозного уравнения, было проведено одномерное моделирование для трубы длиной m.Метод центральной разности одного порядка используется для дискретных одномерных управляющих уравнений. Для трубы длиной м, диаметром 647,2 мм и скоростью на входе 3 м / с расчетная максимальная длина смешения с помощью одномерного моделирования составляет 1959,62 м. Таким образом, ошибка в предсказании длины микширования составляет менее 2%.
Следовательно, фактическое время замены не просто равно длине трубы, деленной на скорость потока. Квалифицированная замена достигается до тех пор, пока смешанный газ не вытечет полностью. Таким образом, время замены должно быть больше суммы длины трубы, разделенной на скорость потока, и максимальной длины газовой смеси, разделенной на скорость потока.
4.3. Влияние диаметра трубы
На рисунке 7 представлена максимальная длина газовой смеси для труб различного диаметра. Видно, что максимальная длина газовой смеси увеличивается с увеличением диаметра трубы. Основная причина этого результата заключается в том, что общая кинетическая энергия потока азота больше в трубе большого диаметра, чем такая же скорость на входе. Под действием трения, чем меньше диаметр трубы, тем острее пулевидная головка.

Длина газовой смеси, изменяющаяся во времени в трубах разного диаметра, показана на рисунке 8.Тенденция роста длины смеси для разных диаметров одинакова. Однако в трубе малого диаметра скорость роста длины смеси относительно невелика. Это объясняется совместным действием кинетической энергии и сопротивления трения.

Реальный диаметр трубы — это не только четыре изученных нами. Таким образом, мы также получаем формулу аппроксимации по сравнению, как показано на рисунке 9. Линия аппроксимации хорошо соответствует линейному распределению, а скорректированные квадраты равны 0,99295. Формула подгонки записывается как Если диаметр трубы 800. 2 мм, будет рассчитано как 20,8 м.

4.4. Влияние скорости на входе
На рисунке 10 показана максимальная длина газовой смеси при различных расходах на входе. Чем быстрее поступает азот, тем больше максимальная длина газовой смеси. Это объясняется тем, что при высокой скорости потока азота больше кинетической энергии. Газовая смесь более полная при большой скорости впуска, что приводит к большей длине смеси. Когда скорость на входе увеличивается на 1 м / с, приращения максимальной длины газовой смеси в основном одинаковы, около 1.9 мес.

Длина газовой смеси, изменяющаяся во времени при разных скоростях впуска, показана на рисунке 11. Скорость увеличения длины смеси представляет максимальное значение (0,2 м / с) при м / с, что примерно в 3,33 раза больше, чем при РС. Основная причина — меньшее время, необходимое для прохождения высокоскоростного потока через трубу. Хотя более быстрая замена достигается за счет высокой скорости на входе, скорость не может быть слишком большой. Остаточные частицы уносятся высокоскоростным потоком и ударяются о стенку трубы, что приводит к возникновению электрической искры.Следовательно, скорость на входе следует регулировать в определенном диапазоне. На практике приемлемым выбором является скорость 4 м / с.

Как показано на рисунке 12, получается формула аппроксимации versus. Эта аппроксимирующая линия также соответствует линейному распределению, и скорректированные квадраты равны 0,99483. Формула подбора выглядит следующим образом: Используя эту формулу, можно было бы рассчитать 21 м, если скорость на входе 3,5 м / с.

4.5. Влияние угла наклона трубы
С учетом местности анализируются четыре волнистые трубы с разными углами наклона.На рисунке 13 представлена максимальная длина газовой смеси при разных углах наклона. Мы обнаруживаем очевидное уменьшение длины смеси при увеличении угла наклона. При максимальная длина газовой смеси составляет 26 м, при этом она уменьшается до 24,7 м. Основная причина заключается в том, что частичная энергия газового потока используется для преодоления действия силы тяжести, и больше энергии расходуется на крутые трубы.

На рис. 14 показано изменение длины газовой смеси во времени под разными углами наклона. Нет разницы в прямом сечении трубы.Существенная разница проявляется в наклонном восходящем участке. Чем больше угол наклона, тем меньше скорость роста длины смеси.

Формула подгонки versus показана на рисунке 15. Эта линия подгонки представляет собой прямую линию с отрицательным наклоном, а скорректированные квадраты достигают 0,99691. Формула подгонки: Если угол наклона составляет 50 °, будет рассчитано по формуле 24,25 м.

5. Выводы
Вычислительная гидродинамическая модель, соединенная с моделью переноса частиц, была использована для исследования длины газовой смеси для замены азота в трубопроводе большого диаметра без изолятора.Влияние длины и диаметра трубы, скорости на входе и угла наклона трубы исследуется путем проведения серии моделирования. На основании численных результатов можно сделать следующие выводы: (1) Длина газовой смеси увеличивается со временем, и максимальная длина газовой смеси присутствует на выходе из трубы. Длинная труба большого диаметра и высокая скорость азота приводят к большой длине смешанного газа, в то время как большой угол наклона трубы приводит к короткой длине. (2) Были получены четыре формулы фитинга, которые могут предсказать максимальную длину газовой смеси в газе. трубопроводы.Помимо того, что формула для длины трубы является квадратичным полиномом, другие формулы соответствуют линейной зависимости. Результаты расчетов представляют собой эффективное руководство для практической работы по замене азота.
Конфликт интересов
Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов в отношении публикации данной статьи.
Благодарности
Исследования были поддержаны Открытым фондом (№ PLN1210) Государственной ключевой лаборатории геологии и эксплуатации нефтяных и газовых пластов (Юго-Западный нефтяной университет) и ключевым проектом Департамента образования провинции Сычуань (No. 12ЗА189). Без поддержки эта работа была бы невозможна.
% PDF-1.3
%
644 0 объект
>
эндобдж
xref
644 85
0000000016 00000 н.
0000002051 00000 н.
0000002379 00000 п.
0000002440 00000 н.
0000003356 00000 п.
0000003701 00000 п.
0000003784 00000 н.
0000003872 00000 н.
0000003956 00000 н.
0000004064 00000 н.
0000004111 00000 п.
0000004218 00000 н.
0000004276 00000 н.
0000004391 00000 п.
0000004447 00000 н.
0000004554 00000 н.
0000004601 00000 п.
0000004659 00000 п.
0000004706 00000 п.
0000004947 00000 н.
0000005222 00000 п.
0000007248 00000 н.
0000007391 00000 н.
0000007508 00000 н.
0000007625 00000 н.
0000008050 00000 н.
0000008733 00000 н.
0000009416 00000 н.
0000009816 00000 н.
0000010284 00000 п.
0000010473 00000 п.
0000010550 00000 п.
0000010779 00000 п.
0000011067 00000 п.
0000011525 00000 п.
0000011930 00000 п.
0000017014 00000 п.
0000017299 00000 п.
0000019336 00000 п.
0000019564 00000 п. 0000019813 00000 п.
0000019834 00000 п.
0000019948 00000 п.
0000021298 00000 п.
0000021563 00000 п.
0000021825 00000 п.
0000029861 00000 п.
0000030023 00000 п.
0000030099 00000 п.
0000030825 00000 п.
0000030942 00000 п.
0000031367 00000 п.
0000032050 00000 п.
0000032850 00000 п.
0000033649 00000 п.
0000034443 00000 п.
0000034719 00000 п.
0000035727 00000 п.
0000035996 00000 п.
0000036790 00000 п.
0000037051 00000 п.
0000037923 00000 п.
0000038051 00000 п.
0000038073 00000 п.
0000038201 00000 п.
0000038683 00000 п.
0000038705 00000 п.
0000038828 00000 п.
0000039296 00000 п.
0000039318 00000 п.
0000039748 00000 н.
0000039770 00000 п.
0000040171 00000 п.
0000040193 00000 п.
0000040606 00000 п.
0000040628 00000 п.
0000041057 00000 п.
0000041079 00000 п.
0000041536 00000 п.
0000041558 00000 п.
0000041600 00000 п.
0000042054 00000 п.
0000042078 00000 п.
0000002537 00000 н.
0000003334 00000 н.
трейлер
]
>>
startxref
0
%% EOF
645 0 объект
>
/ OpenAction 646 0 R
>>
эндобдж
646 0 объект
>
эндобдж
647 0 объект
>
эндобдж
727 0 объект
>
ручей
HSoHSQ? = Nns = h H ¥ # Rdt 9L34M-gf-Vf} Ӡ + H (1 $ / E-сs9 {ν
.
alexxlab
Навигация по записям
Пред.
След.
Разное
Зернистый стул у новорожденного: причины и что делать
alexxlab
19.11.2024
0
Разное
Смешанное вскармливание новорожденных: как правильно организовать
alexxlab
15.11.2024
0
Разное
Простуда у новорожденных: симптомы, причины и методы лечения
alexxlab
13.11.2024
0
Разное
Сколько должен набрать новорожденный: нормы роста и веса по месяцам
alexxlab
12.11.2024
0
Разное
Кровоточащий пупок у новорожденного: причины, лечение и советы по уходу
alexxlab
12.11.2024
0
Разное
Ортопедическая подушка для новорожденных: польза, виды и как сшить своими руками
alexxlab
12.11.2024
0
Добавить комментарий Отменить ответ
Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *
Комментарий *
Имя *
Email *
Сайт

Рубрики
Вентиляция
Вытяжка
Как выбрать
Камин
Котел
Обогреватели
Отопление
Пвх
Печь
Радиатор
Ремонт
Системы отопления
Разное
Карта сайта}

Таблица 1: Для входного давления 2,0 фунта на кв. Дюйм (13,8 кПа-изб.) И перепада 1,0 фунт / кв. ).
Уравнение	Мин. Коэффициент	Максимальное соотношение	Среднее соотношение	Std Dev.
NFPA / IFGC	0,837	1,020	0,915	0,039
Мюллер	0,998	1,686	1,344	0,178
Уэймут	0.836	1,227	1.049	0,087
IGT Distribution	0,983	1.476	1,258	0,130
Шпицгласс HP	0,582	0.906	0,777	0,086
Таблица NFPA	0,800	1,020	0,882	0,044
Примечание. Диапазон чисел Рейнольдса: от 4,1E + 03 до 2,9E + 06.

Таблица 2: Для 3.Входное давление 0 фунтов на кв. Дюйм (20,7 кПа-изб.) И перепад 2,0 фунта на кв. Дюйм (13,8 кПа-изб.) При использовании стальной трубы Schedule 40, размеры от ½ дюйма (DN-15) до 6 дюймов (DN-150).
Уравнение	Мин. Коэффициент	Максимальное соотношение	Среднее соотношение	Std Dev.
NFPA / IFGC	0.826	1.024	0,918	0,043
Мюллер	0,981	1,754	1,385	0,202
Уэймут	0,824	1. 209	1.023	0,089
IGT Distribution	0,969	1,514	1,277	0,147
Шпицгласс HP	0,573	0,855	0.757	0,086
Таблица NFPA	0,826	1.024	0,914	0,043
Примечание. Диапазон чисел Рейнольдса: от 6,2E + 03 до 4,4E + 06.

Таблица 3: Для 5.Входное давление 0 фунтов на кв. Дюйм (34,5 кПа-изб.) И перепад 3,5 фунта на кв. Дюйм (24,1 кПа-изб.) При использовании стальной трубы Schedule 40, размеры от ½ дюйма (DN-15) до 6 дюймов (DN-150).
Уравнение	Мин. Коэффициент	Максимальное соотношение	Среднее соотношение	Std Dev.
NFPA / IFGC	0.824	1,032	0,920	0,047
Мюллер	0,962	1,806	1,420	0,217
Уэймут	0,809	1.159	0,999	0,092
IGT Distribution	0,949	1,539	1,292	0,158
Шпицгласс HP	0,536	0,836	0. 739	0,086
Таблица NFPA	0,785	1,003	0,885	0,386
Примечание. Диапазон чисел Рейнольдса: от 8.5E + 03 до 6.0E + 06.

Таблица 4: Для 20.Входное давление 0 фунтов на кв. Дюйм (137,9 кПа-изб.) И перепад 2,0 фунтов на кв. Дюйм (13,8 кПа-изб.) При использовании стальной трубы Schedule 40, размеры от ½ дюйма (DN-15) до 6 дюймов (DN-150).
Уравнение	Мин. Коэффициент	Максимальное соотношение	Среднее соотношение	Std Dev.
NFPA / IFGC	0. 849	1,064	0,960	0,050
Мюллер	0,992	1,665	1,253	0,151
Уэймут	0,832	0.934	0,878	0,028
IGT Distribution	0,980	1,363	1,139	0,088
Шпицгласс HP	0,437	0,859	0.656	0,101
AGA Plast Pipe Руководство	0,990	1. 042	0,997	0,003
Примечание: Диапазон чисел Рейнольдса: от 8.8E + 03 до 6.3E + 06

Таблица 5: Для 20.Входное давление 0 фунтов на кв. Дюйм (137,9 кПа-изб.) И перепад 2,0 фунта на кв. Дюйм (13,8 кПа-изб.) При использовании полиэтиленовой трубы SDR 13,5, размеры от 1 дюйма (DN-25) до 6 дюймов (DN-150).
Уравнение	Мин. Коэффициент	Максимальное соотношение	Среднее соотношение	Std Dev.
NFPA / IFGC	0.807	0,905	0,830	0,020
Мюллер	0,996	1,578	1,309	0,151
Уэймут	0,664	1. 045	0,910	0,094
IGT Distribution	0,978	1,359	1,177	0,117
Шпицгласс HP	0,528	0,832	0.696	0,066
AGA Plast Pipe Руководство	0,989	1,033	1.000	0,011
Примечание. Диапазон чисел Рейнольдса: от 2,2E + 04 до 5,4E + 06.

Таблица 6: Для 20.Входное давление 0 фунтов на кв. Дюйм (137,9 кПа-изб.) И перепад 2,0 фунтов на кв. Дюйм (13,8 кПа-изб.) При использовании полиэтиленовой трубы SDR 11 размером от 3/4 дюйма (DN-20) до 6 дюймов (DN-150).
Уравнение	Мин. Коэффициент	Максимальное соотношение	Среднее соотношение	Std Dev.
NFPA / IFGC	0.690	0,926	0,824	0,054
Мюллер	0,909	1,523	1,254	0,143
Уэймут	0,594	1.048	0,890	0,102
IGT Distribution	0,836	1,345	1,151	0,125
Шпицгласс HP	0,496	0,827	0. 654	0,067
AGA Plast Pipe Руководство	0,845	1.026	0,978	0,045
Примечание. Диапазон чисел Рейнольдса: от 1,5E + 04 до 4,6E + 06.

Таблица 7: Для 40.Входное давление 0 фунтов на кв. Дюйм (275,8 кПа-изб.) И падение давления 4,0 фунта на кв. Дюйм (27,6 кПа-изб.) При использовании стальной трубы Schedule 40, размеры от ½ дюйма (DN-15) до 6 дюймов (DN-150).
Уравнение	Мин. Коэффициент	Максимальное соотношение	Среднее соотношение	Std Dev.
NFPA / IFGC	0.880	1,107	0,996	0,056
Мюллер	0,985	1,802	1,352	0,169
Уэймут	0,826	0.917	0,869	0,028
IGT Distribution	0,987	1.442	1.201	0,098
Шпицгласс HP	0,435	0,854	0.649	0,100
AGA Plast Pipe Руководство	0,998	1. 011	0,990	0,001
Примечание. Диапазон чисел Рейнольдса: от 1,6E + 04 до 1,2E + 07.

Таблица 8: Для 40.Входное давление 0 фунтов на кв. Дюйм (275,8 кПа-изб.) И падение давления 4,0 фунта на кв. Дюйм (27,6 кПа-изб.) При использовании полиэтиленовой трубы SDR 13,5, размеры от 1 дюйма (DN-25) до 6 дюймов (DN-150)
Уравнение	Мин. Коэффициент	Максимальное соотношение	Среднее соотношение	Std Dev.
NFPA / IFGC	0.800	0,872	0,815	0,015
Мюллер	0,998	1,621	1,337	0,158
Уэймут	0,623	0. 985	0,853	0,087
IGT Distribution	0,970	1,365	1,174	0,118
Шпицгласс HP	0,496	0,779	0.652	0,062
AGA Plast Pipe Руководство	0,981	1,032	0,996	0,013
Примечание. Диапазон чисел Рейнольдса: от 4,2E + 04 до 1,0E + 07.

Таблица 9: Для 40.Входное давление 0 фунтов на кв. Дюйм (275,8 кПа-изб.) И падение давления 4,0 фунта на кв. Дюйм (27,6 кПа-изб.) При использовании полиэтиленовой трубы SDR 11 размером от 3/4 дюйма (DN-20) до 6 дюймов (DN-150).
Уравнение	Мин. Коэффициент	Максимальное соотношение	Среднее соотношение	Std Dev.
NFPA / IFGC	0.800	0,888	0,821	0,018
Мюллер	0,989	1,613	1,303	0,153
Уэймут	0,618	0.983	0,847	0,088
IGT Distribution	0,969	1,361	1,166	0,116
Шпицгласс HP	0,464	0,778	0. 623	0,068
AGA Plast Pipe Руководство	0,982	1,032	0,993	0,012
Примечание. Диапазон чисел Рейнольдса: от 2.7E + 04 до 9.4E + 06.