Определение средней температуры газа на аварийном участке магистрального газопровода Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

А. И. БЫКОВ, ведущий инженер службы пожарной безопасности, ООО "Газпром трансгаз Ухта" (Россия, Республика Коми, 169300, г. Ухта, просп. Ленина, 39/2; e-mail: [email protected])

УДК 614.84;658.382

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СРЕДНЕЙ ТЕМПЕРАТУРЫ ГАЗА НА АВАРИЙНОМ УЧАСТКЕ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

Показано, что строгое определение массы газа, находившейся на аварийном участке газопровода до аварии, требует такого же строгого обоснования средней температуры газа на рассматриваемом аварийном участке газопровода. Вычисление средней температуры зависит от ряда параметров, характеризующих состояние газа в условиях его транспортировки и разрыва трубопровода. Существующие методики достаточно сложны и не всегда доступны для текущих инженерных расчетов без специальных программных продуктов. Дано обоснование методики расчета средней температуры газа на примере аварийного разрыва линейной части магистрального газопровода.

Ключевые слова: магистральный газопровод; аварийный участок; масса газа; средняя температура газа; удельная теплоемкость природного газа; коэффициент теплопередачи от газа к грунту.

Расчет массы газа Мг (кг) на аварийных участках магистрального газопровода выполняют по формуле, основанной на уравнении Менделеева-Клапейрона [1]:

M г = VPcp/( R г Гср Ксж),

(1)

где V — объем газа, заключенного в рассматриваемом участке газопровода до аварии, м3; Рср — среднее давление газа на рассматриваемом участке, Па;

Яг — удельная газовая постоянная, Дж/(кг-К);

Яг = R/m.;

R — универсальная газовая постоянная; R = 8314 Дж/(моль-К);

тг — молярная масса газа, определяемая по атомным массам элементов, входящих в его состав, кг/моль;

Тср — средняя температура газа на рассматриваемом аварийном участке, К; Ксж — коэффициент сжимаемости. Строгий подход к определению массы газа Мг по формуле (1) требует строгого обоснования подходов к определению и средней температуры газа Тср на аварийных участках газопровода. Решению этой задачи и посвящается настоящая статья.

Обоснование методики выполняется с учетом рекомендаций, изложенных в СТО Газпром 2-2.3-351— 2009 [2]. В качестве примера используется расчетная схема, представленная на рисунке. При этом предполагается, что аварийный разрыв магистрального газопровода возникает в середине выбранного участка между двумя соседними компрессорными станциями КС1 и КС2 и образуются два аварийных

участка: 1-й — от КС1 до точки разрыва А; 2-й — от точки разрыва А до КС2. Линейные размеры этих участков указаны на рисунке.

Для расчета взяты следующие исходные данные:

• горючее вещество — природный газ состава: метан СН4 — 98,5 %; диоксид углерода С02 — 0,5 %; азот N — 1,0 %;

• наружный диаметр газопровода йн = 1,420 м;

• давление нагнетания Рнаг = 7,5 МПа;

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

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

В соответствии с методическими указаниями [2] параметр Тср рекомендуется определять по формуле

+ (Тн - Тк) ^ , (2)

т = т

ср к

где т„, тк

температура газа соответственно в на-

чале и конце аварийного участка, К;

KCl

1-й аварийный участок

К.

21

Ч>4

Lj = 60 км

2-й аварийный участок

*2

^ср1> ^cpl ^ср2> ^ср2

К,

19

къ

¿2 = 60 км

L = 120 км

Ход газа

КС2

Пример расчетной схемы: А — точка разрыва газопровода

© Быков А. И., 2015

Ь — расстояние между компрессорными станциями, км;

х — длина рассматриваемого аварийного участка до его середины, км.

Однако методика расчета температуры газа в конце участка Тк в [2] не приводится. В действующих нормативных документах (ГОСТ Р 12.3.047-2012 [3], приказы МЧС № 404 и 649 [4], РД 03-409-01 [5] и др.), регламентирующих оценку безопасности производственных объектов, оперирующих с горючими и взрывоопасными веществами, также отсутствуют указания о способах расчета этого параметра. Тем не менее температуру газа в конце аварийного участка можно вычислить по формуле, рекомендованной в [6]:

г к = г

гр

ехр

(гн - г гр) б А Ср • 106

62,6 Кт йн Ь

(3)

где гк — температура газа в конце рассматриваемого участка газопровода, °С, при известных значениях начальной температуры потока гн (°С) и температуры грунта ггр (°С);

д — суточная производительность газопровода, млн. м3/сут;

А — относительная плотность природного газа; Ср — удельная теплоемкость природного газа при постоянном давлении, ккал/(кг-°С); Кт — коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, ккал/(м2-ч-°С); йн — наружный диаметр трубы газопровода, мм. После преобразования и приведения к системе СИ это выражение примет следующий вид:

(тн - Тр) а а ср

Тк = т

гр

ехр

0,0216-

Кт й н Ь

(4)

где Т — температура грунта, К;

дс — массовая производительность газопровода в единицу времени, кг/с;

Ср — удельная теплоемкость природного газа при постоянном давлении, Дж/(кг-К); Ь — длина рассматриваемого участка, м; Кт — коэффициент теплопередачи от газа к грунту, Вт/ (м2-К).

Начальная температура газа Тн и температура грунта Ттр — величины, фактически измеряемые. Для дальнейших рассуждений принимаем: Тн = 283,15 К (10 °С); Ттр = 278,15 К (5 °С).

Остаются неизвестными параметры Ср, Кг, А и дс. Удельная теплоемкость Ср для природного газа может быть определена по известной формуле [7]:

Ср = кЯг/(к - 1), (5)

где к—показатель адиабаты; для чистого метана СН4 можно принимать к = 1,315, поскольку содержа-

ние этого компонента в природном газе превышает 98 %;

Яг — удельная газовая постоянная, Дж/(кг-К); для метана

Я

Я

г(СН4)

'сн4

8314 16,043

= 518,23 Дж/(кг-К); (6)

тСН4

молярная масса метана, которая складывается из атомных масс элементов, входящих в его состав (С = 12,011; Н = 1,008):

шСЩ = 12,011 + 1,008 • 4 = 16,043 кг/моль. (7)

Тогда расчетное значение удельной теплоемкости метана составит:

1,315-518,23

С

р(СН4)

1,315 -1

= 2163 Дж/(кг-К). (8)

Сравнение расчетного значения удельной теплоемкости метана с табличным, равным 2226 Дж/(кг-К) [8], показывает, что погрешность расчета не превышает 3 %.

Для природного газа в соответствии с ГОСТ 30319.1-96 [9] показатель адиабаты определяют по усовершенствованной формуле Кобза:

к = 1,556(1 + 0,074хп) - 3,9-10-4Тс(1 - 0,68хп) -

1,43 Г / р ч 0,8

384(1 - хи) I + 26,4 х„

- 0,208рс +

(9)

где хп — долевое содержание примесей в природном газе;

рс — плотность газа при стандартных условиях (давление Рс = 0,1013106 Па и температура Тс = = 293,15 К (20 °С)), кг/м3. Проанализируем формулу (9). Если положить здесь хп = 0, то можно вычислить показатель адиабаты для чистого метана ксн4, стандартная плотность рс(Сщ) которого может быть определена в соответствии с [9] по формуле

рс(СН4) = тСН

р

4 ЯТс7С

(10)

где Zс — фактор сжимаемости, который для природного газа в соответствии с [9] определяется из выражения

^с(пг) = 1

0,0458 £ (кх) - 0,0022-

(

п2

0,0195 хN2 + 0,075 Хсо2

(11)

где кг — количество атомов углерода в г-м углеводородном компоненте природного газа; хг — доля компонента в смеси; х^, хсо — доли примесей азота и диоксида углерода в составе природного газа.

В нашем случае количество атомов углерода С кС в составе углеродного компонента СН4 равно 1. Доли компонентов в природном газе составляют: метана — хсн4 = 0,985; азота — х^ = 0,01; диоксида углерода — хСОг = 0,005. Подставив эти значения в (8), получим:

£с(пг)= 1 - [0,0458 ■ 1 ■ 0,985 - 0,0022 + + 0,0195 ■ 0,01 + 0,075 ■ 0,005]2 = 0,9981.

Тогда стандартная плотность рс(Сн4) чистого метана составит:

рс(СН4)

16,043 • 0,1013 • 106 8314 • 293,15 • 0,9981

= 0,668 кг/м3

В этом случае показатель адиабаты для чистого метана будет иметь значение:

ксщ= 1,556 (1 + 0,074 ■ 0) - 3,9 ■ 10-4 х х 293,15(1 - 0,68 ■ 0) - 0,208 ■ 0,668 + + (0,1013/293,15)1,43 ■ [384 -(1 - 0) х х (0,1013/293,15)0,8 +26,4 ■ 0] = 1,303,

где значение Рс подставляется в МПа; Рс = 0,1013 МПа.

Для рассматриваемого природного газа, содержащего 1,0 % N и 0,5 % СО2 (хп = 1,5 %), молярную массу тпг рассчитывают по формуле

тпг = тСН4хСН4 + тСО2 хСО2 + тN9 х№,

(12)

где т

СО2, т N2

молярные массы соответственно

диоксида углерода и азота, кг/моль. По аналогии с (7) рассчитаем тСОг и т^:

тСО2 = 12,011 + 16,0 ■ 2=44,011 кг/моль;

т^ = 12,001 ■ 2 = 28,002 кг/моль.

Подставив полученные значения в (12), с учетом долевого содержания элементов получим:

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

При этом стандартная плотность природного газа по аналогии с(10)составит:

р с (пг)

= тп

= 16,302-

0,1013 • 10

6

= 0,679 кг/м

8314 • 293,15 • 0,9981

3 , , (13)

Тогда показатель адиабаты для природного газа в соответствии с (9) будет иметь значение:

кпг = 1,556 ■ (1 + 0,074 ■ 0,015) - 3,9 ■ 10-4 ■ 283,15 х

6 54—6 28Л1'43

х (1 - 0,68 ■ 0,015) - 0,208 ■ 0,679 +1 6—I х

283,15

384 • (1 - 0,015)

6,54—6,28

0,8

283,15 = 1,394—1,386 « 1,385.

26,4 • 0,015

Как видно, табличное и расчетное значения показателей адиабаты для метана СН4 являются близкими (погрешность 0,9 %), а величина показателя адиабаты для природного газа находится под явным влиянием содержания примесей (погрешность 5,3 %).

Тогда удельная теплоемкость составит: • для метана

с

р (сн4)

1,303 • 518,23 1,303 -1

= 2228,56 Дж/(кгК);

• для природного газа 1,385 • 510

С

р (пг)

1,385 -1

= 1834,66 Дж/(кгК).

Удельная газовая постоянная для природного газа Я 8314

Яг(пг) составит:

яг(пг) =-= тт^ = 510 Дж/(кгК).

( ) тпг 16,302

Расчетное значение удельной теплоемкости для метанаС^СН^ = 2228,56 Дж/(кгК), полученное по формуле (5), практически соответствует (погрешность 0,11 %) его табличному значению С^СН^ = = 2226 Дж/(кгК) при условиях, близких к стандартным (Тс = 300 К (27 °С), Рс = 0,1013 МПа) [10], но заметно отличается от расчетного значения удель-

^ расч

ной теплоемкости природного газа Ср^ , вычисленного также по формуле (5). Это объясняется тем, что с понижением температуры теплоемкость вещества уменьшается [7]. Кроме того, примеси азота N2 и диоксида углерода СО2 имеют кратно меньшую теплоемкость (Ср =1021 Дж/(кгК) и Ср (СО2) = = 808 Дж/(кгК)), чем теплоемкость метана, равная 2228,56 Дж/(кгК), что также влияет на снижение теплоемкости природного газа — метана СН4 с примесями N и СО2.

Таким образом, при расчетах, связанных с использованием показателей адиабаты и удельной теплоемкости, не следует применительно к природному газу использовать табличные значения этих показателей для метана на том основании, что 98 %-ное содержание последнего в природном газе полностью определяет свойства газовой смеси.

Другой метод расчета удельной теплоемкости природного газа для магистральных газопроводов, рекомендованный в нормах технологического проектирования ОНТП 51-1-85 [11], основан на статистической формуле

Ср = 1,695 + 1,838 • 10-3 + 1,96 • 106 , (14)

р т 3

где Т, Р — абсолютные значения средней температуры Тср и среднего давления Рср газа в газопроводе.

Однако на этом этапе расчетов метод, изложенный в [11], строго говоря, использовать недопустимо, так как формула (15) содержит параметр Тср, а вычисления Ср^пг) предпринимаются как раз для определения этого параметра как температурной характеристики природного газа на рассматриваемом участке газопровода.

Таким образом, при вычислении удельной теплоемкости Ср(пг) и адиабаты кпг для природного газа следует руководствоваться выражениями (5) и (9).

Коэффициент теплопередачи Кт (Вт/(м2 К)) от газа к грунту определяется в соответствии с рекомендациями ОНТП 51-1-85 [11]:

-1

К„ =

1

(15)

где Яиз—термическое сопротивление изоляции трубопровода, К/Вт;

коэффициент теплоотдачи от трубопрово-

2

а

гр

да в грунт, Вт/(м -К);

= гр

агр = С3йн

0,65

С3 й н

(16)

Хгр — коэффициент теплопроводности грунта, Вт/(м-К);

С3 — коэффициент при расчете в системе СИ; Сз = 1; К

оэ эквивалентная глубина заложения трубо-

провода, м;

Коэ = Ко + X гр | -

а в

5с X,

I; (17)

К

о глубина заложения оси трубопровода от поверхности грунта, м;

ав — коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу, Вт/(м2-К); 5сп — толщина снежного покрова, м; Хсп — коэффициент теплопроводности снежного покрова, Вт/(м К).

Глубина заложения оси трубопровода определяется в соответствии с проектной документацией. Для расчета принимается Ко = 2 м. Коэффициент теплопроводности грунта Хгр определяется инструментально или по таблицам. Для удобства таблич-

Таблица 1. Коэффициент теплопроводности грунтов в зависимости от степени увлажненности

Вид грунта Коэффициент теплопроводности грунта Хгр, Вт/(м-К)

сухого влажного влагонасыщенного

Песок, супесь 1,10 1,92 2,44

Глина, суглинок 1,74 2,56 2,67

Гравий, щебень 2,03 2,73 3,47

ные значения коэффициентов теплопроводности обобщенного ассортимента грунтов представлены в табл. 1, заимствованной из работы [12].

Для расчета принимается табличное значение Хгр, равное 2,56 Вт/(м-К), что соответствует значению для суглинка влажного. Коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу вычисляется по формуле [11, 13]:

а в = т1 + т2 V, (18)

где т1, т2 — эмпирические коэффициенты при расчете в системе СИ; т1 = 6,2, т2 = 4,2; V — скорость ветра, м/с; выбирается по климатическим справочникам.

Для удобства работы средняя скорость ветра vср для некоторых регионов Российской Федерации приведена в табл. 2 [14].

Для регионов Среднего Урала европейской части России (Республика Коми) средняя скорость ветра составляет 3,0 м/с. Тогда

ав = 6,2 + 4,2 ■ 3,0 = 18,8 Вт/(м2К).

Таблица 2. Средняя скорость уср ветра для некоторых регионов РФ [14]

Регион V м/с

Амурская обл. 1,2-3,2

Архангельская обл. 3,1-7,8

Астраханская обл. 4,6-4,7

Республика Башкортостан 3,5-4,3

Волгоградская обл. 4,1-5,2

Вологодская обл. 3,3-5,1

Нижегородская обл. 3,4-4,7

Иркутская обл. 1,7-3,6

Калининградская обл. 4,5-4,7

Камчатский край 1,6-10,0

Карельская обл. 3,2-5,1

Кемеровская обл. 1,5-4,9

Республика Коми 2,3-4,9

Краснодарский край 3,0-6,3

Красноярский край 1,1-7,5

Магаданская обл. 1,7-8,6

Мурманская обл. 3,0-6,3

Пермский край 3,1-4,2

Сахалинская обл. 3,7-9,3

Свердловская обл. 3,9-4,0

Томская обл. 3,5-4,7

Тюменская обл. 3,5-7,0

Хабаровский край 1,5-6,3

Республика Якутия (Саха) 0,9-5,1

гр

2

оэ

Толщина снежного покрова 5сп находится также по климатическим справочникам и для европейской зоны Среднего Урала составляет 1,01 м [15].

Коэффициент теплопроводности снежного покрова Хсп определяется в зависимости от его толщины 5сп и плотности снега рсн [12] по формулам:

• Абельса при рсн < 350 кг/м3:

X сп = 2,85 • 10-6 р 2н; (19)

• Кондратьевой при рсн > 350 кг/м3:

Хсп = 3,56 • 10-6 р 2н, (20)

где рсн — плотность снега, определяемая по формуле Абе:

= а • 10

Ъг .

(21)

а, Ъ — константы; а = 185,4; Ъ = 0,545; 2 — глубина точки расчета от поверхности снега, м.

Для определения среднего значения плотности рсн(ср) снежного покрова примем, что глубина точки расчета 2ср находится в середине толщины снежного покрова:

2ср = 5сп/2 = 1,012 = 0,505 м.

Тогда среднее значение плотности снежного покрова

р сн(ср)

= 185,4 • 10

0,545 ^0,505

= 349,41 кг/м3.

Теперь можно определить коэффициент теплопроводности снежного покрова при рсн < 350 кг/м3:

Хсп = 2,85 • 10-6 • 349,412 = 0,348 Вт/(мК).

Подставив полученные значения в (17), определим эквивалентную глубину заложения оси трубопровода:

1 1,01

¿оэ = 2

2,56

= 9,566 м.

18,8 0,348 у Подставив этот результат в (16), получим:

= 256 а гр = 1,42

0,65

1,42 9,566

= 1,212 ВтДм^К).

Термическое сопротивление изоляции трубопровода Яиз (К/Вт) определяется в соответствии с [11] по формуле

яиз = ^

2^и, йн

(22)

где т = 1, если используется система СИ;

Хиз — коэффициент теплопроводности изоляции трубопровода, Вт/(м К); йиз — наружный диаметр трубопровода с изоляцией, м.

Рассмотрим трубопровод, состоящий из труб с заводским полимерным покрытием толщиной 5п =

= 0,006 м и с коэффициентом теплопроводности Хиз = 0,384 ВтДм^К). Тогда

Яиз =

1,420 2 • 0,384

1п

1,420 + 2 • 0,006 1,420

= 0,0156 К/Вт.

Подставив это значение в (15), получим коэффициент теплопередачи от потока газа к грунту:

0,0156 + ^^ I = 1,19 ВтДм^К).

Кт =

1,212

Относительная плотность газа Д определяется как отношение плотностей природного газа рпг(с) и воздуха рв(с) при стандартных условиях:

А = рпг(с) /рв(с). (23)

Величина рв(с) является табличной и составляет рв(с) = 1,206 кг/м3. Значение рпг(с) определено ранее по формуле (13): рпг(с) = 0,679 кг/м3. Тогда

А = 0,679/1,206 = 0,563.

Массовая производительность газопровода Qс

определяется из его годовой производительности бгод, которую можно рассчитать по формуле (12.6) из [11]. Однако поскольку такие расчеты уже сделаны в работе В. Д. Белицкого [16], для определения годовой производительности можно воспользоваться данными табл. 3.

Как видно из табл. 3, при Рнаг = 7,5 МПа, Рвс = = 5,1 МПа и = 1400 мм годовая производительность дгод составляет 28,4-34,7 млрд. м3/год.

Массовый расход в единицу времени определится из выражения

бс = бгод р г(н)/ г п, (24)

где рг(н) — плотность природного газа при нормальных условиях (Рн = 0,1013 МПа, Тн = 273,15 К); гп — поправочный временной коэффициент; гп = 31,536^ 106;

р г(н) р г(с)

(25)

Таблица 3. Годовая производительность Огод, млрд. м3 магистрального газопровода по В. Д. Белицкому [16]

Условный диаметр мм Параметры нагнетания

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

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

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

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

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

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

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

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

сн

с

2

Отсюда

С Т ) 993 15

Рг(н) = Рг(с) С) = 0,679 • ^^ = 0,729 кг/м3. (26)

В этом случае массовый расход газа составит:

£ = (28,4+34,7) • 109 • 0,729/(31,536 • 106) = = (656,51+ 802,14) кг/с.

Средняя температура газа определяется для каждого аварийного участка в следующем порядке.

Подставив значения Ср, Кт, А и Qcв формулу (4), вычислим температуру газа Тк1 в конце 1-го аварийного участка:

Т к1 = 278,15 +

exp

niV,1A (283,15 - 278,15)(656,51+ 802,14) 0,0216 • -:- х

X 0,563 • 1834,66

1,19 • 1,420 • 60 • 10

= 280,21+280,57

3

« 280,39 К (7,24 °С).

Тогда средняя температура Тср1 для 1-го аварийного участка в соответствии с формулой (2) составит:

60 - 30

Тср1 = 280,39 + (283,15 - 280,39)-= 281,77 К (8,6 °С).

60

Средняя температура на 2-м аварийном участке определяется из выражения

Тср2 = Тк2 + (Тк1 Т к2)

где L1, L2, x2 — расстояния, км;

L2 x2

к2 "

- температура газа в конце 2-го аварийного

участка;

Т к2 = Тгр + exP

0,0216-

(Тк1 - тгр) g а ср к т d н l2

(28)

Подставив полученные данные в формулу (28), получим:

Тк2 = 278,15 + exp

0,0216• (280,39 - 278Д5) х

1,19 • 1,420 • 60 • 103 х (656,51+ 802,14)• 0,563 • 1834,66 =

= 279,53+279,63 = 279,58 К (6,41 °С).

В этом случае средняя температура Тср2 для 2-го аварийного участка составит:

Тср2 = 279,58 + (280,39 - 279,58) • 60 - 30

= 279,91 К (6,76 °С).

60

Параметры Тср1 и Тср2 предназначены для определения массы газа, находящегося в газопроводе фиксированной длины (между КС или между линейными кранами) до его аварийного разрыва.

2

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Стромберг А. Г., Семченко Д. П. Физическая химия : учебник для хим. специальностей вузов / Под ред. А. Г. Стромберга. — 7-е изд. стер. — М. : Высшая школа, 2009. — 527 с.

2. СТО Газпром 2-2.3-351-2009. Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО "Газпром". — М. : ОАО Газпром, 2009. — 377 с.

3. ГОСТР 12.3.047-2012. ССБТ. Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля. —Введ. 27.12.2012. URL : http://vsegost.com/Catalog/54/54765.shtml (дата обращения: 24.12.2014).

4. Методика определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах : приложение к приказу МЧС РФ от 10.07.2009 № 404 (с изм.: приказ МЧС РФ от 14.12.2010 № 649). URL : http://www.consultant.ru (дата обращения: 24.12.2014).

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

6. Котляр И. Я., ПилякВ.М. Эксплуатация магистральных газопроводов. —Л.: Недра, 1971. —248 с.

7. Сапожников С. 3., Китанин Э. Л. Техническая термодинамика и теплопередача : учебник для вузов. — СПб. : СПГТУ, 1999. — 319 с.

8. Кикоин И. К. Таблицы физических величин. — М. : Атомиздат, 1976. — 1008 с.

9. ГОСТ 30319.1-96. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки. —Введ. 01.07.1997. — Минск : Госстандарт РФ, 1996. — 20 c.

10. Инженерный справочник. Химический справочник. URL: http://www.DPVA.info (дата обращения: 05.12.2014).

11. ОНТП 51-1-85. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы: приказ Минпрома СССР от 29.10.85 № 255; введ. 01.01.1986. — М. : Мингазпром, 1986. — 101 с.

12. Таблица коэффициентов теплопроводности грунтов в зависимости от степени увлажнения // Экологические системы : электронный журнал энергосервисной компании. — Март 2002. — № 3. URL : http://esco-ecosys.narod.ru/2002 3/art32.htm (дата обращения: 05.12.2014).

13. БухмировВ. В. Расчет коэффициентатеплоотдачи : учебное пособие для вузов. —Иваново : Ивановский гос. энергетический ун-т, 2007. — 78 с.

14. Таблица средней скорости ветра регионов РФ. URL: enargo.ru/alter-energy-wind-ru.php (дата обращения: 05.12.2014).

15. Гавришев А. Н. Климат городов России. URL: http://www.atlas-yakutia.ru (дата обращения: 05.12.2014).

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

Материал поступил в редакцию 21 января 2015 г.

— English

DETERMINATION OF THE AVERAGE GAS TEMPERATURE IN THE EMERGENCY SECTION OF THE MAIN PIPELINE

BYKOV A. I., Leading Engineer of Fire Safety Service, LLC "Gazprom transgaz Ukhta" (Lenina Avenue, 39/2, Ukhta, 169300, Komi Rebublic, Russian Federation; e-mail address: [email protected])

ABSTRACT

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

Despite the apparent simplicity of the problem, the analysis showed that the parameter of Тср depends primarily on the calculation of the parameter of the gas temperature Тк at the end of the emergency section of the pipeline, which, in turn, depends on the mass performance of the Qt pipeline, specific heat of natural gas Ср, the relative density of natural gas A, the length of the section of the pipeline L, the outer diameter of the pipe ¿н, the heat transfer coefficient Кт and more than two dozen parameters that characterize the state of a gas in terms of its transport and depressurization of the pipeline. Calculations of the number of parameters regulated in several regulatory documents, which introduces uncertainty in the choice of the calculation scheme and is accompanied by the production of different calculation results.

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

To clarify these discrepancies, the rationale for the recommended design solutions and adapting them in a simple, systematic methodology for calculating the average temperature in different parts of the main pipeline the subject of this article.

Keywords: emergency section of the main pipeline; mass of gas; average temperature gas; specific heat of natural gas; heat transfer coefficient from the gas to the ground.

REFERENCES

1. StrombergA. G., Semchenko D. P.Fizicheskayakhimiya [Physicalchemistry]. Moscow, Vysshayashko-laPubl.,2009. 527 p.

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

3. State standard 12.3.047-2012. Fire safety of technological processes. General requirements. Methods of control. Available at: http://vsegost.com/Catalog/54/54765.shtml (Accessed 24 December 2014) (in Russian).

4. The methodology for determining the estimated values of fire risk at the production facilities. Annex to order ofEmercom of Russia No. 404 on 10.07.2009. Available at: http://www.consultant.ru(Accessed 24 December 2014) (in Russian) (in Russian).

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

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

7. Sapozhnikov S. Z., Kitanin E. L. Tekhnicheskaya termodinamika i teploperedacha [Technical thermodynamics and heat transfer]. Saint Petersburg, Saint Petersburg Polytechnic University Publ., 1999. 319 p.

8. Kikoin I. K. Tablitsy fizicheskikh velichin [Tables of physical quantities]. Moscow, Atomizdat Publ., 1976. 1008 p.

9. State standard 30319.1-96. Gas natural. Methods of calculation of physical properties. Minsk, Federal Agency on Technical Regulating and Metrology Publ., 1996. 20 p. (in Russian).

10. Inzhenernyy spravochnik. Khimicheskiy spravochnik [Engineering Handbook. Chemical Handbook]. Available at: http://www.DPVA.info (Accessed 5 December 2014).

11. All-Union standards for technological design 51-1-85. Trunk pipelines. Part 1. Gaspipelines. Order of the Ministry of Industry of the USSR No. 255 on 29.10.85. Moscow, Mingazprom Publ., 1986. 101 p. (in Russian).

12. Tablitsa koeffitsientov teploprovodnosti gruntov v zavisimosti ot stepeni uvlazhneniya [Table of thermal conductivity of soil, depending on the degree of hydration]. Elektronnyy zhurnal energoservisnoy kompanii "Ekologicheskiye sistemy" [Electronic journal of energy service company "Ecological systems"], March 2002, no. 3. Available at: http://esco-ecosys.narod.ru/2002 3/art32.htm (Accessed 5 December 2014).

13. Bukhmirov V. V. Raschet koeffitsienta teploperedachi [The calculation of heat transfer coefficient]. Ivanovo, Ivanovo State Power Engineering University Publ., 2007. 78 p.

14. Tablitsa sredney skorosti vetra regionov RF [Table average wind speed regions of the Russian Federation]. Available at: http://www.enargo.ru/alter-energy-wind-ru.php (Accessed 5 December 2014).

15. Gavrishev A. N. Klimat gorodov Rossii [Climate of the cities of Russia]. Available athttp://www.atlas-yakutia.ru (Accessed 5 December 2014).

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