3.1.4. "Методические рекомендации по определению технологических потерь природного газа при транспортировке магистральным трубопроводным транспортом" (утв. Минэнерго России 24.01.2019)

Технологические потери природного газа при продувке аппаратов КЦ (пылеуловителей, фильтров-сепараторов, адсорберов, сепараторов, ресиверов и др.) определяются по формуле:

где

- количество продувок i-го аппарата за планируемый период в соответствии с требованиями технической документации по режиму работы и безопасному обслуживанию аппаратов КЦ (при отсутствии на аппаратах автоматического сброса жидкости количество продувок принимается таким же, как и с автоматическим сбросом жидкости);

nап - количество аппаратов в КЦ в соответствии с проектной документацией, шт.;

- объем природного газа, необходимый для продувки i-го аппарата, при отсутствии автоматического сброса жидкости, тыс. м3, рассчитывают по формуле:

где

k - показатель адиабаты природного газа;

dсв - внутренний диаметр свечи или продувочного трубопровода, м;

Pср - среднее давление природного газа в аппарате, МПа;

- время одной продувки аппарата, согласно технологического регламента (но не более 5 сек.), с;

- плотность природного газа при стандартных условиях, кг/м3;

ТАП - температура газа в аппарате при проведении продувки, К;

Тст - стандартная температура, равная Тст = 293,15 К;

ZАП - коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении и температуре в аппарате;

Pат - атмосферное давление, равное Pат = 0,1013 МПа.

В случае наличия автоматического сброса жидкости из аппаратов, для определения технологических потерь природного газа при дегазации жидкости после их сброса, следует использовать формулу:

где

QВ - количество воды, сбрасываемой из аппаратов и подвергаемой дегазации, м3/год;

r1, r2 - растворимость углеводородных газов в дистиллированной воде соответственно при атмосферном давлении (см. таблицу 3.1) и давлении перед емкостью для сброса жидкости (см. таблицу 3.2), м3/м3 жидкости;

к - коэффициент Сеченова, учитывающий изменение растворимости газа при наличии солей (коэффициент высаливания) определяемый по таблице 3.3;

с - концентрация солей в сбрасываемой воде, определяемая по анализам аккредитованной химической лаборатории, г-экв/л.

Растворимость природного газа в жидкости принимают по проектным или справочным данным, вычисляют с помощью термодинамических расчетов или экспериментально, а в отдельных случаях используют эмпирические зависимости.

Таблица 3.1 - Растворимость газов в дистиллированной воде при атмосферном давлении и различных температурах.

Таблица 3.2 - Растворимость газов при 40 °C в дистиллированной воде.

Таблица 3.3 - Коэффициенты Сеченова для метана, растворенного в водных растворах хлористого натрия.