Экспериментальное исследование условий выноса жидкостных скоплений из внутренней полости газопровода тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.19, кандидат наук Потапенко, Егор Сергеевич

• Потапенко, Егор Сергеевич
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Потапенко, Егор Сергеевич

Оглавление

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ ОЧИСТКИ ВНУТРЕННЕЙ ПОЛОСТИ ГАЗОПРОВОДА ОТ ЖИДКОСТНЫХ СКОПЛЕНИЙ

1.1 Современные технологии трубопроводного транспорта газа

1.2 Очистка внутренней полости газопровода от жидкостных скоплений как составная часть общей проблемы поддержания пропускной способности газопровода

1.3 Сравнительный анализ различных технологий очистки внутренней полости газопровода от жидкостных скоплений

1.4 Анализ патентной информации в области создания средств очистки и диагностики внутренней полости газопроводов

1.5 Критический анализ теоретических исследований по удалению газожидкостных скоплений из внутренней полости газопровода

1.6 Цели и задачи исследований, изложенных в диссертации

ГЛАВА 2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ВЫНОСА ЖИДКОСТНОГО СКОПЛЕНИЯ ИЗ ПОНИЖЕННЫХ УЧАСТКОВ ТРУБОПРОВОДА

2.1 Исходные предпосылки для постановки и проведения эксперимента

2.2 Планирование инженерного эксперимента

2.3 Описание экспериментальной установки

2.4 Методика выполнения экспериментов

2.5 Результаты экспериментов

ГЛАВА 3. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ЭКСПЕРИМЕНТОВ ПО ВЫНОСУ ЖИДКОСТНЫХ СКОПЛЕНИЙ ИЗ ПОНИЖЕННОГО УЧАСТКА ГАЗОПРОВОДА

3.1 Анализ размерностей и построение зависимости для расчета критической скорости выноса жидкости из пониженных участков газопровода

3.2 Методика регрессионного анализа

3.3 Определение коэффициентов регрессии

3.4 Проверка адекватности уравнения регрессии

3.5 Оценка влияния плотности, вязкости жидкости и угла наклона трубопровода на критическое значение скорости выноса жидкости

3.6 Оценка влияния объема жидкостного скопления и угла наклона нисходящего участка трубопровода на критическое значение скорости

выноса

ГЛАВА 4. ПУТИ ПРАКТИЧЕСКОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ДИССЕРТАЦИИ ДЛЯ ОЧИСТКИ ВНУТРЕННЕЙ ПОЛОСТИ ГАЗОПРОВОДОВ-ОТВОДОВ

4.1 Общая характеристика газопроводов-отводов как элемента газотранспортной системы

4.2 Региональные схемы подачи газа потребителям

4.3 Создание высокоскоростных течений газа в газопроводах-отводах

4.4 Методика расчета скорости газового потока, необходимой для удаления жидкости из внутренней полости трубопровода

4.5 Примеры расчета выносных скоростей для трубопроводов предгорных

и горных районов Северного Кавказа

ВЫВОДЫ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

Приложение Г

Приложение Д

Приложение Е

Приложение Ж

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Экспериментальное исследование условий выноса жидкостных скоплений из внутренней полости газопровода»

ВВЕДЕНИЕ

Газовая промышленность является базовой отраслью народнохозяйственного комплекса России. В современных условиях она играет важную роль в поддержании жизнедеятельности населения страны. Природный газ -это одна из важнейших составляющих топливно-энергетических ресурсов, так как на его долю приходится более половины топливного баланса страны. Использование «голубого топлива» позволяет решать крупные хозяйственные и социально-экономические задачи, обеспечивающие научно-технический прогресс, как в нашей стране, так и за рубежом. По прогнозам ученых, нынешний 21 век будет веком метана, что подтверждается актуальностью развития газотранспортной системы (ГТС). В России ГТС является одним из важных элементов единой системы газоснабжения (ЕСГ) страны.

Единая система газоснабжения страны сформировалась в течение 30 лет (50-80-е годы прошлого столетия) в границах Советского государства, сейчас она динамично развивается в условиях рыночной экономики, обеспечивает бесперебойную подачу природного газа потребителям не только России, но ближнего и дальнего зарубежья. При этом динамично растет протяженность и производительность газопроводов. Прокладка трубопроводов осуществляется в сложных геолого-географических условиях, например, в зонах вечной мерзлоты, пустыни и горных условиях. Особо высокими темпами ведется строительство трубопроводов на больших морских глубинах. Все это диктует необходимость исследования и разработки методов снижения затрат на транспорт газа, а также повышения надежности функционирования всех элементов газотранспортной системы и, в первую очередь, линейной части, т.е. собственно трубопроводов.

Транспортируемый по газопроводам природный газ, как правило, в своем составе содержит мелкие жидкостные включения. Они представляют собой распыленные частицы воды, газового конденсата, масел и других углеводородов. Причины их появления различны: это некачественная

подготовка газа к транспорту на головных сооружениях, несовершенство технологического процесса транспорта газа, человеческий фактор и многие другие. В настоящее время применяется ряд мероприятий по уменьшению содержания мелких жидкостных включений в транспортируемом газе. По данной тематике проводились исследования такими учеными, как Е.А. Лужкова, В.А. Ставицкий, В.Г. Квон, В.А. Истомин, В.А. Толстов,

A.B. Беспрозванный, Г.А. Ланчаков, Э.Г. Талыбов, Е.Г. Зубарев, А.Н. Бутусов,

B.Э. Вольский, Б.В. Макеев, A.B. Сергеев, М.В. Елистратов, В. Павлов, Р. Хабиров, А. Тульчинский, Н.В. Михайлов, K.M. Давлетов, В.Г. Мазитов, М.Р. Ахмадиев и другие.

Тем не менее, на практике природный газ, транспортируемый трубопроводным транспортом, зачастую бывает влажным. При определенных условиях (давление и температура) жидкостные включения конденсируются и выпадают в виде жидкостных скоплений. Преимущественно они аккумулируются в пониженных участках магистральных трубопроводов. Эти скопления существенно затрудняют эффективность работы трубопровода, потому что они сужают живое сечение пониженных участков газопровода, тем самым увеличивая гидравлическое сопротивление движению газа. Кроме того, при определенных условиях скопления жидкости могут прийти в движение, образуя так называемый «слаг» или жидкостную пробку. Движение этого «слага», наподобие снаряда в стволе орудия, представляет серьезную опасность для установленного на газопроводе технологического оборудования.

В истории трубопроводного транспорта газа известны факты, когда из-за жидкостной пробки прерывалось газоснабжение городов и поселков, причем для восстановления газоснабжения требовалось большое количество материальных и трудовых затрат. Примером подобной ситуации является образование гидратной пробки на высокогорном участке газопровода Моздок-Тбилиси (1970-1971 гг.) протяженностью 18 км, что привело к потере более 5 млн. куб. м природного газа, значительному объему ремонтных работ и колоссальному расходу (более 1000 тонн) дорогостоящего метанола. Серьезные осложнения на

газопроводах Починки-Изобильное и Макат-Северный Кавказ возникли в период их ввода в эксплуатацию из-за наличия остаточной жидкости после гидравлического испытания. Это обстоятельство привело к увеличению гидравлического сопротивления и снижению пропускной способности трубопроводов до 30%. Еще один подобный случай произошел в 1964 году на газопроводе Короб-ки-Волгоград. Тогда образовалась гидратная пробка длиной 300 м на участке Коробки-Лог, а в 1968 году в районе Авзяна на газопроводе Магнитогорск-Уфа пробка достигала длины в 60 м [22].

Для поддержания линейной части трубопроводной системы в рабочем состоянии эксплуатирующими организациями производится периодическая очистка внутренней полости трубопровода. На практике для очистки применяются различные способы: установка расширительных камер, дрипов, пропуск очистных устройств и другие. На данный момент самым используемым способом является очистка поршнем. Применение этого способа сопряжено со строительством дорогостоящих дополнительных сооружений (камер приема и запуска) и существенными эксплуатационными затратами.

Следует иметь в виду одно важное обстоятельство: в настоящее время на территории Российской Федерации находится более половины магистральных газопроводов, срок эксплуатации которых приблизился или превышает проектный. Это обстоятельство значительно увеличивает вероятность аварий и инцидентов на линейной части газопроводов, поэтому на трубопроводном транспорте газа необходимо внедрять мероприятия, направленные на повышение надежности трубопроводов, предотвращение аварий и их последствий.

Представленная диссертационная работа посвящена исследованию проблемы выноса скоплений жидкости, в том числе газового конденсата, из пониженных участков газопровода, используя энергию струи транспортируемого газа.

Диссертация состоит из четырех глав.

В первой главе дается критический анализ экспериментальных и теоретических исследований в области очистки полости газопроводов.

Проанализированы преимущества и недостатки существующих методов очистки; выполнен критический анализ патентной информации. Рассмотрены работы наиболее известных исследователей в области предотвращения жидкостных пробок, очистки полости трубопроводов, а также создания средств очистки: Морозова В.А., Девичева В.В., ИонинаД.А., Сулейманова В.А., Кязимова К.Г., Гусева В.Е., Нечаева М.А., Иссерлина A.C., МлодокБ.И., Плотникова А.Н., Киченко А.Б., Васильева П.Д., Белоусова В.Д., Блейхер Э.М., Бородавкина П.П., Котляр И.Я., Березина B.JI., Стахиева И.М., Семченко И.А., Бузникова H.A., ПилякВ.М., Киченко С.Б., Волошина A.M., Салюкова В.В., Громова B.C., Лухвич A.A., Явкина В.Б., Зарецкого Я.В., Серазетдинова Ф.Ш., Тонконог В.Г., Ott К.Ф., Голованова A.A., Супрунчика В.В., Коновалова Н.М., Мызникова М.О., Крылова Г.В., Иванова С.И., Бурных B.C., Герасимчика И.И., Сорохана Ц.Д., Денисова В.В, Смирнова В.А., Стоякова В.М., КершоуС.Ф., Дутчака И.А., Королевой Л.Г. и других. Дан анализ экспериментальных теоретических исследований, выполненных ведущими учеными в этой области - Галлямовым А.К., Гусейновым Ч.С. и Усольцевым М.Е. по удалению жидкостных скоплений из пониженных участков трубопровода

Анализ экспериментальных и теоретических работ показал, что теория удаления жидкостных скоплений и очистки внутренней полости газопровода достаточно развита, базируется на прочном научном фундаменте и характеризуется значительными достижениями в области практического применения. Вместе с тем выяснилось, что некоторые проблемы, чрезвычайно важные для проектирования и эксплуатации современных газопроводов, практически остались неизученными. В числе таких проблем - осуществление очистки газопроводов-отводов давлением 5,0-7,0 МПа, предотвращение образования жидкостных отложений в газопроводах низкого давления менее 1,2 МПа, надежная и стабильная подача природного газа в предгорных и горных районах Северного Кавказа и другие. На основе сделанных выводов формируются цели и задачи диссертационного исследования.

Во второй главе приведена методика экспериментального исследования удаления скоплений жидкости с помощью энергии струи газового потока. Поясняется устройство экспериментальной установки, ее функциональные возможности и задачи. Представлен алгоритм проведения эмпирического исследования, а также результаты экспериментов.

Третья глава включает в себя анализ размерностей, построение зависимости скоростей выноса жидкостных отложений. Основываясь на методике регрессионного анализа, определены коэффициенты регрессии и проверена адекватность полученного уравнения регрессии. Обоснована значимость влияния физических и химических свойств жидкостей на скорости выноса.

В четвертой главе изложены пути практического применения результатов диссертационной работы. Они направлены на решение существующих проблем газораспределения и газопотребления в предгорных и горных районах Северного Кавказа. Приведена методика расчета скоростей газового потока для удаления жидкости на действующих газопроводах. Выполнены примеры расчетов выносных скоростей для газораспределительных газопроводов на холмистых и горных рельефах.

Основные научно-практические результаты изложены в четырех научных статьях (все в изданиях, рекомендованных ВАК РФ), также результаты работы докладывались на ряде научно-технических конференций, в том числе на Девятой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности», г. Москва, 2011 г. и Юбилейной Десятой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности», г. Москва, 2013 г.

Автор благодарит научного руководителя профессора М.В. Лурье за руководство над работой, ценные указания, постоянное внимание и поддержку. Автор искренне благодарен преподавательскому составу кафедры проектирования и эксплуатации газонефтепроводов Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина.

ГЛАВА 1

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ ОЧИСТКИ ВНУТРЕННЕЙ ПОЛОСТИ ГАЗОПРОВОДА ОТ ЖИДКОСТНЫХ СКОПЛЕНИЙ

В первой главе описаны существующие методы транспортировки газа на дальние расстояния, из которых наиболее применяемым в настоящее время является трубопроводный транспорт. Одна из основных причин, затрудняющих транспортировку газа по трубопроводу, является загрязнение внутренней полости трубы, а именно сбор жидкостных скоплений в пониженных участках трубопровода. Представлен обзор существующих способов очистки внутренней полости газопровода от жидкостных скоплений. Выполнен критический анализ патентной литературы в области средств очистки газопровода от жидкости, а также теоретических работ, посвященных изучению проблемы удаления жидкостных скоплений из газопровода. Определены цели и задачи диссертационного исследования.

1.1 Современные технологии трубопроводного транспорта газа

Природный газ обладает рядом конкурентных преимуществ по отношению к другим видам энергетических ресурсов. Одними из главных его преимуществ являются низкая стоимость и его экологичность при использовании. В силу того, что мировое сообщество стремится к сокращению количества вредных выбросов в атмосферу, использование природного газа как основного вида энергетического носителя является весьма актуальным. Голубое топливо — универсальный и ценный энергоноситель, поэтому он непосредственно влияет на рост промышленной и сельскохозяйственной продукции, производительность труда и снижение удельных расходов жидких видов топлива [82].

Места разработки природного газа находятся на значительных расстояниях от мест его потребления. В России, как правило, это месторождения Крайне-

го Севера или шельфовые морские месторождения. Следовательно, возникает необходимость осуществлять доставку природного газа от мест его добычи до конечных пунктов потребления. На сегодняшний день основными способами транспортировки природного газа являются следующие:

- трубопроводный транспорт;

- транспорт природного газа в сжиженном состоянии;

- транспорт природного газа в сжатом состоянии;

- транспорт природного газа в виде газового гидрата.

Трубопроводный транспорт природного газа — это наиболее широко распространенный вид транспортировки. Его основным элементом является магистральный газопровод (МГ). МГ различаются по давлению рабочей среды до 11,8 МПа, по диаметру от 500 до 1400 мм, по способу прокладки. В настоящее время используются следующие виды прокладки газопроводов: наземный, подземный, сухопутный и подводный.

Главными характеристиками газопровода являются его диаметр, протяженность и пропускная способность, т.е. количество природного газа, которое возможно пропустить по данному трубопроводу в единицу времени. Пропускная способность зависит от диаметра трубопровода и его рабочего давления. При движении газа по трубопроводу происходит трение газа о стенки трубы, следовательно, давление по длине трубопровода падает. Для поддержания проектной производительности газопровода сооружают компрессорные станции, которые располагаются в интервале 100-150 километров.

Одной из ведущих подотраслей газовой промышленности России является трубопроводный транспорт, образующий ядро уникальной, успешно функционирующей Единой системы газоснабжения страны (ЕСГ). ЕСГ России — это производственно-технологический комплекс, который состоит из объектов добычи, транспорта, переработки и подземного хранения природного газа. Трубопроводный транспорт газа является основой системы газоснабжения и технологически представлен схемой (рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 - Блочная схема дальнего транспорта газа: Д - добыча;

Т - транспорт; П - потребление

Транспорт газа на дальние расстояния характеризуется непрерывностью функционирования, жесткостью, взаимозависимостью и взаимовлиянием технологической сети. Особенностью газораспределительной схемы является рас-средоточенность объектов, управляемых централизованно на больших удалениях от центра управления [55].

Кроме трубопроводного транспорта существуют и другие виды транспортировки природного газа. В отличие от транспорта нефти и нефтепродуктов (жидкостей), газ сжимаем, следовательно, в одном и том же объеме при различных давлениях и температуре может находиться разное количество газа. Ниже приведены способы транспортировки природного газа, основанные на его физико-химических свойствах.

Один из способов транспорта природного газа - это транспортировка его в виде компримированного природного газа (КПГ). КПГ - это природный газ, очищенный, осушенный и находящийся под давлением 20-25 МПа. При сжатии под давлением газ может занимать лишь 1% от своего нормального объема. Технология транспортировки КПГ проста. В специализированных пунктах газ под высоким давлением закачивается в специальные емкости для хранения и перевозки КПГ. Далее эти емкости транспортируются автомобильным, железнодорожным или судоходным транспортом до потребителя. Затем газ либо хранится в этих емкостях, либо редуцируется в потребительскую газотранспортную сеть.

Для перевозки КПГ морским транспортом компанией Sea NG разработана технология «Coselle» (Косэлле) [117]. Основой транспортной системы Косэлле является обычная стальная труба диаметром 159 мм и длиной 16 км, намотан-

ная на штабелируемый поворотный стеллаж и заполняемая сжатым природным газом (рисунок 1.2).

Рисунок 1.2 - Судно для транспортировки КПГ по технологии «СовеПе»

Каждая транспортная система Косэлле может содержать приблизительно 94 тыс. куб. м природного газа при температуре, близкой к комнатной. Такие катушки являются наращиваемыми и могут быть связаны друг с другом, чтобы достигнуть желаемого объема перевозки газа. Так объем перевозки КПГ одним судном может быть от 1,4 до 8 млн. куб. м газа [112]. Эти суда работают в челночном режиме для обеспечения непрерывных поставок газа.

Транспортировать природный газ возможно, изменив его агрегатное состояние, т.е. превратив его в жидкость. Сжижение происходит при температуре минус 160 °С и при атмосферном давлении, при том его объем уменьшается почти в 600 раз по сравнению с объемом газа при комнатной температуре, т.е. фактор уменьшения объема равен 1/600 [1].

Полный цикл по транспортировке сжиженного природного газа (СПГ) включает в себя завод по сжижению природного газа, транспортные средства для доставки СПГ и приемочные пункты. В них газ хранится и регазифициру-ется до привычного нам газообразного состояния. В качестве транспортных средств могут быть использованы суда, автомобили, воздушный и железнодорожный транспорт (рисунок 1.3). Все они должны быть укомплектованы криогенными емкостями для хранения СПГ при температуре минус 160 °С.

Рисунок 1.3 - Транспорт для СПГ

Компанией SeaOne Maritime Corp. предложена технология по транспортировке природного газа под названием LNG Lite™. Данная технология представляет собой симбиоз между технологией транспортировки КПГ и СПГ. Ключевой в LNG Lite™ является технология компримированной газовой жидкости, представляющая собой процесс сжижения, в котором к природному газу добавляется абсорбирующий наполнитель (жидкий этан, пропан, бутан или их смесь), позволяющий ему перейти в жидкое состояние при низких температурах (от минус 30 до минус 84 °С) и давлении до 10 МПа. Объем природного газа при этом может быть уменьшен в 300 раз (для сравнения: при сжижении по обычной технологии СПГ объем газа уменьшается в 600 раз) [108]. Данная технология пока не реализована, следовательно, говорить о ее эффективности затруднительно.

В настоящее время существуют технологии, позволяющие транспортировать газ в твердом состоянии - в виде гидрата природного газа (ГПГ) [75]. Имеющиеся технологии по производству гидратов природного газа (ГПГ) способны при атмосферном давлении и температуре около минус 20 °С преобразовывать смесь газа и воды в твердую структуру (сухие шарики), пригодную для транспортировки природного газа на дальние расстояния. Производство и хранение ГПГ не требует высоких затрат. При нормальных условиях один кубический метр гидрата приблизительно содержит 170 куб. м природного газа и 0,8 куб. м воды. Для того, чтобы вернуть газу свое привычное состояние, сухие

шарики ГПГ снова переводят в газ и воду путем контролируемого нагрева [112].

Выбор метода перевозки природного газа определяется расстоянием транспортировки, конъюнктурой рынка, долгосрочностью проекта и других различных социально-экономических и технических факторов. При реализации проектов по транспортированию природного газа метод определяется индивидуально для каждого проекта.

Несмотря на большое количество методов транспортировки природного газа, трубопроводный транспорт является приоритетным в использовании [53]. На сегодняшний день 90% потребляемого в нашей стране природного газа транспортируется по трубопроводам. Поэтому от устойчивости и стабильности работы газопроводов зависят бесперебойные поставки газа потребителям. Высокие требования поставок природного газа вынуждают транспортные компании разрабатывать новые технологии, направленные на повышение надежности газотранспортных систем.

1.2 Очистка внутренней полости газопровода от жидкостных скоплений как составная часть общей проблемы поддержания пропускной способности газопровода

В трубопроводном транспорте природного газа во внутреннюю полость газопровода возможно попадание жидкости. Как правило, эта жидкость собирается в пониженных участках газопровода и образует жидкостные скопления (иначе жидкостную пробку). В качестве подобных жидкостей могут выступать вода, конденсат, масла и другие углеводороды. При накоплении их в низине трубопровода может наступить момент, когда живое сечение трубы будет перекрыто Но—>0 (рисунок 1.4).

Жидкостные пробки затрудняют дальнейший транспорт природного газа. Во-первых, не исключена закупорка трубопровода и транспортировка газа по данной системе станет невозможной. Во-вторых, при определенных условиях

жидкостное скопление может начать движение, и, подобно снаряду артиллерийского орудия, нанести непоправимый вред технологическому оборудованию, установленному на газотранспортной системе.

Причины попадания жидкости во внутреннюю полость газопровода различны, вот основные из них:

- некачественная подготовка природного газа для транспорта на дальние расстояния на объектах добычи;

- потери технических жидкостей при технологических операциях по транспортировке газа;

- попадание жидкости в полость трубы при строительно-монтажных и ре-монтно-восстановительных работах.

Рассмотрим каждую причину более подробно.

В пластовых условиях природный газ находится в постоянном контакте с водой и имеет 100% насыщение влагой. В связи с этим поступающий из скважины газ содержит влагу в жидкой и паровой фазе. Для отделения капельной влаги используются сепараторы различной конструкции. Содержание паров воды снижается на головных сооружениях с помощью установок осушки газа. В случае недостаточно эффективной осушки влага попадает во внутреннюю полость трубопровода [67, 68].

Н Н„

Рисунок 1.4 - Схематичное положение жидкости в трубопроводе

Исследования по повышению эффективности подготовки природного газа к дальнему транспорту отражены в работах Е.А.Лужковой [71, 72], В .А. Ставицкого [102], В.А. Истомина [42, 43, 44, 45, 46, 47], Э.Г. Талыбова [106], А.Н. Бутусова [16], В.Э. Вольского [21], A.B. Елистратова [38], Н.В. Михайлова [79], K.M. Давлетова [31] и других.

Опыт эксплуатации магистральных газопроводов показывает, что после проведения строительно-монтажных и ремонтных работ, как правило, газопроводы испытывают гидравлическим методом. Гидравлическое испытание - это процесс проверки прочности и герметичности трубопровода перед вводом его в эксплуатацию [104]. Эту операцию проводят следующим образом: тестируемый участок заполняется водой, затем создается давление испытания. Для различных категорий газопроводов проводится комплекс мероприятий, связанных с выдерживанием под пробным давления, его снижением, выдерживание под рабочим давление и др. После гидравлических испытаний влага из трубопровода удаляется. В силу объективных обстоятельств 100% удаление влаги практически невозможно. В дальнейшем, при эксплуатации отремонтированного участка, влага будет скапливаться в пониженных либо тупиковых участках трубопроводной системы [21, 27].

Немаловажным фактором образования влаги во внутренней полости трубопровода является попадание атмосферных осадков при проведении ремонт-но-восстановительных и аварийных мероприятий.

Важно подчеркнуть, что попадание жидкостной влаги во внутреннюю полость магистрального газопровода происходит и при некачественной подготовке газа к дальнему транспорту, и при выполнении технологических операций на магистральном газопроводе одновременно [80]. Следовательно, в одном пониженном участке трубопроводной системы могут находиться такие жидкости, как вода, конденсат, различные углеводороды и другие жидкости.

История трубопроводного транспорта знает факты, когда жидкостные скопления нанесли ущерб газовой отрасли. Некоторые из них приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Данные наблюдений по возникновению жидкостных пробок в газовых сетях Северного Кавказа за период 1990-2008 гг.

№ п/п Месяц Год Температура наружного воздуха, °С Наименование объекта Давление в газопроводе, МПа Последствия образования жидкостных пробок

1. октябрь 1990 +4 Газопровод к аулу Новая Джегута 3,0 Использование метанола 1,4 м3. Снижено давление в газопроводе на 37%

2. февраль 1992 -23 Газопровод к селу Заветное 2,8 Прекращена подача газа потребителю. Потери 3,2 тыс. м3 газа

3. март 1997 -4 Газопровод к селу Надзорное 2,5 Заливка метанола 2,35 м3. Без прекращения подачи газа потребителю

4. март 2003 0 Газопровод Майкоп-Невинномысск 3,4 Снижено давление в газопроводе на 53%. Залито метанола 16,8 м3

5. январь 2008 -1 Газопровод к аулу Псыж 3,6 Обогрев мотовентиляторами в течение 16 часов. Залито метанола 0,6 м3. Приостановлена подача газа потребителю

С целью поддержания работоспособности газопровода необходимо проводить периодическую очистку внутренней полости трубы. Только очищенные трубопроводы способствуют эффективной транспортировке природного газа и снижению энергетических потерь при эксплуатации газотранспортного оборудования [39].

1.3 Сравнительный анализ различных технологий очистки внутренней полости газопровода от жидкостных скоплений

Трубопроводный транспорт газа в нашей стране начал активно развиваться в 50-е годы XX века. Неотъемлемой частью технологического процесса трубопроводного транспорта является внутренняя очистка полости газопровода от загрязнений. Загрязнения могут быть различного вида: как механические, так и жидкостные, которые наиболее опасны [36]. На данном этапе эксплуатации магистральных газопроводов разработаны различные технологии очистки внутренней полости трубы от жидкостных скоплений.

Одним из устройств очистки являются конденсатосборники. Они в зависимости от типа и конструкции, как правило, состоят из емкости для сбора конденсата 2, расположенной под газопроводом 1 и соединенной с ним при помощи патрубков 3 продувочной трубы 4 (рисунок 1.5). Один конец этой трубы соединяется с емкостью для сбора конденсата, второй, оканчивающийся запорной арматурой, выводится наружу. Так как удельный вес жидкости больше веса газа, то конденсат, содержащийся в транспортируемой среде, находится в нижней точке трубы. При прохождении потока газа через конденсатосборник жидкость под силой тяжести стекает в емкость для сбора конденсата. Из емкости конденсат удаляют методом передавливания, воздействуя на конденсат давления газа Рь находящегося в газопроводе. Для этого открывают полностью задвижку 5, установленную первой по отношению к газопроводу, затем постепенно открывают вентиль 6, выдувают конденсат на конденсатосборочный пункт, после чего вентиль и задвижку закрывают [113].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Потапенко, Егор Сергеевич, 2014 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. VOTRANS CNG Provides Transport Solutions for Deepwater Associated Gas C.N. White and J.P. Dunlop. Copyright 2005, Offshore Technology Conference, Houston, TX, U.S.A., 2-5 May 2005.

2. Федеральный закон «О газоснабжении в Российской Федерации» от 31.03.1999 №69.

3. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. ВРД 39-1. 19-006-2000 - ВНИИГаз 2000. - 168 с.

4. СТО Газпром 2-3.5-034-2005 Типовая инструкция выполнения работ по пропуску очистных устройств и средств внутритрубной дефектоскопии с использованием временных узлов пуска и приема.

5. Абузова Ф.Ф., Алиев P.A., Новоселов В.Ф. и др. Техника и технология транспорта и хранения нефти и газа. - М.: Недра, 1992.

6. Аветисов А.Г., Булатов А.И., Шаманов С.А. Методы прикладной математики в инженерном деле при строительстве нефтяных и газовых скважин. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.

7. Адлер Н.П., Маркова Е.В., Грановский Ю.В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий. - М.: Наука, 1976.

8. Алиев Р. А., Белоусов В. Д., Немудров А. Г. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа. - М.: Недра, 1988.

9. Блохина Т.П., Блохин Н.Ф. Южная магистраль: к 50-летию Невинно-мысского ЛПУ МГ. - Ставрополь ООО «Газпром трансгаз Ставрополь», 2010-424 с.

10. Бойко Н.Г., Устименко Т.А.Теория и методы инженерного эксперимента: Курс лекций. - Донецк, ДонНТУ, 2009.

11. Боревич З.И. Определители и матрицы. - М.: Наука, 1970.

12. Боровая М.С. Лаборант нефтяной и газовой лаборатории. - М.: Недра, 1968.

13. Бородавкин П.П., Березин В.Л. Сооружение магистральных трубопроводов, М., «Недра», 1977, с. 407.

14. Будзуляк Б.В. Основные направления повышения надёжности и безопасности газотранспортных систем ОАО «Газпром» / Будзуляк Б.В. // Газовая промышленность. — 2005. - №8. - с. 12-14.

15. Бурных В., Дутчак И., Ковалева Л., Макеев А., Слесарев В. Исследование технологического процесса очистки газопроводов гелями и области их применения. Нефтяник, N 3 - 1994. - С.29-32.

16. Бутусов А.Н. Опыт эксплуатации установки осушки газа на газопроводе Ставрополь-Грозный. Транспорт и хранение газа НТС-М: «ВНИИЭгазпрома», 1969 №2 с.20-21.

17. Быков Л.И., Мустафин Ф.М., Нечваль A.M. и др. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов. — СПб.: Недра, 2006.

18. Винарский М.С., Лурье М.В. Планирование эксперимента в технических исследованиях. «Техника», - Киев, 1975.

19. Волков М.М., Михеев А.Д., Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности. 2-е изд. перераб. и доп. - М.: Недра, 1989.

20. Волошин A.M. Разработка и создание устройств очистки транспортируемого газа / A.M. Волошин, В.В. Салюков, B.C. Громов и др. // Газовая промышленность. - 2010. - №1. - с. 73-75.

21. Вольский В.Э. Некоторые особенности применения основных положений ОСТ 51.40-93 к установкам подготовки газа к транспорту на ПХГ. Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. НТС-М: «ИРЦ Газпром» №4-5, 2000 с.30-36.

22. Вольский Э.Н., Константинова И.М. Режимы работы магистрального газопровода. - JL: «Недра», 1970.

23. Воскресенский П.И.Техника лабораторных работ. - М.: Химия, 1964.

24. Газовые сети и газохранилища: Учебник. Общая редакция профессора Прохорова А.Д., 2-е изд. переработанное и дополненное. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004.

25. Галлямов А.К. Диссертация на соискателя степени кандидата технических наук. Движение газожидкостных смесей по горизонтальным и наклонным трубопроводам. Москва, 1967.

26. Галлямов А.К., Губин В.Е. Влияние скоплений воды и газа на эксплуатационные характеристики магистральных трубопроводов. — М.: ВНИИОНГ, 1970.

27. Гужов А. И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. - М.: Недра, 1973.

28. Гусейнов Ч.С. Влияние конденсата на производительность газопровода. - М.: Труды МИНХ и ГП вып. 45, Гостоптехиздат, 1963.

29. Гусейнов Ч.С. Диссертация на соискателя кандидата технических наук Экспериментальное влияние жидкости на гидравлическое сопротивление в газопроводе. Москва, 1964.

30. Гусейнов Ч.С., Черникин В.И. Влияние жидкостей на работу газопровода. -М.: ВНИИОЭНГ, 1966.

31. Давлетов K.M., Мазитов В.Г., Ахмадиев М.Р. Основные проблемы промысловой подготовки и транспорта газа на завершающей стадии эксплуатации месторождения медвежье. Актуальные вопросы техники и технологии добычи и подготовки газа. Материалы заседания секции «Добыча и промысловая подготовка газа и конденсата, эксплуатация ПХГ» научно-технического совета ОАО «Газпром» - М.: «ИРЦ Газпром», 2003 с.27-36.

32. Данилов A.A., Петров А.И. Газораспределительные станции. - СПБ.: Недра, 1999. - 240 с.

33. Девичев В.В. Размещение очистного оборудования на магистральных газопроводах. Сборник научных трудов. М: ВНИИГАЗ, 1986 с.70-77.

34. Дрейпер Н., Смит Г. Прикладной регрессионный анализ. - М.: Стати-

стика, 1973.

35. Дубров A.M., Мхитарян B.C., Трошин Л.И. Многомерные статистические методы: Учебник. - М.: Финансы и статистика, 1998.

36. Дятлов В.А. Обслуживание и эксплуатация линейной части магистральных газопроводов. Учебник для профтехобразования. - М.: Недра, 1984.

37. Егерман Г.Ф., Джафаров М.Д., Никитенко Е.А.. Эксплуатация линейной части магистральных газопроводов. М.1968 230 с.

38. Елистратов A.B. Современное состояние и пути интенсификации абсорбционной осушки газа. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. НТС-М: «ИРЦ Газпром» №11,1997 с.26-44.

39. Жуковская З.И. Расчет и проектирование магистральных газопроводов.-Минск, 1966.

40. Иванов С.И.. Очистка промысловых газопроводов. Газовая промышленность №6,2003 г. с 82.

41. Информатика в статистике: словарь-справочник. - М.: Финансы и статистика, 1994.

42. Истомин В.А. Всегда ли расход ингибитора гидратообразования должен быть постоянным. Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. НТС-М: «ИРЦ Газпром» №12,2000 с.51-58.

43. Истомин В.А. Предупреждение образования газовых гидратов в системах сбора и промысловой подготовки газа. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. НТС-М: «ИРЦ Газпром» №12,1996с.23-31.

44. Истомин В.А. Физико-химические исследования газовых гидратов: проблемы и перспективы. -М: «ИРЦ Газпром», 2000 71 с.

45. Истомин В.А., Квон В.Г. Взаимосвязь между точкой росы газа по влаге и газогидратной точкой.- Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. НТС-М: «ИРЦ Газпром» №1-6,1995 с.95-100.

46. Истомин В.А., Ланчаков Г.А. Аналитические модели процесса абсор-бации применительно к гликогелевой осушке природного газа. - Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. НТС-М: «ИРЦ Газпром» №4, 2004 с.3-22.

47. Истомин В.А., Салихов Ю.Б Влияние ингибиторов на условия образования газовых гидратов.- Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. НТС-М: «ИРЦ Газпром» №2-3,1999 с.39-45.

48. Капцов И. И. Сокращение потерь газа на магистральных газопроводах.-М.: Недра, 1988.

49

50.

51.

52,

53

54

55

56

57,

58

59

60

61

62

63

Кершоу С. Ф. Очистные устройства с усиленным воздействием на внутренние стенки трубопроводов. Журнал нефтегазовые технологии №3 1998 год с. 74-79.

Климовский Е.М. Продувка и испытание магистральных трубопроводов. - М.: «Недра», 1966.

Козаченко А. Н., Никишин В. П., Поршаков Б. П. Энергетика трубопроводного транспорта газов: Учебное пособие. — М.: ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2001. Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. -М.: Нефть и газ, 1999.

Коклин И.М. и др. Опыт эксплуатации и ремонта линейной части МГ ПО «Кавказтрансгаз» ВНИИГазпром. Научно-технический обзор — транспорт и хранение газа. — М.: 1975 - 53 с.

Коклин И.М. Опыт работы Невинномысского газотранспортно-потребляющего узла. Обз. инф. сер. Транспорт и подземное хранение газа - М. ООО «ИРЦ Газпром» 2009 - 57 с.

Коклин И.М. Эксплуатация Невинномысского газотранспортно-потребляющего узла (к 35-летию Невинномысского ЛПУ МГ ПП «Кавказтрансгаз») ИРЦ Газпром. Обз. инф. сер. Транспорт и подземное хранение газа - 1994 - 50 с.

Коклин И.М., Потапенко Е.С. и др. Эксплуатационно-технологическая надежность газообеспечением крупного Невинномысского промышленного центра Ставропольского края. Обз. инф. - М.: ООО «Газпром экспо» 2012. - 82 с.

Коклин И.М., Прохоров А.Д., Пятибрат А.Ф. Газораспределительные станции. Опыт эксплуатации, модернизации и реконструкции. ГРС как элемент сети обеспечения газомоторным топливом. Обз. инф. Сер. Транспорт и подземное хранение газа - М.: ООО «ИРЦ Газпром» 2001 -36 с.

Коклин И.М., Сухоруков А.Н., Опыт эксплуатации газораспределительных станций// Транспорт и подземное хранение газа - науч.-техн. сб. - 1996 №3.-31 с.

Колемаев В.А., Староверов О.В., Турундаевский В.Б. Теория вероятностей и математическая статистика. — М.: Высшая школа, 1990. Коробков Г.Е. Движение нефтей и нефтепродуктов в трубопроводах неполным сечением (дисс. канд.техн. наук., Уфа, 1971 г., 167 с.) Коршак A.A. Запасы, добыча и транспортировка нефти в странах СНГ. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2007.

Коршак A.A. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: Учебник для вузов / Коршак A.A., Нечваль A.M.; Под ред. Коршака A.A. - СПб.: Недра, 2008.

Коршак A.A., Забазнов А.И., Новоселов В.В. и др. Трубопроводный транспорт нестабильного газового конденсата. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994.

64. Коршак A.A., Шаммазов A.M. Основа нефтегазового дела Учебник для ВУЗов. Издание второе, дополненное и исправленное: Уфа ООО Дизайн Полиграф Сервис 2002 - 544 с.

65. Котляр И.Я., Пиляк В.М. Эксплуатация магистральных газопроводов. Изд. 2-е, переработанное и дополненное. - Л.: «Недра», 1971.

66. Красовский Г.И., Филаретов Г.Ф. Планирование эксперимента. — Мн.: Изд-во БГУ, 1982.

67. Крылов Г.В., Салюков В.В., Отт К.Ф., Смирнов В.А., Стояков В.М. Очистка линейных участков магистральных газопроводов - Газовая промышленность №11 2000 г. с. 57-58.

68. Кульбаба В.М. Опыт проектирования и строительства морского подводного трубопровода в азовском море. Транспорт и подземное хранение газа. НТС-М: «ИРЦ Газпром» №6, 2001 с.21-33.

69. Линник Ю.В. Метод наименьших квадратов и основы математико-статистической теории обработки наблюдений, Издательство: государственное издательство физико-математической литературы. -М.:1958.

70. Лихвич A.A., Герасимчик И.И., Сорохан Ц.Д., Денисов В.В. Магнитные системы очистных поршней трубопроводов. Газовая промышленность №1,2007 г. с 57-61.

71. Лужкова Е.А. О возможности снижения эксплуатационных затрат при обработке газа валанжинской залежи Ямбурского ГКМ - Газифика- ' ция. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. М: ИРЦ «Газпром» НТС №4, 2001 с. 2630.

72. Лужкова Е.А. Прогнозная оценка эффективности новой технологии применения метанола при обработке конденсатосодержащего газа. -Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. НТС-М: «ИРЦ Газпром» №2, 2002 с.32-36.

73. Лурье М.В. Математическое моделирование процессов трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: Учебное пособие. -М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им И.М. Губкина, 2003.

74. Лурье М.В., Задачник по трубопроводному транспорту нефти, нефтепродуктов и газа: Учебное пособие для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.

75. Макогон Ю. Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. -М.: Недра, 1985.

76. Маркова Е.В., Лисенков А.Н. Планирование эксперимента в условиях неоднородности. - М.: Наука, 1973.

77. Маслова Т.Ф. Результаты работы службы ГРС в современных условиях. Материалы научно-технической конференции - М.: ООО «Газпром экспо» 2010. - с. 71-85.

78. Матюшечкин В.Н. О перспективах развития газораспределительных систем России: мат конф. по газораспределению и газопотреблению (С.-Петербург, 26-28 мая 2008) с. 30-32.

79. Михайлов Н.В. Мероприятия по совершенствованию системы подготовки газа в условиях увеличения влагосодержания добываемого газа. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. НТС-М: «ИРЦ Газпром» №12, 1996 с.22-23.

80. Нечваль А.М. Динамика образования газовых скоплений в трубопроводах и их удаления потоком перекачиваемой жидкости, (дисс. канд.техн. наук., Уфа, 1991 г, 190 с.)

81. Организация и планирование экспериментов: Учебное пособие по изучению курса «История и методология науки и производства» / Но-восиб.гос.техн.ун-т; Сост: Порсев Е.Г. - Новосибирск, 2010

82. Оруджев С.А. Газовая промышленность по пути прогресса. — М.: «Недра», 1976.

83. Основы технических знаний эксплуатационника магистрального газопровода. - JI. Недра,1971 г. 128 с.

84. Отчет о производственно-хозяйственной деятельности ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» за 2011 г.

85. Патент 2220012 (13) С2, Опубликовано: 27.12.2003, Способ очистки газопровода от гидратных отложений, автор(ы):Грибов Е.П., Асаенок В.П., Синев А.И.

86. Патент 2460008 С2, F17D 1/02, F16T 1/00, Устройство для очистки газа и удаления конденсата из газопровода, Ежов Владимир Сергеевич, Опубликовано: 27.08.2012. Бюл. № 24.

87. Патент RU (11) 2316692 (13) С1; Автор(ы): Ежов Владимир Сергеевич (RU), Кобелев Николай Сергеевич (RU), Емельянов Сергей Геннадьевич (RU), Локтионова Ольга Сергеевна (RU); Устройство для предотвращения образования конденсатных пробок в газопроводе.

88. Патент РФ №2149069 С.А. Струговец, И.Ф. Хасанов, С.М. Шилов, К.А. Фазлетдинов, В.Ю. Шолом. Способ очистки полости трубопроводов и установка для его осуществления.

89. Патент РФ №2176568, автор Шахвердиев Азизага Ханбаба Оглы. Способ очистки внутренней полости газопровода.

90. Печеркин К.Ф., Джафаров М.Ф., Никитенко Е.А. Эксплуатация линейной части магистральных газопроводов, 1962.

91. Письменный Д.Т. Конспект лекций по высшей математике. 1 часть. -М: Айрис-пресс, 2005.

92. Проскуряков A.M., Митрохин М.Ю., и др. Планирование ремонтных работ на газопроводах отводах, не приспособленных к внутритрубной дефектоскопии. Приложение к журналу газовая промышленность 2012 с. 4-6.

93. Российская газовая энциклопедия. Под редакцией Р.И. Вяхирев. — М.: «Научное издательство Большая Российская энциклопедия», 2004.

94. Рыбак Б. М. Анализ нефти и нефтепродуктов, - М.: Гостоптехиздат, 1961.

95. Самарский A.A. Введение в теорию разностных схем. - М.: Наука, 1977.

96. Сборник лекций по направлению «Обслуживание и эксплуатация линейных магистральных газопроводов СНО 05(01-04) 03.31410. Невин-номысск, 2012. С. 7.

97. Седов Л.И. Методы подобия и размерности в механике. - М.: Наука, 1965.

98. Седых А.Д. История развития газовой промышленности -2-е изд. Доп. и переработанное - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008.

99. Селиверстов В.Г. Аналитические основы очистки полости и испытания газонефтепроводов. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. - 326 с.

100. Смирнов A.C. Транспорт и хранение газа. - М.: 1950.

101. Смирнов Н.В., Дунин-Бирковский И.В. Курс теории вероятностей и математической статистики, - М.: «Наука», 1969.

102. Ставицкий В.А., Истомин В.А., и др. Усовершенствование методики капельного уноса диэтиленгликоля на установках абсорбционной осушки газа северных местрождений. - Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. НТС-М: «ИРЦ Газпром» №6-7, 2000 с. 12-28.

103. Стахиев И.М., Семченко И.А. Удаление воды после испытания участка магистрального газопровода. Приложение к журналу газовая промышленность №3, 2013 с 91-94.

104. Стратегия развития газовой промышленности России. - М.: «Энерго-издат», 1997.

105. Супрунчик В.В., Коновалов Н.М., Мызников М.О. Система сопровождения внутритрубных снарядов ССАС-001. Трубопроводный транспорт нефти №12,2003 г. С 9-12.

106. Талыбов Э.Г., Зубарев Е.Г. Автоматизированная система управления процессом предупреждения гидратообразования во входных шлейфах УКПГ газоконденсатных месторождений крайнего севера. Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. НТС-М: «ИРЦ Газпром» №12, 1999 с.6-14.

107. Ткаченко Л.С. Особенности эксплуатации линейной части газопроводов в границах Невинномысского ЛПУ МГ. Материалы научно-технической конференции - М.: ООО «Газпром экспо» 2010. - с. 135141.

108. Толочкин О.Ю. Перспективная система разработки оффшорных месторождений LNG Lite. Газовая промышленность, спецвыпуск, 2011,

Москва, стр. 32-33.

109. Усольцев М.Е. Удаление жидкостных скоплений из пониженных участков газопровода потоком транспортируемого газа. Автореферат на соискание ученой степени кандидат технических наук, Санкт-Петербург, 2012 г.

110. Хан Г., Шапиро С. Статистические модели в инженерных задачах. — М.: Мир, 1969.

111. Ходанович И.Е. Аналитические основы проектирования и эксплуатации магистральных газопроводов. — М.: 1961.

112. Че Ги Рен, Зеленовская Е.В. Обзор существующих методов транспортировки природного газа на дальние расстояния и оценка их применимости. Нефть, Газ и Бизнес, Москва, 2011, номер 3, стр. 3-9.

113. Чугунов М., Хомич А. Справочник работника газовой промышленности, - Минск, издательство «Наука и техника», 1965.

114. Шавкин Н.К. Очистка природного газа на магистральных газопроводах Л. «Недра», 1973 98 с.

115. Шанченко Н. И. Лекции по эконометрике: учебное пособие для студентов высших учебных заведений, обучающихся по специальности «Прикладная информатика (в экономике)» / Н. И. Шанченко. - Ульяновск : УлГТУ, 2008. - 139 с.

116. Шеннон Р. Имитационное моделирование систем - искусство и наука. Издательство «Мир», Москва 1978

117. Эндрю МакИнтош, Питер Г. Ноубл, Джим Роквелл, Карл Д. Рамлахан С. Морская транспортировка природного газа. Нефтегазовое обозрение, Москва, лето 2008, том 19, номер 2, с. 58-73.

Г' ' * / . /

КОМПЛЕКС ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА ГАЗА СГ-ЭК

ПАСПОРТ Л ГТИ.407321.001 ПС

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ИЗДЕЛИИ

1.1 Комплекс для измерения количества газа СГ-ЭК (в дальнейшем - комплекс СГ-ЭК) предназначен для учета объема (количества) природного газа по ГОСТ 5542, приведенного к стандартным условиям посредством автоматической электронной коррекции показаний турбинного счетчика типа СХ, ТГ(2 или ротационного счетчика ЯУО по температуре, давлению и коэффициенту, сжимаемости измеряемой среды с учетом вводимых вручную значений относительном плотности газа, содержания в газе азота , углекислого газа, удельной теплоты сгорания газа УТСГ в соответствии с ГОСТ5542-87.

Комплекс СГ-ЭК может быть использован для измерения и др\гих неагрессивных, сухих и очищенных от механических примесей газов (воздух, азот, аргон и т.п. с плотностью не менее 0,67 кг/м') Категорически запрещается применять измерительный комплекс СГ-ЭК язя газообразного кислорода.

Комплекс СГ-ЭК имеет три варианта исполнения:

• СГ-ЭК-Т1 на базе турбинного счетчика СГ;

- • СГ-ЭК-Т2 на базе турбинного счетчика ТК2;

• СГ-ЭК-Р на базе ротационного счетчика ЯУй

1.2 Комплекс СГ-ЭК имеет маркировку взрывозащиты с корре1сгором ЕК260, блоком питания электронного корректора ГЕ260, счетчиками газа СГ, ТК2, ЛУв

• корректор ЕК260 — « 1 Ех ¡Ы1В Т4»;'

• счетчик газа СП 6М, СГ-16МТ, СГ-75М, Т1*г, ЯУО — «1 Ех ¡Ь11ВТ6»;

• блок питания электронного корректора РЕ260 - «[Ех ¡Ь] 11В ».

Комплексы СГ-ЭКВз учета газа могут устанавливаться во взрывоопасных зонах согласно п.п. 7.3 ПУЭ, в которых возможно образование взрывоопасных газовоздушных смесей, паров и газов категории *ИА и,, ИВ , групп Т1 ГОСТ121.011. Комплексы СГ-ЭКВз имеют свидетельство о взрывозащшцснности № СТВ-033.02 .

1.3 Комплекс СГ-ЭК является средством измерения и соответствует требованиям > Л ГТИ.407321.001 ТУ.

1.4 Предприятие-изготовитель: ООО «ЭЛЬСТЕР Газэлектроника»

607220 Россия, г. Арзамас, Нижегородской обл., ул. 50 лет ВЛКСМ, 8,

тел. [phone], 3-54-49, факс [phone]

УШЗ: тУи'ЛЛБЕЬЕСтаО.аи Е-таП: ЫсУ» ga.selcciro.nnov.ru

1.5 Заводские номера комплекса СГ-ЭК и ею составных частей приведены в табл. 1.

Таблица 1

Условные обозначения составных частей Заводской номер 4 Примечание

1. Комплекс СГ-ЭКВЗ-Т1 -0,5-100/1,6 2. Счетчик газа СГ-16МТ-100 3 Корректор ЕК260 № 2511197 к» 5051895 № 50308419

1.6 Основные технические параметры:

1.6 1 Диапазон отмеряемых рабочих давлений, МПа 0 08 - 10.0

1.6 2 Диапазон измерения температуры рабочей среды, "С минус 20...плюс 60

1.63 Температура окружающей среды, "С мии> с 20... плюс 60

1.6.4 Пределы допускаемой основной относительной погрешности шмерени* объема, % XIя комплекса СГ-ЭК-Т1

- диапазон расходов от 0.2 0„, до ± 1,5

- диапазон расходов от О*»» до ОДО«,« ± 2,5 для комплекса СГ-ЭК-Р

- диапаюн расходов от 0,1 О«» до О«,« ±1,5

- диапазон расходов от О»«, до 0,1 (?„, ±2,5

для комплекса СГ-ЭК-Т2

- диапаюн расходов от 0,2 О»« до ()*„ ± 1,5

- диапаюн расходов от 0„, до 0,20м ± 2,5

2. КОМПЛЕКТ ПОСТАВКИ

2.1. Коматегг поставки ком апекса СГ-ЭК приведен в табл 2.

Таблица 2

Наименование и условное обозначение Примечание

СГ-ЭКВЗ-Т1 -0,5-100/1,6 в составе: 1. Корректор объема газа электронный ЕК260 со встроенным » его корпус дагчнком абсолютно!« давления и в комплекте с дагчнком температуры 50011 (термометр сопротивления) Установленные параметры корректор, приведены в его паспорте, в частности диапазон измерения рабочею давления 1.0-5.0 бап

2 Счетчик газа СГ-16МТ-100 Расход при рабочих условиях: Отах_100_ Отш 10

Техническая документация в составе: I Р\ководство по эксплуатации комплекса ЛГТИ.407321.001 ГО В составе РЭ Методика поверки комплекса для измерения количества газа СГ-ЭК При поставке предусматривается наличие эксатуатационной документации на корректор ЕК260 и счетчик газа

2. Инструкция по эксплуатации комплекса для измерения количества газа СТОК

3. Паспорт ЛП И 407321 001 ПС

Коматект одиночного ЗИН Соответствующий для каждой из составных частей комплекса

Комплект монтажных частей ЛГТ11.407321.001 Д1 При монтаже ДД и ДТ на трубопроводе

3 ОБЕСПЕЧЕНИЕ ВЗРЫВОЗАЩИЩЕННОСТИ

3.1 Комалексы СГ'-ЭКВз учета газа мснут устанавливаться во взрывоопасных зонах согласно п.п. 7.3 ПУЭ-85 . в которых возможно образование взрывоопасных газовоздушных смесей, паров и газов категории ПА и ИВ,групп Т1 ГОСТ12.1 011.

3.2 Измерительные комазексы СГ-ЭКВз имеют свидетельство о взрывозащкшенности Ка СТВ-033 02.

ШШМЛПМГ.! Проверку герметичности монтажа комплекса при вводе но в эксилуяииню производи!!, давлением не Солее _-г г'сТуС-_

4. поверка

4 1 Поверку комплекса С1 -ЭК в эксплуатации производят один раз в 5 лет в соответствии с методикой поверки Результаты поверки «носятся в табл 3

4 2 Поверку составных частей комплекса СГ-'Ж производить в соответствии с требованиями к ним

4 3 Таблица настройки параметров корректора при поверке комплекса СГ-'Ж полностью прилежны в п 7 паспорта на корректор

Примечание После ремонтных, профилактических и т п работ, влияющих на метрологические показатели производится повторная внеочередная поверка комплекса СГ-ЭК

Результаты поверок комплексаСГ-ЭКВз-1 1-0.5-100/1.6

Таблица 3

Дата поверки Отметка о годности Подпись и печать поверителя

0 2 ФЕВ2011 А ('Шл)

шиши

I 050057304

* - .

5. гарантийные обязательства

5 1 Изготовитель гарантирует соответствие комплекса техническим характеристикам, указанным в технических условиях ЛГГИ 407321 001 ТУ. при условии соблюдения потребителем правил транспортирования хранения, монтажа и эксплуатации

5 2 Гарантийный срок эксплуатации - 12 месяцев со дня ввода в эксплуатацию, но не более 18 месяцев со дня выпуска предприятием - изготовителем

5 3 Срок службы 12 лет 11рнмечаиис При изготовлении комплекса с использованием комплектующих изделии шказчика гарантийный срок на комплекс определяется 1арашийным сроком вышедшего из строя комплектующего изделия

5 4 Изготовитель не несет гарантийных обязательств в случае выхода из.юлия из строя, если

• Нарушены пломбы изготовителя или изделие имеет механические повреждения,

• Не предъявлены паспорта.

• Отказ прибора произошел в результате нарушения потребителем правил эксплуатации:

• Комплекс подвергался непредусмотренной эксплуатационной документацией разборке или любым другим вмешагетьствам в конструкцию изделия

6 свидетельство о поверке

6 I Комплекс СГ-ЭКВЗ-Т1 -0.5-1 00/1,6 заводской номер № 251 1 197

соответствует техническим условиям ЛГТИ 407321 001 ТУ и признан полным для зкслл\атации в качестве средства измерений

Дата изготовления 24.11.2005 г Дага поверки 24.1 1 .2005 г

6 2 Очередную поверку комплекса СГ-ЭК и его составных частей произвести

. СГ-ЭК 24.11.2010 г:

Корректора F.K260 23.1 1 .2010 г;

• Счетчика 18.10.2008 г

. ЭДЬСТЕР

ГАЗЭЛЕК7РОНИКА

муо j i i -------- aá --------------

ГлоЯпиЛ должностного лица, ответственного за приемку г . X" i ; изделия, штамп предприятия изготовителя)

Лсь)

:ля ЦСМ)

т/-----------

( подпись и печЛ< представите.

7 свидетельство об упаковке.

Комплекс СГ-ЭКвЗ-Т1 -0.5-1 00/1,6 заводской номер № 25 11 197

упакован согласно требованиям, предусмотренным конструкторской документацией Дата упаковки <2# Л <7 г _Упаковку произвел

8 ремонт

8 1 Комплекс является не ремонтируемым в зкеплуаташш изделием Ремонт может быть выполнен только на прелнриятии инотовигеле или специализированной организацией, уполномоченной предприятием изготовителем на проведение ремонтных работ и сервисное обслуживание

8 2 В случае отказа изделия в период гарантийного срока необходимо составить акт. в котором следует указагь

Полное наименование изделия.

Описание дефекта, в чем выражается и при каких условиях произошел отказ. Время работы изделия. Давление газа в месте установки изделия. Режим работы изделия (непрерывный, циклический и г д.)

ООО "Газпром транс газ Ставрополь" ХАЛ Георгиевского ЛПУМГ

>. Г| щгпич, по 11 Г. «4Н (т)

ПРОТОКОЛ N9 0649 определения ФХП образца экспериментальной жидкости по ГОСТ 3900-85,ГОСТ 33-2000

Дата производства образца: Номер пробы: Объект исследования: Место составления образца. Дата производства анализа: Показания термометра: °С 18 Показания барометра: кПа 97,5

11.01.2013г. 315 а

образец жидкости (маркер а ) ХАЛ Георгиевского ЛПУМГ 11.01.2013 г.

Температура окружающей среды,"С 18,35* Барометрическое давление среды, кПа 97,59" *с учётом поправочных коэффициентов

Средства измерений (СИ) имеют действующие свидетельства об оценке состояния (приложение!).

Объект анализа Показатель НТД на метод испытания Точность метода Сред, значе ние резуль тагов

Образец жидкости маркер (а) Н.,0 вода Плотность р пересчет- при Т= 20 °С ГОСТ 3900-85 Методы определения плотности. Сходимость, ГОСТ 3900-85 п. 2.2.5. 1005,0 КГ/м3

ГОСТ ФАКТ

0,6 кг/м3 0.05КГ/М3

Кинематическая вязкость V при Т= 20 °С ГОСТ 33-2000 Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости. Сходимость, г, мм2/с ГОСТ 33-2000 п.14.2. Определяемость, с), с ГОСТ 33-2000 п.14.1. 1,011 мм2/с

ГОСТ факт ГОСТ факт

0,11% 0,01% 0,2% 0,02%

Результаты определены по серии анализов N«315 а Заключение:

Протокол оформлен на основании проведенных испытаний ФХП представленного образца жидкости в соответствии с НТД.

Ср. плотность испытуемого образца жидкости • 1005,0 кг/м3

Ср. кинематическая вязкость испытуемого образца жидкости - 1,011 ммг/с

Исполнитель: Лаборант хим. анализа Исмаилова СГ.

Руководитель: Ведущий инженер-химик- - /г 7 X7Дядиченко И.И.

G

ФГА31Р1М

IIIIIWI

ст*|рогоП1

ООО "Газпром трансгаз Ставрополь" ХАЛ Георгиевского Л ПУМ Г

57100 Стадопалкскии край, г Георгммск п.г 13 ф»с (Н7951 ] «4в-03 |по Минсвязи) ««41« (г»)

ПРОТОКОЛ № 0658 определения ФХП образца экспериментальной жидкости по ГОСТ 3900-85,ГОСТ 33-2000

Дата производства образца: Номер пробы: Объект исследования: Место составления образца: Дата производства анализа: Показания термометра: °С 19 Показания барометра: кПа 97,1

21 января 2013г.

21.01.2013г. 325 Ь

образец жидкости (маркер Ь) ХАЛ Георгиевского ЛПУМГ 21.01.2013 г.

Температура окружающей среды,°С 19,45* Барометрическое давление среды, кПа 97,29* *с учётом поправочных коэффициентов

Средства измерений (СИ) имеют действующие свидетельства об оценке состояния (приложение 1).

Объект анализа Показатель НТД на метод испытания Точность метода Сред, значе ние резуль татов

Плотность р ГОСТ 3900-85 Методы Сходимость, ГОСТ 3900-85 п. 2.2.5. 1180,0 кг/м1

Образец пересчет при Т= 20 °С определения плотности. ГОСТ ФАКТ

жидкости маркер 0,6 кг/м3 0,01 кг/м'

(Ь) раствор H,0/NaCI Кинематическая вязкость V ГОСТ 33 2000 Прозрачные и непрозрачные Сходимость, г, мм2/с ГОСТ 33-2000 п.14.2 Определяемость, d, с ГОСТ 33-2000 П.И.1. 1,4671 мм2/с

40%об. при т= 20 "С жидкости. Определение кинематической вязкости. ГОСТ факт ГОСТ факт

0,11% 0,04% 0,2% 0,01%

Результаты определены по серии анализов №325 b Заключение:

Протокол оформлен на основании проведённых испытаний ФХП представленного образца жидкости в соответствии с НТД.

Ср. плотность испытуемого образца жидкости - 1180,0 кг/м'

Ср. кинематическая вязкость испытуемого образца жидкости - 1,4671 мм'/с

Исполнитель: Лаборант хим. анализа ЦбШ-С UnC) исмаилова С.Г. Руководитель: Ведущий инженер-химик " у * Дядиченко И.И.

rWfMMWu даии-ч; цмкмом (шмп ям щ иди] а нам «пипрян,...... b*i paipi ччи naftapimi—i иягп мшмам

е

ГА31Р1М

'PIHCfi

СтАВРОГОПь

ООО "Газпром траисгаз Ставрополь" ХАЛ Георгиевского Л ПУМ Г

т. I r«pian М 11 с (V7M1) (по «тисни); «411 (гаа)

ПРОТОКОЛ N9 0659 определения ФХП образца экспериментальной жидкости по ГОСТ 3900-85,ГОСТ 33-2000

Дата производства образца: Номер пробы: Объект исследования: Место составления образца: Дата производства анализа: Показания термометра: °С 18,2 Показания барометра: кПа 97,2

21 января 2013г.

21.01.2013г. 315 с

образец жидкости (маркер с) ХАЛ Георгиевского ЛПУМГ 21.01.2013 г.

Температура окружающей среды,°С 18,3* Барометрическое давление среды, к Па 97,45* *с учётом поправочных коэффициентов

Средства измерений (СИ) имеют действующие свидетельства об оценке состояния (приложение!).

Объект анализа Показатель НТД на метод испытания Точность метода Сред, змаче ние резуль татов

Образец жидкости маркер (с) раствор диэтилен гликоль ДЭГ/НгО 45/55 %об. Плотность р пересчет при Т= 20 °С ГОСТ 3900-85 Методы определения плотности. Сходимость, ГОСТ 3900-85 п. 2.2.5. 1057,0 кг/м3

ГОСТ ФАКТ

0,6 кг/м3 0,2 кг/м3

Кинематическая вязкость V при Т= 20 °С ГОСТ 33-2000 Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости. Сходимость, г, mmVc ГОСТ 33-2000 п. 14.2. Определяемость, d, с ГОСТ 33-2000 п. 14.1. 3,5024 мм2/с

ГОСТ факт ГОСТ факт

0,11% 0,05% 0,2% 0,1%

Результаты определены по серии анализов N9315 с Заключение:

Протокол оформлен на основании проведённых испытаний ФХП представленного образца жидкости в соответствии с НТД.

Ср. плотность испытуемого образца жидкости - 1057,0 кг/м3

Ср. кинематическая вязкость испытуемого образца жидкости - 3,5024 мм2/с

Исполнитель: Лаборант хим. анализа л-|-Ь(ЦС- д|К I Исмаилова С.Г.

Руководитель: Ведущий инженер-химик ,/.. S Дядиченко И.И.

^ /

<3

ГА31Р1М

1 mk cu 3

ставрополь

ООО "Газпром трансгаз Ставрополь" ХАЛ Георгиевского ЛПУМГ

г<«?м1|(4ы1(ла«

, пМ 11 I. «-41» Ira»

ПРОТОКОЛ № 0663 определения ФХП образца экспериментальной жидкости по ГОСТ 3900-85,ГОСТ 33-2000

28 ЯНИРЯ 20ХЗГ.

28.01.2013г. 329(1

образец жидкости (маркер (1) ХАЛ Георгиевского ЛПУМГ 28.01.2013 г.

Температура окружающей среды,°С 20,35* Барометрическое давление среды, кПа 97,57* *с учетом поправочных коэффициентов Средства измерений (СИ) имеют действующие свидетельства об оценке состояния (приложение!).

Дата производства образца: Номер пробы: Объект исследования: Место составления образца: Дата производства анализа: Показания термометра: "С 20,0 Показания барометра: кПа 97,4

Объект анализа Показатель НТД на метод испытания Точность метода Сред. резуль татов

Образец жидкости маркер (й) раствор ДЭГ/Н20 55/45 %об. Плотность р пересчёт при Т= 20 °С ГОСТ 3900-85 Методы определения плотности. Сходимость, ГОСТ 3900-85 п. 2.2.5. 1072,0 кг/м3

ГОСТ ФАКТ

0,6 кг/м3 0,21 кг/м3

Кинематическая вязкость V при Т= 20 °С ГОСТ 33-2000 Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости. Сходимость, г, мм*/с ГОСТ 33-2000 п. 14.2. Определяемость, d, с ГОСТ 33-2000 п. 14.1. 4.9841 мм2/с

госп- факт ГОСТ факт

од 1% 0,05% 0,2% 0,12%

Результаты определены по серии анализов №329 с! Заключение:

Протокол оформлен на основании проведённых испытаний ФХП представленного образца жидкости в соответствии с НТД.

Ср. плотность испытуемого образца жидкости - 1072,0 кг/м3

Ср. кинематическая вязкость испытуемого образца жидкости - 4.9841 мм'/с

1

Исполнитель: Лаборант хим. анализа Руководитель: Ведущий инженер^химик

шил

f

Исмаилова С.Г. Дядиченко И.И.

6

*ГЛЗНР1М

шчн«

* г Г р Г о Г г

ООО "Газпром трансгаз Ставрополь" ХАЛ Георгиевского ЛПУМГ

(7(00 Ставропольским край, г Гмрги««е*> пж 1) «же (17М11 (по НЬ*мсШ1и| «ЛНш!

ПРОТОКОЛ № 0691 определения ФХП образца экспериментальной жидкости по ГОСТ 3900-85,ГОСТ 33-2000

Дата производства образца: Номер пробы: Объект исследования: Место составления образца: Дата производства анализа: Показания термометра: "С 20,0 Показания барометра: кПа 96,7

04 Февраля 2013г.

04.02.2013г. 3561'

образец жидкости (маркер ¡) ХАЛ Георгиевского ЛПУМГ 04.02.2013г.

Температура окружающей среды,'С 20,35* Барометрическое давление среды, кПа 97,15* *с учётом поправочных коэффициентов

Средства измерений (СИ) имеют действующие свидетельства об оценке состояния (приложение!).

Объект анализа Показатель НТД на метод испытания Точность метода Сред, значе ние реэуль татов

Образец жидкости маркер (I) Диэтилен гликоль (ч.) Плотность р пересчет приТ= 20 "С ГОСТ 3900 85 Методы определения плотности. Сходимость, ГОСТ 3900-85 п. 2.2.5. 1112,0 кг/м3

ГОСТ ФАКТ

0,6 кг/м3 0,2 кг/м3

Кинематическая вязкость V при Т= 20 "С ГОСТ 33-2000 Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости. Сходимость, г, мм'/с ГОСТ 33-2000 п. 14.2. Определяемость, д, с ГОСТ 33-2000 п.14.1 25,0214 мм7/с

ГОСТ факт ГОСТ факт

0,11% 0,04% 0,2% 0,09%

Результаты определены по серии анализов N93561 Заключение:

Протокол оформлен на основании проведенных испытаний ФХП представленного образца жидкости I соответствии с НТД.

Ср. плотность испытуемого образца жидкости • 1112,0 кг/м'

Ср. кинематическая вязкость испытуемого образца жидкости - 25,0214 мм7/с

/кум

Руководитель: Ведущий инженер-химик уДядиченко И.И.

Исполнитель: Лаборант хим. анализа Исмаилова С.Г.

с-

fhwm

C7N0 Стмролальсяиихраи. г Гмфгинск. пт U «икс ((7И1) С-»Ч)2 |хо Ииисшшан) M41S(m)

ООО "Газпром трансгаз Ставрополь" ХАЛ Георгиевского Л ПУМ Г

ПРОТОКОЛ № 0701 определения ФХП образца экспериментальной жидкости по ГОСТ 390О-85,ГОСТ 33-2000

Дата производства образца: Номер пробы: Объект исследования: Место составления образца: Дата производства анализа: Показания термометра: °С 18 Показания барометра- кПа 97,5

07 Февраля 2013г.

07.02.2013г. 400 1

образец жидкости (маркер I) ХАЛ Георгиевского ЛЛУМГ 07.02.2013г.

Температура окружающей среды,"С 18,35* Барометрическое давление среды, кПа 97,59* *с учётом поправочных коэффициентов

Средства измерений (СИ) имеют действующие свидетельства об оценке состояния (приложение 1).

Объект анализа Показатель НТД на метод испытания Точность метода Средн. значение результа тов

Образец жидкости маркер (1) Масло продуктовое Плотность р пересчет при Т= 20 °С ГОСТ 3900-85 Методы определения плотности. Сходимость, ГОСТ 3900-85 п. 2.2.5. 918,0 кг/м3

ГОСТ ФАКТ

0,6 кг/м3 0,2 кг/м3

Кинематическая вязкость V при Т= 20 °С ГОСТ 33-2000 Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости. Сходимость, г, мм'/с ГОСТ 33-2000 п.14.2. Определяемость, й, с ГОСТ 33-2000 п.14.1. 51,8005 мм'/с

ГОСТ факт ГОСТ факт

0,11% 0,05% 0,2% 0,1%

Результаты определены по серии анализов №4001 Заключение:

Протокол оформлен на основании проведённых испытаний ФХП представленного образца жидкости в соответствии с НТД.

Ср. плотность испытуемого образца жидкости - 918,0 кг/м'

Ср. кинематическая вязкость испытуемого образца жидкости - 51,8005 мм'/с

Исполнитель: Лаборант хим. анализа 1 | Исмаилова С.Г.

Руководитель: Ведущий инженер-химик У _ Дядиченко И.И.

с ГРР"- ■ у

Пгввиг

П ГйЯПРПМ ООО "Газпром транс га т Ставрополь"

■ 111Н1Ц ХАЛ Георгиевского ЛПУМГ

Г*|»ОПОЛь

47103 С глоролсльсвии край, г Г«оргммся. п1т 13 «ж. Ц7М11 НМ][»1Ь<а|<| иЛБ(п))

ПРОТОКОЛ № 0702 определения ФХП образца экспериментальной жидкости по ГОСТ 3900-85,ГОСТ 33-2000

07 Февраля 2013г.

Дата производства образца: Номер пробы: Объект исследования: Место составления образца: Дата производства анализа: Показания термометра: °С 18,8 Показания барометра: кПа 99,5

07.02.2013г. 404 т

образец жидкости (маркер т) ХАЛ Георгиевского ЛПУМГ 07.02.2013г.

Температура окружающей среды,°С 19,1* Барометрическое давление среды, кПа 99,59* *с учетом поправочных коэффициентов

Средства измерений (СИ) имеют действующие свидетельства об оценке состояния (при/южение1).

Объект анализа Показатель НТД на метод испытания Точность метода Средн. значение результа тов

Образец жидкости маркер (т) Масло турбинное ТП22С Плотность р пересчет при Т= 20 "С ГОСТ 3900-85 Методы определения плотности. Сходимость, ГОСТ 3900-85 п. 2.2.5. 865,0 кг/м3

ГОСТ ФАКТ

0,6 КГ/М3 0,1 кг/м3