Оцінка економічної ефективності газопроводів з шляховими відборами та витоками газу

 

Дане рівняння може бути покладене в основу створення діагностичної. моделі газопроводу з аварійним витоком продукту, в якій діагностичною ознакою слід вважати коефіцієнт лінеаризації  

Доповнюють рівняння (5) початкові та граничні умови. Для довільного нестаціонарного процесу як початкові умови можуть бути використані параметри стаціонарного режиму системи як передісторія.

Як граничні умови використовуються значення тиску на початку газової мережі   та масової витрати в її кінці, тобто  . На практиці початковий тиск, як правило, підтримується сталим, але витрата в кінці магістралі переважно величина змінна в часі. В наслідок цього модель (5) не допускає розв’язку в аналітичній формі. Можлива реалізація поставленої задачі числовими методами, серед яких найбільш ефективний кінцево-різницевий. Однак задачі параметричного діагностування систем газопостачання відносяться до класу обернених задач, для котрих кінцево-різницеві методи характеризуються нестійкістю і вимагають значних затрат часу на реалізацію.

З метою аналітичного визначення характеру нестаціонарного процесу при появі витоку з газопроводу і енергетичних втрат при цьому розглянемо дільницю трубопроводу довжиною L і діаметром d, в точці la якої має місце аварійний витік з масовою витратою q, яку вважатимемо сталою в часі. Зв¢язок між зміною тиску P (x, t) та масовою витратою Q (x, t) в газтопроводі при наявності шляхового витоку продукту визначається системою рівнянь

   – функція джерела Дірака.

В момент появи аварійного витоку тиск на початку трубопроводу змінився до величини P (0, t) =  , а в кінці P (L, t) =  .

Тоді розв¢язок задачі може бути представлений у вигляді

 

Результати розрахунків отримані в вигляді залежностей безрозмірної витрати в початковому перерізі системи від безрозмірного часу. Їх аналіз показує, що максимальна похибка лінеаризованої моделі, тобто відхилення її результатів від результатів, одержаних за загальною моделлю, характерна для момену початку стабілізації процесу і за величиною не перевищує 1, 5%.

Як відомо, оцінка міри нестаціонарності газового потоку в газопроводі може бути дана, виходячи з числового значення критерію нестаціонарності.

Технологічний режим роботи газопроводу вважається квазістаціонарним у тому випадку, якщо величина критерію нестаціонарності складає Nt<1, 4. 10-6. В іншому випадку режим руху газу вважається нестаціонарним і зі зростанням величини критерію нестаціонарності ступінь нестаціонарності потоку (тобто ступінь впливу інерційних сил) збільшується.

За даними аналітичних досліджень нестаціонарного руху газу в гіпотетичному газопроводі обчислено критерій нестаціонарності за методикою [4]. При цьому, якщо в розвязку (7) прийняти, що час прямує до безмежності, то отримаємо характеристику стаціонарного режиму роботи газопроводу, для якого критерій нестаціонарності рівний нулю.

Для кожного з режимів розраховувалося значення ККД газопроводу, при цьому враховувалася дія виключно сил інерції в потоці. Очевидно, що максимальне значення ККД   відповідає нульовому значенню критерію нестаціонарності потоку. Тоді кожен нестаціонарний режим оцінювався відносною величиною ККД  .

У такий спосіб побудовано залежність величини відносного ККД газопроводу від критерію нестаціонарності, яка у вигляді графіка приведена на рисунку 2.

Із графіка видно, що при квазістаціонарних режимах течії газового потоку в трубах (Nt<1, 4. 10-6) інерційні сили виконують незначний обсяг роботи, що зумовлює зниження відносного ККД газопроводу до 2%. Зростання критерію нестаціонарності викликає збільшення обсягу роботи сил інерції в газовому потоці, що призводить до зниження величини відносного

 

Так, при значенні критерія нестаціонарності Nt=5, 0. 10-6 величина відносного ККД зменшується на 19%, а з досягненням значення критерию нестаціонарності Nt=8, 2. 10-6 зниження відносного ККД досягає 43%. На практиці режими експлуатації газопроводів із такими великими значеннями критерію нестаціонарності зустрічаються рідко. Проте, слід мати на увазі, що інерційні сили в газовому потоці можуть призвести до суттєвого зниження ККД газопроводу, тому експлуатація газопроводів найбільш ефективна при стаціонарних та квазістаціонарних режимах.

 

 

Проведені дослідження інерційних втрат енергії на основі математичного моделювання режиму роботи газопроводу з аварійними витоками дозволили встановити закономірність впливу нестаціонарності газового потоку на величину енерговтрат. Показано, що при квазістаціонарних режимах течії газового потоку спостерігається зниження відносного ККД газопроводу до 2%, зростання нестаціонарності викликає збільшення обсягу роботи сил інерції, що призводить до зниження величини відносного ККД газопроводу. Так, при значенні критерія нестаціонарності Nt=2, 0. 10-6 величина відносного ККД зменшується на 19%, а з досягненням значення критерию нестаціонарності Nt=2, 6. 10-6 зниження відносного ККД досягає 43%. На практиці режими експлуатації газопроводів із такими великими значеннями критерію нестаціонарності зустрічаються рідко. Проте, слід мати на увазі, що інерційні сили в газовому потоці можуть призвести до суттєвого зниження ККД газопроводу, тому експлуатація газопроводів найбільш ефективна при стаціонарних та квазістаціонарних режимах.

 

 

1. Бобровский С. А. Движение газа в газопроводе с путевым отбором/ С. А. Бобровский, С. Г. Щербаков, М. А. Гусейнзаде – М. : Наука, 1972. – 193 с.
2. Грудз В. Я. Обслуговування і ремонт газопроводів/В. Я. Грудз, Д. Ф. Тимків, В. Б. Михалків та ін. //Івано-Франківськ, Лілея-НВ, 2009 – 710с.
3. Щербаков С. Г. Проблемы трубопроводного транспорта нефти и газа. М. : Наукаб1982 – 205 с.
4. Яковлев Е. И. Анализ неустановившихся процессов в нитках магистрального газопровода статистическими методами/Е. И. Яковлев // Изв. вузов. Нефть и газ. – 1968. – № 2. – С. 72-76.

 

 

1. Bobrovskiy, S. A. Sherbakov, S. G. and Guseinadze, M. A. (1972), Dvizhenie gaza v gazoprovode s putevim otborom [The gas flow with the track extraction], Nauka, Moscow, Russia.
2. Grudz, V. I. Tumkiv, D. F. and Mikhalkiv, V. B. (2009), Obslugovuvannya i remont gazoprovodiv [The maintenance and repair of the gas pipelines], Lileya, Ivano-Frankivsk, Ukraine.
3. Sherbakov, S. G. (1982), Problemi truboprovodnogo transporta nefti i gaza [The problems of the gas and oil pipeline transport], Nauka, Moscow, Russia.
4. Iakovlev, E. I. (1968), “Statistical methods analysis of transient processes in the gas pipeline”, Oil and Gas, vol. 2, pp. 72-76.