Спосіб контролю режиму роботи газопроводу, який транспортує двофазове середовище

Спосіб контролю режиму роботи газопроводу, що транспортує двофазове середовище, за яким для очистки газопроводів використовується номінальний режим експлуатації, а для створення підвищених швидкостей руху газу ділянка газопроводу переводиться на режим самоочищення, який відрізняється тим, що умови перерозподілу мас рідини ділянками газопроводів визначають на основі розрахунку критичної і нормальної швидкостей газорідинних потоків, які відповідають стану руху рідини у застійній зоні газопроводу і стану її спокою відповідно. (19) (21) u200815159 (22) 29.12.2008 (24) 27.07.2009 (46) 27.07.2009, Бюл.№ 14, 2009 р. (72) СИНЮК БОРИС БОРИСОВИЧ, СЕНИШИН ЯРОСЛАВ ІВАНОВИЧ, ХАЙ ВАСИЛЬ ВАСИЛЬОВИЧ, ХОМЕНКО ГЕННАДІЙ ОЛЕКСАНДРОВИЧ, БЛІЗНЯКОВ ВІТАЛІЙ ЄВГЕНОВИЧ, ЧОПАНЬ СТЕПАН ВАСИЛЬОВИЧ, САПРИКІН СЕРГІЙ ОЛЕКСІЙОВИЧ, БРАТАХ МИХАЙЛО ІВАНОВИЧ (73) ДОЧІРНЯ КОМПАНІЯ "УКРГАЗВИДОБУВАННЯ "НАЦІОНАЛЬНОЇ АКЦІОНЕРНОЇ КОМПАНІЇ "НАФТОГАЗ УКРАЇНИ" 3 42786 обсязі, не експлуатують із підвищеною продуктивністю. В основу корисної моделі поставлено задачу контролю змін режиму роботи газопроводів складних газотранспортних систем, запобіганню аварійним відмовам обладнання і споруд лінійної частини газопроводів, підвищення рівня надійності експлуатації системи промислових і магістральних газопроводів. Задача, на розв'язання якої направлено корисну модель, вирішується за рахунок того, що умови перерозподілу мас рідини ділянками газопроводів визначають на основі розрахунку критичної і нормальної швидкості газорідинних потоків, які відповідають стану руху рідини у застійній зоні газопроводу і стану її спокою відповідно. Спосіб пояснюється кресленнями. На Фіг.1 зображено залежність функції критичного центрального кута від параметрів режиму роботи рельєфного газопроводу з середнім робочим тиском 1,0МПа за умови наявності сконденсованих важких вуглеводнів в його порожнині як основного забрудника, на Фіг.2 - для газопроводу з середнім робочим тиском 2,0МПа, на Фіг.3 - для газопроводу з середнім робочим тиском 3,0МПа, на Фіг.4 для газопроводу з середнім робочим тиском 4,0МПа. Таким чином на кресленнях відстежується тенденція до зростання значення функції критичного кута залежно від зростання середнього робочого тиску рельєфного газопроводу від 1,0 до 4,0МПа відповідно. Спосіб реалізується таким чином: Критичну швидкість газу на ділянці газопроводу, що відповідає винесенню рідинних накопичень з порожнини газопроводу визначають з рівняння wкр 1 = 2p порожнини газопроводу під дією високошвидкісного потоку газу визначається, як D2L 2jкр - sin 2jкр , 4 де φкр - критичний кут до дзеркала рідини, що відповідає руху рідинних накопичень під дією потоку газу; Р - діаметр газопроводу, м; L - довжина ділянки газопроводу, м. А нормальний об'єм рідини, що залишається в газопроводі в нерухомому стані з рівняння Vкр = ( ) D 2L (2jн - sin 2jн ) , 4 де φн - нормальний центральний кут до дзеркала рідини, що відповідає режиму роботи газопроводу із наявними рідинними накопиченнями у нерухомому стані. Кути до дзеркала рідини визначають з умов: 1 p - jкр + sin 2jкр 3 2 F 1 jкр = sin 2jкр Vн = ( ) F 2 (jн ) = ( ) ) (p - jн ) + 1 sin 2jн )3 2 . p - jн + sin 2jн Залежність функціональних умов критичного і нормального кута до дзеркала рідини визначають з рівнянь 2b × Fr , F 1 jкр = Dg cos a gг ( ) F 2 (jн ) = P ö æ zRTDg cos aç g p ÷ zRT ø è , bF j кр Р ( ) де β=1,045-1,1 - коефіцієнт Коріоліса (поправочний коефіцієнт на нерівномірність розподілення швидкостей); Р - середній тиск газу на ділянці газопроводу, Па; z - коефіцієнт стисливості газу; R - постійна газова стала, Дж/кг·К; Т - середня температура газового потоку на ділянці газопроводу, К; D - внутрішній діаметр газопроводу, м g - прискорення вільного падіння, м/с; a - кут нахилу ділянки газопроводу до горизонтальної поверхні, рад; gp - густина рідини, кг/м3; Ф(φкр) - функція критичного центрального кута, що враховує режим роботи газопроводу і його технічну характеристику, якісний склад забруднень. Об'єм рідини, що виноситиметься із порожнини газопроводу високошвидкісним потоком газу V=Vкр-Vн, де Vкp і Vн - відповідно критичний і нормальний об'єм рідини в газопроводі, м3. Виходячи із геометрії рідинного накопичення, що займає нижній сегмент труби, очевидно, що критичний об'єм рідини, який виноситиметься із 4 Fr l , × 4 Dg × sin a gг де Fr - приведене число Фруда; Δg - різниця між густиною рідини і газу, кг/м3; gг - густина газу, кг/м3; l - коефіцієнт гідравлічного опору газопроводу. За отриманими даними будується залежність функції критичного центрального кута від параметрів режиму роботи газопроводу, його технічної характеристики та якісного складурідини в порожнині газопроводу. Згідно наведеної схеми здійснені розрахунки і збудовані моделі залежності Ф1(φкр) для рельєфних газопроводів ДN300 із середнім тиском на досліджуваній ділянці від 1,0 до 4,0МПа за умови наявності сконденсованих важких вуглеводнів як забруднень внутрішньої порожнини (див. Фіг.) Використання запропонованого способу дає змогу контролювати якість газу, що транспортується ділянками газопроводів із наявними застійними зонами рідини в їх порожнині, в умовах зміни режиму їх експлуатації, запобігати перерозподілу значних мас рідини ділянками газопроводів, відповідним аварійним відмовам обладнання і споруд, вчасного вжиття заходів по очистці ділянок газопроводів від накопиченої рідини, управління режимами роботи газопроводів системи "промиселмагістральний газопровід-споживач". 5 Даний спосіб може використовуватись при експлуатації лінійної частини, обладнання і споруд газопроводів складних газотранспортних систем в 42786 6 частині управління нестаціонарними режимами роботи газопроводів, що транспортують двофазове середовище, в нафтогазовій промисловості. 7 Комп’ютерна верстка А. Рябко 42786 8 Підписне Тираж 28 прим. Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601