Спосіб контролю ділянки магістрального газопроводу

Спосіб контролю ділянки магістрального газопроводу, що включає визначення сумарної витрати газу по входах і по виходах контрольованої ділянки магістрального газопроводу, сумарної витрати газу втрат на контрольованій ділянці магістрального газопроводу і визначення зміни запасу газу в труба х лінійних ділянок контрольованої ділянки магістрального газопроводу, який відрізняється тим, що додатково визначають сумарну витрату газ у на виробничо-технологічні потреби по контрольованій ділянці магістрального газопроводу, визначають тиск і температуру газу на границях лінійних ділянок, по їх значеннях обчислюють зміну запасу газу по кожній лінійній ділянці і сумарну зміну запасу газу по всій контрольованій ділянці магістрального газопроводу і обчислюють розбаланс газу по контрольованій ділянці магістрального газопроводу - DQ за формулою: DQ = Qвх - Qвих - Qвтп - DW - Q вт, де: Qвх, Qвих - сумарна витрата газу по усіх входа х і по усі х ви ходах контрольованої ділянки магістрального газопроводу відповідно; Qвтп - сумарна витрата газу на виробничотехнологічні потреби на контрольованій ділянці магістрального газопроводу; Qвт - сумарна витрата газу втрат на контрольованій ділянці магістрального газопроводу; Корисна модель відноситься до газової і нафтової промисловості і може бути використаний для виявлення відхилень технологічного процесу транспорту газу по ділянці магістрального газопроводу від установлених меж по показниках об'ємної витрати газу - виявлення розбалансу газового потоку. Відомий спосіб контролю стану магістрального газопроводу і режимів його роботи [А.с. СРСР №1390476, кл. F17D5/02, БИ №15, 1988], що включає послідовні виміри і запам'ятовування значень параметрів, що характеризують процес транспортування в контрольованих вузлах газопроводу, порівняння кожного обмірюваного значення параметра з його граничними уставками і видачу повідомлення при виникненні або зникненні порушення будь-який граничної уставки, порівняння обмірюваного значення кожного параметра DW = å DW i - поточна сумарна зміна запасу газу (13) 34383 (11) (19) UA в тр убах контрольованої ділянки і магістрального газопроводу; DWi = Wi t - Wi t-1 - поточна зміна запасу газу в трубі лінійної ділянки; і - номер лінійної ділянки в складі контрольованої ділянки магістрального газопроводу; Wi t і Wi t-1 - запас газу в трубі і-ої лінійної ділянки в t-ий і (t-1)-ий моменти визначення розбалансу газу, при цьому визначення всієї сумарної витрати газу - витрати газу по входах і виходах, на виробничотехнічні потреби, втрат газу і сумарної зміни запасу газу на контрольованій ділянці магістрального газопроводу виконують за інтервал часу від моменту попереднього і до моменту початку поточного контролю ділянки магістрального газопроводу, отримане значення розбалансу запам'ятовують, порівнюють із установленим значенням для даної контрольованої ділянки магістрального газопроводу, сигналізують про виникнення розбалансу, якщо його розраховане значення перевищує встановлене значення, і виводять його значення експлуатаційному персоналу. U i 3 34383 з режимними уставками, при порушенні однієї з яких, а також після закінчення періоду стаціонарності визначають різницю між обмірюваним і попереднім значеннями параметра і переходять до виміру наступного параметра, причому при різниці, більшої подвоєної погрішності каналу виміру, видають повідомлення про порушення режиму стаціонарності, при меншої - змінюють режимні уставки по встановленому законі. Даний спосіб контролю стану магістрального газопроводу і режимів його роботи так само, як і спосіб контролю ділянки магістрального газопроводу, що заявляється, включає вимір параметрів газу на контрольованої ділянці магістрального газопроводу. Однак, відсутність визначення сумарних значень параметрів газу по усі х входа х і по усі х ви ходах контрольованої ділянки магістрального газопроводу і визначення цих значень за інтервал часу від моменту попереднього і до моменту початку поточного контролю ділянки магістрального газопроводу, обчислення розбалансу газу по магістральному газопроводі по приведених формулах, запам'ятовування і порівняння отриманого значення розбалансу з установленою величиною для даної контрольованої ділянки магістрального газопроводу і сигналізації про перевищення їм встановленого значення. не дозволяє виявляти незаплановані витрати і втрати газу, оцінювати роботу ділянки в цілому по показниках об'ємної витрати газу і визначати заходи по раціональному веденню технологічного процесу транспорту газу. Відомий спосіб визначення і контролю запасу газу на ділянці магістрального газопроводу [Патент України №45186, Кл. F17D5/00, G05D7/00. Бюл. №1. 2005], що включає вимір тиску - Рн, температури - Тн і витрати - Q газу на початку і тиску газу - Рк наприкінці ділянки магістрального газопроводу з заданим періодом і запам'ятовування їхні х значень, вимір за допомогою датчиків або визначення лабораторним шляхом абсолютної щільності - r газу, що транспортується, усереднення кожної з величин тисків - Рн, Рк температури - Тн і витрати - Q газу за інтервал часу від моменту попереднього визначення запасу газу до теперішнього і визначення поточного запасу газу - Wi в трубі ділянки магістрального газопроводу і його зміни - DW, за встановлений інтервал часу по формулах: 283,833495 × Pcp × F × L Wi = , DWi = W i - Wi -1, Z × Tcp де Wi-1 - запас газу, отриманий при його попереднім визначенні; Pcp - середнє значення тиску газу на ділянці газопроводу; Тcр - середнє значення температури газу на ділянці газопроводу; F - площа поперечного переріза труби газопроводу; L - довжина контрольованої ділянки газопроводу; Z - коефіцієнт стискальності газу, запам'ятовування отриманого значення запасу газу і часу його визначення, визначення режиму роботи магістрального газопроводу по величині 4 запасу газу і його зміні, і, крім того, виявлення виникнення або витоків, або несанкціонованого відбору газу на даній ділянці газопроводу по величині зміни запасу газу. Даний спосіб контролю запасу газу на ділянці магістрального газопроводу так само, як і спосіб контролю магістрального газопроводу, що заявляється, включає вимір тиску, температури і витрати газу на початку і наприкінці ділянки магістрального газопроводу. Однак, відсутність визначення сумарних витрат газу по усі х входа х і по усі х ви ходах контрольованої ділянки магістрального газопроводу, сумарних витрат газу на виробничотехнологічні нужди, сумарних втрат газу, сумарної зміни запасу газу по контрольованій ділянці магістрального газопроводу за інтервал часу від моменту попереднього і до моменту початку поточного контролю ділянки магістрального газопроводу, обчислення розбалансу газу по ділянці магістрального газопроводу по приведених формулах, запам'ятовування і порівняння отриманого значення розбалансу з установленою величиною для даної контрольованої ділянки магістрального газопроводу і сигналізації про перевищення встановленого значення, не дозволяє виявляти незаплановані витрати і втрати газу, оцінювати роботу ділянки в цілому по показниках об'ємної витрати газу і визначати заходи по раціональному веденню технологічного процесу транспорту газу. Найбільш близьким по технічній сутності є спосіб контролю магістрального трубопроводу [Патент України №34178, Кл., F17D5/02, Бюл. №5, 2003], що включає вимір тиску, температури і витрати газу на вході і виході контрольованої ділянки трубопроводу, визначення абсолютної щільності газу, обчислення газової постійної, середніх і приведених значень тиску і температури на ділянці і втрат газ у по ділянці по формулі: Qвт=Q1-Q 2+Q пр-dW, де: Q2 - витрата газу на виході ділянки газопроводу; Q1 - витрата газу на вході ділянки газопроводу; Qпp - витрата газу по припливах (відборах) на ділянці газопроводу; dW=Wi-Wi-1 - збільшення запасу газу в порівнянні з моментом попереднього визначення запасу газу на ділянці, де: Wi, Wi-1 - запас газу в тр убі ділянки в і-ий і (і-І)-ий моменти визначення запасу газу; W=293,2×Pcp×f×1/(1,033×Тcр×Z); де: Pcp - середнє значення тиску газу на ділянці трубопроводу, кгс/м 2; f - площа поперечного переріза труби, м 2; l - довжина контрольованої ділянки трубопроводу, м; Тcр - середнє значення температури газу на ділянці трубопроводу, К; Z = 1-Рпр×((0,04×Рпр+0,41)T2 пр-0,61)/Т пр, - коефіцієнт стискальності газу; Рпр - приведене значення тиску газу; Тпр - приведене значення температури газу, які запам'ятовують, порівнюють із установленою величиною втрат газу для даної ділянки трубопроводу і сигналізують про виникнення втрат на 5 34383 ділянці, якщо розраховане значення втрат газу перевищує встановлене значення. Даний спосіб контролю магістрального газопроводу так само, як і спосіб контролю магістрального газопроводу, що заявляється, включає визначення сумарної витрати газу на входах і на виходах контрольованої ділянки магістрального газопроводу, сумарної витрати газу втрат на контрольованій ділянці магістрального газопроводу і визначення зміни запасу газу в труба х лінійних ділянок контрольованої ділянки магістрального газопроводу. Однак, відсутність визначення сумарних витрат газу на виробничо-технологічні нужди, визначення тиску і температури на межах лінійних ділянок, по яким визначають зміну запасу газу і визначення усіх сумарних витрат за інтервал часу від моменту початку попереднього і до моменту початку поточного контролю ділянки магістрального газопроводу, обчислення розбалансу газу по ділянці магістрального газопроводу по приведених формулах, запам'ятовування і порівняння отриманого значення розбалансу з установленою величиною для даної контрольованої ділянки магістрального газопроводу, і сигналізації про перевищення встановленого значення, не дозволяє виявляти незаплановані витрати і втрати газу, оцінювати роботу ділянки в цілому по показниках об'ємної витрати газу і визначати заходи по раціональному веденню технологічного процесу транспорту газу. В основу корисної моделі поставлена задача удосконалення способу контролю ділянки магістрального газопроводу за рахунок виявлення незапланованих витрат і втрат газу шляхом визначення розбалансу по обсягах газу, що надійшов на контрольовану ділянку, і обсягах виданого з нею газу і порівняння отриманого розбалансу з заданим значенням, що дозволяє виявляти незаплановані витрати і втрати газу, оцінювати роботу контрольованої ділянки в цілому по показниках об'ємної витрати газу і визначати заходи по раціональному веденню технологічного процесу транспорту газу. Поставлене завдання вирішується тим, що у відомому способі контролю ділянки магістрального газопроводу, що включає визначення сумарної витрати газу по входах і по виходах контрольованої ділянки магістрального газопроводу, сумарної витрати газу втрат на контрольованій ділянці магістрального газопроводу і визначення зміни запасу газу в труба х лінійних ділянок контрольованої ділянки магістрального газопроводу, відповідно до корисної моделі додатково визначають сумарну витрату газу на виробничо-технологічні нужди по контрольованій ділянці магістрального газопроводу, визначають тиск і температуру газу на границях лінійних ділянок, по їх значенням обчислюють зміну запасу газу по кожній лінійній ділянці і сумарну зміну запасу газу по всій контрольованій ділянці магістрального газопроводу і обчислюють розбаланс газу по контрольованій ділянці магістрального газопроводу - DQ по формулі: DQ=Qвх-Qвих-QВТ Н-DW-Qвт, де: 6 Qвх, Qвих - сумарна витрата газу по всіх входа х і по всіх ви ходах контрольованої ділянки магістрального газопроводу відповідно; Qвтн - сумарна витрата газу на виробничотехнологічні нужди на контрольованій ділянці магістрального газопроводу; QВТ - сумарна витрата газу втрат на контрольованій ділянці магістрального газопроводу; DW = å DW i - поточна сумарна зміна запасу i газу в труба х контрольованої ділянки і магістрального газопроводу; DWi=Wi t-Wi t-1 - поточна зміна запасу газу в трубі лінійної ділянки; і - номер лінійної ділянки в складі контрольованої ділянки магістрального газопроводу; Wi t і Wi t-1 - запас газу в трубі і-ої лінійної ділянки в t-ий і (t-1)-ий моменти визначення розбалансу газу, при цьому, визначення всіх сумарних витрат газу витрат газу по входах і ви ходам, на виробничотехнічні потреби, втрат газу і сумарної зміни запасу газу на контрольованій ділянці магістрального газопроводу виконують за інтервал часу від моменту попереднього і до моменту початку поточного контролю ділянки магістрального газопроводу, отримане значення розбалансу запам'ятовують, порівнюють із установленим значенням для даної контрольованої ділянки магістрального газопроводу, сигналізують про виникнення розбалансу, якщо його розраховане значення перевищує встановлене значення, і виводять його значення експлуатаційному персоналу. Введення визначення сумарної витрати газу на виробничо-технологічні потреби по контрольованій ділянці магістрального газопроводу, визначення тиску і температури газу на границях лінійних ділянок, за значеннями яких обчислюють сумарну зміну запасу газу по всій контрольованій ділянці магістрального газопроводу, і обчислення розбалансу газу по контрольованій ділянці магістрального газопроводу - DQ по приведених формулах, виконання визначення всіх сумарних витрат газу - витрат газу по входах і ви ходам, на виробничо-технічні нужди і втрат і сумарної зміни запасу газу на контрольованій ділянці магістрального газопроводу за інтервал часу від моменту попереднього і до моменту початку поточного контролю ділянки магістрального газопроводу, запам'ятовування і порівняння отриманого значення розбалансу із установленою величиною для даної контрольованої ділянки магістрального газопроводу, сигналізації про перевищення встановленого значення і вивід цього значення дозволяє експлуатаційному персоналу виявляти незаплановані витрати (втрати) газу, оцінювати роботу контрольованої ділянки в цілому по показниках об'ємної витрати газу і визначати заходи по раціональному веденню технологічного процесу транспорту газ у. На Фіг. наведена схема контрольованої ділянки магістрального газопроводу, як приклад об'єкта, на якому може використатися пропонований спосіб. 7 34383 Пропонований спосіб контролю магістрального газопроводу призначений для контролю ділянок магістрального газопроводу в межах виробничих одиниць, наприклад, лінійно-виробничого управління, управління магістральних газопроводів або об'єднаного-диспетчерського управління. Контрольована ділянка магістрального газопроводу - Фіг., наприклад, у межах лінійновиробничого управління, містить лінійну ділянку 1, першу компресорну станцію 2, до входу якої підключена лінійна ділянка 1, лінійну ділянку 3, вузол стикування труб 4, що лінійною ділянкою 3 з'єднаний з виходом компресорної станції 2, лінійну ділянку 5, вузол стикування труб 6, що підключений лінійною ділянкою 5 до вузла стикування труб 4, лінійну ділянку 7, газорозподільну станцію 8 (споживач газу), що лінійною ділянкою 7 з'єднана з вузлом стикування труб 6, лінійну ділянку 9, др угу компресорну станцію 10, вхід якої підключений через лінійну ділянку 9 до вузла стикування труб 6, лінійну ділянку 11, що з'єднана з виходом другої компресорної станції 10, лінійну ділянку 12, третю компресорну станцію 13, до входу якої підключена лінійна ділянка 12, лінійну ділянку 14, вузол стикування труб 15, що лінійною ділянкою 14 з'єднаний з виходом компресорної станції 13, лінійну ділянку 16, якою вузол стикування труб 4 з'єднаний з вузлом стикування труб 15, лінійну ділянку 17, четверту компресорну станцію 18, вхід якої підключений лінійною ділянкою 17 до вузла стикування труб 15, лінійну ділянку 19, що з'єднана з виходом четвертої компресорної станції 18, перший вхід 20 контрольованої ділянки магістрального газопроводу, що з'єднаний з лінійною ділянкою 1, другий вхід 21 контрольованої ділянки магістрального газопроводу, що з'єднаний з лінійною ділянкою 12, перший вихід 22 контрольованої ділянки магістрального газопроводу, що з'єднаний з лінійною ділянкою 11, другий вихід 23 контрольованої ділянки магістрального газопроводу, що з'єднаний з лінійною ділянкою 19. крім того, вхід газорозподільної станції 8 є третім виходом контрольованої ділянки магістрального газопроводу. Як видно із креслення - Фіг. лінійної названа ділянка однониткового газопроводу між двома об'єктами газопроводу, наприклад, між сусідніми вузлами стикування труб газопроводу або між вузлом стикування труб і компресорної станції. Спосіб контролю ділянки магістрального трубопроводу реалізується в такий спосіб. Пропонований спосіб контролю магістрального газопроводу реалізується шляхом визначенні розбалансу газу в межах відповідної виробничої одиниці в моменти часу, установлені регламентом оперативного диспетчерського керування, наприклад один раз за дві години або за добу, сигналізації при перевищенні величиною розбалансу заданого значення і виводу значення розбалансу експлуатаційному персоналу, що оцінює роботу магістрального газопроводу і вживає заходів по зменшенню розбалансу. Для цього за інтервал часу від моменту попереднього контролю ділянки магістрального газопроводу і до моменту початку поточного контролю цієї ж ділянки магістрального газопроводу вимі 8 рюють і визначають інтегральну витрату газу по кожному входу контрольованої ділянки - обсяг газу, що надійшов на контрольовану ділянку магістрального газопроводу за час від моменту попереднього й до моменту початку поточного контролю по кожному входу. Для наведеної на Фіг. схеми це інтегральні витрати газу по входа х 20 - Qвx20 і 21 Qвx21 контрольованої ділянки магістрального газопроводу. Далі підсумовуванням Qвx20 і Qвx21 визначають сумарну витрату газу - Qвх по входах ділянки магістрального газопроводу - обсяг газу, що надійшов на контрольовану ділянку по всіх входах за час від моменту попереднього і до моменту початку поточного. Одночасно, за цей же інтервал часу, тобто від моменту проведення попереднього контролю ділянки магістрального газопроводу і до моменту початку поточного контролю цієї ж ділянки магістрального газопроводу, вимірюють і визначають інтегральну витрату газу по кожному виходу контрольовані ділянки - обсяг газу, що пішов з контрольованої ділянки по кожному виходу за час від моменту попереднього і до моменту початку поточного контролю. Для наведеної на Фіг. схеми це інтегральні витрати газу по ви ходах 22 - Qвих22, 23 Qвих23 і інтегральна витрата газу -Qвих8 по входу газорозподільної станції 8 - третьому виходу контрольованої ділянки магістрального газопроводу. Далі підсумовуванням Qвих22, Ових23 і О вих8 визначають сумарну витрату газу - Qвих по виходах ділянки магістрального газопроводу - обсяг газу, що пішов з контрольованої ділянки по всіх ви ходах за час від моменту попереднього і до моменту початку поточного контролю. Інтегральні витрати газу по окремих входах і по окремих вихода х контрольованої ділянки магістрального газопроводу в більшості випадків виміряються. У випадку ж відсутності вимірника витрати газу по якому-небудь входу або ви ходу витрата газу на такому вході або виході або приймається рівної витраті прилеглої точки магістрального газопроводу, у якій є вимірник, наприклад, у випадку відсутності вимірника на вході 20 витрата газу на ньому приймається рівної витраті газу на вході компресорної станції 2, або визначається розрахунком по даним виміру параметрів газового потоку в прилеглих точках газопроводу. Сумарну витрату газу на виробничотехнологічні потреби - Qвтн на контрольованій ділянці магістрального газопроводу також визначають підсумовуванням витрат газу на виробничотехнологічні потреби по окремих об'єктах контрольованої ділянки за інтервал часу від моменту попереднього контролю ділянки магістрального газопроводу і до моменту початку поточного контролю. Витрати газу на виробничо-технологічні потреби по окремих об'єктах контрольованої ділянки або виміряються, якщо є відповідні вимірники витрати (наприклад, витратоміри паливного газу на компресорних станціях), або визначають по відповідних нормативах для об'єктів магістрального газопроводу, наприклад, витрата імпульсного газу. Сумарні втрати газу (об'ємна витрата газу втрат) - Qвт на лінійних ділянках і інших об'єктах контрольованої ділянки магістрального газопроводу визначають підсумовуванням нормованих зна 9 34383 чень втрат на виконання конкретних робіт на конкретних об'єктах контрольованої ділянки, які виконувалися на ньому протягом інтервалу часу від моменту попереднього контролю ділянки і до моменту початку поточного контролю, наприклад, на продувку якої-небудь лінійної ділянки для ліквідації гідратів і на виконання інших подібних робіт. Сумарну зміну запасу газу в тр убах лінійних ділянок - DW контрольованої ділянки магістрального газопроводу визначають також за інтервал часу від моменту проведення попереднього контролю ділянки магістрального газопроводу і до моменту початку поточного контролю цієї ж ділянки магістрального газопроводу шляхом підсумовування змін запасу газу в труба х окремих лінійних ділянок - DWi контрольованої ділянки магістрального газопроводу, де і - номер лінійної ділянки в складі контрольованої ділянки магістрального газопроводу. Для визначення змін запасу газу в труба х окремих лінійних ділянок - DWi попередньо для кожної лінійної ділянки визначають і вводять у систему оперативного диспетчерського керування їхні параметри: Тгрі - середньостатистична температура ґрунту на і-ой лінійної ділянці газопроводу; Li - довжина і -ой лінійної ділянки; Fi - площа поперечного переріза труби на і-ой лінійній ділянці; Кt і - коефіцієнт теплопередачі від труби газопроводу до ґрунту на і-ой лінійної ділянці. У моменти часу, установлені регламентом оперативного диспетчерського керування для визначення абсолютної щільності газу, вимірюють (при наявності відповідних датчиків) або визначають лабораторним шляхом абсолютну щільність r газу, що транспортується. При вимірі абсолютної щільності газу за допомогою датчиків інтервал часу, через який його проводять, може збігатися з інтервалом часу, через який визначають запас газу. При визначенні лабораторним шляхом абсолютної щільності газу інтервал часу, через який його проводять, становить звичайно одну зміну або одну добу. Отримані результати обробляють і вводять у систему оперативного диспетчерського керування. По величині абсолютної щільності газу обчислюють величину відносної щільності газу по r повітрю - D = , а по ній критичні значення 1,205 тиску - Ркр і температури - Ткр по формулах Ркр=47,9-D, Ткр=162,8(0,613-D). Температуру - T вx, тиск - Pвx і витрату - Q вx газ у на входах, тиск - Рвих і витрату - Qвих на виходах і тиск - Рn і температуру - Т n у проміжних точках контрольованої ділянки магістрального газопроводу, у яких є відповідні датчики, вимірюють постійно із установленим періодом (цей період, залежно від наявного вимірювального встаткування може бути від декількох мілісекунд до декількох секунд). Результати виміру обробляють (виконують декодування, вилучення явно помилкових значень і тому подібні операції) і після цього результати запам'я товують. 10 У моменти часу, установлені регламентом оперативного диспетчерського керування для визначення розбалансу за обмірюваними значеннями температури, тиску і витрати газу на входах, на виходах і у проміжних точках контрольованої ділянки магістрального газопроводу розраховують величини тиску і температури на кінцях лінійних ділянок, на яких вони не виміряються, для цього, наприклад, вибирають дві послідовні точки газопроводу, наприклад А (вихід компресорної станції 2) і В (ви хід компресорної станції 10), у яких виміряється тиск температура, таким чином, щоб точка А була ближче до початку ділянки газопроводу і, щоб один з кінців або обидва кінці лінійної ділянки, у яких не виміряються тиск і температура, перебували на ділянці газопроводу між точками А і В, у яких виміряються тиск і температура, і обчислюють тиск і температуру по наступних формулах: 2 2 2 Px = (PA - (PA - PВ ) × x / L) 0,5 , T x = (T A + TВ ) × x / L, де: х - відстань від точки А до точки, у якій потрібно визначити тиск і (або) температур у газу; PХ - тиск у точки х, що перебуває між точками А і В ділянки газопроводу; PA, PВ - обмірюваний тиск відповідно у точки А і точки В ділянки газопроводу; L - відстань від точки А ділянки газопроводу до точки В, Tx - температура в точці х; TA, ТB - обмірювана температура відповідно у точки А і точки В ділянки газопроводу. Значення тиску І температури на кінцях кожної і-ої лінійної ділянки усереднюють за інтервал часу від моменту проведення попереднього контролю ділянки і до моменту початку поточного контролю цієї ж ділянки і за усередненими значеннями розраховують середнє значення тиску - Рсрі і середнє значення температури - Тcр, газу на кожної і-ої лінійній ділянці, наприклад, по формулах: Рсрі=2×(Руні+Р укі/(Р уні+Р укі))/3, Tc рі=(T уні+T укі)/2, де: Руні - усереднене значення тиску на початку і-оЇ лінійної ділянки; Рукi - усереднене значення тиску наприкінці і-ої лінійної ділянки; Тунi - усереднене значення температури на початку і-ої лінійної ділянки; Тукі - усереднене значення температури наприкінці і-ої лінійної ділянки. Після цього обчислюють приведені значення тиску - Рпрі і температури - Тпрi по формулах Pсрі Tсрі Pnpi = , Tnpi = , і визначають поточний Pkр Tkр запас газу в трубі лінійної ділянки газопроводу - Wi t і її зміну - DW, по формулах: Wi t = 283,833495Pcp i Fi Li / (ZiTcp i), DWi=Wi t-Wi t-1, де Wi t-1 - запас газу в трубі і-ої лінійної ділянки в (t-1)-ий (попередній)момент визначення розбалансу газу, Z = 1 2 Pnpi (0,04 × Pnpi + 0,41 - 0,61 × Tnpi ) 3 Tnpi - кое фіцієнт стискальності газу на і-ої лінійній ділянці. 11 34383 Отримані значення зміни запасу газу в тр уба х лінійних ділянок підсумують і одержують поточну сумарну зміну запасу газу - DW контрольованої ділянки магістрального газопроводу. Далі по формулі DQ=Qвx-Qвих-Qвтн-DW–Qвт визначають розбаланс по обсягах газу, що надійшов на контрольовану ділянку, і виданого з нею газу і порівнюють його із заданим значенням. Якщо роз Комп’ютерна в ерстка Н. Лисенко 12 баланс не перевищує задане значення, то переходять до очікування наступного розрахунку розбалансу. Якщо розбаланс перевищує задане значення, то сигналізують про виникнення розбалансу і виводять його значення експлуатаційному персоналу, що з'ясовує причини, по яких він виник і визначає заходи для раціонального ведення процесу транспорту газ у. Підписне Тираж 28 прим. Міністерство осв іт и і науки України Держав ний департамент інтелектуальної в ласності, вул. Урицького, 45, м. Київ , МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислов ої в ласності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601