Cкачать - Российский государственный университет нефти и
advertisement
РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М. Губкина (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина) На правах рукописи ПОТАПЕНКО ЕГОР СЕРГЕЕВИЧ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ УСЛОВИЙ ВЫНОСА ЖИДКОСТНЫХ СКОПЛЕНИЙ ИЗ ВНУТРЕННЕЙ ПОЛОСТИ ГАЗОПРОВОДА Специальность 25.00.19 – «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» (технические науки) Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель – профессор, доктор технических наук Лурье Михаил Владимирович Москва 2014 г. 2 Оглавление ВВЕДЕНИЕ........................................................................................................... 4 ГЛАВА 1. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ ОЧИСТКИ ВНУТРЕННЕЙ ПОЛОСТИ ГАЗОПРОВОДА ОТ ЖИДКОСТНЫХ СКОПЛЕНИЙ ........ 9 1.1 Современные технологии трубопроводного транспорта газа .................. 9 1.2 Очистка внутренней полости газопровода от жидкостных скоплений как составная часть общей проблемы поддержания пропускной способности газопровода .......................................................................................................... 14 1.3 Сравнительный анализ различных технологий очистки внутренней полости газопровода от жидкостных скоплений ............................................. 18 1.4 Анализ патентной информации в области создания средств очистки и диагностики внутренней полости газопроводов ............................................. 28 1.5 Критический анализ теоретических исследований по удалению газожидкостных скоплений из внутренней полости газопровода ................. 33 1.6 Цели и задачи исследований, изложенных в диссертации ..................... 42 ГЛАВА 2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ВЫНОСА ЖИДКОСТНОГО СКОПЛЕНИЯ ИЗ ПОНИЖЕННЫХ УЧАСТКОВ ТРУБОПРОВОДА ............................................................................................. 44 2.1 Исходные предпосылки для постановки и проведения эксперимента . 44 2.2 Планирование инженерного эксперимента .............................................. 45 2.3 Описание экспериментальной установки ................................................. 49 2.4 Методика выполнения экспериментов ..................................................... 52 2.5 Результаты экспериментов......................................................................... 56 ГЛАВА 3. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ЭКСПЕРИМЕНТОВ ПО ВЫНОСУ ЖИДКОСТНЫХ СКОПЛЕНИЙ ИЗ ПОНИЖЕННОГО УЧАСТКА ГАЗОПРОВОДА ........................................................................... 59 3.1 Анализ размерностей и построение зависимости для расчета критической скорости выноса жидкости из пониженных участков газопровода .......................................................................................................... 59 3.2 Методика регрессионного анализа ........................................................... 65 3 3.3 Определение коэффициентов регрессии .................................................. 67 3.4 Проверка адекватности уравнения регрессии.......................................... 73 3.5 Оценка влияния плотности, вязкости жидкости и угла наклона трубопровода на критическое значение скорости выноса жидкости ............ 76 3.6 Оценка влияния объема жидкостного скопления и угла наклона нисходящего участка трубопровода на критическое значение скорости выноса................................................................................................................... 78 ГЛАВА 4. ПУТИ ПРАКТИЧЕСКОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ДИССЕРТАЦИИ ДЛЯ ОЧИСТКИ ВНУТРЕННЕЙ ПОЛОСТИ ГАЗОПРОВОДОВ-ОТВОДОВ ................................................. 83 4.1 Общая характеристика газопроводов-отводов как элемента газотранспортной системы ................................................................................. 83 4.2 Региональные схемы подачи газа потребителям ..................................... 87 4.3 Создание высокоскоростных течений газа в газопроводах-отводах ..... 90 4.4 Методика расчета скорости газового потока, необходимой для удаления жидкости из внутренней полости трубопровода ............................ 94 4.5 Примеры расчета выносных скоростей для трубопроводов предгорных и горных районов Северного Кавказа ............................................................... 97 ВЫВОДЫ .......................................................................................................... 102 СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ........................................ 104 Приложение А ................................................................................................... 112 Приложение Б .................................................................................................... 116 Приложение В.................................................................................................... 123 Приложение Г .................................................................................................... 124 Приложение Д ................................................................................................... 128 Приложение Е .................................................................................................... 132 Приложение Ж................................................................................................... 133 4 ВВЕДЕНИЕ Газовая промышленность является базовой отраслью народно- хозяйственного 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 углеводородов. Причины их появления различны: это и других некачественная 5 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 Е.А. Лужкова, проводились В.А. Ставицкий, исследования В.Г. Квон, такими В.А. Истомин, учеными, как В.А. Толстов, А.В. Беспрозванный, Г.А. Ланчаков, Э.Г. Талыбов, Е.Г. Зубарев, А.Н. Бутусов, В.Э. Вольский, Б.В. Макеев, А.В. Сергеев, М.В. Елистратов, В. Павлов, Р. Хабиров, А. Тульчинский, Н.В. Михайлов, К.М. 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 6 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 Коробки-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. 7 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., Кязимова К.Г., Девичева В.В., Гусева В.Е., Ионина Д.А., Нечаева М.А., Сулейманова В.А., Иссерлина А.С., Млодок Б.И., Плотникова А.Н., Киченко А.Б., Васильева П.Д., Белоусова В.Д., Блейхер Э.М., Бородавкина П.П., Котляр И.Я., Березина В.Л., Стахиева И.М., Семченко И.А., Бузникова Н.А., Пиляк В.М., Киченко С.Б., Волошина А.М., Салюкова В.В., Громова В.С., Лухвич А.А., Явкина В.Б., Зарецкого Я.В., Серазетдинова Ф.Ш., Тонконог В.Г., Отт К.Ф., Голованова А.А., Супрунчика В.В., Коновалова Н.М., Мызникова М.О., Крылова Г.В., Иванова С.И., Бурных В.С., Герасимчика И.И., Сорохана Ц.Д., Денисова В.В, Смирнова В.А., Стоякова В.М., Кершоу С.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. 8 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. 9 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- 10 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). 11 Т Д П 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 рассредоточенность 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- 12 ная на штабелируемый поворотный стеллаж и заполняемая сжатым природным газом (рисунок 1.2). Рисунок 1.2 – Судно для транспортировки КПГ по технологии «Соselle» 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 регазифицируется 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. 13 Рисунок 1.3 – Транспорт для СПГ Компанией SeaOne Maritime Corp. предложена технология по транспортировке природного газа под названием LNG LiteTM. Данная технология представляет собой симбиоз между технологией транспортировки КПГ и СПГ. Ключевой в LNG LiteTM 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 14 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 Н0→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 15 жидкостное скопление может начать движение, и, подобно снаряду артиллерийского орудия, нанести непоправимый вред технологическому оборудованию, установленному на газотранспортной системе. газ H H H H 0 0 жидкость Рисунок 1.4 – Схематичное положение жидкости в трубопроводе 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 ремонтно-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]. 16 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], А.В. Елистратова [38], Н.В. Михайлова [79], К.М. 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 ремонтно-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. 17 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 3,0 1. октябрь 1990 +4 Газопровод к аулу Новая Джегута 2. февраль 1992 -23 Газопровод к селу Заветное 2,8 -4 Газопровод к селу Надзорное 2,5 3,4 3,6 3. март 1997 4. март 2003 0 Газопровод МайкопНевинномысск 5. январь 2008 -1 Газопровод к аулу Псыж Последствия образования жидкостных пробок Использование метанола 1,4 м3. Снижено давление в газопроводе на 37% Прекращена подача газа потребителю. Потери 3,2 тыс. м3 газа Заливка метанола 2,35 м3. Без прекращения подачи газа потребителю Снижено давление в газопроводе на 53%. Залито метанола 16,8 м3 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]. 18 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 Р1, 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]. С 1963 г. используются конденсатосборники типа «расширительная камера». По данным ВНИИгаза [65], степень улавливания конденсата в них достигает 90%, в то время, как в конденсатосборниках других типов не достигает даже 80%. 19 4 6 5 На конденсатосборочный пункт 1 4 Газ 3 3 2 Р1 Конденсат Рисунок 1.5 – Схема конденсатосборника Практика эксплуатации конденсатосборника типа «расширительная камера» также подтверждает ее эксплуатационную эффективность по сравнению с прежней конструкцией: при установке расширительной камеры в головной части газопровода значительно уменьшается необходимость в их установке по трассе газопровода. Принцип работы расширительной камеры таков: газ транспортируется по газопроводу 1 со скоростью (рисунок 1.6). При этой скорости газ несет с со- бой частицы жидкостной влаги. Попадая в расширительную камеру 7, скорость газового потока уменьшается до . Конденсат выпадает и сливается в емкость для сбора конденсата 2. Технология извлечения жидкости из конденсатосборника описана выше. 4 7 1 S1 ϑ1 6 5 На конденсатосборочный пункт S2 S1 Газ 1 ϑ1 ϑ2 2 Р2 Конденсат Рисунок 1.6 – Конденсатосборник типа «расширительная камера» 20 Падение скорости газового потока описывается следующим образом: при стационарном режиме работы газопровода массовый расход газа оста- ется одним и тем же во всех сечениях участка газопровода. (1.1) где ρ – плотность газа; – скорость газового потока; S – площадь поперечного сечения газопровода [74]. Перепишем уравнение 1.1 для сечения и (рисунок 1.6). Примем, что на небольшом участке газопровода плотность газа одинакова. Имеем: М Так как, > , то (1.2) > . Большинство газопроводов имеют пониженные участки. При транспортировке природного газа жидкостные скопления скапливаются в пониженных участках трассы трубопроводов. Для удаления жидкости применяются дриппы (рисунок 1.7). Дрипп представляет собой трубу 4, врезанную в газопровод 1. Место врезки – низшая точка пониженного участка газопровода. Жидкость вытесняется давлением Р3 через трубу 4 на конденсатосборочный пункт. В настоящее время дриппы применяются для удаления жидкостных скоплений на технологических трубопроводах компрессорных станций, газораспределительных станций и др. Устройства очистки трубопроводов такие, как конденсатосборник, расширительная камера и дрипп имеют ряд преимуществ и недостатков. К пре- 21 имуществам относится то, что данные средства очистки устанавливаются на участок газопровода, где находится наиболее вероятное скопление конденсата. 4 5 6 На конденсатосборочный пункт 1 Газ Р3 Конденсат Рисунок 1.7 – Схема дриппа Они имеют простое устройство и не требуют серьезных эксплуатационных затрат. К недостаткам этих устройств можно отнести то, что очистка производится не по всей длине трубы. По трассе газопровода устройства разбросаны и удалены от инфраструктуры, они нарушают равнопроходимость трубопровода, исключают возможность пропуска очистных устройств и диагностических приборов. Указанные выше способы удаления жидкостных скоплений в настоящее время не применяются на линейной части магистральных газопроводов. Основная возможность использования на внутрицеховых коммуникациях и на газораспределительных трубопроводах. Использование конденсатосборников, расширительных камер и дриппов для очистки газопроводов от жидкостной влаги рассматривалось в ряде работ ученых и специалистов – Морозовым В.А. [83], Волковым М.М. [19], Шавкиным Н.К. [114], Чугуновым М. [113] и другими. В настоящее время для очистки газопроводов от механических и жидкостных скоплений применяются очистные устройства (рисунок 1.8). Впервые в газовой промышленности они были предложены специалистами Изобильненского районного управления магистральных газопроводов А.Н. Козаченко и А.М. Бойко в 60-х годах прошлого века [51, 52]. Данные устройства имеют различные конструкции и функции. 22 Очистными устройствами являются очистные поршни, скребки, поршниразделители. Они используются в зависимости от вида загрязнений (твердые частицы, жидкость). Главными требованиями к устройствам являются: износостойкость, проходимость через запорные устройства, простота конструкции, дешевизна. Как правило, поршень – это полый металлический корпус, по концам которого расположены кольцевые очистные элементы, подобные автомобильной шине [4]. На поршне расположено два, три и более очистных элемента. Движение поршня осуществляется за счет перепада давления на нем, зависящего в основном от конструкции. Рисунок 1.8 – Очистные устройства Процесс очистки трубы условно можно разделить на чистку без прекращения транспорта газа при эксплуатации газопровода и очистку после строительно-ремонтных работ пред сдачей его в эксплуатацию. При эксплуатации магистрального газопровода очистка внутренней полости трубы является неотъемлемой частью технологического процесса. Для осуществления очистки трубопроводов монтируются устройства для пуска и приема поршней [5]. В составе устройства предусматриваются камеры пуска и приема (рисунок 1.9), система контроля процессом очистки. Узлы пуска и приема распола- 23 гаются, как правило, в местах подключения компрессорной станции. На входе в участок монтируется узел пуска, на выходе – приема поршня. На всех промежуточных станциях узлы пуска и приема совмещают. На сложных участках газопроводов (водные преграды) предусматривается дополнительная установка узлов пуска и приема по ходу газа. Они изготавливаются на рабочее давление 7,5 МПа и температуру от минус 60 до плюс 60 °С. Рисунок 1.9 – Камера приема и запуска поршня Для беспрепятственного прохождения очистных устройств соблюдаются следующие требования: одинаковый диаметр очищаемого газопровода и равнопроходная запорная арматура. При отводах и в местах установки тройников, если их диаметр более 1,3 диаметра газопровода, устанавливаются направляющие решетки для предотвращения заклинивания поршня (рисунок 1.10), внутренняя поверхность трубы не должна иметь выступающих деталей, кроме сигнализаторов, рычаг которых утопает при прохождении очистного устройства [20]. Рисунок 1.10 - Тройник 24 Очистной поршень запускается следующим образом (рисунок 1.11). Первоначально положение трубопроводной арматуры: краны 8 и 10 закрыты, а краны 9,11 открыты. Эксплуатационный персонал, проводящий очистку трубопровода, закрывает краны 2, 3, 5, 7 и открывает краны 4, 6 для выпуска газа из узла пуска в атмосферу. Поршень устанавливается в камеру запуска очистного устройства. Далее узел продувают через открытые краны 4 и 6 путем открытия кранов 3 и 5. После продувки и закрытия кранов 4 и 6 выравнивают давление по обе стороны поршня. Затем открывают краны 2, 7, 8, закрывают кран 11, после чего поршень начинает двигаться к следующей КС, на которой перед пуском поршня на узле приема обязательно должен быть открыт кран 16 [105]. Выход очистного поршня из узла пуска контролируют сигнализатором. После запуска поршня собирают первоначальную схему: кран 11 открывают, а краны 2, 7, 8 закрывают. При неработающей КС на запасованный поршень подают газ путем открытия кранов 7, 9 и закрытия крана 10. В дренажный колодец или емкость 3 5 1 2 14 6 4 15 16 Камера пуска 7 Камера приема 9 13 12 8 10 На КС Из КС 11 Рисунок 1.11 – Технологическая схема запуска и приема очистного поршня 25 При движении очистного устройства по газопроводу происходит ее очистка, благодаря плотному прилеганию поршня к стенке трубы [90]. Продукты очистки (твердые частицы, жидкость) собираются перед очистным устройством и движутся вместе с ним. От герметичности между поршнем и стенкой трубы во многом зависит степень очистки последней. На узле приема открывают краны 12,13,16, а затем, при подходе жидкости, и кран 15. Проход поршня в узел приема контролируют по двум сигнализаторам: после срабатывания первого сигнализатора по ходу поршня закрывают краны 15,16 и открывают кран 14, после срабатывания вторично закрывают краны 12, 13, 14 и краном 6 на свече регулируют заход поршня в камеру. Закрытию крана 15 должно предшествовать открытие крана 14. Жидкость и грязь, которые извлекли из внутренней полости трубопровода, удаляются эксплуатирующей организацией в специально отведенные для этого места (рисунок 1.12). После освобождения узла приема от газа, через кран 6, поршень убирают из камеры приема очистного устройства [36, 62]. Рисунок 1.12 – Результат очистки внутренней полости газопроводов Данный способ имеет весомые преимущества перед эксплуатацией дрипов и расширительных камер. Во-первых, процесс очистки происходит без прекращения работы газопровода, во-вторых, он является наиболее используемым на большинстве газопроводов России. К недостаткам можно отнести потери га- 26 за, установку дополнительного оборудования (камер приема и запуска, технологические обвязки, трубопроводная арматура и т.д.), трудоемкость, материальную затратность и возможность применения только на магистральном газопроводе равного диаметра. Очистка трубопровода перед сдачей его в эксплуатацию проводится при помощи поршня. В отличие от очистки трубопровода в процессе эксплуатации при данном способе, сила, которая заставляет двигаться поршень, создается давлением воздуха или воды, а не давлением транспортируемого газа. При применении воды решаются одновременно две задачи, во-первых, трубопровод очищается от посторонних предметов и грязи и, во-вторых, заполняется водой для гидравлического испытания. Суть метода очистки заключается в следующем: в очищаемый газопровод 1 вводится поршень (скребок) 3, через патрубок 2 из ресивера 4 подается рабочая среда (воздух или вода) (рисунок 1.13). Перед поршнем создается давление, которое дает энергию для движения поршня, он начинает ход, в результате чего совершается очистка внутренней полости газопровода. Для поддержания постоянной скорости очистного снаряда выполняется равномерная подача рабочей среды из ресивера, так как существующими насосами данную функцию выполнить невозможно. Рисунок 1.13 – Схема очистки поршнем при помощи воды и воздуха Основными недостатками этого способа являются подготовка рабочей среды и ограниченное количество газопроводов, которые можно очистить, до- 27 полнительные затраты на изготовление временных сооружений и подготовительные работы. Для очистки подводных переходов применяется способ, при котором происходит протаскивание очистного устройства на тросе (рисунок 1.14). Этот метод более удобен именно для подводных траншей, потому что при использовании обычного метода очистки поршень может «застрять» в трубе. Изъятие застрявшего очистного снаряда сопряжено с большими материальными затратами, потому что труба находится под слоем воды 4. Для очистки подводного перехода 3 в него вводят очистное устройство 1, к которому заранее присоединен трос 2 и который, в свою очередь, прикреплен к лебедке или трактору, выполняющих функцию тягового средства. Поршень 1 движется за счет силы F, приложенной к тросу 2. Рисунок 1.14 – Схема очистки протаскиванием скребка К главным недостаткам этого способа причисляют ограниченность длины очищаемого трубопровода, необходимость остановки газопровода и нарушения его целостности. На данном этапе развития газовой промышленности этот способ очистки применяется только на магистральных газопроводах. Исследование применением поршней для очистки внутренней полости газопроводов отражены в работах В.М. Кульбаба [68], В.В. Девичева [33], П.П. Бородавкина [13], И.М. Стахиева [103], В.В. Супрунчика [105], С.И. Иванова [40], А.А. Лихвича [70], C. Ф. Кершоу [49], В.А. Дятлова [36], Г.Ф. Егерман [37] и других. 28 1.4 Анализ патентной информации в области создания средств очистки и диагностики внутренней полости газопроводов Технический прогресс не стоит на месте. Ежегодно в мире появляются новые изобретения, направленные на повышение эффективности труда и снижение экономических затрат. Любое изобретение имеет патент, который подтверждает авторское право изобретателя. Также существует ряд изобретений для очистки внутренней полости магистральных газопроводов. Дать полный обзор всех патентов в этой области невозможно, поэтому остановимся на некоторых из них, наиболее значимых и интересных для трубопроводного транспорта газа. В 1994 году учеными В. Бурных, И. Дутчак, Л. Ковалевым, А. Макеевым и В. Слесаревым опубликована статья [15] о применении гелевых поршней для очистки внутренней полости газопровода. На основании данной публикации в 2001 году А.Х. Шахвердиевым опубликовано патентное изобретение [89]. Основная идея представленного метода заключается в применении двух разных типов гелей, имеющих различную плотность. Гелеобразные массы подаются в полость трубопровода порциями. Первая порция геля имеет плотность, схожую с плотностью скоплений в трубопроводе. Перемешиваясь внутри трубопровода, гель и «грязь» формируют однородную массу и проталкиваются к выходу. Вторая порция геля имеет плотность меньшую, чем первая, в силу этого более жидкий гель собирает остатки скоплений и очищает внутреннюю полость газопровода. В.С. Ежовым предложено изобретение [86] для обеспечения эффективной очистки природного газа от капель конденсата и водяных паров и одновременного удаления конденсата из газопровода. В основе данного изобретения лежит устройство, представленное на рисунке 1.15. Принцип действия изобретения следующий. Транспортируемый природный газ, содержащий капли конденсата, водяных паров и углеводородов, уда- 29 ряется о винтовые лопасти 5 транспортной трубы 2. Вследствие этого образуется вихревый поток, направленный вниз, который под воздействием предыдущей массы газа отрывается от транспортной трубы 2 в виде самостоятельного вихря, вовлекающего во вращение спутные частицы газа, и далее движется в продольном направлении. Процесс образования вихрей непрерывен. Вихри распространяются по сечению газопровода 1, и количество их велико. В закрученных потоках возникает центробежная сила, которая воздействует на капли жидкостной влаги, находящейся в газе, и отбрасывает их на стенки газопровода 1, откуда они под действием силы тяжести стекают в пониженный участок газопровода. В этом месте газопровода помещен нижний торец транспортной трубы 2, она заглушена снизу и имеет прорези 3 у своей нижней кромки по всей окружности. При этом вся транспортная труба 2 заполнена капиллярнопористым материалом (фитилем) 4. Как только уровень конденсата на нижнем лотке газопровода 1 достигает прорезей 3, он при давлении в газопроводе 1 и под действием капиллярных сил всасывается фитилем 4, и транспортируется им по транспортной трубе 2 в конденсатосборник 6. Жидкость из конденсатосборника 6 удаляется по мере накопления через патрубок 7. 6 2 7 2 5 3, 4 1 5 В 2 1 Рисунок 1.15 – Устройство для очистки газа и удаления конденсата из газопровода 30 Учеными Е.П. Грибовым, В.П. Асаенок, А.И. Синевым в 2003 году опубликовано изобретение [85], которое обеспечивает повышение эффективности очистки полости газопровода от жидкостных скоплений при минимальных затратах. В основе этого изобретения лежит принцип адсорбции. Авторами патента предлагается пропускать в полости газопровода тампоны, заполненные гранулированной солью. Вышеупомянутые тампоны устанавливаются в существующие камеры запуска поршня на компрессорных станциях. Чистка внутренней полости магистрального трубопровода от жидкостных пробок осуществляется устройством (тампоном) путем его движения от одной компрессорной станции до другой за счет высоких скоростей движения потока газа (15-20 м/с) и физико-химических свойств соли (уд. вес 2,16 г/см3; размер гранул около 15-20 мм, растворимость 35,7 г на 100 г воды). В отличие от классического способа очистки полости газопровода методом пропуска поршня, при использовании данного изобретения тампон из гранулированной соли не только толкает всю жидкость и грязь впереди себя, но и за счет способности к адсорбции высушивает внутреннюю полость газопровода. Этот способ очистки является экономически выгодным, во-первых, он не требует установки дополнительного оборудования на газопроводе или на КС, во-вторых, материал, из которого изготовлен поршень (NaCl) имеет низкую стоимость. Недостаток предложенного способа заключается в следующем: существует вероятность разрыва тампона внутри трубопровода, и перед эксплуатационным персоналом возникнет проблема удаления соли из МГ. Коллективом авторов: Ежовым В.С., Кобелевым Н.С., Емельяновым С.Г., Локтионовой О.С. – представлено изобретение [87] для предотвращения образования жидкостных пробок в газопроводе. При прохождении трассы газопровода в зоне промерзания грунта температура транспортируемого газа снижается, и влага, содержащаяся в природном 31 газе, конденсируется. Затем жидкость накапливается в пониженном участке газопровода с последующим замерзанием конденсата. Технической задачей предлагаемого изобретения является поддержание температурного режима газопровода, препятствующего замерзанию конденсата, и своевременное удаление его по мере накопления. Данная задача может быть осуществима за счет использования теплоты конденсации парообразной влаги, находящейся в движущемся потоке транспортируемого газа. Рисунок 1.16 – Устройство для предотвращения образования гидратных пробок в газопроводе Для предотвращения образования конденсатных пробок в газопроводе необходимо непрерывное удаление конденсата, а для устранения его замерзания осуществляется соответствующее поддержание температурного режима. Конденсат, образующийся в восходящем 1 и нисходящем 2 участках, за счет охлаждения стенок газопровода в промерзлом грунте стекает под действием силы тяжести по соединительному колену 3 через сливной конденсатопровод 5 в накопительную емкость 7, которая расположена ниже уровня промерзания грунта (рисунок 1.16). В результате этого конденсат нагревается (соединительное колено 3 находится в зоне промерзания грунта) и легкокипящая фракция углеводородов, входящая в состав транспортируемого газа, испаряется и через 32 воронкообразный охватывающий канал 6 поступает в охватывающий канал 4 газопровода. При этом пары конденсата, перемещаясь по охватываемому каналу 4, контактируют с внешней поверхностью соединительного колена 3 восходящего и нисходящего участков 1 и 2, и постепенно конденсируются (зона промерзания грунта), выделяя при этом теплоту фазового перехода. В результате процесса теплопередачи от конденсирующихся паров к транспортируемому газу поддерживается его температурный режим в соединительном колене 3, а также в сливном конденсатопроводе 5, предотвращая образование кристаллогидратных и ледяных пробок. Образовавшийся конденсат сливается обратно через воронкообразный охватывающий канал 6 в накопительную емкость 7, после чего цикл повторяется. При этом обогрев трубопровода-отвода конденсата 8 проходит аналогично в процессе конденсации паров жидкости в вертикальном охватывающем канале 9. При значительном накоплении конденсата в полости 7 осуществляется его удаление посредством открытия вентиля 10 через трубопровод-отвод конденсата 8. Интерес данного изобретения заключается в том, что поддержание температуры выше, чем температура замерзания конденсата, происходит автономно и не требует каких-либо дополнительных затрат. Этот способ основан на образовании теплоты от фазового перехода конденсата из жидкого в газообразное агрегатное состояние и наоборот. В 1998 году исследователями С.А. Струговец, И.Ф. Хасановым, С.М. Шиловым, К.А. Фазлетдиновым и В.Ю. Шолом предложено изобретение [88]. Авторами предлагается технология очистки внутренней полости трубопроводов при помощи установки (рисунок 1.17). Установка состоит из авиационного двигателя 1, устройства для впрыска воды 4, запорной арматуры 3 и трубопроводов 5. Принцип работы таков: в полость газопровода 7 вводят очистные устройства 6 и запускают двигатель 1. После выхода двигателя на рабочий режим подают сжатый воздух от двигателя с температурой 300-360 °C и давлением 1,0-1,2 МПа в устройство 4, куда через 33 патрубок 2 в него подается вода. В результате образуется паровоздушная смесь с температурой 60-80 °С, которая подается в трубопровод 7, где создает давление, под действием которого очистные устройства движутся по трубе. Рисунок 1.17 – Установка для очистки внутренней полости газопровода Особенность предложенной технологии состоит в том, что очистка газопровода происходит не только механическим воздействием на стенки трубы, но и тепловым. Изобретение позволяет проводить очистку демонтируемых, недемонтируемых и действующих участков магистральных трубопроводов большого диаметра (более 500 мм) и длины (более 50 км). 1.5 Критический анализ теоретических исследований по удалению газожидкостных скоплений из внутренней полости газопровода С развитием трубопроводного транспорта газа в России и мире проблема удаления жидкостных скоплений из трубопроводов с каждым годом становится все актуальнее. 34 На сегодняшний день многие отечественные и зарубежные ученые занимались и занимаются изучением этого вопроса, такие, как И.А. Чарный, А.К. Галлямов, Ч.С. Гусейнов, Е.Л. Иванова, В.К. Касперович, Р.Н. Щищенко, В.Ф. Медведев, А.М. Марданов, В.Е. Губин, В.Г. Селиверстов, Г.В. Крылов, В.В. Салюков, К.Ф. Отт, В.А. Смирнов, В.М. Стояков, В.Д. Черняев, Г.Е. Коробков, Г.Э. Одишария, А.М. Нечваль, М.Е. Усольцев, С. Колеман, Х. Клэй, Д. Мак Карди, Р. Тернер, М. Хаббард, А. Даклер, Р. Мак Нил, Д. Лилико и многие другие. Все исследовательские работы в этой области представляют огромный интерес для научного сообщества, но рассмотрение их всех не представляется возможным в силу большого объема информационных данных. Остановимся только на основополагающих работах в этой области. Анализ теоретического исследования А.К. Галлямова. В 1967 году Абузаром Карамовичем Галлямовым была защищена диссертационная работа, в которой было рассмотрено движение газа на восходящих участках трассы при наличии скопления жидкости (рисунок 1.18). S H 0 газ ость z 0 дк a жи z a газ H H y z 0 2 0 0 Рисунок 1.18 – Движение газа на восходящих участках трассы при наличии скопления жидкости После проведенного теоретического исследования автором были получены следующие результаты [25, 26]: 35 1. Условие, определяющее вынос жидкостного скопления из пониженного участка трубопровода: если выполняется условие: Г Frпр 4 2 р 2 S sin , Frпр 1 3 рS 2 р S то жидкость будет вынесена из трубопровода. В противном случае: Г Frпр 4 2 р 2 S sin , Frпр 1 3 рS 2 р S и жидкость полностью выноситься не будет, образуя под потоком текущего газа неподвижной слой. Здесь: P( S ) Pa Ж z a z 0 S sin PH где Frпр – приведенное число Фруда; λГ – коэффициент гидравлического сопротивления газа при наличии скопления жидкости на восходящих участках трассы; Ж – безразмерный параметр, равный отношению объемного веса ГН жидкости к газу; РН – безразмерный параметр, который прямо пропорЖ R 36 ционален давлению в начальном сечении трубопровода и обратно пропорционален объемному весу жидкости и радиусу трубопровода. 2. Уравнение, определяющее положение границы газ-жидкость PH Ж P H 1 КМ 2 1 sin Г H kМ 2 8 ГН f H dH ГН P , df H dS 2 PH kМ PH Ж dH 1 КМ 2 1 cos ГН f H ГН P (1.3) GГ2 PН где kМ g ГН f 2 H P 2 . 2 Причем GН – весовой расход газа; f(H) – площадь живого сечения потока. На основании формулы 1.3 возможно графически представить границы раздела газ-жидкость (рисунок 1.19). Рисунок 1.19 – Положение жидкостного скопления в газопроводе при различных углах и расходах газа Анализ теоретически-экспериментального исследования Ч.С. Гусейнова. Исследованиями в области удаления жидкостных скоплений 37 из газопровода также занимался талантливый ученый, профессор, доктор технических наук Чингиз Саибович Гусейнов. Он внес значительный вклад в изучение данного процесса. В своих работах [28, 29, 30] автор провел ряд исследований на экспериментальных установках, которые моделируют трубопровод с пониженным участком. Одна из установок была лабораторной, вторая – промышленной. Принцип работы у обоих был схож. Отличие заключалось в том, что на лабораторной установке были малые диаметр и давление, а на промышленной удалось достичь реальных размеров трубопровода и давления порядка 4,2 МПа. С помощью установки было возможно изменять угол восходящего участка трубопровода, а также скорость газового потока. Скорость потока измеряется специализированным прибором, входящим в состав установки. Пониженные участки трубопроводов представлены в виде V- и U-образных колен. Методика проведения экспериментов была следующая – при различных углах наклона к горизонту восходящего участка V- и U-образных труб снимались характеристики Q-H в начале чистого газопровода, а затем при различных объемах жидкости. В качестве жидкости использовались вода, конденсат, масла и др. Эксперименты проведены на четырех углах наклона к горизонту восходящего участка: 5°, 10°, 15°, 20°. Проведенные исследования Ч.С. Гусейнова показали: 1. С увеличением жидкости в колене перепад давления в газопроводе значительно возрастает по сравнению с чистым газопроводом. 2. На возрастание перепада давления в колене, а, следовательно, уве- личение коэффициента сопротивления колена существенно влияют в Vобразных трубах – повышение угла наклона восходящего участка к горизонту, а в U-образных – уменьшение радиуса закругления R. 3. Угол наклона восходящего участка газопровода наиболее сильно влияет на выносную скорость потока газа при малых количествах жидкости в колене; при больших объемах жидкости выносная скорость лишь незначительно увеличивается с возрастанием угла наклона. 38 4. Выносные скорости газа увеличиваются с уменьшением объема жидкостного скопления. 5. Выносные скорости, при которых происходит полный вынос жид- кости из газопровода, увеличиваются с возрастанием углов наклона восходящего участка, причем это возрастание наиболее сильно проявляется в области больших углов. 6. Все проведенные испытания при различных давлениях газа в газо- проводе показали, что вынос жидкостного скопления практически не зависит от давления газа, т.е. от плотности газа. Имевшие место быть небольшие отклонения показаний приборов были в пределах погрешностей этих приборов. После проведения исследований на лабораторной и промышленной установках автором были даны практические рекомендации. Продувку магистральных газопроводов, содержащих жидкостные скопления в пониженных участках трубы, проводить при соблюдении следующих условий: 1. продувку газопровода для удаления жидкостных скоплений целесо- образно проводить по отдельным участкам небольшой протяженности (не более 15-20 км в зависимости от сложности профиля трассы). Причем, поскольку скорость газа в конце участка является максимальной, трассу газопровода желательно разбить на участки таким образом, чтобы наиболее вероятная (или уже известная) зона, где имеют место быть скопления жидкости, находилась бы в конце участка; 2. говоря о продувке, часто определяют скорость газа в начале и в конце продуваемого участка. Это не совсем верно. Необходимо знать величину скорости именно в тех местах профиля трассы, где наиболее вероятно скопление жидкости. Это несложно сделать, построив график изменения скорости газа по длине продуваемого участка; 3. продувку целесообразно производить путем прерывистой подачи газа в газопровод (с помощью крана). В этом случае жидкость более подвижна и быстрее выносится (когда скорость газа мала или близка к нулю), жидкость 39 скапливается в нижней части колена, а затем при резком увеличении скорости газового потока жидкость интенсивно выносится; 4. при продувке необходимо создавать максимальные перепады дав- ления на продуваемом участке, чтобы добиться больших скоростей. Анализ экспериментального исследования М.Е. Усольцева. Интересна экспериментальная работа М.Е. Усольцева [109]. Автором эмпирически получено, что на вынос скопления жидкости из пониженного участка газопровода в большей или меньшей мере влияют следующие параметры: скорость газового потока, диаметр трубопровода, объем скопления, угол наклона газопровода, плотность и вязкость жидкости и газа, поверхностное натяжение на границе раздела фаз, ускорение свободного падения. Методом математического моделирования, используя результаты эксперимента, получена формула, описывающая исследуемый процесс: (1.4) где – относительный расход жидкости; We – число Вебера; Fr – число Фру- да; α – угол наклона газопровода. Данные, полученные в ходе экспериментов на модели для малых и больших диаметров, также были подвергнуты статистической обработке, в результате которой была получена формула: . (1.5) Числовые коэффициенты в ней для труб малого диаметра практически не отличаются от аналогичных коэффициентов в уравнении 1.5, полученном при обработке экспериментальных данных, что доказывает адекватность созданной математической модели выноса скоплений. 40 Основываясь на этом результате, автором было выполнено моделирование выноса скоплений жидкости из трубопроводов большого диаметра. Последующая статистическая обработка полученных данных позволила получить зависимость для относительного расхода жидкости, выносимой из магистральных газопроводов: (1.6) где и – вязкость жидкости и газа соответственно, а и – плотности жидкости и газа соответственно. К сожалению, формулы 1.4, 1.5 и 1.6 не могут быть использованы на практике, т.к. пределы измерения Fr и We в лабораторных и реальных условиях различны. В работе В.Г. Селиверстова [99] приведен расчет параметров трубопроводов для удаления жидкости из внутренней полости трубопровода. Расчет основан на формуле: (1.7) где R – газовая постоянная; L и D – длина и диаметр очищаемого газопровода; – коэффициент гидравлического сопротивления; W1 – минимальная скорость выноса загрязнений; W2 – скорость звука в газовой среде; – температура газа. Формула 1.7 имеет важное практическое применение для очистки горизонтального участка газопровода небольшой длины и с постоянным характером загрязнений. Например, удаление воды после гидравлического испытания. К сожалению, в уравнении 1.7 имеется существенный недостаток: его невозможно применить для расчета скорости потока газа, при которой произойдет вынос загрязнений из рельефного газопровода. Также автором не учтены основные 41 физико-химические характеристики жидкостей, такие, как вязкость и плотность. Данную зависимость невозможно применить в рамках расчета эффективной очистки реально действующего газопровода. В работе [67] приведена методика очистки газопроводов от загрязнений путем создания режима самоочистки. Под этим режимом понимают такой режим работы газопровода, при котором создается определенная скорость газового потока, способная совершить вынос жидкостного скопления из внутренней полости газопровода. Так, в 1997-1998 гг. на газопроводе Надым-Пунга диаметром 1420 мм, принадлежащем предприятию Тюментрансгаз, были проведены промышленные исследования. Они показали, что в условиях эксплуатации вполне реально получить скорость движения потока 10-15 м/с, что является необходимым условием самоочистки. Преимуществом данной методики является тот факт, что при режиме самоочистки происходит фактическое удаление загрязнений из газопровода. Недостатком стало то обстоятельство, что доподлинно неизвестно, какое количество загрязнений вынеслось, а какой объем остался в трубе, т.е. какова степень очистки. Выводы Анализ теоретических исследований по изучению удаления жидкостных скоплений показал, что многие российские и зарубежные ученые занимались данной проблемой. Большое количество исследований в этой области описывает теоретически и практически поведение жидкостного скопления при различных углах наклона, давлении, плотности жидкости и газа и других физикохимических характеристик. К сожалению, по результатам проведенных исследований невозможно создать методику очистки реального газопровода с помощью потока транспортируемого газа, так как значение параметров (скорость потока, объем жидкостного скопления, температура газа и др.), необходимых для расчета, должны сниматься непосредственно в месте нахождения жидкостных скоплений. А это на действующем магистральном газопроводе эмпирически сделать невозможно. 42 Таким образом, на основе проведенного анализа можно сделать вывод о необходимости дальнейшего и более глубокого изучения процесса удаления жидкостных скоплений с целью создания практического руководства по очистки для реально функционирующих газопроводов. 1.6 Цели и задачи исследований, изложенных в диссертации Проведенный анализ литературы показал, что при транспортировке природного газа по трубопроводу существует проблема накопления жидкостных скоплений в пониженных участках трубы. Гидраты препятствуют работе газотранспортной системы на проектных режимах. Для поддержания ГТС в рабочем состоянии жидкостные скопления необходимо своевременно удалять [60]. В настоящее время для этого применяются различные средства очистки внутренней полости трубы. Но все они имеют значительные недостатки: 1) при удалении скоплений необходимо либо останавливать транспортировку газа, либо изменять конструкцию газопровода, монтируя дополнительные устройства для очистки; 2) процесс очистки связан с потерями природного газа. Современные способы очистки чаще предназначены для использования на магистральных газопроводах, находящихся между компрессорными станциями. Причем очищаемый участок трубопровода имеет большой диаметр и протяженность. На практике значительную часть протяженности газотранспортной системы составляют газопроводы-отводы [61, 63]. Как правило, они имеют малый диаметр и сравнительно небольшую протяженность. Эксплуатационные наблюдения свидетельствуют об отсутствии эффективных средств очистки газопроводов-отводов [92]. Исходя из вышеизложенного анализа рассматриваемой проблемы, можно сформулировать цели и задачи исследования. 43 Цель диссертационной работы состоит в экспериментальном изучении использования энергии транспортируемого газа для удаления жидкостного скопления из пониженного участка газопровода, а также разработке комплекса мероприятий, направленных на совершенствование технологии очистки внутренней полости газопроводов от скоплений жидкости. Для осуществления сформулированной цели необходимо решить следующие задачи: разработать экспериментальную установку, позволяющую исследо- вать процесс удаления жидкости из внутренней полости газопровода; экспериментально ранжировать параметры транспортируемого газа и образующегося скопления, влияющие на эффективность удаления жидкости из пониженного участка профиля трубопровода; установить критерии, при которых удаление скоплений жидкости из пониженных участков трубопровода возможно и эффективно; составить математическую модель процесса выноса жидкостного скопления из газопровода; разработать технологию очистки внутренней полости магистраль- ных газопроводов от жидкостных скоплений, основанную на использовании энергии струи транспортируемого газа (т.е. на продувке). 44 ГЛАВА 2 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ВЫНОСА ЖИДКОСТНОГО СКОПЛЕНИЯ ИЗ ПОНИЖЕННЫХ УЧАСТКОВ ТРУБОПРОВОДА Во второй главе диссертационной работы обоснована необходимость для проведения экспериментального исследования. Составлен подробный план для проведения исследования процесса выноса жидкостного скопления из пониженного участка трубопровода. Продемонстрирована экспериментальная установка, а также методика проведения экспериментов. В заключительной части главы представлены результаты проведенного экспериментального исследования. 2.1 Исходные предпосылки для постановки и проведения эксперимента Анализ теоретической литературы, проведенный в первой главе, показал, что процесс выноса жидкостного скопления из пониженного участка газопровода изучен не в полном объеме. В силу технических особенностей магистральные газопроводы представляют собой непрозрачные металлические системы труб, расположенные, как правило, под землей, и, следовательно, физические процессы, происходящие внутри газопровода, увидеть невозможно. Таким образом, нет возможности визуально определить, где, каким образом и как часто образуются жидкостные скопления в пониженных участках трубы. Также невозможно проследить их количество, направление и скорость их перемещения во внутренней полости трубопроводов. На основании изложенного выше, остается открытым вопрос, какие необходимо создать условия течения газа в магистральном газопроводе, чтобы 45 можно было осуществить очистку внутренней полости газопровода от жидкостных скоплений, используя энергию струи газового потока. Для того чтобы воспользоваться предложенным способом очистки, необходимо понять физический смысл процесса удаления жидкости из трубопровода при помощи силы, создаваемой потоком газа. Важно определить, какие факторы повышают эффективность данного процесса. Все это возможно выявить, проведя ряд исследований на реально действующем магистральном газопроводе. Но на данный момент подобный эксперимент на газопроводе невозможен в силу объективных обстоятельств. Функциональное назначение газопроводов не связано с проведением исследований, экономически нецелесообразно и трудоемко. Выходом из сложившейся ситуации может стать проведение эксперимента на смоделированном в лабораторных условиях магистральном газопроводе с пониженным участком. Для достижения поставленной цели необходимо спроектировать, сконструировать и изготовить экспериментальную установку. Основными критериями к проектируемой установке являются наличие пониженного участка с возможностью визуального наблюдения процессов, происходящих внутри трубопровода, и возможность изменения углов наклона восходящего участка к горизонту. Необходимо также предусмотреть возможность изменения скорости газового потока с численным измерением, специализированным прибором показаний скорости газового потока и возможности применения на установке различных видов исследуемых жидкостей, которые выступают в качестве жидкостных скоплений. Потенциал экспериментальной установки должен позволять проводить неограниченное количество экспериментов, не лимитированных по времени, что в свою очередь позволит судить о достоверности экспериментальных исследований. 2.2 Планирование инженерного эксперимента Уже много столетий человечество проводит эксперименты. Многие законы физики, гидравлики, химии и других наук, а также их процессы были изуче- 46 ны благодаря экспериментальным исследованиям. Раньше экспериментатору приходилось выбирать ту или иную стратегию проведения эксперимента, основываясь на опыте, знаниях и интуиции. Зачастую исследования занимали большое количество времени и были трудоемкими. О полноте и качестве изученного процесса говорить было затруднительно [7]. В настоящее время активно развивается математическая теория планирования экспериментального исследования. Ее суть заключается в следующем – следует найти такие условия и правила проведения экспериментов, при которых удается получить надежную и достоверную информацию об объекте исследования с наименьшей затратой труда, а также представить эту информацию в компактной и удобной форме с количественной оценкой точности [10]. Для осуществления полноты и качества экспериментального исследования необходимо выполнить следующие мероприятия [76]: составить план экспериментального исследования; качественно провести эксперименты; составить математическую модель явления; проверить адекватность модели; проверить значимости коэффициентов модели. В данном разделе диссертационной работы будет составлен план экспериментального исследования. Объектом исследования является пониженный участок газопровода, в котором находится жидкостное скопление. газ H 0 жидкость Рисунок 2.1 – Пониженный участок газопровода с жидкостным скоплением 47 Задача исследования – это определение скорости газового потока, при которой жидкостное скопление в пониженном участке трубопровода находиться не сможет, т.е. какую необходимо создать критическую скорость р газового потока, чтобы началось движение скопления вдоль оси трубопровода (рисунок 2.1). Анализ теоретической литературы в области выноса жидкостного скопления из пониженного участка трубопровода, а также исследования автора, проведенные при написании диссертации на соискание степени бакалавра и магистра техники и технологии показали, что на величину критической скорости газового потока р в большей или меньшей степени влияют следующие пара- метры: внутренний диаметр трубопровода ния , вязкость жидкостного скопления , плотность жидкостного скопле, плотность газа клона восходящего участка газопровода к горизонту , синус угла на- и ускорение свободного падения . Следовательно, критическая скорость – это некоторая функция, зависящая от параметров, указанных выше. Т.е.: (2.1) р В период проведения исследования следующие параметры – плотность жидкостного скопления , вязкость жидкостного скопления восходящего участка трубопровода к горизонту и угол наклона – изменялись в определенных диапазонах. Возможные значения параметров представлены в таблице 2.1. А параметры – диаметр трубопровода и ускорение – в ходе исследования не изменялись. Таблица 2.1 Наименование параметра Плотность жидкостного скопления Обозначение и единица измерения Диапазон изменения 850-1210 48 Наименование параметра Обозначение и единица измерения Диапазон изменения Вязкость жидкостного скопления 1-65 Угол наклона восходящего участка к горизонту 3-9 Согласно [69] для полноты и качества исследования необходимо провести эксперименты в количестве N штук: (2.2) , где q – количество уровней экспериментов, а k – количество изменяющихся факторов (параметров). В данном экспериментальном исследовании и . Следователь- но, количество экспериментов, необходимых для проведения исследования, равно 27. Разобьем диапазон изменения каждого параметра на три уровня. Введем допущения: -1 – минимальное значение параметра в диапазоне; 0 – среднее значение параметра в диапазоне; +1 – максимальное значение параметра в диапазоне. Тогда составим таблицу значений величины каждого параметра на трех уровнях (таблица 2.2). Таблица 2.2 Наименование параметра Плотность жидкостного скопления Вязкость жидкостного скопления Вязкость жидкостного скопления Обозначение и единица измерения Уровень параметра -1 0 +1 -1 0 +1 -1 0 +1 Численное значение параметра 850 1000 1210 1 30 65 3 6 9 49 Для достоверности и качества получения эмпирических данных каждый эксперимент повторяется m раз. Примем . Результатом математического планирования эксперимента является составление плана-матрицы исследования. Для нашего случая она представлена в Приложении Б. 2.3 Описание экспериментальной установки Эмпирические исследования процесса выноса жидкостных скоплений из пониженного участка газопровода проводились на установке, представленной на рисунке 2.2. Экспериментальная установка представляет собой воздуходувку 1, подключенную к трубопроводу 2 с внутренним диаметром , равным 0,048 . На установке смонтирован измерительно-расчетный комплекс, состоящий из счетчика газа 3 (Приложение А), с подключенным к нему компьютером 4. На нем установлено специальное программное обеспечение WinPADS, которое помогает с высокой точностью собирать экспериментальные данные. На виде А (рисунок 2.2) продемонстрирован исследуемый пониженный участок 8 моделируемого трубопровода. При помощи гофрированной трубки 5 пониженный участок 8 соединен с трубопроводом 2. Устройство 6 служит для изменения величины угла наклона восходящего участка к горизонту. Подставка 9 в виде транспортира необходима для выставления нужного угла α для проведения экспериментального исследования. Возможности установки позволяют при помощи шаровых кранов 11 и 12 изменять скорости потока газа (воздуха), создаваемого воздуходувкой 1. Причем при открытом кране 11 максимальная скорость газового потока составляет 9 /с, а при открытых кранах 11 и 12 – 15 /с. Исследуемая жидкость заливается в пониженный участок трубопровода через отверстие, закупоренное пробкой 7. После проведения экспериментального исследования жидкость удаляется из 50 полости трубопровода потоком воздуха и скапливается в емкости 10. Емкость 10 при необходимости (накоплении жидкости в сосуде) демонтируется с испытуемой жидкостью, таким образом, есть возможность неоднократно повторять опыт с одной и той же жидкостью. Рисунок 2.2 – Общий вид экспериментальной установки. Вид А Проведение исследования было бы невозможным без специальных вспомогательных устройств. Измерение угла наклона восходящего участка трубопровода к горизон- ту проверялось при помощи угломера, изображенного на рисунке 2.3. Оно состоит из транспортира 1, линейки 3 и гидравлического уровня 2. Линейка 3 может вращаться свободно относительно транспортира 1. 51 При проведении исследования измерялась плотность и вязкость жидкостей, которые выступали в качестве имитации жидкостных скоплений в пониженном участке трубопровода. Рисунок 2.3 – Угломер Плотность жидкого продукта определяется специальным прибором – ареометром (рисунок 2.4). Ареометр представляет собой стеклянную трубку 1, расширяющуюся к низу и имеющей резервуар, заполненный дробью 3. В верхней узкой части ареометра имеется шкала с делениями 2. Принцип работы прибора основан на законе Архимеда. Очевидно, что если сосуд, описанный выше, поместить в жидкости с разными плотностями, то высота узкой стеклянной трубки, которая возвышается над поверхностью жидкости, будет различна. Логично, что чем выше плотность, тем выше высота [23]. Прибор для измерения вязкости жидкости называется вискозиметр. Наиболее распространены капиллярные вискозиметры, которые применяют для определения вязкости неструктурированных и слабоструктурированных жидкостей. Основным элементом этих вискозиметров является капилляр. Определение вязкости проводят путем измерения времени t течения жидкости от метки М1 до метки М2. Пример наиболее популярного капиллярного вискозиметра ОствальдаПинкевича приведен на рисунке 2.5. Вискозиметр Оствальда представляет собой стеклянную U-образную трубку, в колено 1 которой впаян капилляр 6, переходящий в шарик 7. Колено 1 имеет расширения 3 и 5 для испытуемого продукта. Трубка, в которую впаян капилляр, снабжена двумя метками М1 и М2, по 52 которым наблюдается истечение жидкости. Здесь М1 и М2 – метки, ограничивающие объем расширения 5 [94]. Рисунок 2.4 – Общий вид ареометра 2.4 Рисунок 2.5 – Лабораторный вискозиметр Методика выполнения экспериментов Прежде чем проводить экспериментальные исследования по выносу жидкостного скопления из пониженного участка трубопровода, необходимо определить плотность и кинематическую вязкость исследуемой жидкости. Испытание по определению плотности жидкости проводили следующим образом (рисунок 2.6). В чистый, достаточно широкий цилиндр с внутренним диаметром не менее 5 с заливали жидкость. Температура исследуемого вещества не должна отклоняться от температуры окружающей среды более, чем на ±5 °С. Следует отметить, что температура поддерживается постоянная в пределах 20-22 °С. Затем, стараясь не задеть стенки цилиндра, осторожно вносят чистый и сухой ареометр в жидкость, держа его за верхний конец, и после 53 погружения ожидают того момента, пока ареометр не перестанет опускаться, т.е. не придет в положение равновесия. В момент, когда ареометр занимает положение равновесия, отсчитывают показания плотности по шкале прибора. Отсчет показаний проводят по пересечению линии границы воздух – жидкость и ареометра [12]. Рисунок 2.6 – Измерение плотности жидкости ареометром Рисунок 2.7 – Определение кинематической вязкости жидкости Определение кинематической вязкости проводили следующим образом (рисунок 2.7). Через отводную трубку 2 в вискозиметр набирается исследуемая жидкость. Она скапливается в шарике 6. Затем к вискозиметру присоединяют резиновую грушу 1, и с ее помощью через капилляр 5 набирается жидкость из шарика 6 в шарик 3. После выполнения вышеописанных операций груша 1 отсоединяется от вискозиметра. Согласно закону притяжения, жидкость будет совершать свободное истечение от метки М1 до М2. Для определения значения кинематической вязкости жидкости замеряется время истечения исследуемого продукта, требуемое для перемещения границы жидкость-воздух от первой до второй метки с точностью 0,2 с. Испытание ведут не менее трех раз на двух параллельных вискозиметрах. Результаты измерения обрабатывают согласно ГОСТ 33- 54 2000 «Нефтепродукты. Метод определения кинематической вязкости и расчет динамической вязкости». После определения плотности и вязкости жидкостей, которые будут использоваться в качестве жидкостного скопления, проводим подготовительную работу на экспериментальной установке. Рисунок 2.8 – Экспериментальная установка При помощи механизма 6 и транспортира 9 устанавливается угол восходящего отрезка пониженного участка газопровода 8 под углом α к горизонту. В ходе исследования эксперименты проводились на углах α=3°, α=6° и α=9°. Точность измерения угла наклона восходящего участка к горизонту проверяется при помощи угломера. Процесс измерения проиллюстрирован на рисунке 2.9. Измерение проводится следующим образом. Линейку 4 устанавливают параллельно оси восходящего участка трубопровода 3. Вращая транспортир 1 с прикрепленным к нему гидравлическим уровнем 3 относительно линейки 4, устанавливаем положение, при котором уровень находится в горизонтальном положении. После этого по шкале транспортира 1 снимаются показания восходящего угла наклона к горизонту α (пересечение линейки со шкалой транспортира). 55 Откручиваем пробку 7 (рисунок 2.8) и в освободившееся отверстие заливаем подготовленную жидкость с известными параметрами в пониженный участок газопровода (рисунок 2.10). Рисунок 2.9 – Измерение угла наклона восходящего участка к горизонту Рисунок 2.10 – Процесс заполнения пониженного участка трубопровода После того, как на экспериментальной установке выставлен угол α восходящего участка к горизонту и залита жидкость, закручиваем пробку 7, тем самым герметизируя систему. Первоначально краны 11 и 12 находятся в положении «закрыто». Включаем воздуходувку 1. Плавно открывая краны 11 и 12, создаем поток газа (воздуха) в экспериментальной установке. Газ движется от воздуходувки через газовый счетчик, попадает в пониженный участок и через краны 11, 12 выходит из установки. Маневрируя положением кранов, можно регулировать скорость газового потока. В процессе эксперимента постепенно увеличиваем скорость потока. Важно отметить, что увеличение должно быть плавным, через определенный интервал времени для установления стационар- 56 ного движения потока газа в трубе. При определенной скорости газа жидкостное скопление начинает движение и происходит его вынос из пониженного участка трубопровода. Скорость, при которой происходит вынос, есть критическая скорость выноса , которая определяется экспериментальным путем. Все эксперименты проводились на трех углах наклона, значения которых равны α = 3˚, 6˚, 9˚. В качестве жидкостного скопления были выбраны жидкости с различными плотностью, вязкостью, температурой кипения и т.д. Серия экспериментов проводилась с каждым углом наклона и набором из образцов жидкостей. Для получения точных экспериментальных данных опыт проводился три раза, после чего вычислялось среднее арифметическое значение скорости выноса . 2.5 Результаты экспериментов Для более ясного объяснения физического смысла явления выноса жидкостного скопления из пониженного участка газопровода, разделим пониженный участок трубопровода на два: 1 – нисходящий участок газопровода, 3 – восходящий участок (рисунок 2.11). Опишем частный случай поведения жидкостного скопления при различных скоростях газового потока. Угол наклона восходящего участка к горизонту составляет 9°. Первоначальное положение – установка выключена, расход газа (воздуха) равен нулю, жидкость залита и находится в состоянии покоя. Горизонтальная линия 2 есть граница газ-жидкость. Включив установку, изменяя скорость газового потока, наблюдаем изменение положения жидкостного скопления (рисунок 2.12). При скорости, равной 2,78 /с, наблюдается незначительное количество волн с небольшой амплитудой на поверхности жидкости (рисунок 2.12а). Далее, увеличивая скорость (рисунок 2.12b, 2.12c), наблюдаем увеличение волн на поверхности жидкостного скопления и смещение его с нисходящего участка на 57 восходящий. При этом скорость газового потока равна 3,81 /с и 6,12 /с соответственно. При достижении скорости потока, равной 8,12 /с (рисунок 2.12d), наблюдается фактически полное смещение жидкости из нисходящего участка на восходящий и множество волн с минимальной амплитудой. Жидкость практически распласталась вдоль оси трубы (рисунок 2.12d). Данное положение жидкости является пограничным, при котором данная жидкость в настоящем трубопроводе находится на восходящем и нисходящем участках трубопровода. Немного увеличив скорость газового потока, когда ее численные показания составляют 9,11 /с (рисунок 2.12е), наблюдаем, что жидкостное скопление приходит в движение по направлению вектора скорости газового потока, и эта скорость является критической скоростью газового потока, при котором дан- ное жидкостное скопление не может находиться в состоянии равновесия в трубопроводе, т.е. при попадании хотя бы капель жидкости в этот пониженный участок, они не смогут скапливаться в нем и сразу будут выноситься. Рисунок 2.11 – Первоначальное положение жидкости Для полного изучения процесса выноса жидкостного скопления из пониженного участка трубопровода были проведены исследования на экспериментальной установке с различными углами наклона восходящего участка трубопровода к горизонту и с жидкостями различной плотностью и кинематической вязкостью. В качестве жидкостных скоплений были использованы растворы диэтиленгликоля с водой в различных концентрациях, растворы поваренной 58 соли с водой, различные нефтепродукты. В подтверждение достоверности измерений плотности и вязкости жидкостей, они были повторно исследованы в специализированной лаборатории, результатом чего стали протоколы испытания (Приложение Б). Для облегчения восприятия названий растворов жидкостей, каждому из них было присвоено латинское обозначение. В Приложении В представлены численные результаты собранных экспериментальных данных. Рисунок 2.12 – Положение жидкостного скопления при различных скоростях 59 ГЛАВА 3 ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ЭКСПЕРИМЕНТОВ ПО ВЫНОСУ ЖИДКОСТНЫХ СКОПЛЕНИЙ ИЗ ПОНИЖЕННОГО УЧАСТКА ГАЗОПРОВОДА В третьей главе диссертационной работы выполнен анализ размерностей, необходимых для построения математической модели процесса выноса жидкостного скопления из пониженного участка трубопровода. Дана краткая характеристика метода регрессионного анализа. Составлено уравнение регрессии, необходимое для вычисления критической скорости газового потока, при которой не будет образовываться накопление жидкости в низинах газотранспортной системы. Уравнение проверено на адекватность. Установлено, в какой степени те или иные коэффициенты уравнения регрессии влияют на изучаемый процесс. 3.1 Анализ размерностей и построение зависимости для расчета критической скорости выноса жидкости из пониженных участков газопровода В предыдущей главе уже было указано, что скорость газового потока, при которой происходит вынос жидкостного скопления из пониженного участка газопровода – это некая функция, зависящая от следующих параметров: внутреннего диаметра трубопровода , плотности жидкостного скопления сти жидкостного скопления , плотности газа участка газопровода к горизонту , угла наклона восходящего и ускорения свободного падения . Т.е.: В ходе проведения экспериментов такие параметры, как , (3.1) . р газа , вязко- плотность не изменяли своих численных значений и были посто- янными, а такие параметры, как , , sin(α) изменялись. 60 Каждый из указанных параметров имеет свою размерность [59]. Обозначим символами L, T, M единицы измерения длины, времени и массы соответственно. Запишем размерности всех параметров, входящих в уравнение 3.1, через единицы измерения длины, времени и массы. Получим: ; р ; ; ; . Согласно π – теореме, всякую зависимость между размерными величинами, объективно отражающую существующую физическую закономерность, можно переписать в инвариантном, т.е. не зависящем от выбора единиц измерения виде, а именно: в виде зависимости между безразмерными комплексами, составленными из определяющих параметров [69,73, 97]. Следовательно, уравнение 3.1 можно переписать в виде: , (3.2) где n – число размерных параметров, входящих в зависимость 3.1, а k – число размерно-независимых величин, положим, что это нашем случае и .В . Таким образом, уравнение 3.2 можно переписать в виде: , (3.3) 61 где , 1, 2 – безразмерные комплексы, в состав которых входят следующие параметры: внутренний диаметр трубопровода пления , вязкость жидкостного скопления , плотность жидкостного ско, плотность газа , синус угла наклона восходящего участка газопровода к горизонту , ускорение свободного падения и критическая скорость выноса. Согласно теории размерности найдем безразмерные комплексы. Имеем: (3.4) р или (3.5) . Приравняем показатели степеней при одинаковых символах основных единиц измерения в левой и правой частях уравнения 3.5. Получим систему из трех линейных уравнений: После несложных математических вычислений получим решение системы уравнений: . Тогда уравнение 3.4 примет вид: . Безразмерный комплекс можно записать в виде: 62 р Вследствие того, что размерности величин плотности жидкости плотности газа одинаковы, то безразмерный комплекс и логично предста- вить в виде: Плотность газа в экспериментальном исследовании изменять невозможно, а в реальном газопроводе плотность изменяется прямо пропорционально давлению газа в трубопроводе. Следовательно, безразмерный параметр на модели и в реальном газопроводе будут различны. Логично предположить, что жидкость легче вынести при большей плотности газа при прочих равных условиях. Значит, критическая скорость выноса, вычисленная на модели, будет применима на реальном газопроводе только для меньшего угла. Положим, что безразмерный комплекс имеет вид: Проверим гипотезу. На экспериментальной установке выполнены предварительные эксперименты и получена критическая скорость выноса для различных жидкостей. Эксперименты проводились на углах наклона газопровода равных 0,5º; 1º; 2º; 3º; 6º; 9º. Построим график зависимости безразмерного комплекса от . На рисунке 3.1 видно, что точки на графике лежат вдоль некой кривой, а небольшой разброс обусловлен тем, что при построении зависимости не учитывались все параметры (вязкость жидкости, силы поверхностного натяжения и т.д.), которые влияют на критическую скорость, а также неточности экспери- 63 мента. Отсюда можно сделать вывод, что на критическую скорость выноса влияет именно параметр , который в расчетах нужно использовать как безразмерный комплекс. 35 0 30 А-А 25 20 15 10 5 𝑖 0 0 50 100 150 Вид А-А 0 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 0 10 20 30 40 50 𝑖 Рисунок 3.1 – Влияние безразмерного комплекса П на П Запишем безразмерный комплекс ного скопления трубопровода сти и : через параметры вязкости жидкост- , ускорение свободного падения и внутренний диаметр . Для этого представим размерность вязкости через размерно- 64 (3.6) . Или . Получим систему из трех линейных уравнений: Решив систему уравнений, получим: . Уравнение 3.6 примет вид: . Тогда комплекс имеет вид: После определения безразмерных комплексов уравнение 3.3 можно переписать в виде: р Предположим, что зависимость, определяющая скорость газового потока, необходимая для выноса жидкостного скопления из пониженного участка трубопровода, имеет вид: р (3.7) 65 где , – постоянные числовые коэффициенты. Для их нахождения про- логарифмируем уравнение 3.7. Получим: р (3.8) Введем обозначения: р Тогда уравнение 3.8 можно переписать в виде: (3.9) . Причём . Нетрудно заметить, что уравнение 3.9 не что иное, как классическое уравнение регрессии. Причем коэффициенты регрессии и их необходимо вычислить, а параметры неизвестны, определяются при помощи со- бранных экспериментальных данных (Приложение Г). 3.2 Методика регрессионного анализа Экспериментатор проводит исследование, результатом которого является получение эмпирических данных в зависимости от входных параметров. В случаях, описанных в данной работе – это влияние на критическую скорость газового потока следующих параметров: внутреннего диаметра трубопровода , плотности жидкостного скопления , плотности газа , вязкости жидкостного скопления , синуса угла наклона восходящего участка газопровода к го- 66 ризонту , ускорения свободного падения . Итогом проведенных экспериментов стало большое количество выходных данных. В силу того что каждый эксперимент имеет свою погрешность, графическое изображение результатов экспериментов не будет поддаваться логическому упорядочиванию. Таким образом, если на декартовую плоскость нанести результаты исследования, то мы не увидим явной зависимости (линейной, параболической, синусоидальной и т.д.). Для качественного описания экспериментальных данных, их следует упорядочить. Для этого наилучшим образом подходит метод регрессионного анализа. Регрессионным анализом называют математический метод, обеспечивающий такую подгонку выбранной кривой, при которой экспериментальные точки ложатся на нее наилучшим образом в смысле критерия наименьших квадратов [34]. Общий вид кривой наилучшего приближения выбирается по результатам изучения диаграммы экспериментальных значений (рисунок 3.2). Используемый в дальнейшем математический аппарат должен обеспечивать наилучшее приближение кривой к экспериментальным данным независимо от того, насколько хорошо выбран вид кривой. Под приближением кривой к полученным данным необходимо понимать только процесс вычисления значений констант или параметров таким образом, чтобы сумма квадратичных отклонений была минимальна. Для точности проведения регрессионного анализа и получения адекватных результатов необходимо предварительно выбрать наилучшее уравнение регрессии [116]. . Рисунок 3.2 – Изображение прямой как результат наилучшего приближения 67 Выбор вида уравнения регрессии в методе описанного анализа основывается на анализе физической сущности изучаемого явления и результатах наблюдений [95]. Наиболее распространены следующие виды уравнений [35]: Линейное многомерное уравнение: . Полиноминальное уравнение: . Гиперболическое уравнение: Степенное уравнение: . Как было сказано выше, для случая, описанного в данной работе, больше всего подходит линейное многомерное уравнение. По своему виду оно соответствует уравнению 3.9. Для нахождения коэффициентов регрессии в аналогичных уравнениях применим способ наименьших квадратов. 3.3 Определение коэффициентов регрессии Используя полученные данные, в ходе опытов, рассчитываем для каждого исследования значения параметров , входящих в уравнение 3.9. Имея эти данные, можно составить систему линейных алгебраических уравнений с тремя неизвестными Имеем: . 68 (3.10) где ; ; ; . Очевидно, что в системе уравнений 3.10 количество неизвестных 3, а количество уравнений больше числа неизвестных. Такая система уравнений называется переопределенной [101]. Оценка параметров уравнений регрессии осуществляется методом наименьших квадратов (МНК), в основе которого лежит предположение о независимости наблюдений исследуемой совокупности. Сущность МНК заключается в нахождении параметров модели, при которых минимизируется сумма квадратов отклонений эмпирических (фактических) значений результативного признака от теоретических , полученных по вы- бранному уравнению регрессии [41, 69, 115], т.е.: 𝑖 . Перепишем систему уравнений 3.10 в матричном виде, получим [11]: (3.11) где ,а . Тогда уравнение 3.10 можно переписать в виде: . 69 Причем A – матрица, составленная из коэффициентов, стоящих перед неизвестными параметрами правой части уравнения 3.10. В матрицу у входят неизвестные параметры, а матрица f – включает параметры левой части уравнения 3.10. Запишем эти матрицы: . Произведем расчет над матрицами и получим: Тогда Найдем , имеем: 70 Тогда систему уравнений 3.10 можно переписать в виде: (3.12) Система уравнений 3.12 называется определенной, так как в ней число уравнений равно числу неизвестных. Для того, чтобы найти параметры рассчитаем коэффициенты. Данные вычисления представляют собой простые математические действия по сути, но они громоздки. Для простоты восприятия вычислим их при помощи программы MS Excel. Получим: (3.13) Для решения системы уравнений применим метод Крамера [91]. Запишем систему уравнений 3.13 в матричном виде. Получим: , где , ,а . Основная матрица D такой системы квадратная. Запишем определитель этой матрицы: 71 . Неизвестные коэффициенты вычисляют по формулам: ; Причем определители ; . получены из определителя мены в нем столбцов перед коэффициентами столбец матрицы путем за- на соответствующий соответственно. Тогда получим: ; ; . Определители рассчитаем при помощи программы MS Excel и функции МОПРЕД. Получим их численные значения: ; ; ; . 72 Тогда: ; ; . Так как , то . Подставим искомые параметры в уравнение 3.7. Имеем: р Или р (3.14) Формула 3.14 описывает процесс выноса жидкостного скопления из пониженного участка газопровода. Для применения ее на практике необходимо проверить адекватность модели. 73 3.4 Проверка адекватности уравнения регрессии Поскольку математическая модель получена по ограниченному объему статистического материала, то она нуждается в статистическом анализе, который состоит из двух частей [110]: проверки модели на адекватность; проверки статистической значимости коэффициентов модели. Смысл проверки статистической значимости коэффициентов модели заключается в следующем. Поскольку коэффициенты модели найдены лишь по ограниченному числу опытов (как велико ни было бы число опытов, оно все равно ограничено и ничтожно мало в сравнении с генеральной совокупностью), то они определены с некоторой погрешностью против соответствующих генеральных (истинных) коэффициентов и сами являются лишь их оценками (по сути – случайными величинами). Их точность и надежность оценки зависят от свойств выборки и поэтому нуждаются в статистической проверке. Иными словами, необходимо убедиться, соразмерны ли степень воспроизводимости процесса со степенью адекватности уравнения процессу, т.е. сравнить среднюю дисперсию адекватности воспроизводимости среднего в каждой строчке результата с дисперсией адекватности [18, 66, 81, 115]. Проверка на адекватность выполняется по критерию Фишера [101]: где опыта. – дисперсия адекватности, а – дисперсия, характеризующая ошибку 74 Модель будет считаться адекватной только в том случае, если значение не превышает соответствующего справочного значения при некотором уров- не значимости. Примем уровень значимости равным 0,05 или 5%. Т.е. если: , то уравнение 3.14 в 95% случаев адекватно описывает процесс выноса жидкостного скопления из пониженного участка трубопровода и может быть применено на практике. Дисперсия адекватности рассчитывается по следующему алгоритму: дисперсия, характеризующая ошибку опыта, рассчитываются по следующим формулам: 1.Рассчитывают выход для каждого варианта опыта по уравнению регрессии; 2.Находим разность ; 3.Рассчитывают дисперсию адекватности где – число экспериментов в исследовании, щихся экспериментальных факторов, – рассчитанное значение кр – число изменяю- - измеренное значение кр в l – опыте, а в l – опыте по формуле 3.14. Дисперсия, характеризующая ошибку опыта, рассчитываются по формуле: 75 где – число повторений опытов, измеренное значение р с при по- вторном проведении эксперимента t. Для каждого эксперимента произведен расчет р в l – опыте, при по- р мощи программы MS Excel для принятых допущений: плотность газового потока , ускорение свободного падения . Результа- ты вычислений представлены в таблице (Приложение Д). Очевидно, что из таблицы (Приложения Д) путем несложных математических вычислений возможно найти и . Используя пакет MS Excel, полу- чим: ,а . Тогда . Значение параметра определяется из таблицы [6] критерия Фишера при 5% уровне значимости, на основании числа степеней свободы дисперсии адекватности метры и числа степеней свободы дисперсии воспроизводимости и . Пара- вычисляются по следующим формулам: , . Тогда для исследования, описанного в данной работе Значит, согласно [6, 18, 66, 81] следует, что Так как ,а , то неравенство: вательно, предлагаемая модель адекватна. ,а . . выполняется, следо- 76 3.5 Оценка влияния плотности, вязкости жидкости и угла наклона трубопровода на критическое значение скорости выноса жидкости В уравнение 3.14 входят четыре коэффициента , которые были рассчитаны по экспериментальным данным. Очевидно, что они в той или иной степени влияют на вычисление параметра кр . Для оценки статистической зна- чимости коэффициентов регрессии применяется критерий Стьюдента, согласно которому выдвигается «нулевая» гипотеза о статистической незначимости коэффициента уравнения регрессии (т.е. о статистически незначимом отличии величины от нуля). Эта гипотеза отвергается при выполнении условия [6, 18, 81, 115]: (3.15) , причем , где - 5% точка распределения Стьюдента с свободы (справочное значение), Так как – рассчитанные коэффициенты регрессии. , то согласно [6, 18, 81] Параметр степенями . был рассчитан в предыдущем разделе работы. Для данного случая необходимо получить . Тогда . Неравенство 3.15 выполняется при коэффициентах они значимы, а коэффициент следовательно, менее значим, чем другие (таблица 3.1). Таблица 3.1ние т m1 m2 А 0,199 -0,029 6,19 77 Если все коэффициенты уравнения регрессии значимы, то в большинстве случаев статистический анализ на этом этапе заканчивается. Сложнее ситуация, если часть коэффициентов не значима, именно этот случай рассмотрен в работе. Это может означать следующее: 1) выбран слишком малый интервал варьирования данного фактора (в частности вязкость жидкостного скопления), и изменение величины выхода маскируется ошибкой метода; 2) данный фактор не влияет на изучаемый процесс. Первая причина не может иметь места, так как диапазон изменения вязкости используемых жидкостей, при проведении эмпирического исследования, равен диапазоны изменения вязкости жидкостей который могут образовывать жидкостное скопление в пониженном участке газопровода. Вторая причина имеет место быть, если в ходе исследования было доказано, что вязкость жидкостного скопления оказывает влияние на критическую скорость выноса, но в гораздо меньшей степени, чем другие параметры, входящие в уравнение 3.14. Исходя из экспериментальных данных, построены графики зависимости критической скорости выноса от вязкости (рисунок 3.3) и от плотности (рисунок 3.4) жидкостного скопления. м/с 11,5 10,5 9,5 3 рад 8,5 6 рад 7,5 9 рад 6,5 5,5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 сСт Рисунок 3.3 – Влияние вязкости жидкости на скорость потока газа 78 м/с 10 9,5 9 8,5 8 7,5 7 6,5 6 5,5 856 865 918 1000 1057 1072 1086 1095 1098 1110 1112 1180 1210 3 рад 6 рад кг/м³ 9 рад Рисунок 3.4– Влияние плотности жидкости на скорость потока газа Как следует из рисунков 3.3 и 3.4, критическая скорость выноса прямо пропорциональна плотности жидкостного скопления и обратно пропорциональна вязкости жидкостного скопления. 3.6 Оценка влияния объема жидкостного скопления и угла наклона нисходящего участка трубопровода на критическое значение скорости выноса При освещении результатов диссертационной работы на различных кон- ференциях и симпозиумах многие слушатели часто задавали три вопроса. Вопервых, каким образом объем жидкостного скопления влияет на скорость газового потока, при которой происходит вынос. Второй вопрос состоял в следующем: зависит ли параметр площади проходного сечения (для газового потока) на исследуемую величину критической скорости выноса. И третий вопрос: влияет ли угол наклона нисходящего участка трубопровода на критическую скорость выноса. Давая развернутый ответ по первому вопросу, исследователь отвечает и на второй. Дело в том, что при увеличении объема жидкостного скопления 79 уменьшается площадь проходного сечения трубопровода для газа. Это продемонстрировано на рисунке 3.5. υ газ H0 Hс1 Hс2 Hс3 Рисунок 3.5 – Изменение величины сечения трубопровода от объема жидкости Для обоснованного ответа на вышеупомянутые вопросы были поставлены дополнительные эксперименты. Суть их заключалась в следующем: в пониженный участок трубопровода 8 экспериментальной установки (рисунок 2.2) заливалось жидкостное скопление различного объема и определялась критическая скорость газового потока р, при которой происходит вынос всего объема жидкости. Иными словами, при этой скорости р подобного жидкостного ско- пления в данном трубопроводе существовать не может. Таким образом, любая капля, попавшая в пониженный участок, находиться в состоянии равновесия там не будет, а начнет движение в направлении вектора скорости газового потока и будет удалена. В роли скопления выступала обычная питьевая вода. Объем исследуемого скопления определялся при помощи мерного цилиндра (рисунок 3.6). В исследовании принимали объемы равные 25, 50, 75, 100, 125,150, 175 и 200 л. Угол наклона восходящего участка газопровода был равен 9°. Результаты эксперимента представлены в таблице 3.2. 80 Рисунок 3.6 – Мерный цилиндр Таблица 3.2 азвание таблицы Объем скопления, мл 25 50 75 100 125 150 175 200 9,13 9,12 9,03 9,08 9,08 9,04 9,04 9,03 Критическая скорость выноса м с Из таблицы видно, что полученная скорость при различных объемах практически не изменялась. Данный факт объясняется следующим. Выше уже было описано, что при изменении скорости газового потока на поверхности жидкостного скопления образуются волны. Важно понимать, что при увеличении скорости потока амплитуда волны увеличивается. Как видно из рисун- ка 3.7, наступает такой момент, когда амплитуда волны равна внутреннему диаметру трубопровода ( ), причем в этот момент площадь живого сече- ния, необходимая для течения газа, стремится к нулю ( ). Рисунок 3.7 – Образование волны на поверхности жидкости 81 В данном эксперименте происходит перекрытие сечения трубопровода из-за образования парусности. В роли паруса выступает поверхность жидкости. На гребне волны находится некоторый объем жидкости, который гораздо меньше, чем весь объем скопления, силы газового потока хватает оторвать его и произвести удаление части жидкостного скопления из трубопровода (подобно куску материи, летящей на ветру). Количество волн, образованных при условии и неукоснительно снижается с количеством частичных выно- сов, и в итоге наступает такой момент, что от первоначального объема жидкостного скопления остается минимальная часть. Скорость выноса экспериментально определяется для остаточного объема. В связи с вышеизложенным, можно заключить следующее: эмпирически доказано, что объем жидкостного скопления не влияет на критическую скорость выноса. Для обоснованного ответа на третий вопрос о влиянии нисходящего угла наклона трубопровода на критическую скорость выноса был выполнен ряд опытов. Суть экспериментов заключалась в следующем: при неизменном угле наклона восходящего участка α трубопровода изменялся нисходящий угол наклона β, и для каждого такого угла была определена критическая скорость (рисунок 3.8). В качестве экспериментальной жидкости выступала вода, а угол α установлен на 9 градусов. Результаты собранных данных представлены в таблице 3.3. Таблица 3.3 Угол β Критическая скорость выноса м с 14º 36º 81º 9,09 9,13 9,08 Из таблицы 3.3 видно, что критическая скорость неизменна при изменении угла наклона нисходящего участка газопровода, разность числовых показаний обусловлена погрешностью прибора измерений технологии получения экспериментальных данных. р и несовершенством 82 а) газ А β жидкость α б) газ β С о ст жидк ь α Рисунок 3.8 – Пониженный участок трубопровода с жидкостным скоплением Полученные данные можно объяснить следующим: при проведении экспериментов качественно было доказано, что вынос жидкости происходит, когда граница раздела газ-жидкость перемещается из точки А (рисунок 3.8 а) в точку С (рисунок 3.8 б). Примечание. Эмпирически было показано, что критическая скорость выноса не зависит от формы соединения восходящего и нисходящего участков трубопровода, т.е. р будет равная для газопроводов V-образных и U-образных при прочих равных условиях. Удаление жидкости из пониженного участка трубопровода возможно только тогда, когда жидкостное скопление полностью переместится на восходящий участок трубопровода, т.е. будет преодолена составляющая силы тяжести . 83 ГЛАВА 4 ПУТИ ПРАКТИЧЕСКОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ДИССЕРТАЦИИ ДЛЯ ОЧИСТКИ ВНУТРЕННЕЙ ПОЛОСТИ ГАЗОПРОВОДОВ-ОТВОДОВ В заключительной части диссертационной работы рассмотрены пути практического применения результатов экспериментального исследования. Дана краткая характеристика одной важнейшей части ГТС – газопроводаотвода и газораспределительной станции. Здесь также рассмотрена технология подачи газа конечным потребителям. В заключении предложены технологии создания высокоскоростных течений природного газа, способных производить самоочистку внутренней полости трубопровода от жидкостных скоплений, произведен типовой расчет. Общая характеристика газопроводов-отводов как элемента газотранспортной системы 4.1 Говоря об ЕГТС, следует выделить ее основную функциональную задачу – это подача газа от места добычи до конечного пункта потребления. При этом природный газ по пути своего следования проходит через различные инженерные системы, которые располагаются на основных технических объектах ЕГТС [8]. Ранее было указано, что такими объектами и сооружениями газотранспортной системы являются: головные сооружения; компрессорные станции (КС); газораспределительные станции (ГРС); подземные хранилища газа (ПХГ); линейные сооружения. 84 В четвертой главе диссертационной работы уделено внимание линейным сооружениям газовой промышленности России. Линейные сооружения включают в себя магистральные газопроводы и газопроводы-отводы с запорной арматурой, переходы через искусственные и естественные преграды, устройства защиты от коррозии, системы связи и телемеханики. Газопроводом-отводом называется ответвление от линейного магистрального газопровода для подачи газа отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям [64, 82]. Газопровод-отвод является важным техническим элементом трубопроводной схемы, характеристика которого представлена с указанием на особенность эксплуатации малого диаметра с ограниченной протяженностью, со сложностью внутритрубного диагностирования и невозможностью использования существующих устройств для очистки внутренней полости. Протяженность газопроводов-отводов обуславливается природно- географическими условиями прокладки линейной части магистральных газопроводов, плотностью населенных пунктов в зоне прохождения трассы, технологическим построением схемы газоснабжения населенных пунктов, промышленных предприятий и сельскохозяйственных объектов. В настоящее время проблемами этих сооружений является диагностирование и очистка внутренней полости. Большая часть газопроводов России преимущественно принадлежит ОАО «Газпром», их протяженность составляет более 168 тыс. км. Это одна из крупнейших компаний в мире, которая имеет большое количество дочерних газотранспортных предприятий, расположенных по всей территории Российской Федерации и за ее пределами. Каждое дочернее предприятие имеет свою развитую газотранспортную сеть, протянутую на различных рельефах местности и снабжающую газом населенные пункты, промышленные предприятия, сельскохозяйственные, коммунально-бытовые и другие объекты. Согласно [92] газотранспортные общества ОАО «Газпром» по относительной протяженности газопроводов-отводов, не приспособленных к 85 очистке внутренней полости трубопроводов, условно можно разделить на три группы: 1. 50% и менее – ООО «Газпром трансгаз Чайковский», «Газпром трансгаз Югорск», «Газпром трансгаз Сургут»; 2. 50-80% – ООО «Газпром трансгаз Томск», «Газпром трансгаз Волгоград», «Газпром трансгаз Самара»; 3. 80 % и более – ООО «Газпром трансгаз Ухта», «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», «Газпром трансгаз Нижний Новгород», «Газпром трансгаз Махачкала», «Газпром трансгаз Москва», «Газпром трансгаз Ставрополь», «Газпром трансгаз Саратов». Характерным примером газотранспортной системы с указанными условиями эксплуатации можно считать ООО «Газпром трансгаз Ставрополь», где линейная часть трубопроводов составляет более 8000 км, из них 42% протяженности составляют газопроводы-отводы [16, 84, 94, 103]. Условия прокладки трубопроводов в Обществе «Газпром трансгаз Ставрополь» весьма разнообразные: это равнинные, полупустынные по ильменям Астраханской области, в предгорных и горных условиях Северного Кавказа (рисунок 4.1). Рисунок 4.1 – Примеры прокладки газопроводов в предгорных районах В этой системе более полувека эксплуатируются газопроводы, транспортирующие природный газ в Закавказье через главный Кавказский хребет. В 2008 году введен в эксплуатацию газопровод Дзуарикау-Цхинвал. Он по- 86 строен в сложных горных условиях на высоте 3300 м, аналогов которому в мировой практике нет. Одним значимым и технически сложным в системе газоснабжения Северного Кавказа является Невинномысское производственное управление магистральных газопроводов (НЛПУМГ) (Приложение Е). В границы обслуживания НЛПУМГ входит несколько районов Ставропольского края и районов Карачаево-Черкесской республики, а также крупные потребители Невинномысского промышленного узла и КЧР [9, 54, 55, 56]. Невинномысский газовый узел обладает режимно-технологическими особенностями: нестабильностью потоков, обусловленных как сезонной неравномерностью потребления, так и значительными изменениями режимов работы промышленных предприятий; диверсионностью потоков газа, увязывая в единую систему газоснабжение страны через подсистемы Центр – Северный Кавказ – Кубань; нестабильностью потребления среди регионов, использующих до 25% газа, поступающего в систему Северного Кавказа; наличием расположенных рядом двух подземных хранилищ газа с чередующимися циклами их работы; формированием схем газоснабжения, основанных на кольцевом принципе их построения, совместно с сетями потребителей с минимальным количеством ГРС и максимальным охватом населенных пунктов и предприятий; прогрессирующей интенсивностью оползневых явлений и системных изменений русла горных рек. Газопроводы-отводы являются важным связующим звеном в цепочке: магистральный газопровод – потребитель. Отводы выполняют конечную техническую функцию транспортировки газа к газорегулирующему элементу 87 поставки газа потребителю. От надежности и стабильности их работы зависит газоснабжение сотен предприятий и тысяч жилых объектов. 4.2 Региональные схемы подачи газа потребителям Природный газ представляет собой один из наиболее конкурентоспособных российских энергетических ресурсов на внутреннем и внешнем мировом рынке. Удельный вес природного газа в топливном балансе страны превышает 50%, а экспорт газа обеспечивает 16,5% всех валовых поступлений России [78]. Для того, чтобы доставить его потребителям от мест добычи, необходимо не только использовать магистральный газопровод и газопроводы-отводы, но и систему ГРС – объект газораспределительных организаций (ГРО). Как показывает практика, именно потребитель голубого топлива задает режим работы ЕГТС [14]. В работе рассмотрена технологическая последовательность поставки газа потребителям: газопровод-отвод – ГРС – ГРО. Газораспределительная станция (ГРС) – это конечный объект дальнего транспорта газа, который является важным элементом ЕГТС. Как правило, ГРС сооружаются на газопроводах-отводах. Функциональное назначение станции – это подача газа промышленным предприятиям и населенным пунктам. Заранее предопределены основные параметры подаваемого газа: расход, давление, объем поставки, степень очистки, одоризации, а при необходимости и контроль качественных показателей [77]. Принципиальная схема ГРС представлена на рисунке 4.2. Принцип работы ГРС заключается в следующем: природный газ входит в ГРС по газопроводу, очищается на фильтре 5, далее он поступает в подогреватель газа 4, затем происходит понижение давления газа (редуцирование) на регуляторах 1 и 2. Следующий этап – это учет газа на приборе 3 и одоризация на устройстве 6. 88 Практический интерес ГРС предполагает следующее: во-первых, давление на входе в ГРС примерно равно давлению в магистральном газопроводе (5,5 – 7,5 М а), что в 5-10, а то и в 20 раз больше, чем на выходе из ГРС; во-вторых, в независимости от давления на входе, давление газа на выходе (как правило, 0,3-1,2 М а) одинаково при разных расходах. И, в-третьих, при помощи прибора учета газа 3 можно определить расход газа по подводящему газопроводу-отводу в режиме реального времени. Рисунок 4.2 – Принципиальная схема ГРС Схема газообеспечения существенно определяет экологическую и экономическую эффективность, функционирование промышленных и сельскохозяйственных предприятий, влияет на конкурентоспособность их продукции, играет весьма важную социальную роль, обеспечивает газовым топливом коммунально-бытовых потребителей и население городов и поселков [98]. Особую актуальность в перспективе приобретают вопросы надежности поставки газа в связи с решением государственной задачи использования природного газа в качестве моторного топлива на транспорте в сельском хозяйстве и для когенерационных установок, вырабатывающих электрическую и тепловую энергию с довольно низкой себестоимостью [56, 57, 58]. Организационно-правовые формы, обеспечивающие поставку газа, определяются 89 нормативно-технической документацией [2, 3]. В схеме подачи газа также важны объекты ГРО, включающие газораспределительные пункты (ГРП). Пункты ГРП являются следующими за ГРС в цепочке объектов поставки газа потребителям и устанавливаются в местах соединений газопроводов различного диаметра, предназначенных для снижения и автоматического поддержания давления на заданном уровне. Наряду с ГРП широко используются шкафные регуляторные пункты (ШРП). Основная функция ГРП и ШРП схожа – это понижение давления газа. Отличаются они тем, что объем газа, проходящий через ГРП, гораздо больше, чем через ШРП (рисунок 4.3). а б Рисунок 4.3 – Общий вид ГРП (а) и ШРП (б) Научно-практический интерес представляет схема функционирования крупного промышленного центра города [56], принципиальная схема представлена на рисунке 4.4. Схема построена по лучевому принципу, охватывает город с нескольких сторон, с кольцевыми секционно-радиальными уличными газопроводами, а также промышленные предприятия. Необходимо подчеркнуть тот факт, что газоснабжение каждого потребителя дублируется. Если возникает внештатная ситуация на газопроводе после ГРС и существует возможность прекращения подачи энергоресурса до конечного пункта, по технологии преду- 90 смотрена возможность перенаправления газовых потоков. В отличие от внутригородских газопроводов (ГП от ГРС до потребителя), газопровод-отвод, как правило, единственный, который связывает ГРС и магистральный трубопровод. При возникновении аварийной ситуации на нем невозможно перенаправить газовый поток. Следовательно, стабильность газоснабжения потребителей напрямую зависит от надежности газопровода-отвода, а она в свою очередь зависит от многих факторов, в том числе и от его «чистоты». Рисунок 4.4 – Принципиальная схема газоснабжения города 4.3 Создание высокоскоростных течений газа в газопроводах-отводах Основными характеристиками любого газопровода, в том числе газо- провода-отвода является его производительность, диаметр, рабочее давление и массовый расход газа. При дальнем транспорте газ компримируют, и в трубопроводе он находится под давлением. Это делается с целью увеличения единицы количества газа в единице объема. На экспериментальной установ- 91 ке, описанной во второй главе, было качественно доказано, что в трубопроводе возможно создать высокоскоростное течение газа при низком давлении и большом массовом расходе. В частности, для создания высокоскоростного течения газа в газопроводе-отводе необходимо организовать такой технологический режим, чтобы давление в магистральном газопроводе (МГ) и газопроводе-отводе (ГО) было различным, т.е. на кране (отсекающий ГО от МГ) был перепад давления. Для достижения этой цели существуют различные способы. Разберем подробнее некоторые из них. Одним из самых простых способов является продувка на свечу. На рисунке 4.5 представлена принципиальная схема ГРС с продувкой на свечу [50]. Ратм Р1 На свечу 1 МГ Р3 2 Р2 ГО ГРС Потребитель Рисунок 4.5 – Схема ГРС с продувкой на свечу В магистральном газопроводе газ находится при давлении Р1, далее через охранный кран 1 газ поступает в газопровод-отвод под давлением Р2, далее редуцируется на ГРС и с давлением Р3 поступает к потребителю. При стационарной работе газотранспортной системы давление в магистральном газопроводе примерно равно давлению в газопроводе-отводе, а давление Р3 гораздо меньше, чем Р1 и Р2. Для создания высокоскоростного течения газа прекращается подача газа потребителю, открывается кран 2 и газ стравливается в атмосферу. В силу того, что давление после крана 2 равно атмосферному, то и перепад численно будет равен давлению в газопроводе. Этот спо- 92 соб экономически и экологически невыгодный, так как происходят неоправданно большие потери газа и прекращается подача газа потребителю [48]. Реализация второго способа создания высокоскоростного потока газа дает возможность осуществить перепад давления без сброса газа в атмосферу и без прекращения подачи газа потребителю (рисунок 4.6). Принцип работы заключается в следующем: закрывают краны 1 и 2. Кран 2 – это байпас крана 1, а так как на ГРС стабильно идет потребление газа, то давление в газопроводе-отводе Р2 снижается. Согласно [32] минимальная величина Р2, при которой будет осуществляться надежная поставка газа потребителю, составляет Рmin = 0,8 МПа. При достижении Рmin открывается кран 2 и выполняется продувка газопровода-отвода. 2 Р1 Р3 Р2 МГ ГО ГРС Потребитель 1 Рисунок 4.6 – Принципиальная схема ГРС Данная технология имеет ряд недостатков. Во-первых, ненадежность газоснабжения потребителей, во-вторых, существуют определенные трудности с мониторингом процесса продувки. В-третьих, при использовании данной технологии высокоскоростной поток имеет импульсный характер, что усложняет управление им. Третий способ создания высокоскоростного потока заключается в постройке лупинга в обвод крана 2 (рисунок 4.7). На обводной линии устанавливают временную газораспределительную станцию (ВГРС), кран 2 закрывают, открывают краны 1 и 3 и выполняют редуцирование газа до давления Р2=Р3+10%Р3. 93 Очевидно, что на кране 2 создается перепад давления. Этот способ интересен тем, что при постоянном потреблении газа скорость газового потока в газопроводе-отводе возможно изменять и регулировать. Ниже будет предложена методика расчета давления Р2 и примеры расчета критической скорости газового потока для реально действующих газопроводов. Р1 2 Р3 Р2 РК МГ ГО 1 ВГРС Потребитель ГРС 3 Рисунок 4.7 – Продувка при помощи ВГРС Предлагается перед ГРС устанавливать расширительные камеры (РК), чтобы при очистке газопровода-отвода от жидкостных скоплений все гидраты скапливались в одном месте. На экспериментальной установке применялась расширительная камера с горизонтальным входом и вертикальным выходом газа (рисунок 4.8). Качественно была доказана ее эффективность. Газ Отбойник Газ Поток газа с жидкостью Жидкость Рисунок 4.8 – Расширительная камера Емкость для приема жидкостных скоплений 94 Примечание. ВГРС по своей конструкции и функциональному значению ничем не отличается от ГРС, отличие лишь в одном – ВГРС мобильная. В предлагаемом способе очистки одну ВГРС можно применять для очистки разных газопроводов-отводов путем перемещения ее от очищенного участка трубопровода к требующего очистки. На крановом узле газопровода-отвода, ближайшего к магистральному газопроводу, необходимо установить трубопроводную арматуру для подключения ВГРС. Полагается, что данные изменения не повлекут за собой больших материальных затрат. 4.4 Методика расчета скорости газового потока, необходимой для удаления жидкости из внутренней полости трубопровода Как было показано выше, для удаления жидкостного скопления из внутренней полости газопровода необходимо создать определенную критическую скорость газового потока, которая определяется по формуле: (4.1) , где sin(α)– синус угла наклона газопровода на модели, а – плотность газа в экспериментальных условиях. Важно понимать, что плотность газа в реальном газопроводе изменяется в зависимости от давления [96]. Поэтому при составлении критериев подобия для разработки модели должно выполняться равенство: р р (4.2) 95 где – плотность жидкости, причем она одинакова на модели и в реальном газопроводе, – синус угла наклона в реальном газопроводе, а – плотность газа в очищаемом газопроводе. Тогда (4.3) Следовательно, с учетом формулы 4.3, формула 4.1 примет вид: Для создания скорости расходе газа торого (4.4) . р течения газа, необходимой при постоянном нужно снизить избыточное давление в газопроводе до неко- (рисунок 4.7). Очевидно, что очистка трубопровода потоком газа возможна при выполнении условия: (4.5) Т.е. в действующем газопроводе возможно осуществить очистку от жидкостных скоплений, когда скорость потока газа ходе и давлении давлении при коммерческом рас- больше критической скорости выноса р при том же для максимального угла наклона газопровода к горизонту. Произведем расчет . В общем случае имеем: 96 . (4.6) Тогда , (4.7) так как (4.8) Следовательно (4.9) Тогда скорость газа в газопроводе равна . (4.10) С учетом 4.8 критическая скорость, необходимая для выноса жидкостного скопления, вычисляется по формуле: р (4.11) В итоге неравенство 4.5 можно переписать в виде: (4.12) Формула 4.12 – это условие создания самоочищаемого режима работы газопровода. 97 Примеры расчета выносных скоростей для трубопроводов предгорных и горных районов Северного Кавказа 4.5 Наиболее актуальным стало бы применение результатов диссертационной работы для газопроводов Северного Кавказа. Как правило, в предгорных и горных районах Кавказа проложены трубопроводы сравнительно небольшой протяженности (от 1 до 50 км) и малых диаметров (50 – 500 мм.). Это газопроводы-отводы, транспортирующие газ до газораспределительных станций, или газопроводы – системы газораспределения, транспортирующие газ до потребителя. Именно эти газопроводы наиболее приспособлены к очистке внутренней полости предлагаемым методом [24]. Для каждого очищаемого газопровода необходимо индивидуально рассчитывать, насколько необходимо снизить давление в трубопроводе, чтобы создать в нем критическую скорость газового потока, необходимую для выполнения условия режима самоочистки газопровода. Р1 2 Р3 Р2 РК МГ ГО 1 ВГРС ГРС Потребитель 3 Рисунок 4.9 – Очищаемый участок газотранспортной системы Для наглядного примера построим графически зависимость скорости газового потока от давления выноса жидкостного скопления и критическую скорость, необходимую для р так же от на одном графике для опре- деленного газопровода. Параметры газотранспортной системы таковы: природный газ транспортируется по газопроводу с внутренним диаметром В полости газопровода находится жидкостное скопление плотно- 98 стью и вязкостью , максимальный угол наклона восходящего участка очищаемого газопровода вод проложен в грунте, температура которого щаемом газопроводе . ТрубопроК Давление в очи- можно изменять от 0,5 М а до 7,5 М а, коммерче- ский расход газа по газопроводу-отводу равен Примем допущения: . – ускорение свободного падения; – газовая постоянная для метана; пература при стандартных условиях; К – тем- – атмосферное давление 101325 а (рисунок 4.9). Исходные данные подставим в формулы 4.10 и 4.11 и при помощи программы MS Excel построим графическую зависимость и р от давления . Получим: м/с 200 150 V 100 V р 4,3 МПа 50 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 МПа Рисунок 4.10 – Очистка при 4,3 МПа Из рисунка 4.10 видно, что очистку внутренней полости газопровода возможно осуществить при давлении 4,3 М а и меньше. Изменяя исходные данные, построим аналогичные графики, что позволит наглядно проследить, как тот или иной параметр влияет на создание режима самоочистки газопровода. Примем внутренний диаметр газопровода равным 0,3 м, а Получим новый график: (рисунок 4.11а) и (рисунок 4.11б). 99 80 м/с 140 120 100 80 60 40 20 0 60 1,4 МПа 40 20 0 0 1 2 3 4 5 6 7 МПа 8 м/с 2,8 МПа МПа 0 1 2 3 5 а 6 7 8 V р V V р V 4 б Рисунок 4.11 – Режим самоочистки при одном внутреннем диаметре и различных расходах газа Из рисунка 4.11 видно, что процесс очистки эффективно производить при большем коммерческом расходе газа. Изменив в исходных данных коммерческий расход газа, положим получим: 35 30 25 20 15 10 5 0 м/с V V р 0 1 2 3 4 5 6 7 8 МПа Рисунок 4.12 – Невозможность очистки полости трубопровода Из рисунка 4.12 следует, что при заданном режиме работы газотранспортной системы произвести очистку внутренней полости трубопровода от жидкостных скоплений, используя энергию струи газового потока, невозможно. Далее представлены графики, демонстрирующие влияние плотности жидкостного скопления на очистку газопровода. Рисунок 4.13 а построен при плотности жидкости рисунок 4.13 б при . Получим: ,а 100 м/с м/с 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 3,8 МПа 0 1 2 3 4 5 6 7 0 8 1 2 МПа V р V 4,2 МПа 3 4 6 7 8 МПа V р V а 5 б Рисунок 4.13 – Очистка при различных плотностях жидкостного скопления Из рисунка 4.13 следует, что очистка более эффективна и менее затратна при большей плотности жидкостного скопления. На следующей паре графиков проиллюстрировано влияние угла наклона восходящего участка газопровода на эффективность выноса скопления жидкости. Рисунок 4.14 а построен при угле наклона 5º, а рисунок 4.14 б при 30 º. Получим: м/с м/с 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 5,3 МПа 0 1 2 3 4 V 5 V р 6 7 8 МПа 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 3,5 МПа 0 1 2 3 4 V а б Рисунок 4.14 – Очистка при различных углах наклона 5 V р 6 7 8 МПа 101 Из рисунка 4.14 видно, что очистка более эффективна при меньших углах наклона восходящего участка газопровода. Результаты диссертационной работы использовались для корректировки методики очистки внутренней полости трубопровода от жидкостных скоплений на действующем объекте газотранспортной системы. Метод, разработанный автором, позволил упростить технологию очистки, снизить эксплуатационные затраты и уменьшить воздействие вредных веществ на окружающую среду, что подтверждает акт внедрения результатов диссертационной работы (Приложение Ж). Примечание. Как показывает практика, при стационарном режиме работы газопровода в его пониженных участках находится жидкость. Причем ее плотность приблизительно одинакова для данной газотранспортной системы, а если и отличается, то не более чем на 10%. Очевидно предположить, что если участок газопровода ремонтировался и проводились гидравлические испытания, то плотность жидкости, образующей пробку, будет равна плотности той жидкости, которую применяли в испытаниях. Если в устройствах очистки на КС эксплуатационный персонал наблюдает повышенное содержание жидкостных фракций, то логично предположить, что именно этот состав находится и в пониженных участках трубопровода. Следовательно, имеется возможность извлечь жидкость из устройства очистки и произвести измерение плотности, что позволит выполнить точный расчет критической скорости выноса. 102 ВЫВОДЫ 1. Очистка внутренней полости газопровода от жидкости, аккуму- лирующейся в пониженных участках профиля, путем увеличения скорости потока газа во многих случаях возможна. Метод продувки целесообразно применять для удаления жидкости, прежде всего, из газопроводов небольшого диаметра, причем очистка выполняется путем снижения в трубопроводе давлении до расчетного. 2. Под действием набегающего потока газа скопление жидкости в пониженном участке профиля газопровода деформируется, постепенно перемещаясь на восходящий участок колена, поэтому на условие выноса жидкости из трубопровода оказывает влияние только восходящие участки, точнее углы их подъема, в то время как нисходящие участки существенного влияния не оказывают. В критерии возможности выноса скопления жидкости из конкретного газопровода нужно учитывать максимальное значение углов восходящих участков. 3. Показано, что при повышении давления в газопроводе и, следо- вательно, увеличении плотности газа, вынос жидкостных скоплений из пониженных участков профиля достигается при меньших значениях скорости газа. Иными словами увеличение плотности газа эквивалентно уменьшению угла наклона восходящих участков газопровода. 4. Критическая скорость газового потока, при которой происхо- дит вынос жидкости из пониженного участка профиля газопровода данного диаметра, зависит, главным образом, от произведения отношения плотностей жидкости и газа, умноженной на синус угла наклона восходящего участка трубопровода к горизонту. Соответствующая зависимость предложена в диссертации. Для расчета процесса продувки рекомендуется использовать формулу (4.12), полученную в диссертации. 5. При продувке газопровода на поверхности жидкости из скопле- ния образуются волны, а когда амплитуда этих волн приближается к внут- 103 реннему диаметру трубопровода, поток газа отрывает часть жидкости от общего объема скопления и частично выносит ее из трубы. Частичных выносов может быть много, причем они происходят при меньшей скорости потока, чем критическая. Объем жидкости в скоплении практически не влияет на значение критической скорости. Установленный эффект имеет значение прежде всего для реальных газопроводов, поскольку заранее невозможно определить объем жидкости, находящейся в трубе. 6. Увеличение скорости газового потока необходимо осуществлять постепенно и равномерно, для того чтобы уменьшить число частичных выносов, так как удаляемая жидкость, движущаяся в потоке газа, имеет большую кинетическую энергию, которая при столкновении с технологическим оборудованием может нанести повреждение этому оборудованию или даже вовсе разрушить его. 104 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 Р.А., 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.И., Блохин Н.Ф. Южная магистраль: к 50-летию Невинномысского 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 А.М. 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. 105 19. Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности. 2-е изд. перераб. и доп. – М.: Недра, 1989. 20. Волошин А.М. Разработка и создание устройств очистки транспортируемого газа / А.М. Волошин, В.В. Салюков, В.С. 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. – Л.: «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 К.М., 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 А.А., 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- 106 35. 36. 37. 38. 39. 40. 41. 42. 43. 44. 45. 46. 47. 48. стика, 1973. Дубров А.М., Мхитарян В.С., Трошин Л.И. Многомерные статистические методы: Учебник. – М.: Финансы и статистика, 1998. Дятлов В.А. Обслуживание и эксплуатация линейной части магистральных газопроводов. Учебник для профтехобразования. – М.: Недра, 1984. Егерман Г.Ф., Джафаров М.Д., Никитенко Е.А.. Эксплуатация линейной части магистральных газопроводов. М.1968 230 с. Елистратов А.В. 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. Жуковская З.И. Расчет и проектирование магистральных газопроводов. – Минск, 1966. Иванов С.И.. Очистка промысловых газопроводов. Газовая промышленность №6, 2003 г. с 82. Информатика в статистике: словарь-справочник. – М.: Финансы и статистика, 1994. 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. 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, 1996 с.23-31. Истомин В.А. Физико-химические исследования газовых гидратов: проблемы и перспективы. -М: «ИРЦ Газпром», 2000 71 с. 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. Истомин В.А., Ланчаков Г.А. Аналитические модели процесса абсорбации 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. 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. Капцов И. И. Сокращение потерь газа на магистральных газопроводах. – М.: Недра, 1988. 107 49. Кершоу C. Ф. Очистные устройства с усиленным воздействием на внутренние стенки трубопроводов. Журнал нефтегазовые технологии №3 1998 год с. 74-79. 50. Климовский Е.М. Продувка и испытание магистральных трубопроводов. – М.: «Недра», 1966. 51. 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. 52. Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. – М.: Нефть и газ, 1999. 53. 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. 54. Коклин И.М. Опыт работы Невинномысского газотранспортнопотребляющего узла. Обз. инф. сер. Транспорт и подземное хранение газа – М. ООО «ИРЦ Газпром» 2009 – 57 с. 55. Коклин И.М. Эксплуатация Невинномысского газотранспортнопотребляющего узла (к 35-летию Невинномысского ЛПУ МГ ПП «Кавказтрансгаз») ИРЦ Газпром. Обз. инф. сер. Транспорт и подземное хранение газа – 1994 – 50 с. 56. 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. 57. 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. 58. Коклин И.М., Сухоруков А.Н., Опыт эксплуатации газораспределительных станций// Транспорт и подземное хранение газа – науч.-техн. сб. – 1996 №3. – 31 с. 59. Колемаев В.А., Староверов О.В., Турундаевский В.Б. Теория вероятностей и математическая статистика. – М.: Высшая школа, 1990. 60. Коробков Г.Е. Движение нефтей и нефтепродуктов в трубопроводах неполным сечением (дисс. канд.техн. наук., Уфа, 1971 г., 167 с.) 61. Коршак А.А. Запасы, добыча и транспортировка нефти в странах СНГ. – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2007. 62. Коршак А.А. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: Учебник для вузов / Коршак А.А., Нечваль А.М.; Под ред. Коршака А.А. – СПб.: Недра, 2008. 63. Коршак А.А., Забазнов А.И., Новоселов В.В. и др. Трубопроводный транспорт нестабильного газового конденсата. – М.: ВНИИОЭНГ, 1994. 108 64. Коршак А.А., Шаммазов А.М. 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 математикостатистической теории обработки наблюдений, Издательство: государственное издательство физико-математической литературы. – М.:1958. 70. Лихвич А.А., 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 – Газификация. 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 «НедраБизнесцентр», 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. 109 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.2223. 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» / Новосиб.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. – Л. Недра,1971 г. 128 с. 84. Отчет о производственно-хозяйственной деятельности ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» за 2011 г. 85. Патент 2220012 (13) C2, 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) C1; 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 А.М., 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. 110 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 А.А. 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. Невинномысск, 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 А.С. 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.: «Энергоиздат», 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 научнотехнической конференции – М.: ООО «Газпром экспо» 2010. – с. 135141. 108. Толочкин О.Ю. Перспективная система разработки оффшорных месторождений LNG Lite. Газовая промышленность, спецвыпуск, 2011, 111 109. 110. 111. 112. 113. 114. 115. 116. 117. Москва, стр. 32-33. Усольцев М.Е. Удаление жидкостных скоплений из пониженных участков газопровода потоком транспортируемого газа. Автореферат на соискание ученой степени кандидат технических наук, СанктПетербург, 2012 г. Хан Г., Шапиро С. Статистические модели в инженерных задачах. – М.: Мир, 1969. Ходанович И.Е. Аналитические основы проектирования и эксплуатации магистральных газопроводов. – М.: 1961. 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. Чугунов М., Хомич А. Справочник работника газовой промышленности, - Минск, издательство «Наука и техника», 1965. Шавкин Н.К. Очистка природного газа на магистральных газопроводах Л. «Недра», 1973 98 с. 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. Шеннон Р. Имитационное моделирование систем – искусство и наука. Издательство «Мир», Москва 1978 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. 112 Приложение А 113 114 115 116 Приложение Б 117 118 119 120 121 122 123 Приложение В Таблица 2.3 Таблица уровней параметров Номер эксперимента 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 Уровень параметра Уровень параметра Уровень параметра -1 0 +1 -1 0 +1 -1 0 +1 -1 0 +1 -1 0 +1 -1 0 +1 -1 0 +1 -1 0 +1 -1 0 +1 -1 -1 -1 0 0 0 +1 +1 +1 -1 -1 -1 0 0 0 +1 +1 +1 -1 -1 -1 0 0 0 +1 +1 +1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 +1 +1 +1 +1 +1 +1 +1 +1 +1 124 Приложение ГТаблица 2.4 Результаты эксперимента № опыта 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 α Экспериментальное значение скорости газового потока м/с 1 3 7,86 2 3 7,86 3 3 7,93 1 6 8,87 6 8,71 3 6 8,87 1 9 9,70 2 9 9,71 3 9 9,87 1 3 7,88 2 3 7,88 3 3 8,06 1 6 8,82 6 8,89 3 6 8,87 1 9 9,59 2 9 9,41 3 9 9,77 1 3 7,97 2 3 7,92 3 3 7,86 1 6 8,94 6 8,80 3 6 8,92 1 9 9,63 2 9 9,38 3 9 9,52 1 3 7,88 2 3 8,13 3 8,25 1 6 8,80 2 6 8,85 Количество повторений экспериментов 2 2 2 3 Наименование жидкости a b c d , кг/м³ 1057 1072 1086 1095 , сСт 3,5 4,98 8,4 10 11 Среднее значение скорости газового потока м/с 7,89 8,82 9,76 7,94 8,86 9,59 7,92 8,89 9,51 8,09 8,83 125 № опыта 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 α Экспериментальное значение скорости газового потока м/с 3 6 8,85 1 9 9,57 2 9 9,64 3 9 9,61 1 3 7,95 2 3 7,88 3 3 8,25 1 6 8,78 6 9,08 3 6 8,90 1 9 9,50 2 9 9,63 3 9 9,63 1 3 7,86 2 3 8,04 3 3 8,22 1 6 8,83 6 8,89 3 6 8,76 1 9 9,49 2 9 9,54 3 9 9,54 1 3 7,93 2 3 7,83 3 3 7,88 1 6 8,46 6 8,67 3 6 8,46 1 9 9,40 2 9 9,52 3 9 9,40 1 3 6,36 3 6,49 3 3 6,52 1 6 7,49 Количество повторений экспериментов 2 2 2 Наименование жидкости e f g 1098 1110 1112 , сСт 13 17 25 2 h 23 , кг/м³ 918 Среднее значение скорости газового потока м/с 9,61 8,03 8,92 9,59 8,04 8,83 9,52 7,88 8,53 9,44 6,46 51,8 7,45 126 № опыта 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 α Экспериментальное значение скорости газового потока м/с 2 6 7,42 3 6 7,42 1 9 8,04 2 9 8,11 3 9 8,16 1 3 6,28 2 3 6,22 3 3 6,28 1 6 7,35 6 7,25 3 6 7,18 1 9 7,85 2 9 7,95 3 9 7,97 1 3 6,35 2 3 6,22 3 3 6,38 1 6 7,25 6 7,35 3 6 7,18 1 9 7,83 2 9 7,95 3 9 7,88 1 3 7,90 2 3 7,90 3 3 8,04 1 6 9,08 6 8,92 3 6 8,92 1 9 9,75 2 9 9,57 3 9 9,54 1 3 7,48 3 7,42 3 7,49 Количество повторений экспериментов 2 2 2 2 3 Наименование жидкости i g k l , кг/м³ 865 856 1210 1000 , сСт 65 32,87 32,3 1 Среднее значение скорости газового потока м/с 8,10 6,26 7,26 7,92 6,32 7,26 7,89 7,95 8,97 9,62 7,46 127 № опыта 35 36 37 38 39 α Экспериментальное значение скорости газового потока м/с 1 6 8,36 2 6 8,37 3 6 8,18 1 9 9,15 2 9 9,12 3 9 9,12 1 3 7,93 2 3 7,93 3 3 7,81 1 6 8,78 6 8,96 3 6 8,96 1 9 9,63 2 9 9,50 3 9 9,68 Количество повторений экспериментов 2 Наименование жидкости m , кг/м³ 1180 , сСт 1,46 Среднее значение скорости газового потока м/с 8,30 9,13 7,89 8,90 9,60 128 Приложение Д Таблица 1. Расчет дисперсии адекватности Наименование жидкости , кг/м³ , сСт α измеренное значение 1057 3,5 3 7,89 7,79 0,009595895 1057 3,5 6 8,82 8,75 0,004341814 3 1057 3,5 9 9,76 9,56 0,039922278 4 1072 4,98 3 7,94 7,84 0,010918664 1072 4,98 6 8,86 8,79 0,004223266 6 1072 4,98 9 9,59 9,49 0,010700065 7 1086 8,4 3 7,92 7,83 0,007601504 1086 8,4 6 8,89 8,82 0,004941163 9 1086 8,4 9 9,51 9,45 0,003427351 10 1095 10 3 8,09 7,94 0,022949918 1095 10 6 8,83 8,80 0,001145878 1095 10 9 9,61 9,52 0,007929862 1098 13 3 8,03 7,90 0,017088818 1098 13 6 8,92 8,84 0,006253726 15 1098 13 9 9,59 9,50 0,007242385 16 1110 17 3 8,04 7,92 0,015025413 1110 17 6 8,83 8,80 0,00049168 18 1110 17 9 9,52 9,48 0,001610477 19 1112 25 3 7,88 7,82 0,004240439 1112 25 6 8,53 8,63 0,008771403 № опыта 1 2 5 8 11 a b c d 12 13 14 17 20 e f g рассчитанное значение 21 1112 25 9 9,44 9,42 0,00037756 22 918 51,8 3 6,46 6,58 0,014285066 918 51,8 6 7,45 7,52 0,00504177 24 918 51,8 9 8,10 8,13 0,000898946 25 865 65 3 6,26 6,34 0,006675749 865 65 6 7,26 7,27 0,000130841 27 865 65 9 7,92 7,88 0,001835908 28 856 32,87 3 6,32 6,38 0,003680293 23 26 29 h i 856 32,87 6 7,26 7,28 0,000295204 30 856 32,87 9 7,89 7,87 0,000441229 31 1210 32,3 3 7,95 8,04 0,009339004 1210 32,3 6 8,97 9,09 0,012794219 33 1210 32,3 9 9,62 9,75 0,017154438 34 1000 1 3 7,46 7,48 0,000334853 1000 1 6 8,30 8,38 0,006427564 36 1000 1 9 9,13 9,12 2,43019E-05 37 1180 1,46 3 7,89 8,10 0,042200653 1180 1,46 6 8,90 9,14 0,05928287 1180 1,46 9 9,60 9,85 0,058756864 32 35 38 39 g k l m 0,01224 129 Таблица 2. Расчет дисперсии, характеризующей ошибку опыта № опыта 1 2 3 4 Количество повторений экспериментов Наименование жидкости , кг/м³ , сСт 1 3 7,86 7,89 0,000552613 2 3 7,86 7,89 0,000552613 3 3 7,93 7,89 0,002210452 1 6 8,87 8,82 0,002797603 2 6 8,71 8,82 0,011190413 3 a 1057 3,5 6 8,87 8,82 0,002797603 1 9 9,70 9,76 0,004179136 2 9 9,71 9,76 0,002210452 3 9 9,87 9,76 0,012468331 1 3 7,88 7,94 0,003453831 2 3 7,88 7,94 0,003453831 3 3 8,06 7,94 0,013815325 6 8,82 8,86 0,001692377 6 8,89 8,86 0,000863458 3 6 8,87 8,86 0,000138153 1 9 9,59 9,59 0 2 9 9,41 9,59 0,031084482 3 9 9,77 9,59 0,031084482 1 3 7,97 7,92 0,002797603 2 3 7,92 7,92 7,88861E-31 3 3 7,86 7,92 0,002797603 1 6 8,94 8,89 0,002797603 6 8,80 8,89 0,00777112 3 6 8,92 8,89 0,001243379 1 9 9,63 9,51 0,013815325 2 9 9,38 9,51 0,016716543 3 9 9,52 9,51 0,000138153 1 3 7,88 8,09 0,042309433 2 3 8,13 8,09 0,001692377 3 3 8,25 8,09 0,027078037 1 6 8,80 8,83 0,001243379 6 8,85 8,83 0,000310845 3 6 8,85 8,83 0,000310845 1 9 9,57 9,61 0,001243379 2 9 9,64 9,61 0,001243379 3 9 9,61 9,61 0 1 3 7,95 8,03 0,005836975 2 3 7,88 8,03 0,021586446 3 8,25 8,03 0,049873324 6 8,78 8,92 0,019894068 1 5 6 7 8 9 10 11 12 13 2 2 2 3 14 α 1 b c d e 1072 1086 1095 1098 4,98 8,4 10 13 130 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 2 6 9,08 8,92 0,02517843 3 6 8,90 8,92 0,000310845 1 9 9,50 9,59 0,006769509 2 9 9,63 9,59 0,001692377 3 9 9,63 9,59 0,001692377 1 3 7,86 8,04 0,031084482 2 3 8,04 8,04 0 3 3 8,22 8,04 0,031084482 1 6 8,83 8,83 3,45383E-05 6 8,89 8,83 0,003453831 3 6 8,76 8,83 0,004179136 1 9 9,49 9,52 0,001243379 2 9 9,54 9,52 0,000310845 3 9 9,54 9,52 0,000310845 1 3 7,93 7,88 0,002797603 2 3 7,83 7,88 0,002797603 3 3 7,88 7,88 7,88861E-31 1 6 8,46 8,53 0,004973517 6 8,67 8,53 0,019894068 3 6 8,46 8,53 0,004973517 1 9 9,40 9,44 0,001692377 2 9 9,52 9,44 0,006769509 3 9 9,40 9,44 0,001692377 1 3 6,36 6,46 0,008841808 2 3 6,49 6,46 0,000863458 3 3 6,52 6,46 0,004179136 1 6 7,49 7,45 0,002210452 6 7,42 7,45 0,000552613 3 6 7,42 7,45 0,000552613 1 9 8,04 8,10 0,004179136 2 9 8,11 8,10 3,45383E-05 3 9 8,16 8,10 0,003453831 1 3 6,28 6,26 0,000310845 2 3 6,22 6,26 0,001243379 3 3 6,28 6,26 0,000310845 1 6 7,35 7,26 0,008841808 6 7,25 7,26 0,000138153 3 6 7,18 7,26 0,006769509 1 9 7,85 7,92 0,005836975 2 9 7,95 7,92 0,000863458 3 9 7,97 7,92 0,002210452 1 3 6,35 6,32 0,000863458 2 3 6,22 6,32 0,008841808 3 6,38 6,32 0,004179136 1 6 7,25 7,26 0,000138153 2 6 7,35 7,26 0,008841808 2 2 2 2 3 29 f g h i g 1110 1112 918 865 856 17 25 51,8 65 32,87 131 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 3 6 7,18 7,26 0,006769509 1 9 7,83 7,89 0,003453831 2 9 7,95 7,89 0,004179136 3 9 7,88 7,89 3,45383E-05 1 3 7,90 7,95 0,002210452 2 3 7,90 7,95 0,002210452 3 3 8,04 7,95 0,008841808 1 6 9,08 8,97 0,011190413 6 8,92 8,97 0,002797603 3 6 8,92 8,97 0,002797603 1 9 9,75 9,62 0,016716543 2 9 9,57 9,62 0,002210452 3 9 9,54 9,62 0,006769509 1 3 7,48 7,46 0,000138153 2 3 7,42 7,46 0,001692377 3 3 7,49 7,46 0,000863458 1 6 8,36 8,30 0,002797603 6 8,37 8,30 0,004973517 3 6 8,18 8,30 0,015231396 1 9 9,15 9,13 0,000552613 2 9 9,12 9,13 0,000138153 3 9 9,12 9,13 0,000138153 1 3 7,93 7,89 0,001692377 2 3 7,93 7,89 0,001692377 3 3 7,81 7,89 0,006769509 1 6 8,78 8,90 0,013815325 6 8,96 8,90 0,003453831 3 6 8,96 8,90 0,003453831 1 9 9,63 9,60 0,000552613 2 9 9,50 9,60 0,009981572 3 9 9,68 9,60 0,005836975 2 2 2 k l m 1210 1000 1180 32,3 1 1,46 Таблица 3.1 Результаты эксперимента 132 Приложение Е 133 Приложение Ж
