Диагностика места утечки на подводящем газопроводе высокого давления при топливоснабжении энергетических систем и комплексов Текст научной статьи по специальности «Механика и машиностроение»

ISSN 0321-2653 ИЗВЕСТИЯ ВУЗОВ. СЕВЕРО-КАВКАЗСКИИ РЕГИОН._ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ. 2017. № 2

ISSN 0321-2653 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKIIREGION. TECHNICAL SCIENCE. 2017. № 2

УДК 620.9 DOI: 10.17213/0321-2653-2017-2-35-39

ДИАГНОСТИКА МЕСТА УТЕЧКИ НА ПОДВОДЯЩЕМ ГАЗОПРОВОДЕ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ ПРИ ТОПЛИВОСНАБЖЕНИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ И КОМПЛЕКСОВ

© 2017 г. А.А. Белов1, М.В. Ксензов2

1 Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова, г. Новочеркасск, Россия, 2Новочеркасский инженерно-мелиоративный институт им. А.К. Кортунова ДГАУ, г. Новочеркасск, Россия

DIAGNOSTICS OF THE INCOMING HIGH PRESSURE GAS PIPELINE ACCIDENT LOCATION OF ENERGY SYSTEMS AND COMPLEXES

А.А. Belov1, M. V. Ksenzov2

1Platov South-Russian State Polytechnic University (NPI), Novocherkassk, Russia, 2Kortunov Novocherkassk Engineering Institute of melioration DGAU, Novocherkassk, Russia

Белов Александр Алексеевич - д-р техн. наук, доцент, кафед- Belov Alexander Alekseevich - Doctor of Technical Sciences,

ра «Тепловые электрические станции и теплотехника», assistant professor, department «Thermal power stations and

Южно-Российский государственный политехнический уни- heat transfer engineering», Platov South-Russian State

верситет (НПИ) имени М.И. Платова, г. Новочеркасск, Polytechnic University (NPI), Novocherkassk, Russia.

Россия. E-mail: sas-bel@mail.ru E-mail: sas-bel@mail.ru

Ксензов Максим Валерьевич - аспирант, Новочеркасский Ksenzov Maxim Valeryevich - post-graduate student, Kortunov

инженерно-мелиоративный институт им. А.К. Кортунова Novocherkassk Engineering Institute of melioration

ДГАУ, г. Новочеркасск, Россия. E-mail: DGAU, Novocherkassk, Russia. E-mail:

max.ksenzov.kmv@gmail.com max.ksenzov.kmv@gmail.com

Рассмотрены проблемы обеспечения безопасного топливоснабжения энергетических комплексов на примере подводящего газопровода высокого давления. Освещены основные вопросы, связанные с обнаружением места утечки на подводящих газопроводах высокого давления при топливоснабжении энергетических комплексов. Предложена математическая модель, с помощью которой можно найти утечку на подводящих газопроводах. Проанализирован процесс изменения давления при различных нештатных режимах.

Ключевые слова: энергетические системы; диагностика; подводящий газопровод; топливоснабжение; энергетическая безопасность.

The problems of safe fuel supply of energy systems on the example of the high-pressure gas pipeline. The main issues related to the discovery of a high-pressure leak in the gas line while supplying energy complexes with fuel were reviewed. A mathematical model that can be used to find a leak in the gas line was offered. Pressure changes in the process of various non-standard modes were analyzed.

Keywords: power systems; diagnostics; distribution pipeline; fuel supply; energy security.

Надежность работы энергетических систем ся одним из принципиальных критериев иннова-

и комплексов во многом определяется стабиль- ционного становления страны и в то же время

ностью поступления энергоносителей. Природ- считается одним из важнейших компонентов

ный газ является одним из самых распростра- национальной безопасности государства [1 - 4]. ненных энергоносителей и основным топливом Учитывая тот факт, что топливно-

на многих энергетических предприятиях. Воз- энергетическая промышленность в нашей стране

никновение аварий на подводящих к энергоком- находится под большой загруженностью, не ред-

плексам трубопроводах оказывает непосредст- ки случаи аварийности в данном секторе. Воз-

венное влияние на техногенную энергобезопас- можен выход из строя отдельной части (подво-

ность предприятий и населения. Энергетическая дящего газопровода) или целого комплекса, что

безопасность в настоящий момент представляет- приводит к значительным финансовым затратам.

ISSN0321-2653 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKIIREGION.

TECHNICAL SCIENCE. 2017. № 2

Еще на этапе проектирования в подводящие газопроводы к энергетическим комплексам необходимо закладывать значительный запас эксплуатационной надежности, позволяющей им на протяжении не одного десятилетия бесперебойно доставлять природный газ потребителю [5-7]. Согласно [8], под надежностью энергокомплекса понимают свойство объекта сохранять во времени способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортировки. Показатели надежности включают в себя большой диапазон критериев, характеризующих работу энергокомплекса. В числе первичных признаков надежности можно выделить ремонтопригодность системы, заключающуюся в приспособленности к поддержанию и восстановлению работоспособного состояния путем технического обслуживания и ремонта, реализующуюся в течение некоторого времени, которое называется временем восстановления. Такие масштабные мероприятия, в которых задействованы как различная техника, так и большой человеческий потенциал, предопределяют объем техногенного воздействия на окружающую флору и фауну. При крупных авариях нередки случаи нанесения вреда здоровью или даже летального исхода обслуживающего персонала. Все перечисленные последствия необходимо максимально минимизировать, а в идеальном случае предугадывать и исключать.

Таким образом, исследования в данной области являются актуальными и будут направлены на обнаружение аварии на подводящем газопроводе при топливоснабжении энергокомплекса с целью уменьшения времени восстановления энергокомплекса во время аварии и в конечном счете снижения финансовых затрат и повышения надежности энергокомплексов.

Рассмотрим процесс истечения газа в газопроводе. Для моделируемого объекта подавляющее значение имеют линейные потери, которые определяются следующей формулой Вейсбаха-Дарси [9, 10]:

\2

• V , (1)

Ар = X ■ М. D 2

где Лp = p1 - p2 - разность давлений на входе и на выходе; X - коэффициент гидравлического трения; L, Di - длина и внутренний диаметр трубопровода, м; р^ - массовая скорость, кг/(м2с); V - средний удельный объем газа, м3/кг.

С использованием массового расхода зависимость (1) запишется в виде:

Ар = X-

L т2

D 2- A

■ v или р1-р2= а-v ,

(2)

где

a = X

L т2 D, 2-А 2

- временное обозначение для

сокращения записи.

Из зависимости (2) получается выражение для среднего давления в трубопроводе р :

_ - р + Р? а _

Р2 = Р - —V , р = ^ 2 = р . (3)

Уравнение состояния реального газа для средних параметров газа в трубопроводе запишется:

р • у = Я • Т • г . (4)

Подставляя в (4) среднее давление р из (3)

Piv v = R ■T ■z

и преобразовывая его к стандартному виду квадратного уравнения, получаем

— а —2 п т -

р • у---у = Я • Т • г

2

или — • V 2 - рУ + Я • Т • X = 0. 2

Общее решение данного уравнения имеет

вид

Pi ±

v = -

p2 ■ 4■-■ R■ T ■ z 1 2

(5)

Подставляем средний удельный объем из (5) в (4):

р -р2 = р\ Р12 -2а• Я • Т • г . После взаимного сокращения слагаемых р в левой и правой части уравнение возводится в квадрат:

р22 = р12 - 2—Я • Т • г

или р12 - р22 = 2а • Я • Т • X. (6)

Подставим в (6) обозначение a из (2):

Р12 - р2 = X — • ^ • Я • Т • г. (7) Ц Л2

Используем связь между массовым и объемным расходом т = р„ • Уп и формулу площади

a

ISSN 0321-2653 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKIIREGION.

TECHNICAL SCIENCE. 2017. № 2

круга A = л •а/4. В этом случае зависимость (7) принимает следующий вид:

(8)

1)1 ж

С помощью уравнения состояния, записанного для нормальных условий, можно из уравнения (8) исключить газовую постоянную R:

R=pAPnT„Zn), тогда зависимость (8) примет вид

2 2 ^16 Т ■ 1 - 2Т /П\ А -Р2 ■-Рп-Т^-Рп-К (9)

Через х обозначается координатная ось, проходящая вдоль оси трубопровода, при этом начало оси совпадает с входом в трубу. Тогда, используя (9), распределение давления по длине трубопровода записывается в следующих видах:

Pi

Р =

2 X

^ D5

16 • Ри • TpnVn2Kx; (10)

п

Р1

16

— • ри

_ X 16 T

C■—• Ри • T • pn D, п T„

■ K .

(11)

Тогда выражение (10) сводится к следующему виду:

В модели диагностики места утечки были приняты следующие допущения:

1. Температура газа на всех участках трубопровода одинакова и равна Т .

2. Коэффициент местного сопротивления вдоль трубы в месте расположения утечки равен нулю.

С учетом этих допущений и формулы (12) перепады давлений на участках до разрыва и после запишутся в виде

\р?-р2х=С.х.Г12,

{Р2Х-Р1=С.{Ь-Х)У1

Складывая данные выражения, получим: р2-р22=С-Ь-^+С-х-(у2-У2). (13)

Формула (13) определяет зависимость изменения давления в трубопроводе от величины утечки и места ее расположения.

Из (13) определяется расстояние до места утечки «х»:

x =

pl-pl-C-L-Vi

Ц л"

где p - давление газа в сечении «х»; X - коэффициент гидравлического сопротивления; Di - диаметр газопровода (внутренний); рп - плотность газа при нормальных условиях; Tn - температура газа при нормальных условиях; Т - средняя температура газа; К — коэффициент сжимаемости газа; Уп - объемный расход газа в нормальных условиях.

При выводе зависимостей (8)-(10) были использованы следующие допущения:

1. Перепад давления в трубе определяется потерями по длине, т.е. потери на местных сопротивлениях, нивелирная составляющая и изменение давления из-за ускорения потока равны нулю.

2. В качестве средних по длине трубопровода параметров (давление, температура) применяются их среднеарифметические значения на входе и выходе.

Для удобства расчетов вводится фактор «С». Величина «С» будет охватывать все единицы, кроме длины Ь, объемного расхода газа Уп :

с-(ъ\2-V22)

(14)

Комплекс «С» из (14) можно определить двумя способами. В первом способе «С» рассчитывается по зависимости (11), во втором - «С» определяется из перепада давления в трубопроводе в штатном режиме. Под штатным режимом понимается режим работы газопровода без утечки. Тогда зависимость (12) для штатного режима принимает следующий вид:

р2-р2*=С-Ь-У2, (15)

где «*» - обозначение соответствующих параметров в штатном режиме.

Комплекс «С» выражается из (15):

С=Р\* ~Р2* (16)

ьу2

Тогда уравнение (14) с использованием (16) записывается в виде

Р\ ~ р\ у 2 У 2 2 2 У* У 2 Р\* Р2*

X =

v2-vi

(17)

pl-p2=c.L.vl

(12)

При переходе работы газопровода от штатного режима работы к аварийному возможны различные варианты.

Случай 1

В первом случае по длине подводящего газопровода высокого давления происходит утечка на расстоянии x от начала трубы. Давление и расход на входе в газопровод сохраняются

ISSN0321-2653 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKIIREGION.

TECHNICAL SCIENCE. 2017. № 2

такими же, как в штатном режиме. На рис. 1 и 2 представлено изменение давления при стабильной работе сети и при возникновении утечки.

P

Pi.

- L ---

P

P2*

- К

Рис. 1. Изменение давления по длине газопровода в штатном режиме / Fig. 1. Change of pressure on gas pipeline length in the normal mode

P Pi

Px

x L — x

P

P2 P2.

■ ' ■

x = -

c-[v?-v?)

(19)

x =

2 2 Pl* Pl т>2 т>2 Y * ~ 2 Pi* Pi*_

v2-v2

(20)

С учетом граничных условий (21) зависимость (14) примет вид

x =

(22)

С учетом граничных условий (21) зависимость (17) примет вид

К2\Р22-Р22*)

x =

( p1* ~ p2* \

■L.

(23)

Получены две зависимости (22) и (23) для определения места разрыва во втором варианте граничных условий.

P о P

Pl

Px L — x

x

P2. P2

Рис. 2. Возникновение утечки по длине газопровода на расстоянии х, без изменения начального давления Pi и подачи дополнительного количества газа / Fig. 2. Emergence of leak on gas pipeline length at distance x, without change of initial pressure of Pi and giving of additional amount of gas

Граничные условия для случая № 1 запишутся в следующем виде:

Рх=Рх*\ VX=V*. (18)

С учетом граничных условий (18) зависимость (14) примет вид

(p2-p22)-C.L.Vi

fi

. Г.

- Г.

•(ь ~*г

С учетом граничных условий (18) зависимость (17) примет вид

Рис. 3. Возникновение утечки по длине газопровода на расстоянии х, без изменения начального давления Pi, но при

подаче дополнительного количества газа / Fig. 3. Emergence of leak on gas pipeline length at distance x, without change of initial pressure of Pi, but when giving additional amount of gas

Случай 3

Третий случай: давление и расход на выходе газопровода в аварийном режиме сохраняются равными соответствующим параметрам в штатном режиме (рис. 4).

P

Pi

Pi.

Px

x L — x

P

Vi

Получены две зависимости (19) и (20) для определения места разрыва в этом варианте граничных условий.

Случай 2

Второй случай - это подача дополнительного количества газа для того, чтобы компенсировать потери газа через утечку. При этом давление на входе и расход на выходе трубопровода в аварийном режиме сохраняются равными соответствующим параметрам в штатном режиме (рис. 3). Граничные условия для случая № 2 запишутся в следующем виде:

Р\ = Р\*', У2=У*. (21)

V«

V2

Рис. 4. Возникновение утечки по длине газопровода на расстоянии х, при стабильном конечном давлении P2 и без увеличения подачи газа / Fig. 4. Emergence of leak on gas pipeline length at distance x, with a stable final pressure of P2 and without increasing the gas flow

Граничные условия для случая № 3 запишутся в следующем виде:

P2=PV, V2=n. (24) С учетом граничных условий (24) зависимость (14) примет вид

1РГ

x = -

pl^-C-L-V2

C-

(f\2-K2)

(25)

P

2

ISSN 0321-2653 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKIIREGION.

С учетом граничных условий (24) зависимость (17) примет вид

Г*2-(А2-А2*)

Х=Т-2-2 \ / '2 -2\1-

Получены две зависимости (25) и (26) для определения места разрыва в третьем варианте граничных условий.

Внедрение представленной в данной работе математической модели позволяет значительно сократить время обнаружения места аварии, а следовательно, повысить ремонтопригодность и надежность энергокомплекса. Расчет повышения экономической эффективности энергетических комплексов при внедрении математической модели определения места утечки на подводящем газопроводе высокого давления показал, что при сокращении времени обнаружения аварии до 80 % становится возможным уменьшить количество используемого резервного топлива на 25 %, которое раньше было использовано на время обнаружения утечки. Общий предотвращенный экономический убыток энергетическому комплексу от аварии может уменьшиться на 20-30 %. Сравнив дисконтированные затраты двух видов резервного топлива до и после внедрения модели определения места аварии, мы установили, что экономически более эффективным становится топливо печное бытовое, а не мазут топочный.

Таким образом, приведенная математическая модель может быть использована для определения места утечки в режиме реального вре-

TECHNICAL SCIENCE. 2017. № 2

мени на подводящих газопроводах высокого давления при топливоснабжении энергетических систем и комплексов. При этом уменьшается время восстановления энергокомплекса из-за аварии, что способствует сокращению финансовых затрат и повышению надежности энерго-компл ексов.

Литература

1. Зеркалов Д.В. Энергетическая безопасность: монография. Киев: Основа, 2012. 920 с.

2. Распоряжение Правительства РФ от 13.11.2009 № 1715-р «Энергетическая стратегия России на период до 2030 года».

3. Илларионов М.Г. Влияние топливно-энергетического комплекса на экономическую безопасность региона / Институт соц.-эконом. и прав. наук АНТ. Казань, 2001. 196 с.

4. Федеральный закон № 261-ФЗ «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» от 23 ноября 2009 г.

5. СТО Газпром 2-3.5-045-2006. Порядок продления срока безопасной эксплуатации линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром». 19 с.

6. СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. 197 с.

7. СО 34.20.514 -2005. Методические указания по эксплуатации газового хозяйства тепловых электростанций. М.: ЦПТИиТО ОРГРЭС, 2005. 132 с.

8. ГОСТ27.002-2015. Надежность в технике. Термины и определения. М.: Стандартинформ, 2016. 28 с.

9. Лапше в Н.Н. Гидравлика. М.: Академия, 2010. 272 с.

10. Гусев А.А. Гидравлика: учебник для студентов вузов. М.: ЮРАЙТ, 2013. 285 с.

References

1. Zerkalov D.V. Energeticheskaya bezopasnost' [Energy security]. Kiev, Osnova Publ., 2012, 920 p.

2. Rasporyazhenie Pravitel'stva RF ot 13.11.2009 №1715-r «Energeticheskaya strategiya Rossii na period do 2030 goda» [Decree of the RF Government of 13.11.2009 №1715-p "Energy Strategy of Russia for the period till 2030"].

3. Illarionov M.G. Vliyanie toplivno-energeticheskogo kompleksa na ekonomicheskuyu bezopasnost' regiona [The impact of the fuel and energy complex on the economic security of the region]. Kazan, Institut sots.-ekonom. i prav. nauk ANT, 2001, 196 p.

4. Federal'nyi zakon № 261-F Z «Ob energosberezhenii i povyshenii energeticheskoi effektivnosti i o vnesenii izmenenii v otdel'nye zakonodatel'nye akty Rossiiskoi Federatsii» ot 23 noyabrya 2009 g. [Federal Law № 261-F W "On energy saving and energy efficiency improvements and on Amendments to Certain Legislative Acts of the Russian Federation ", dated November 23, 2009].

5. STO Gazprom 2-3.5-045-2006. Poryadokprodleniya sroka bezopasnoi ekspluatatsii lineinoi chasti magistral'nykh gazoprovodov OAO "Gazprom" [STO Gazprom 2-3.5-045-2006. The procedure for extending the safe operation of the linear part of main gas pipelines of JSC "Gazprom"]. 19 p.

6. STO Gazprom 2-3.5-051-2006 Normy tekhnologicheskogo proektirovaniya magistral'nykh gazoprovodov [STO Gazprom 2-3.5051-2006 Norms of technological design of trunk pipelines]. 197 p.

7. SO 34.20.514 -2005. Metodicheskie ukazaniya po ekspluatatsii gazovogo khozyaistva teplovykh elektrostantsii [SO 34.20.514 -2005. Guidelines for the operation of gas facilities of thermal power plants]. Moscow, ZPTIiTO ORGRES, 2005, 132 p.

8. GOST27.002-2015. Nadezhnost' v tekhnike. Terminy i opredeleniya [State Standart 27.002-2015. The reliability of the technique. Terms and Definitions]. Moscow, Standartinform Publ., 2016, 28 p.

9. Lapshev N.N. Gidravlika [Hydraulics]. Moscow, Akademiya Publ., 2010, 272 p.

10. Gusev A.A. Gidravlika [Hydraulics]. Moscow, YuRAIT Publ., 2013, 285 p.

Поступила в редакцию / Received 27 февраля 2017 г. / February 27, 2017