CC BY
83
УДК 622.691.4:532.5
О гидравлической эффективности магистральных газопроводов большого диаметра
С.Ю. Сальников1, В.А. Щуровский1*, В.М. Простокишин1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: V_Schurovskiy@vniigaz,gazprom.ru
Ключевые слова: Тезисы. В последнее десятилетие в ПАО «Газпром» создан новый класс магистральных газопрово-
газопровод дов, отличающихся высокой производительностью, повышенным давлением 9,81 (11,8) МПа, при-
магистральный, менением высокопрочных труб диаметром до 1400 мм с наружным и гладкостным внутренним по-
гидравлическое крытием (ГВП).
сопротивление, Гидравлические свойства этих газопроводов находятся в области высоких чисел Рейнольдса,
внутреннее которая продолжает оставаться предметом исследований в мировой научной газодинамике. В соче-
покрытие, тании с прогрессом в производстве «технически гладких труб» это потребовало анализа текущего
шероховатость, состояния гидравлической эффективности применения труб с ГВП.
гидравлическая В статье рассмотрены методические вопросы определения показателей гидравлического со-
эффективность. противления, шероховатости внутренней поверхности и их влияния на технологические показатели работы магистральных газопроводов.
В последнее десятилетие с целью реализации мегапроектов транспортировки газа в ПАО «Газпром» разработан новый класс магистральных газопроводов (МГ). Прогресс магистрального транспорта газа в данном случае основан на следующих технико-технологических решениях [1]:
• повышение рабочего давления до 9,8 и 11,8 МПа;
• высокопрочные трубы с гладкостным внутренним покрытием (ГВП);
• газотурбинные газоперекачивающие агрегаты нового поколения мощностью до 32 МВт, обладающие надежностью, топливной экономичностью и экологическими показателями мирового уровня.
В дальнейшем каждое из указанных направлений получило собственное развитие, в частности, это относится к технологиям внутреннего покрытия труб.
Для различных прикладных приложений трубопроводного транспорта газа приоритеты эффективности ГВП неодинаковы:
• с точки зрения промысловых газопроводов (добыча газа), в жизненном цикле которых имеет место существенное изменение гидравлического режима, главным фактором является падение давления;
• в магистральном транспорте газа эффективность ГВП проявляется в увеличении проектной производительности и энергосбережении;
• при капитальном ремонте и реконструкции эксплуатируемых газопроводов приоритетно энергосбережение;
• применительно к распределительным газопроводам главное - увеличить производительность при меньшем диаметре трубы;
• для протяженных морских газопроводов важно увеличить производительность при заданной длине и ограничении диаметра.
Гидравлические свойства труб большого диаметра с ГВП отличают от других сфер применения высокие числа Рейнольдса (Яе) и, соответственно, меньшая надежность знаний о течении газа в этой области. При производстве отечественных труб достигнут уровень 1,5.. .6 мкм по показателю геометрической шероховатости поверх-
Таблица 1
Классификация МГ по гидравлическим свойствам
Показатель МГ75 МГ84 МГ100 МГ120
Производительность, млрд м3/год 30 40 45 57,5
Расчетное рабочее давление, МПа 7,45 8,35 9,8 11,8
Средняя скорость потока, м/с 9,9 10,1 10,0 10,2
Число Рейнольдса, *10-7 5,1 6,2 7,7 8,6
Примечание. Условность классификации заключается в усреднении производительности, степени расширения (1,35), относительной плотности (0,558), средней температуры (280 К).
ности Я2 (по ГОСТ 25142-821). Технологическая классификация труб словным диаметром Ду = 1400 мм представлена данными табл. 1.
Для расчета пропускной способности МГ установлены следующие нормативные2 величины:
• коэффициент эквивалентной шероховатости К, мкм: 30 (трубы без ГВП) и 10 (трубы с ГВП);
• коэффициент гидравлической эффективности Е = 0,95;
• коэффициент сопротивления трению 1тр (формула ВНИИГАЗа);
• коэффициент гидравлического сопротивления участка газопровода 1 = 1тр /Е2.
В зарубежной практике расчетная величина шероховатости обычно принимается ~ 6 мкм (в частности, для морского перехода «Северного потока-1»). В процессе принятия СТО Газпром 2-3,5-051-2006 эти данные были известны, но величина К = 10 мкм была принята из следующих соображений: а) технология применения ГВП на отечественных заводах находилась в стадии освоения; б) аналогичных МГ с трубами указанного класса не имелось ни в России, ни за рубежом.
Коэффициент гидравлического сопротивления. В общем случае коэффициент 1 является функцией Яе и характеристикой рельефа внутренней поверхности МГ. В 1930-х гг. в целях определения общих закономерностей турбулентных течений И. И. Никурадзе поставил серии экспериментов по турбулентному течению в гладких и шероховатых трубах. На основе расчетов и экспериментов на промышленных трубах были построены диаграммы Муди, изображающие зависимость 1 от двух безразмерных параметров - Яе и относительной
1 См. ГОСТ 25142-82. Шероховатость поверхности: термины и определения.
2 См. СТО Газпром 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов.
шероховатости внутренней поверхности трубы
е = —£ (где К, - эквивалентная песочная шеро-
Б 1
ховатость трубы; Б - внутренний диаметр трубы). Традиционная диаграмма Муди для зоны развитого турбулентного течения показана на рис. 1.
Диаграммы Муди послужили основой для разработки значительного числа расчетных формул (прежде всего, формулы Колбрука -Уайта), модифицируемых по мере накопления новых знаний [2-4]. Так, во ВНИИГАЗе разработана и вошла в нормативные документы обобщенная формула расчета 1тр, учитывающая влияние турбулентности потока и шероховатости:
х „ = 0,067 (158+
45 I Яе Б
Ее применение в СТО 2-3.5-051-2006 регламентировано для двух значений шероховатостей: 30 мкм для труб без ГВП и 10 мкм для труб с ГВП.
В последние годы активно изучается течение турбулентных потоков по промышленным трубам. Дж. Алленом, М. Шоклингом и А. Смитом приведены, например, результаты экспериментов на гладких трубах различной шероховатости (вплоть до труб с минимальным значением относительной среднеквадратичной шероховатости 810-6) [5]. В экспериментах на отполированных трубах достигнуто максимальное значение Яе = 3,53 107, при этом коэффициент 1 составил 0,0071 [3]. Развернутый анализ теоретических и экспериментальных работ в области изучения течений с большими числами Рейнольдса выполнен Г.И. Баренблаттом, А. Дж. Корином и В.М. Простокишиным [6].
Значения коэффициента 1, полученные с использованием различных методик для условий Ду = 1400 мм, Яе = 6 107, приведены
^ 0,030
0,025
0,020
0,015
0,010 0,009 0,008 0,007 0,006 0,005 0,004 0,003
турбулентное течение по трубам с гладкой внутренней поверхностью
Ш
Ш
104
105
106
107
108
е = 210-3 1,5 10-3
1-Ю-3
6 10-4 410-4
2-Ю-4
110-4 5 10-5
2 10-5 110-5 5 10-6 2-Ю-6 110-6 5 10-7
109 Яе
Рис. 1. Традиционная диаграмма Муди для зоны развитого турбулентного течения
в табл. 2. По данным В.А. Сулейманова [4], для рассматриваемых условий течения погрешность определения X оценивается в размере не более 10 %, что не расходится с данными табл. 2.
Таким образом, в мировой научной газодинамике сочетание больших давлений с большими диаметрами и «гидравлической гладкостью» (характеризуемой высокими числами Яе) труб продолжает оставаться предметом исследований для установления значений и методов определения коэффициента X. К основным факторам, определяющим погрешность расчета X (около 10 %), относятся:
• погрешность расчетной формулы;
• неоднородность шероховатой поверхности;
Таблица 2
Расчетные значения коэффициента X (Ду = 1400 мм, Яе = 6107)
Методика
К, мкм Коулбрука -Уайта ЛОЛ ВНИИГАЗа «Газ де Франс»
3 7,2-10-3 6,4 10-3 6,2 10-3 6,42 10-3
6 7,6 10-3 7,0 10-3 6,85 10-3 7,110-3
10 7,8 10-3 7,5-10-3 7,4-10-3 7,6 10-3
• неопределенность взаимосвязи геометрической (Я2) и эквивалентной (расчетной) шероховатости как следствие первых двух факторов;
• влияние стыковой области труб;
• отсутствие экспериментальных данных в области больших чисел Рейнольдса (Яе > 3 107).
Суммарное влияние указанных факторов страхуется нормативным коэффициентом эффективности Е = 0,95.
Шероховатость труб. Шероховатость характеризуют либо абсолютные, либо относительные параметры. Так, помимо относительной шероховатости е (см. ранее) к ним относятся:
• эквивалентная шероховатость - условная постоянная по длине трубы шероховатость, образованная выступами одинаковой высоты К (абсолютная шероховатость), при которой потери энергии потока на трение будут теми же, что и при данной реальной шероховатости с выступами различной величины;
• эквивалентная песочная шероховатость (К) - шероховатость (размер зерен) поверхности, образованной плотно расположенными на плоскости калиброванными частицами
песка, имеющей то же сопротивление, что и заданная поверхность в режиме полного проявления шероховатости;
• упорядоченная (регулярная) шероховатость - совокупность выступов, расположенных на гладкой поверхности, имеющих одну и ту же форму и одинаковое пространственное расположение выступов.
Согласно ГОСТ 25142-82 шероховатость поверхности - это «совокупность неровностей поверхности с относительно малыми шагами, выделенная, например, с помощью базовой длины». Высота неровностей профиля по десяти точкам Я2 - «сумма средних абсолютных значений высот пяти наибольших выступов профиля и глубин пяти наибольших впадин профиля в пределах базовой длины». Используются также показатели средних (Яа) и среднеквадратичных (К^) величин выступов.
При разработке формул коэффициента гидравлического сопротивления использовались понятия «гидравлически гладкой поверхности» и «гидравлически шероховатой поверхности», определяемых соотношением толщины вязкого подслоя и толщины шероховатости. Считается: если шероховатость «скрыта» под вязким подслоем, такое течение можно отнести к течению по гладкой трубе, т.е. если толщина вязкого подслоя 5 больше абсолютной высоты выступов шероховатости —, то такие поверхности называются гидравлически гладкими; если толщина 5 < К, то поверхности называют гидравлически шероховатыми. Такое разделение достаточно условно, если учесть, что вихреобра-зование осуществляется как в ядре турбулентного потока, так и на стенке трубы.
Толщину вязкого подслоя можно оценить по формуле Прандтля: 5= —. При
Яе V Я,
Б = 1,4 м и характерном значении 1 = 0,0075 для фиксированных значений Яе = 5 107; 7 107 и 8 107 по формуле Прандтля получаются оценки 5 = 4,5; 3,3 и 2,9 мкм соответственно. Таким образом, гидравлический предел шероховатости можно оценить значением 3...4 мкм (гидравлически гладкая труба), равным толщине вязкого ламинарного подслоя при турбулентном течении, ниже которого уменьшение шероховатости не приносит эффекта.
Естественная шероховатость имеет многообразные и нерегулярные формы,
и в общем виде не удалось пока установить ее осредненное значение, влияющее на величину потерь напора. Параметр шероховатости вводится как условная величина. В работе О. Братланда [3] предложена следующая модифицированная формула 1, учитывающая фактор неоднородности поверхности труб с помощью коэффициента и, определяющего уровень однородности структуры шероховатости поверхности трубы:
I =__и_
21ё
1,547 Яе^
3,7 Б
На рис. 2 показана модифицированная диаграмма Муди, построенная для и, = 3 (средняя неоднородность поверхности).
При рассмотрении традиционных и модифицированных диаграмм 1 можно сделать следующие заключения:
• формула Колбрука - Уайта соответствует слабой неоднородности поверхности;
• формула ВНИИГАЗа соответствует высокой степени неоднородности;
• в диапазоне шероховатости 1. 6 мкм вопрос о соотношении геометрической и эквивалентной шероховатостей не имеет принципиального значения в связи с очевидной близостью течения к зоне вязкого ламинарного подслоя.
Гидравлическое сопротивление помимо сопротивления трения потоку со стороны внутренних стенок МГ состоит из большого количества местных сопротивлений, а также сопротивлений сварных швов, имеющих наплывы на внутренней поверхности и нарушения соосности вблизи стыков труб. Кроме того, на концах труб участки длиной 40 мм не имеют покрытия. Производство труб также предполагает большую номенклатуру производственных и строительно-монтажных допусков (разница диаметров и толщин стенок, овальность, усиление швов и др.), значения которых составляют 1,6.3 мм.
В.М. Гурьяновым и др. опубликованы [7] результаты исследования коэффициентов сопротивления при различных локальных неод-нородностях на стыках труб и даны рекомендации по их оценке. Оценку относительного увеличения гидравлического сопротивления за счет величины И несоосности стыков
^ 0,030
0,025
0,020
0,015
0,010 0,009 0,008 0,007 0,006 0,005 0,004 0,003
— турбулентное течение по трубам
с гладкой внутренней поверхностью
..... ........ 111
104
105 106 107
Рис. 2. Модифицированная диаграмма Муди
108
110-4 5 10-5
109 Яе
труб длиной I и диаметром Б осуществляют [6] по формуле
АХ
К
Х и - ^ 0 = 4 —
Х0 I
- +1 + 21я—
К Б
где Х0 и Хи - коэффициенты сопротивления соответственно без и при наличии несоосности стыков труб. Приняв высоту неоднород-ностей на стыках И ~ 3 мкм и исходную величину Х0 = 0,0075, можно получить относительное увеличение коэффициента сопротивления ЛХ/Х0 = 1,05 (на 5 %).
В соответствии с СТО Газпром 2-3.5-0512006 влияние геометрических неоднородно-стей, а также погрешностей расчетных методов страхуется расчетным коэффициентом эффективности Е = 0,95, т.е. эквивалентно увеличению X приблизительно на 10 %.
Опыт оценки влияния ГВП
На рис. 3 показан пример влияния ГВП на параметры участка МГ: длина участка -161 км, Ду = 900 мм, давление входа составляет 10,1 МПа, потери давления - 2,9 МПа (без покрытия), производительность -35,4 млн м3/сут [8]. По этим данным можно
приблизительно определить технический эффект ГВП:
• при постоянной разности давлений на входе / выходе производительность увеличивается на 8,6 %, потребление топлива уменьшается на 10,8 % (с 461 до 411 тыс. м3/сут);
• при фиксированной производительности падение давления уменьшается на 0,69 МПа, что соответствует изменению степени расширения (сжатия) от 1,42 до 1,29. Это эквивалентно уменьшению потребной мощности сжатия на 19,8 %.
На базе данных ШвАЛ [8] шероховатость трубы без покрытия можно ориентировочно оценить как 20.25 мкм, трубы с покрытием -приблизительно как 5 мкм.
При рассмотрении вариантов транспорта газа по маршруту Ямал - Европа (2003 г.) по данным фирмы выполнена расчетная оценка
эффектов возможного применения ГВП (15 мкм вместо 50 мкм) на всем протяжении 4170-километрового участка от Ямала до Германии (через Белоруссию и Польшу). Получены следующие результаты: экономия инвестиций -584 млн долл. США, сокращение эксплуатационных издержек - 23 млн долл. США в год.
в
- 400
^ -
а
U
200
100
1 1 Стальные трубы: — без покрытия _ _ с ГВП
0
250 500 750 1000 1250
Миллион стандартных кубических футов в день
Рис. 3. Падение давления в газопроводах с ГВП и без него: длина трубопровода -
100 миль; D = 36 дюймов; приборное давление на входе МГ - 1440 фунт-сил на кв. дюйм (по материалам Ассоциации американских газотранспортных компаний INGAA [8])
Хотя данная оценка носила гипотетический характер, она интересна следующими особенностями:
• объектом являлась система протяженностью более 4000 км с разными уровнями давления - 75 и 84 бар;
• в качестве одного из эффектов принято сокращение затрат на добычу (30 долл. США/ тыс. м3) за счет энергоэффективности транспортировки газа;
• удельные расходы на покрытие - около 31 тыс. долл. США/км.
В. А. Сулеймановым выполнен анализ эффективности применения ГВП для протяженных подводных трубопроводов и установлена возможность увеличения производительности приблизительно на 13 % за счет применения труб с ГВП [4]. Однако нельзя согласиться с его выводом о проектировании Североевропейского газопровода без учета особенностей гидравлики труб с ГВП, так как при проектировании исследовалось большое число вариантов шероховатости от 1 до 7 мкм (при базовом значении 6 мкм) прежде всего с позиций безопасности секционированного по разным рабочим давлениям газопровода.
Для оперативной и наглядной оценки взаимной зависимости параметров транспорта газа по участку газопровода или МГ, состоящего из одинаковых участков, можно
применить метод малых отклонений, который оперирует величинами относительных измене— X - X
ний параметров типа 5Х = —1--. Решая сов-
Х 0
местно линеаризованные в малых отклонениях уравнения производительности участка МГ и мощности сжатия, можно получить формулу влияния на производительность (2г) следующих параметров: мощности сжатия (Ы), давления после сжатия (Р^), КПД сжатия (п) температуры транспортировки газа (Т), коэффициента сжимаемости (2), коэффициента гидравлического сопротивления (1), относительной плотности газа (Д) и длины участка (Ь):
50г = 0,25 5Ы + 0,75 5р + 0,255^ - 0,635Т --0,6352 -0,385Х-0,385Д -0,385!.
Данная зависимость приведена для степени сжатия (расширения) ~ 1,4 (для других степеней сжатия, характерных для МГ, коэффициенты влияния могут изменяться в диапазоне ±10 %). Например:
• для увеличения производительности на 1 % потребуется увеличить мощность сжатия на 1/0,25 = 4 % (при фиксированных остальных параметрах);
• при увеличении температуры на 1 % (3 К) для сохранения производительности потребуется увеличить мощность сжатия на 0,63/0,25 = 2,52 %.
Эффектообразующие факторы и показатели
Процесс транспортировки газа в отечественной практике характеризуют следующие показатели:
• товаротранспортная работа (ТТР), млн м3км, - произведение объема газа на расстояние его транспортировки: ТТР = ^ LQT;
• удельная энергоемкость (Ы ), кВтч/ (млн м3 км), - расход энергии и топливного
газа на единицу ТТР: Nу
_ NVJ. ТТР'
• удельная энергоэффективность (Эуд), м3/(млн м3км) - расход энергоресурсов (топ-
ливного газа) на единицу ТТР: Э
_ бтг
уя ТТР'
где Ь - протяженность (длина) транспорта газа, км; Qг - объем транспорта газа за учетный
период, млн м3; QTI, - потребление топливного газа за учетный период, м3; Npa6 - рабочая (потребляемая) мощность привода, кВт; t -учетный период, ч.
Основными эффектообразующими следствиями уменьшения шероховатости в рамках существующей практики являются:
• энергоэффективность (сокращение потребления топливного газа или электроэнергии);
• энергоемкость (сокращение рабочей и установленной мощности компрессорной станции (КС));
• увеличение производительности МГ;
• сокращение длины лупингов (если они применяются);
• комбинация этих факторов.
Влияние этих факторов иллюстрируются следующими результатами сравнительных гидравлических расчетов для магистрального газопровода (МГ100 в соответствии с табл. 1), имеющего параметры, близкие к реальному газопроводу (Ду - 1400 мм, Ру - 10 МПа, длина -около 1000 км, количество КС - 7). В табл. 3 приведены данные для фиксированного исходного оснащения МГ.
При варьировании мощности КС и протяженности линейной части МГ для увеличения QT от 122 до 127,1 млн м3/сут (на 4,2 %):
• при K = 10 мкм потребуется увеличить Жра6 на 48,6 МВт (16 %), а при K = 6 мкм - только на 10 МВт (на 3,3 %);
• для условия Ырлб = const при K = 10 мкм потребуется сооружение 105 км (10,5 %) лупингов, а при K = 6 мкм - только 22,8 км (2,8 %).
Трубы с ГВП вполне применимы при капитальном ремонте и реконструкции линейной части эксплуатируемых газопроводов; при этом энергосберегающий эффект имеет место для трубы любой протяженности (вплоть до отдельной трубы длиной 12... 18 м) в составе «старого» трубопровода [7]; в частности, для газопровода Ду = 1400 мм при расчетной шероховатости K = 6 мкм удельное уменьшение расхода топливного газа на каждый километр оценивается значением ~ 450 тыс. м3/(годкм).
Таблица 3
Относительное влияние шероховатости на показатели МГ
K, мкм 10 6 3
Эуд при фиксированной Q, % 100 90,7 80,2
Qj, при фиксированной Мщ6 (мощности КС), % 100 104,2 109,8
В отличие от нового строительства данное решение пока не применено из-за отсутствия производства труб с ГВП, рассчитанных на рабочее давление 7,45 МПа.
Стоимость поставки материалов для ГВП может быть одинаковой для шероховатостей в пределах 1,5.10 мкм. При подобной постановке задачи (и даже при удвоении этой стоимости) технико-экономический эффект наблюдается при любой шероховатости вплоть до значений 3.4 мкм.
Для расчета пропускной способности МГ, сооружаемых из труб большого диаметра отечественного производства с ГВП, СТО Газпром 2-3.5-051-2006 установлены следующие нормативные величины: коэффициент эквивалентной шероховатости - 10 мкм, коэффициент гидравлической эффективности - 0,95. В зарубежной практике расчетная величина шероховатости обычно принимается ~ 6 мкм.
В настоящее время реальная геометрическая шероховатость при производстве труб на отечественных заводах находится в пределах 1.5 мкм. Гидравлический предел шероховатости, ниже которого уменьшение шероховатости не приносит эффекта, для труб большого диаметра оценивается значением 3.4 мкм, равным толщине вязкого ламинарного подслоя при турбулентном течении; 6 мкм может рассматриваться в качестве реального расчетно-нормативного значения эквивалентной шероховатости.
С целью повышения научно-методического и нормативного уровня и надежности гидравлических расчетов МГ предлагается создать опытно-промышленный участок длиной 15.25 км на строящемся МГ (Ду = 1400 мм, условное давление - 10 МПа), оснащенный трубами с контролируемой при строительстве шероховатостью ГВП и однониточным ультразвуковым расходомером. Этот объект позволит также вести мониторинг и прогноз состояния и эксплуатационного ресурса ГВП. Результаты данного мероприятия наряду с прикладной эффективностью будут иметь научное значение в области гидрогазодинамики.
Список литературы
1. Галиуллин З.Т. Современные газотранспортные системы и технологии / З.Т. Галиуллин, С.Ю. Сальников, В.А. Щуровский. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. - 346 с.
2. Михайлов В.В. Модифицированная формула Колбрука - Уайта для расчета гидравлического сопротивления трубопроводов / В.В. Михайлов, Е.В. Леонтьев // Современные проблемы трубопроводного транспорта газа: сб. -М.: ВНИИГАЗ, 1998. - С. 12-19.
6. Баренблатт Г.И. Турбулентные течения при
очень больших числах Рейнольдса: уроки новых исследований / Г.И. Баренблатт, А. Дж. Корин, В.М. Простокишин // Успехи физических наук. - 2014. - № 184. - С. 265-272.
7. Гурьянов В.М. Влияние стыков труб на гидравлическое сопротивление газопровода / В.М. Гурьянов, Е.В. Леонтьев, Ю.А. Лашко и др. // Современные проблемы трубопроводного газа: сб. - М.: ВНИИГАЗ, 1998. - С. 62-81.
3. Bratland O. Pipe flow 1. Single-phase flow assurance / О. Bratland. - 2013. - 367 с.
4. Сулейманов В.А. Особенности газовой гидравлики в трубопроводах с внутренним гладкостным покрытием / В.А. Сулейманов // Газовая промышленность. - 2014. - № 11. -
8. Interstate natural gas pipeline efficiency. -Washington: INGAA, 2010. - 61 c.
С. 91-94.
5. Allen J.J. Effects of machined surface roughness on high-Reynolds-number turbulent pipe flow / J.J. Allen, M.A. Shockling, A.J. Smits // J. Fluid Mech. - 2006. - № 564. - C. 267-285.
On hydraulic efficacy of large-diameter gas mains
S.Yu. Salnikov1, V.A. Shchurovskiy1*, V.M. Prostokishin1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: V_Schurovskiy@vniigaz,gazprom.ru
Abstract. Last decade, Gazprom PJSC has created a new class of main gas pipelines that are characterized by high capacity, increased pressure of 9,81 (11,8) MPa, and high-strength pipes up to 1400 mm in diameter with external and smooth internal coating (SIC).
The hydraulic properties of these gas pipelines are in the region of high Reynolds numbers, which continue to be a subject of research in the world scientific gas dynamics. Combined with the progress in production of "technically smooth" pipes, it requires analysis of current hydraulic efficiency of SIC-pipes applications.
The article concerns methodical questions in determination of indicators for hydraulic resistance and roughness of an internal surface, as well as their impact to technological performance of gas pipelines.
Keywords: gas mains, hydraulic resistance, internal coating, roughness, hydraulic efficiency.
1. GALIULLIN, Z.T., S.Yu. SALNIKOV, V.A. SHCHUROVSKIY. Modern gas-transport systems and technologies [Sovremennyye gazotransportnyye sistemy i tekhnologii]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2014. (Russ.).
2. MIKHAYLOV, V.V., Ye.V. LEONTYEV. Modified Colebrook & White equation for calculation of hydraulic resistance of gas pipelines [Modifitsirovannaya formula Kolbruka - Uayta dlya rascheta gidravlicheskogo soprotivleniya truboprovodov]. In: Modern issues of gas pipeline transfer [Sovremennyye problemy truboprovodnogo transporta gasa]: collected book. Moscow: VNIIGAZ, 1998, pp. 12-19. (Russ.).
3. BRATLAND, O. Pipe flow 1. Single-phase flow assurance. 2013.
4. SULEYMANOV, V.A. Peculiarities of gas hydraulics in the pipelines with smooth internal coating [Osobennosti gazovoy gidravliki v truboprovodakh s vnutrennim gladkostnym pokrytiyem]. Gazovaya Promyshlennost. 2014, no. 11, pp. 91-94. ISSN 0016-5581. (Russ.).
5. ALLEN, J.J., M.A. SHOCKLING, A.J. SMITS. Effects of machined surface roughness on high-Reynolds-number turbulent pipe flow. J. Fluid Mech. 2006, no. 564, pp. 267-285.
6. BARENBLATT, G.I., A.J. CHORIN, V.M. PROSTOKISHIN. Turbulent flows at very large Reynolds numbers: new lessons learned [Turbulentnuye techeniya pri ochen bolshikh chislakh Reynoldsa: uroki novykh issledovaniy]. Uspekhi Fizicheskikh Nauk. 2014, no. 184, pp. 265-272. ISSN 0042-1294. (Russ.).
7. GURYANOV, V.M., Ye.V. LEONTYEV, Yu.A. LASHKO et al. Pipes' joints effect to hydraulic resistance of a gas pipeline [Vliyaniye stykov trub na gidravlicheskoye soprotivleniye gazoprovoda]. In: Modern issues of gas pipeline transfer [Sovremennyye problemy truboprovodnogo transporta gasa]: collected book. Moscow: VNIIGAZ, 1998, pp. 62-81. (Russ.).
8. INTERSTATE NATURAL GAS ASSOCIATION OF AMERICA. Interstate natural gas pipeline efficiency. Washington: INGAA, 2010.
References
