авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 ||

«2 В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов СОВРЕМЕННЫЕ КОМПЬЮТЕРНЫЕ ТРЕНАЖЕРЫ В ТРУБОПРОВОДНОМ ТРАНСПОРТЕ Математические методы ...»

-- [ Страница 5 ] --

Итоговые результаты работы программного модуля КПТ для определения разрушающего давления представлены на рис. 4.122 и 4.123. Согласно полу ченным результатам, расчетное значение разрушающего давления для участка ЛЧМГ с обнаруженным коррозионным дефектом равно 15,093МПа. Макси мальное значение интенсивности напряжений для данного участка в зоне © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 180 Некоторые примеры компьютерных тренажеров дефекта при действии разрушающего давления равно 650,26МПа. Различие между истинным пределом прочности материала трубы и максимальным зна чением интенсивности напряжений не превышает 0,572%. Максимальное безопасное (с учетом нормативного коэффициента запаса прочности) рабочее давление для рассматриваемого участка ЛЧМГ равно 7,500МПа.

Рис. 4.120. Графическое отображение результатов численного анализа сегмента трубы ЛЧМГ с язвенной коррозией на третьем этапе моделирования в КПТ (интенсивность напряжений [Па]) Рис. 4.121. Итоговые результаты численного анализа прочности участка ЛЧМГ Рис. 4.122. Распределение интенсивности напряжений [Па] на коррозионном сегменте трубопровода при действии разрушающего давления © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Рис. 4.123. Итоговые результаты выполнения в КПТ процедуры определения разрушающего давления для участка ЛЧМГ с групповым коррозионным дефектом Таким образом, получены ответы на все вопросы УТЗ 2 и решение данной задачи завершено. Дополнительно, можно обратить внимание на то обстоя тельство, что для рассмотренного участка ЛЧМГ с язвенной коррозией (см.

рис. 4.117) расчетный запас прочности по разрушающей нагрузке (внутренне му избыточному давлению) выше требуемого нормативного значения для бездефектной трубы (15,093МПа 7,5МПа = 2,01 1,77 ). В этом нет противо речия, так как численное моделирование сложного НДС трубопроводной конструкции с учетом упруго-пластического поведения металла труб дает ре зультаты существенно более точные, чем линейные формулы из нормативных документов [83], по которым и рассчитываются коэффициенты запаса прочно сти. Однако, назначать для дальнейшей эксплуатации участка ЛЧМГ максимальное безопасное рабочее давления выше проектной величины нельзя.

Поэтому, для данного участка оставлено проектное значение максимального рабочего давления.

4.3.3. Дополнительные замечания по комплексу учебно-тренировочных задач КПТ В Разделах 4.3.1 и 4.3.2 рассмотрены общие процедуры решения двух ти пичных задач из комплекса УТЗ, предназначенного для практических занятий с использованием КПТ. В комплекс включены более десяти УТЗ, связанных с анализом сложного нелинейного НДС и оценкой прочности участков магист ральных трубопроводов с коррозионными дефектами. Сравнительно небольшое количество УТЗ в составе комплекса объясняется тем, что каждая из них представляет собой, по сути, пример эффективного решения одной из достаточно разнообразных проблем, повседневно возникающих перед специа листами, отвечающими за техническое состояние и безопасность магистральных трубопроводов.

Целью практических занятий по решению комплекса УТЗ, реализованных в КПТ, является не только научить специалиста предприятия трубопроводного транспорта корректно выполнять численный анализ дефектных участков тру бопроводных конструкций с использованием КПС, но и правильно интерпретировать полученные результаты, а главное – вырабатывать на осно вании этих результатов эффективные технические решения. Поэтому, в © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 182 Некоторые примеры компьютерных тренажеров учебно-тренировочных задачах, помимо анализа фактических запасов прочно сти, существенное внимание уделяется также назначению безопасных параметров дальнейшей эксплуатации участков трубопроводов с различными видами коррозионных повреждений стенок труб (см. Разделы 4.3.1 и 4.3.2).

Последовательность решения УТЗ составлена по принципу «от простого – к сложному», что позволяет пользователю КПТ в сжатые сроки получить основ ные навыки практического применения КПС. Многие УТЗ в комплексе взаимосвязаны, и результаты предыдущих задач используются для решения последующих. Это помогает научить пользователя КПТ наиболее эффектив ным приемам практической работы – максимальному использованию полученных ранее результатов, сокращению сроков численного анализа каж дого конкретного участка магистрального трубопровода.

Не описывая подробно каждую из входящих в комплекс УТЗ, отметим только, что последовательное решение всех задач позволит пользователю КПТ научиться:

• в зависимости от имеющегося набора данных технической диагностики вы бирать способ аппроксимации (регулярная или нерегулярная форма поверхности) и строить расчетные модели одиночных и групповых объем ных поверхностных дефектов стенок труб;

• анализировать сложное нелинейное НДС, оценивать фактические запасы прочности и назначать безопасные параметры эксплуатации для участков подземных трубопроводов с различными типами коррозионных потерь ме талла стенок труб (сплошная, питтинговая, язвенная и другие типы коррозии);

• выполнять анализ в случаях расположения дефектов как на прямолинейных, так и криволинейных (отводах) участках трубопровода, а также определять степень опасности дефекта в зависимости от его местоположения в окруж ном направлении поперечного сечения отвода;

• выполнять численный анализа сложного НДС коррозионного участка тру бопровода с учетом роста дефектов и прогнозировать снижение запасов прочности трубопроводной конструкции;

• определять цели и задачи полномасштабных гидроиспытаний трубопрово дов с естественными и искусственными объемными дефектами стенок труб, а также детально анализировать результаты таких испытаний.

Также отметим, что помимо умения решать перечисленные выше основные за дачи, практические занятия по выполнению комплекса УТЗ, реализованных в КПТ, дают пользователю также возможность приобрести множество дополни тельных полезных навыков и знаний, помогающих ему при выполнении производственных заданий по анализу прочности дефектных участков трубо проводных систем.

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Заключение В монографии представлены рекомендации по использованию математических ме тодов моделирования физических процессов, протекающих в трубопроводных системах, для разработки современных компьютерных тренажеров диспетчерского и эксплуатационного персонала предприятий трубопроводного транспорта. Рассмотрен ные в монографии методы позволяют проводить обучение специалистов трубопроводного транспорта эффективной работе при штатном и нештатном функцио нировании сетей трубопроводов, включая аварийные ситуации.

При изложении методологических аспектов разработки современных компьютерных тренажеров значительное внимание уделялось обоснованию новой концепции построе ния тренажеров исследовательского типа и описанию ее принципиальных отличий от широко распространенных подходов. Материал, представленный в монографии, пока зывает, что для адекватного описания состояния и работы трубопроводных систем в первую очередь нужно с максимально возможной достоверностью описывать физиче ские процессы, сопровождающие функционирование сети (а не технологические процессы транспортирования продуктов) и возникающие при различных режимах рабо ты оборудования сети (или ее фрагмента). Имитация технологии управления при правильном описании физики транспортирования продуктов в сети не представляет практической сложности и по своей сути является достаточно формальной операцией.

Практическая реализация представленной в монографии концепции построения со временных тренажеров исследовательского типа иллюстрируется детальными примерами использования в учебном процессе компьютерного тренажера газотранс портного предприятия «Alfargus/DispatcherTrainingSystem», предназначенного для обучения приемам безопасного и оптимального управления нестационарными неизо термическими режимами транспортирования природного газа по трубопроводной сети, и компьютерного прочностного тренажера «Alfargus/StructuralTrainingSystem», исполь зуемого для обучения эксплуатационного персонала трубопроводного транспорта приемам анализа фактической прочности дефектных участков линейных частей магист ральных трубопроводов на базе высокоточного численного моделирования.

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Список литературы 1.) Мокроусов C.Н. Промышленная безопасность опасных объектов // Технологии нефтегазового комплекса. Спец. изд. М.: ИРЦ Газпром, 2004. С.10–13.

2.) Григорьев Л.И. Организация и методика контроля знаний в компьютерном обуче нии // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности.

1995. №6. С.3–7.

3.) Сарданашвили С.А., Кочуев О.Н., Митичкин С.К. Тренажерный комплекс ре жимно-технологических задач оперативно-диспетчерского управления газотранспортными системами для подготовки специалистов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 1995. №6. С.16– 19.

4.) Григорьев Л.И., Сарданашвили С.А., Дятлов В.А. Компьютеризованная система подготовки диспетчерского персонала в транспорте газа. М.: Нефть и газ, 1996.

195 с.

5.) Профессионально-психологические аспекты труда работников газотранспор та. 04.00.11.001. Серия: Транспорт газа // Дятлов В.А., Беляев А.И., Черноиванов В.А. и др. М.: Нефть и газ, 1996. 160 с.

6.) Дятлов В.А. Исследования влияния человеческого фактора на эффективность управления газотранспортными системами. М.: Нефть и газ, 1999. 176 с.

7.) Сарданашвили С.А. Расчетные методы и алгоритмы (трубопроводный транспорт газа). М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005.

577 с.

8.) Комплекс моделирования и оптимизации режимов работы ГТС / Панкратов В.С., Герке В.Г., С.А. Сарданашвили и др. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002. 56 с.

9.) Черноиванов В.В., Овчинников О.В. Интегрированные комплекты компьютерных тренажеров-имитаторов для повышения квалификации специалистов ОАО «Газ пром» // Нефтегазопромысловый инжиниринг. 2003. № 2. С.30–31.

10.) Трубопроводные системы энергетики: модели, приложения, информационные технологии / Атавин А.А., Сарданашвили С.А., Сухарев М.Г. и др. // Под общей ред. М.Г. Сухарева. М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.

Губкина, 2000. 320 с.

11.) Трубопроводные системы энергетики: управление развитием и функциониро ванием / Новицкий Н.Н., Сеннова М.Г., Сухарев М.Г. и др. // Под общ. ред. А.Д.

Тевяшева. Новосибирск: Наука, 2004. 461 с.

12.) Селезнев В.Е., Алешин В.В., Прялов С.Н. Основы численного моделирования магистральных трубопроводов / Под ред. В.Е. Селезнева. М.: КомКнига, 2005.

496 с.

13.) Селезнев В.Е., Алешин В.В., Клишин Г.С. Методы и технологии численного мо делирования газопроводных систем / Под ред. В.Е. Селезнева. Изд. 2-е, перераб.

М.: КомКнига, 2005. 328 с.

14.) Селезнев В.Е., Алешин В.В. Прялов С.Н. Математическое моделирование трубо проводных сетей и систем каналов: методы, модели и алгоритмы / Под ред. В.Е.

Селезнева. М.: МАКС Пресс, 2007.

15.) Numerical simulation of gas pipeline networks: theory, computational implementa © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Список литературы tion, and industrial applications / Seleznev V.E., Aleshin V.V., Il’kaev R.I., et al. // Ed.

by V. E. Seleznev. Moscow: KomKniga, 2005. 720 p.

16.) Seleznev V.E., Nemoga K., Marco J. Fast and Highly Accurate Algorithms in AMADEUS Software // Proceedings of 6th World Symposium on Information and Communication Technology in Gas Industry (April 2002, Czech Republic). CzPS, Czech Republic, 2002. 4 p.

17.) Experiences with real time systems and their contribution to safe and efficient control of gas transport system / Tirpak M., Marko J, Heringh A., et al. // Papers book at Annual Meeting of the Pipeline Simulation Interest Group (PSIG–2003) (October 2003, Bern, Switzerland). Paper № PSIG-0312. PSIG, USA, 2003. 8 p.

18.) Высокоточное моделирование газотранспортных сетей с помощью программ но-математического комплекса «AMADEUS» / Марко Я., Тирпак М., Янус Я. и др. // Наука и техника в газовой промышленности. 2003. №1. С.6–12.

19.) Марко Я., Немога К., Селезнев В.Е. Опыт практического применения программ ного комплекса «AMADEUS» для оптимизации динамических режимов транспорта природного газа по МГ компании SPP // Материалы 1-ой Междуна родной научно-технической конференции «Развитие компьютерных комплексов моделирования, оптимизации режимов работы систем газоснабжения и их роль в диспетчерском управлении технологическими процессами в газовой отрасли» (но ябрь 2002, г.Москва). Том 1. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. С.59–77.

20.) Сарданашвили С.А. Автоматизация процесса принятия решений в диспетчерском управлении газотранспортной отрасли // Автореферат дис. … д-ра техн. наук. М.:

РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. 45 с.

21.) Агапкин В.М., Борисов С.Н., Кривошеин Б.Л. Справочное руководство по расче там трубопроводов. М.: Недра, 1987. 191 с.

22.) Сухарев М.Г., Карасевич А.М. Технологический расчет и обеспечение надежности газо- и нефтепроводов. М.: ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им.

И.М. Губкина, 2000. 272 с.

23.) Чарный И.А. Неустановившееся движение реальной жидкости в трубах. Изд. 2-е, перераб. и доп. М.: Недра, 1975. 296 с.

24.) Грачев В.В., Щербаков С.Г., Яковлев Е.И. Динамика трубопроводных систем. М.:

Наука, 1987. 467 c.

25.) Неизотермическое течение газа в трубах // Под ред. В.В. Васильева. Новоси бирск: Наука, 1978. 184 c.

26.) Гусейнзаде М.А., Юфин В.А. Неустановившееся движение нефти и газа в магист ральных трубопроводах. М.: Недра, 1981. 232 с.

27.) Селезнев В.Е., Бойченко А.Л., Прялов С.Н. Оперативное обнаружение разрывов магистральных газопроводов // Математическое моделирование. 2006. Т.18. № 2.

С.101–112.

28.) Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа. М.: Дрофа, 2003. 840 с.

29.) Рид Р., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей: Пер. с англ. Л.: Химия, 1971.

366 с.

30.) Базаров И.П. Термодинамика. М.: Высшая школа, 1991. 376 с.

31.) Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей.

М.: Наука, 1972. 720 с.

32.) Исаченко В.П. Теплопередача: Учебник для вузов / В.П. Исаченко, В.А. Осипова, © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 186 Список литературы А.С. Сукомел. – 4-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоиздат, 1981. 416 с.

33.) Корн Г., Корн Т. Справочник по математике для научных работников и инжене ров: Пер. с англ. М.: Наука, 1984. 832с.

34.) Самарский А.А. Теория разностных схем. М.: Наука, 1977. 656 c.

35.) Самарский А.А., Попов Ю.П. Разностные схемы газовой динамики. М.: Наука, 1980. 352 с.

36.) Роуч П. Вычислительная гидромеханика: Пер. с англ. М. Мир, 1980. 616 с.

37.) Седов Л.И. Механика сплошной среды. В 2 т. 6-е изд., стер. – СПб.: Издательство «Лань», 2004. 2 т.

38.) Андерсон Д., Таннехилл Дж., Плетчер Р. Вычислительная гидромеханика и теп лообмен: В 2-х томах. Т.1: Пер. с англ. М.: Мир, 1990. 384 с.

39.) OLGA 2000: Software Presentation Proceedings / Scandpower Petroleum Technology A.S., Norway // 35 Annual Meeting of the Pipeline Simulation Interest Group (PSIG– 2003) (October 2003, Switzerland). – PSIG, USA, 2003. 162 p.

40.) Идельчик И. Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям / Под ред. М. О.

Штейнберrа. 3-е изд., перераб. и доп. М.: Машиностроение, 1992. 672 с.

41.) Альтшуль А.Д. Гидравлические сопротивления. М.: Недра, 1970. 216 с.

42.) Гиргидов А.Д. Техническая механика жидкости и газа: Учебник для вузов. – СПб.:

Изд-во СПбГТУ, 1999. 395 с.

43.) Кострюков В.А. Основы гидравлики и аэродинамики. Под ред. С.В. Каплинского.

Учебник для техникумов. М.: «Высшая школа», 1975. 220 с.

44.) Гейгер В.Г., Дулин В.С., Заря А.Н. Гидравлика и гидропривод. Изд. 3-е, перерабо танное и дополненное. М.: Недра, 1991. 336 с.

45.) Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика:

Учебник для вузов. Москва–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. 480 с.

46.) Киселев П.Г. Гидравлика. Основы механики жидкости. М. –Л.: Госэнергоиздат, 1963. 424 с.

47.) Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учебник для вузов / Алиев Р.А., Бе лоусов В.Д., Немудров А.Г. и др. – 2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1988. 368 с.

48.) Термодинамические свойства метана: ГСССД. Серия монографии / Авт.: В.В.

Сычев, А.А. Вассерман, В.А. Загорученко, А.Д. Козлов, Г.А. Спиридонов, В.А.

Цымарный. М.: Издательство стандартов, 1979. 348 с.

49.) Самарский А.А., Вабищевич П.Н. Численные методы решения задач конвекции – диффузии. М.: Эдиториал УРСС, 1999. 248 с.

50.) Самарский А.А., Вабищевич П.Н. Вычислительная теплопередача. М.: Эдиториал УРСС, 2003. 784 с.

51.) Селезнев В.Е., Прялов С.Н., Яцевич С.В. Об одном методе математического мо делирования течения природного газа через узел сочленения в многониточном газопроводе // Наука и техника в газовой промышленности. 2003. №1. С.17–21.

52.) Татосов А.В. Непрерывное течение газа в разветвленном трубопроводе // Матема тическое моделирование. 2005. Т.17. № 3. С.83– Основы расчета и проектирования теплообменников воздушного охлаждения:

53.) Справочник / Бессонный А.Н., Дрейцер Г.А., Кунтыш В.Б. и др. // Под общ. ред.

В.Б. Кунтыша, А.Н. Бессонного. СПб.: Недра, 1996. 512 с.

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Список литературы 54.) Степанов А.И. Центробежные и осевые компрессоры, воздуходувки и вентиля торы. Теория, конструкция и применение: Пер. с. англ. М.: Машгиз, 1960. 348 с.

55.) Альбом характеристик центробежных нагнетателей природного газа. М.:

Мингазпром, 1985. 105 с.

56.) Михайлов А.К., Малюшенко В.В. Конструкция и расчет центробежных насосов высокого давления. М.: Машиностроение, 1971. 304 с.

57.) Малюшенко В.В., Михайлов А.К. Энергетические насосы: справочное пособие.

М.: Энергоиздат, 1981. 200 с.

58.) Селезнев В.Е., Пузач С.В. Численное моделирование транспортирования природ ного газа по трубопроводам энергетических систем // Известия РАН: Энергетика.

2006. №6. С.31–41.

59.) Самарский А.А., Гулин А.В. Численные методы математической физики. М.: На учный мир, 2000. 316 c.

60.) Гидродинамические процессы в сложных трубопроводных системах / Гусейн заде М.А., Дугина Л.И., Петрова О.Н. и др. М.: Недра, 1991. 164 c.

61.) Васильев Ф.П. Методы оптимизации. М.: Факториал Пресс, 2002. 824 с.

62.) Seleznev V.E., Klishin G.S., Chuchko V.F. Implementation of the Non–Liner Pro gramming Techniques for Solving the Optimization and Surety Problems of the Gas Transfer Compressor Station / High Consequence Operations Safety Symposium II (July 1997, USA) // Publication of Reports SAND98-1557. Sandia National Laboratories, USA, 1998. P.367–375.

63.) Михеев М.А., Михеева И.М. Основы теплопередачи. М.: Энергия, 1973. 320 с.

64.) Тепло- и массообмен. Технический эксперимент: Справочник / Аметистов Е.В., Григорьев В.А., Емцев Б.Т. и др. // Под общ. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина.

М.: Энергоиздат, 1982. 512 с.

65.) Новиков И.И., Воскресенский К.Д. Прикладная термодинамика и теплопередача.

66.) Алешин В.В. Практическая технология численного прочностного анализа про мышленных трубопроводов // Безопасность труда в промышленности. 2004. №7.

С.29–33.

67.) Алешин В.В., Селезнев В.Е., Кобяков В.В. Метод автоматизированного прочност ного анализа подземных трубопроводов // Газовая промышленность. 2005. №3.

С.36–39.

68.) Aleshin V., Kobyakov V., Seleznev V. Numerical analysis of corroded pipeline segments revealed by In-Line Inspection tools. // Int. J. Microstructure and Materials Properties, Vol. 1. Nos. 3/4. 2006. P.397–408.

69.) Численный анализ прочности подземных трубопроводов / Алешин В.В., Селез нев В.Е., Кобяков В.В. и др. // Под ред. В.В. Алешина и В.Е. Селезнева. М.:

Едиториал УРСС, 2003. 320 с.

70.) Энциклопедия газовой промышленности: Пер. с франц. / Ред. Пер. К.С. Басниев.

Изд. 4-е. М.: АО «ТВАНТ», 1994. 884 с.

71.) Алешин В.В., Селезнев В.Е. Математическое моделирование сложного НДС грун тов // Наука и техника в газовой промышленности. 2002. №3. С.6–11.

72.) Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. М.: Недра, 1982. 344 с.

73.) Работнов Ю.Н. Механика деформируемого твердого тела. М.: Наука, 1988. 712 с.

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 188 Список литературы 74.) ANSYS Theory Reference (Release 10.0). ANSYS, Inc., SAS IP, Inc., USA, 2005. p.

75.) ABAQUS Theory Manual. ABAQUS Version 6.5 Documentation. ABAQUS, Inc., USA, 2004. 13 Vols.

76.) Hallquist J.O. LS-DYNA Theory Manual. Livermore Software Technology Corpora tion, USA, 2006. 680 p.

77.) MSC.NASTRAN 2004 Reference Manual. MSC.Software Corporation, USA, 2004.

888 p.

78.) MSC.MARC Theory and User Information. Version 2003. MSC.Software Corporation, USA, 2003. 5 Vols.

79.) Литвин И.Е., Аликин В.Н. Оценка показателей надежности магистральных тру бопроводов. М.: Недра, 2003. 167 с.

80.) Сооружение, ремонт и диагностика трубопроводов: Сб. науч. тр. / УГНТУ. М.:

Недра, 2003. 242 с.

81.) Завьялов А.П., Якубович В.А., Лукьянов В.А. Особенности применения метода конечных элементов при прочностных расчетах обвязок компрессорных станций.

// Материалы XXII тематического семинара «Диагностика оборудования и трубо проводов КС» (г. Светлогорск, сентябрь 2004г.). М.: ИРЦ Газпром, 2004. С.31–39.

82.) Митрофанов А.В. Расчетно-экспериментальная проверка штуцерных узлов сосу дов и аппаратов, имеющих дефекты сварных швов // Сб. докладов международной деловой встречи «Диагностика-2004» (Арабская Республика Еги пет, апрель 2004г.). Т.2. Часть 2. М.: ИРЦ Газпром, 2004. С.120–130.

83.) СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985.

52 с.

84.) Алешин В.В., Кобяков В.В., Селезнев В.Е. Анализ прочности промышленных трубопроводов в ANSYS и ABAQUS // САПР и графика. 2004. №7. С.34–39.

85.) Shapiro A. Using LS-DYNA for Heat Transfer & Coupled Thermal-Stress Problems. – Livermore Software Technology Corporation, USA, 2004. 225 p.

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Приложение Моделирование транспортирования природного газа как многокомпонентной газовой смеси на примере ООО «Томсктрансгаз»

Бойченко А.Л., Киселев В.В., Прялов С.Н., Селезнев В.Е.

Как известно, распределение параметров транспортирования природного газа по трубопроводной системе зависит от его термодинамических и диффу зионных свойств, таких как плотность, удельная теплоемкость, коэффициент динамической вязкости, коэффициент теплопроводности и т.д. В Главе 2 отме чалось, что природный газ можно моделировать в виде гомогенной многокомпонентной газовой смеси. В этой смеси основным компонентом явля ется метан, а в качестве примесей могут выступать этан, пропан, изобутан, бутан, изопентан, пентан, диоксид углерода, азот, кислород, сероводород и другие газы, присутствующие в смеси в незначительных количествах. Все пе речисленные выше свойства зависят от компонентного состава транспортируемого газа. Основные способы расчета свойств газовых смесей можно найти в [29].

Наиболее часто при моделировании транспортирования природного газа по МГ используют следующие подходы к расчету его свойств:

1) пренебрегают зависимостью свойств транспортируемого газа от его компо нентного состава, считая что свойства природного газа полностью определяются свойствами метана 1;

2) используют принцип соответственных состояний и рассматривают природ ный газ как однокомпонентный газ с псевдокритическими параметрами, рассчитанными по правилу Кэя [29], согласно которому псевдокритические температура и давление находятся как суммы мольных составляющих 2;

3) рассматривают природный газ как гомогенную многокомпонентную газо вую смесь и определяют ее свойства на основе корреляций парциальных величин с последующим их суммированием и учетом мольных долей ком понентов 3.

Для обоснования принятого подхода к учету свойств природного газа, транспортируемого по трубопроводной системе ООО «Томсктрансгаз», был Такой подход приемлем при рассмотрении МГ, транспортирующих «чистый» природный газ с содержанием метана свыше 95% об.

Такой подход приемлем для трубопроводных систем малой протяженности с источниками при родного газа одинакового состава (например, для обвязки технологических трубопроводов КС).

Такой подход необходимо применять для разветвленных протяженных трубопроводных систем, в состав которых входят поставщики природного газа различного компонентного состава.

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 190 Пример моделирования сети ООО «Томсктрансгаз»

проведен ряд оценочных расчетов, демонстрирующих влияние многокомпо нентности состава природного газа на получаемые результаты моделирования.


В трубопроводную систему ООО «Томсктрансгаз» поступает газ от шести поставщиков. Для примера компонентный состав природного газа некоторых поставщиков представлен в табл. П.1.

Таблица П. Компонентный состав природного газа поставщиков ООО «Томсктрансгаз» (данные на февраль 2005 года) Состав «Мыльджинское» «Северо- «Лугинецкое» ООО ГКМ Васюганское» НГКМ «Сургутгазпром»

газа, ГКМ % об.

91,03 82,11 90,06 97, Метан 3,16 5,6 3,445 0, Этан 1,87 4,43 2,344 0, Пропан 0,44 1,32 0,493 0, Изобутан 0,52 1,44 0,709 0, Бутан 0,037 0,03 0,121 0, Изопентан 0,046 0,01 0,094 0, Пентан 2,38 4,3 2,033 1, Азот 0,021 0,02 0,017 0, Кислород 0,45 0,73 0,665 0, Диоксид углерода Кроме поставщиков, представленных в табл. П.1, имеются также поставки газа от Нижневартовского газоперерабатывающего комплекса (ГПК) и Белозерного ГПК. Эти газоперерабатывающие комплексы поставляют природный газ с со держанием метана более 95% об.

Как видно из табл. П.1, в трубопроводную систему поступает природный газ, существенно различающийся по химическому составу. Сложность модели рования трубопроводной системы ООО «Томсктрансгаз» обусловлена еще и тем, что газ различного состава поступает в систему в нескольких местах (рис.

П.1), поэтому распределение компонентного состава газа в системе может быть найдено только после проведения расчетов всей системы.

Значительное влияние на пространственно-временные распределения пара метров транспортирования природного газа в ГТС оказывает распределение его плотности. Это обусловлено тем, что:

• в трубопроводных сетях преобладает турбулентный квадратичный режим течения, который для трубопроводов большого диаметра наступает, как правило, при скорости газа свыше одного метра в секунду, поэтому вяз кость газа не влияет на гидравлическое сопротивление [40];

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Приложение • распространение тепла в результате теплопроводности газа несущественно по сравнению с конвективным переносом (для МГ число Пекле, характери зующее отношение конвективного теплопереноса к молекулярному переносу, имеет порядок 106 );

• диффузионный перенос массы компонентов природного газа незначителен по сравнению с конвективным (диффузионное число Пекле имеет порядок 106 );

• значения удельных теплоемкостей метана, этана и пропана 1 близки между собой.

Рис. П.1. Пример расчетной схемы трубопроводной системы ООО «Томсктрансгаз»

Результаты сравнения плотностей метана и газов компонентного состава из табл. П.1, рассчитанных по уравнению состояния ВНИЦ СМВ (рекомендуемо му ГОСТ 30319.3-96) в диапазоне давлений 2,95,2МПа и температур 027оС, представлены в табл. П.2.

Таблица П. Сравнение плотности метана и природных газов поставщиков ООО «Томсктрансгаз» в рабочем диапазоне температур и давлений Отличие, «Мыльджинское» «Северо- «Лугинецкое» ООО ГКМ Васюганское» НГКМ «Сургутгазпром»

% ГКМ 15,1 28,0 15,4 2, Минимум 17,6 34,7 18,5 2, Максимум Погрешности в распределениях рассчитываемой плотности газа приводят к погрешностям в распределениях давления газа. Пусть рассматривается однони Это в данном случае основные компоненты природного газа как газовой смеси (см. табл. П.1).

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 192 Пример моделирования сети ООО «Томсктрансгаз»

точный трубопровод протяженностью 100км, имеющий условный диаметр 1,4м и шероховатость стенок труб 0,045мм. Тогда, при заданных на входе трубопро вода давлении (2,9МПа) и массовом расходе (300кг/с) природного газа, в условиях изотермического режима течения (5оС) погрешность вычислений бу дет составлять около 8% (0,17МПа). Такой результат получается для состава газа, соответствующего поставкам Северо-Васюганского газоконденсатного месторождения (ГКМ).

Для оценки влияния изменений в химическом составе транспортируемого природного газа рассмотрим неустановившийся режим течения на участке ГТС между КС «Александровская» и КС «Вертикос» (рис. П.2). На рис. П.2 длины трубопроводов указаны в километрах, направление транспортирования газа показано жирными светлыми стрелками. На данном рисунке использованы следующие обозначения: Q – ГУ по массовому расходу газа, P – ГУ по дав лению газа, T – ГУ по температуре газа. Таким образом, в качестве ГУ для восстановления начального (установившегося) состояния участка ГТС были взяты давления и температуры газа на входах рассматриваемого участка ГТС, а также массовый расход газа на его выходе.

Рис. П.2. Пример расчетной схемы ЛЧМГ между КС «Александровская» и КС «Вертикос»

Задача решалась в предположении течения нетеплопроводного газа. Значе ния используемых в качестве ГУ параметров газа представлены в табл. П.3.

Эти параметры взяты из расчета программно-математического комплекса «Ас тра» [8], используемого в ООО «Томсктрансгаз».

Длина первой и второй нитки ЛЧМГ на лупингах в местах перехода через реки считается одинаковой. Условные диаметры МГ составляют 1м, диаметр ответвления трубопровода до ГКМ «Мыльджинское» – 0,72м, до ГКМ «Севе ро-Васюганское» – 0,529м. Шероховатости внутренних стенок трубопроводов при моделировании выбирались в диапазоне 0,040,125мм из условия наилуч шего совпадения с результатами расчетов с использованием компьютерной программы «Астра».


Температура грунта на глубине 3м принималась равной 1оС, температура окружающего воздуха – 10оС. Сравнение проводилось для вычисляемых на © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Приложение границах рассматриваемого участка параметров. В качестве транспортируемо го газа, при проведении сравнения с компьютерной программой «Астра», выбран метан.

Таблица П. Параметры транспортирования газа на границах ЛЧМГ между КС «Александровская» и КС «Вертикос»

Т, оС Р, МПа Q, кг/с 3,343725* 2* 83, КС «Александровская»

* * 3,222135 5 17, ГКМ «Северо-Васюганское»

* * 4,012470 5 69, ГКМ «Мыльджинское»

170,762* 2,877630 КС «Вертикос»

Значения в таблице, отмеченные значком «*», использовались в качестве ГУ. Остальные значения применялись для проведения сравнения результатов расчетов.

Начальному распределению параметров транспортирования газа для рас смотренного участка ГТС соответствует стационарное распределение, рассчитанное при задании ГУ из табл. П.3. При проведении численного анали за неустановившегося процесса транспортирования газа считается, что через минут от начала отсчета модельного времени краны А и Б (см. рис. П.2) пере крываются на 50% площади проходного сечения. Краны А и Б находятся на расстоянии 500м от МГ. Перекрытие производится в течение полутора минут.

После завершения операции с кранами каких-либо воздействий на ГТС не ока зывается. Общая продолжительность рассматриваемого в расчете временного интервала составляет 10 часов. Считается, что значения граничных условий поддерживаются в течение всего рассматриваемого временного интервала не изменными.

Расчеты проведены для трех моделей транспортируемого газа:

• «чистый» метан;

• однокомпонентный газ с псевдокритическими параметрами, соответствую щими природному газу, транспортируемому перед КС «Вертикос»;

• многокомпонентный газ, состав которого указан в табл. П.1.

Сравнение результатов расчетов с использованием трех моделей транспор тируемого газа проведено для начального состояния ГТС, переходного режима и конечного состояния, соответствующего моменту времени 10 часов от за вершения перекрытия кранов. В качестве точных значений параметров приняты результаты расчета для многокомпонентного газа.

Относительная погрешность рассчитанных на границах рассматриваемого участка ГТС параметров транспортирования газа для начального момента вре мени представлена в табл. П.4, для момента времени 10 часов – в табл. П.5. На рис. П.3, П.4 показаны изменения в течение двух часов давления газа перед КС © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 194 Пример моделирования сети ООО «Томсктрансгаз»

«Вертикос» и массового расхода газа на ГКМ «Северо-Васюганское», рассчи танные с использованием перечисленных выше моделей газа.

Таблица П. Относительная погрешность расчетных значений параметров транспортирования газа на границах рассматриваемого участка в начальный момент времени Параметр Погрешность при Погрешность при расчетах расчетах для метана, для смеси с эквивалентными % свойствами, % Массовый расход газа 5,59 4, на КС «Александровская»

Массовый расход газа -2,89 -7, на ГКМ «Северо Васюганское»

Массовый расход газа -5,32 -2, на ГКМ «Мыльджинское»

Давление газа перед -2,0 -0, КС «Вертикос»

Таблица П. Относительная погрешность расчетных значений параметров транспортирования газа на границах рассматриваемого участка для момента времени 10 часов после перекрытия кранов Параметр Погрешность при рас- Погрешность при расчетах четах для метана, % для смеси с эквивалентными свойствами, % 5,33 4, Массовый расход газа на КС «Александровская»

-3,59 -8, Массовый расход газа на ГКМ «Северо Васюганское»

-5,40 -2, Массовый расход газа на ГКМ «Мыльджинское»

-2,0 -0, Давление газа перед КС «Вертикос»

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Приложение Рис. П.3. Изменение давления газа перед КС «Вертикос» при перекрытии на 50% кранов на трубопроводах, идущих от ГКМ «Северо-Васюганское» и ГКМ «Мыльджинское»

Рис. П.4. Изменение массового расхода газа на ГКМ «Северо-Васюганское» при перекрытии на 50% кранов на трубопроводах, идущих от ГКМ «Северо Васюганское» и ГКМ «Мыльджинское»

Как видно из представленных рисунков и таблиц результаты расчета суще © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 196 Пример моделирования сети ООО «Томсктрансгаз»

ственно зависят от используемой модели газа. При этом, в некоторых случаях, к точному решению (многокомпонентный газ) ближе находятся результаты, полученные в предположении смеси с эквивалентными свойствами, а в ряде случаев – в приближении «чистого» метана. На рис. П.4 заметно даже качест венное отличие получаемого результата для разных моделей газа. Для модели многокомпонентного состава газа заметны колебания массового расхода на ГКМ «Северо-Васюганское». Это объясняется тем, что при перекрытии кранов на МГ возникает переменная по длине концентрация газовых смесей, влияю щая на основные параметры потока.

Для среднего давления газа на рассмотренном участке ГТС погрешность по давлению 2% соответствует 0,06МПа. С учетом того, что допустимой для ис пользуемых в практических целях расчетах погрешностью считается 0,1МПа, указанная погрешность является приемлемой. Однако эта погрешность была получена на участке МГ между соседними КС.

В случае расчета сети последовательно соединенных КС при задании на выходе сети массового расхода газа, а на входе – давления транспортируемого газа, погрешность расчета давления на выходе сети получается значительно больше. Для оценки возможных при таком подходе погрешностей на выходе сети был проведен ряд расчетов в стационарной постановке. Расчеты проводи лись для участка трубопроводной сети, показанной на рис. П.5.

Рис. П.5. Модельная трубопроводная система для оценки влияния погрешностей исходных данных по давлению и массовому расходу транспортируемого газа По параметрам магистральных трубопроводов (за исключением отводов с незначительными расходами), составу оборудования КС и режимам транспор тирования газа через ГТС, сеть, представленная на рис. П.5, соответствует участку трубопроводной сети ООО «Томсктрансгаз» от КС «Вертикос» до от вода на г.Томск. Поэтому оценки, полученные для данной ГТС, будут во многом справедливы и для сети трубопроводов ООО «Томсктрансгаз».

Для оценки погрешности рассчитываемого давления на выходе ГТС (см.

рис. П.5) в исходные данные по давлению газа на ее входе и расходу транспор тируемого газа на ее выходе вносились погрешности в диапазоне ±0, 2%.

Давление на входе сети составляло 3,9МПа, объемный расход газа на выходе сети – 0,48млн.м3/ч на каждую нитку (при стандартных условиях). Максималь ные абсолютные погрешности по давлению и расходу газа на каждую нитку © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Приложение (при стандартных условиях) были равны при этом ±7,8 кПа и ±960 м3/ч соот ветственно. Относительная погрешность рассчитывалась по формуле:

XД X X = 100, XД где X Д – действительное значение параметра (давление на выходе сети – 3,3МПа);

X – значение параметра, полученное при расчете с погрешностью исходных данных.

В табл. П.6 представлены результаты оценок погрешностей рассчитываемо го давления на выходе ГТС (см. рис. П.5) для заданного уровня погрешностей исходных данных. В табл. П.7 представлены абсолютные погрешности в атм.

Из представленных в табл. П.4–П.7 результатов можно сделать следующие выводы:

1) для расчета трубопроводной сети ООО «Томсктрансгаз» необходимо учитывать многокомпонентный состав газа;

2) природный газ необходимо рассматривать как гомогенную многоком понентную газовую смесь и определять ее свойства на основе корреляций парциальных величин с последующим их суммированием и учетом мольных долей компонентов;

3) относительная погрешность исходных данных по давлению и расходу газа не должна превышать ±0,1%.

Таблица П. Относительная погрешность расчета давления газа на выходе сети для заданного уровня погрешностей давления на входе сети и массового расхода транспортируемого газа, % Погрешность давления газа на входе, % Влияющие параметры 0,2 0,1 0 -0,1 -0, -0,2 3,85 2,03 1,45 0,51 -0, Погрешность расхода -0,1 3,25 1,48 0,71 -0,18 -1, 0 2,68 0,94 0,0 -0,84 -1, газа, % 0,1 0,96 0,19 -0,67 -1,49 -2, 0,2 0,40 -0,50 -1,33 -2,11 -2, © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 198 Пример моделирования сети ООО «Томсктрансгаз»

Таблица П. Абсолютная погрешность расчета давления газа на выходе сети для заданного уровня погрешностей давления на входе сети и массового расхода транспортируемого газа, атм Погрешность давления газа на входе, % Влияющие параметры 0,2 0,1 0 -0,1 -0, -0,2 1,26 0,66 0,47 0,17 -0, Погрешность расхода -0,1 1,06 0,48 0,23 -0,06 -0, 0 0,87 0,31 0,0 -0,27 -0, 0,1 0,31 0,06 -0,22 -0,49 -0, газа, % 0,2 0,13 -0,16 -0,43 -0,69 -0, © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Приложение Научное издание СЕЛЕЗНЕВ Вадим Евгеньевич АЛЕШИН Владимир Васильевич ПРЯЛОВ Сергей Николаевич СОВРЕМЕННЫЕ КОМПЬЮТЕРНЫЕ ТРЕНАЖЕРЫ В ТРУБОПРОВОДНОМ ТРАНСПОРТЕ Математические методы моделирования и практическое применение Напечатано с готового оригинал-макета Издательство ООО “МАКС Пресс” Лицензия ИД N 00510 от 01.12.99 г.

Подписано к печати 12.01.2007 г.

Формат 60х90 1/16. Печать офсетная. Усл.печ.л. 12,5. Тираж 500 экз. Заказ 010.

119992, ГСП-2, Москва, Ленинские горы, МГУ им. М.В. Ломоносова, 2-й учебный корпус, 627 к.

Тел. 939-3890, 939-3891. Тел./Факс 939-3891.

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов,

Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 ||
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.