Позволяет осуществлять расчет технологических выбросов газа при аварии в сети и проведении ремонтных работ.

156.png
156.png

Для расчета аварийной ситуации необходимо вставит узел АВАРИЯ (узел номер 0) в сеть и произвести гидравлический расчет.

При расчете технологических потерь расчетное давление в узле аварии будет вставлено в соответствующее окно исходных данных для расчета потерь газа.

Расчет аварийных выбросов газа при повреждении газопроводов выполнен на основании п.6.2.2. РД 153-39.4-079-01.; «Методики по расчету удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах (сбросах) в атмосферу (водоемы) на объектах газового хозяйства» Саратов, Гипрониигаз,1996 г.; В. П. Михеев «Газовое топливо и его сжигание» Л., «Недра», 1966 г.

Избыточное давление на ГРП и общий объем труб при продувке определяется при гидравлическом расчете газопроводной сети.

где:
k –– поправочный коэффициент, k=1,25 ÷ 1,3
Vс –– внутренний объем продуваемых газопроводов и оборудования, м3;
Pа –– атмосферное давления, Pа =101325 Па;
Pг –– избыточное давление газа в газопроводе при продувке, Па, (рабочее для газопроводов низкого давления, не более 100000 Па для газопроводов высокого и среднего давления);
tr –– температура газа, °С

где:
k –– поправочный коэффициент, k=1,25 ÷ 1,3;
Vс — внутренний объем продуваемых газопроводов и оборудования, м3;
Pа –– атмосферное давление, Pа =101325 Па;
Pг –– избыточное давление газа в газопроводе при продувке, Па, (рабочее для газопроводов низкого давления, не более 100000 Па для газопроводов высокого и среднего давления);
tr –– температура газа, °С

где: d –– внутренний диаметр продувочной свечи, м;
Pа –– атмосферное давление, Ра = 101325 Па;
Pг –– избыточное давление газа в газопроводе при настройке, Па;
tг –– температура газа, °С
ρ –– плотность газа при нормальных условиях, кг/м3;
τ –– время настройки, час.

(отверстие, разрушение стыковых соединений, трещина) определяется по формуле:

где:
G_г –– удельное количество выбросов газа, г/с;
Φ –– коэффициент, учитывающий снижение скорости, φ = 0,97;
W_кр –– скорость выброса газа из места повреждения, м/с
f –– площадь повреждения, м²;
ρ_г –– плотность газа в рабочих условиях, кг/м³

определяется по формуле:

где: T_о –– абсолютная температура газа в газопроводе, К;
ρ_ог –– плотность газа при нормальных условиях, кг/м³

определяется по формуле:

где:
T₁ — абсолютная температура окружающей среды, К;
T_о — абсолютная температура газа в газопроводе, К;
P_о — абсолютное давление газа в газопроводе в месте повреждения, Па;
P₁ — атмосферное давление, P1=101325 Па.

определяются по формулам:

где:
n — длина линий разрыва наружного периметра трубы газопровода, в % от общего периметра;
d — диаметр газопровода, м;
δ — ширина щели, м.

определяются по формулам:

где:
a –– длина трещины, м
b –– ширина трещины, м

определяются по формулам:

где: d –– диаметр отверстия, м

Избыточное давление в узле аварии определяется при гидравлическом расчете газопроводной сети.

• при избыточном давлении газа, в пределах 4,5 кПа<H<90 кПа, объем аварийных выбросов газа определяется по формуле:
  
• при избыточном давлении газа H>90 кПа, объем аварийных выбросов газа определяется по формуле:
  

Расчет времени выхода газа из аварийной сети предназначен для расчета времени снижения давления газа в аварийном узле сети до определенной величины при отключении источников газоснабжения.
Начальное давление газа в точке аварии определяется в результате гидравлического расчета газопроводной сети. В результате истечения газа давление в аварийном узле уменьшается. Будем считать процесс завершенным, когда давление газа в точке аварии достигнет заданной величины.
На первом этапе газ считается идеальным и для него справедливо уравнение Менделеева-Клапейрона:
(1)
где:
Р — изменяющееся со временем давление в объеме сети;
R — универсальная газовая постоянная, равная 8,314;
Т — абсолютная температура, равная 2730К;
m — масса газа в сети;
μ — молярная масса, равная 16,04;

Продифференцировав (1) по времени, получаем
(2)
В этом выражении
(3)
где dm / dt — скорость изменения массы газа со временем, а Q - массовый расход через отверстие. В соответствии с законами гидродинамики для круга расход можно рассчитать по формуле:

где:
ρ — плотность газа;
r — радиус отверстия ;
η — динамическая вязкость газа;
l — длина отверстия (толщина стенки трубы);
P — давление в узле аварии;
P₀ - атмосферное давление;

Для эллиптического по форме отверстия с полуосями a и b расход можно рассчитать по формуле:
(4)

С учетом (2) - (4) получаем
(5)
или
(6)
(7)
В общем случае α можно выразить как
, где
Q – расход газа через отверстие; После интегрирования полученного уравнения имеем
(8)
А – постоянная интегрирования.
Для определения А воспользуемся начальным условием t = 0, P = P_H
P_H – начальное значение давления в узле аварии;
Тогда
(9)
Подставим (9) в (8)

либо
(10)
Отсюда
(11)
Таким образом, закон изменения давления в узле аварии в зависимости от времени определен.
Воспользовавшись выражением (10) для времени τ завершения истечения идеального газа из трубы, получаем
(12)

потери давления газа на участке без учета рельефа трассы газопровода определяются по формуле

с учетом рельефа трассы газопровода по формуле


где:
p_i –– абсолютное давление газа в начальной i точке u-го участка газопровода, МПа;
p_j –– абсолютное давление газа в конечной j точке u-го участка газопровода, МПа;
λ_u –– КГС на участке газопровода;
q_u –– расход газа при стандартных условиях по u-му участку газопровода, м³/ч;
|q_u| –– модуль величины qu , м3/ч;
d_u –– внутренний диаметр участка газопровода, см;
ρ₀ –– плотность газа при стандартных условиях, кг/м³;
L_u –– расчетная длина участка газопровода постоянного диаметра, м;
T_cp –– среднее значение температуры газа на участке газопровода, К;
z_cp –– средний коэффициент сжимаемости газа;
g –– ускорение свободного падения, м/с²;
h_i –– абсолютная отметка высот в начале (в узле i) u-го участка газопровода, м;
h_j –– абсолютная отметка высот в конце (в узле j) u-го участка газопровода, м;
R –– газовая постоянная, Дж/(кг•К).
Коэффициент гидравлического трения определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса

Коэффициент гидравлического трения определяется по формуле

Коэффициент ε абсолютной эквивалентной шероховатости внутренней поверхности стенки трубы.
Динамическая вязкость μ , Па∙с, природного газа определяется по формулам

Среднее давление газа Pср по длине газопровода определяется по формуле

где
p₁ – абсолютное давление газа в начальной точке газопровода, МПа;
p₂ – абсолютное давление газа в конечной точке газопровода, МПа.

Среднюю температуру газа Tср по длине газопровода следует принимать равной средней температуре газа (по данным телеметрии) или температуре окружающей среды (грунта для подземных газопроводов, воздуха – для надземных газопроводов).
Средний коэффициент сжимаемости газа по длине газопровода следует определять по формуле

Максимальная скорость движения газа в u-ом участке газопровода V_u, м/с, определяется по формуле

где
q_u –– расход газа при стандартных условиях по u-му участку газопровода, м³/ч;
T_cp –– среднее значение температуры газа на участке газопровода, К;
z_cp –– средний коэффициент сжимаемости газа;
p_i –– абсолютное давление газа в начальной i точке u-го участка газопровода, МПа;
p_j –– абсолютное давление газа в конечной j точке u-го участка газопровода, МПа;
min(p_i, p_j) – минимальное значение из двух величин p_i и p_j;
d_u –– внутренний диаметр участка газопровода, см;

В программе приняты следующие значения расчетных параметров:

• критическая температура для метана - 190.7;
• критическая температура для пропана - 369.8;
• критическая температура для бутана - 425.4;
• газовая постоянная - R=8.314;
• коэффициент абсолютной эквивалентной шероховатости внутренней поверхности стенки трубы принимается:
  • для новых стальных труб – 0,01 см (признак трубы в описании участка – ПП, БП и ПР),
  • для старых стальных труб – 0,1 см (признак трубы в описании участка – БС),
  • для полиэтиленовых – 0,0007 см.