Эксплуатация магистральных газопроводов является сложной технической задачей, которая требует применения современных цифровых решении для поддержания трубопроводов в рабочем состоянии, а особенно данная проблема актуальна для газопроводов, которые находятся в эксплуатации от 10 до 20 лет. А также, как правило для газопроводов раннего становления газовой отрасли, так как у них отсутствую системы телеметрии, а также они подвержены различным техногенным изменениям [1–4].

В этой связи необходим применять современные цифровые программные комплексы для моделирования процессов переноса в магистральных газопроводах для подержания их в работоспособном состоянии [2, 3]. К таким цифровым решениям относятся авторский программный комплекс «Цифровая ГТС 3.1».

Программный комплекс состоит из модулей:

• моделирования гидравлических и тепловых потерь в промысловых системах, сбора;
• определение расхода ингибитора (метанола) для промысловых систем сбора газа;
• определение псевдокритических параметров (Т, Р) природного газа посредством компонентного состава;
• моделирование гидравлических и тепловых в магистральных газопроводах с учетом рельефа трассы;
• определение распределения влаги в газопроводах;
• определение пропускной способности газопровода;
• определение гидравлических потерь в шлейфах;
• моделирования процессов регенерации ингибитора на установке регенерации метанола.

В рамках данной статьи приводится модуль, который позволяет моделировать гидравлические и тепловые потери в магистральных газопроводах с учетом рельефа трассы.

Математическое моделирование гидравлических и тепловых потерь является сложной математической задачей, так как в модели необходимо учитывать достаточное большое количество фактор, которые влияют на гидравлические и тепловых потери, в это связи полное описание математической модели приводится в работах [5, 6]. В работе же приводятся конечные уравнения, позволяющие определять температур и давления в магистральном газопроводе (МГ) с учетом температуры окружающей среды и рельефа трассы (профиль трубопровода).

Для определения давления и температуры в магистральном газопроводе воспользуемся уравнениями [5, 6]:

Величины, которые входят в уравнения (1, 2) определяются:

в выражениях (1–11) обозначено: g — ускорение свободного падения; λ — коэффициент гидравлического трения; d — диаметр трубы; α, β — безразмерные коэффициенты;
R — универсальная газовая постоянная; μ — молярная масса газа, Z — коэффициент сжимаемости газа; k — коэффициент теплоотдачи; T_s — температура снаружи от трубы; Q — массовый расход газа; T_⁎ — критическая температура газа, P_⁎ — критическое давление газа; C_V — удельная по массе теплоемкость газа при постоянном объеме; V — скорость природного газа; h — высота горизонтальной оси газопровода [5, 6].

Система обыкновенных дифференциальных уравнений (1, 2) позволяет, при соответствующих начальных условиях вычислить давление и температуру в каждом сечении газопровода, далее данная система дифференциальных уравнений решается методом Рунге – Кута [5, 6].
Таким образом, на базе данной модели построен модуль программного комплекса
«Цифровая ГТС 3.1», которая позволяет проводит вычислительные эксперименты и определять параметры давления и температуры в сложных труднодоступных местах участков магистрального газопровода [6–8].

На рисунке 1 приводится вид интерфейс программного комплекса «Цифровая
ГТС 3.1».

В качестве примера расчета рассмотрим, магистральный газопровод «Голубой поток», а именно участок газопровода протяженностью 10 км, который имеет следующие исходные данные:

• ускорение свободного падения 9,81, м/с²;
• универсальная газовая постоянная 8,314, Дж/(моль·K));
• молярная масса газа 0,016, кг/моль;
• вязкость природного газа 1*10^-6, Па·с;
• высота трубопровода изменяется от 50 до 150 м.

Также приведем, данные в таблице 1 параметры, которые вносятся в таблицу программного комплекса.

В результате работы программного комплекса «Цифровая ГТС 3.1» получены следующие расчетные данные, которые приведены в таблице 2.