У роботі представлено математичну модель стаціонарного руху природного газу у похилому газопроводі, яка дає можливість обчислити значення параметрів газу (тиску, температури, фактора стисливості) у довільному перерізі газопроводу. Представлено також удосконалену авторами математичну модель, яка враховує зміну швидкості потоку газу вздовж газопроводу. Для підтвердження необхідності застосування удосконаленої математичної моделі виділено Комплекс 1, який характеризує вплив сил тертя та втрат тиску, та Комплекс 2, який визначає вплив швидкості потоку. На основі співвідношення цих комплексів сформовано кількісний критерій застосування удосконаленої математичної моделі. Представлено приклад порівняння комплексів для довгого газопроводу та короткого газопроводу з великою витратою газу. Показано, що за умови коли значення комплексів є одного порядку, відносне відхилення значень тиску в кінці газопроводу отриманих за відомою та удосконаленою моделлю можуть відрізнятися на 8 – 10%. Отже у такому випадку потрібно застосовувати удосконалену авторами математичну модель. Представлено приклад застосування математичних моделей для аналізу розподілу тиску та температури газу вздовж газопроводу зі значними пошкодженнями. Отримано профіль зміни тиску вздовж цього газопроводу для режиму його експлуатації з обмеженням витрати газу на вході та без обмеження. Показано, що при збільшенні площі пошкодження зміна профілю тиску для цих режимів експлуатації має характерні особливості, які можуть бути використані під час розроблення системи визначення об’єму газу, втраченого внаслідок раптових пошкоджень газопроводів.
- Non-CO2 Greenhouse Gas Emission Projections & Mitigation. United States Environmental Protection Agency. https://www.epa.gov/global-mitigation-non-co2-greenhouse-gases. (accessed on April 14, 2024)
- Shapoval, S., Mysak, S., Shapoval, P., Matiko, H.: Analysis of Current Use of Renewable and Alternative Energy Sources by European Countries. Lecture Notes in Civil Engineering (438), 381–391 (2024). https://doi.org/10.1007/978-3-031-44955-0_38
- Kuntjoro Adji Sidarto, Adhe Kania, Leksono Mucharam, Darmadi, R. Arman Widhymarmanto: Determination of Gas Pressure Distribution in a Pipeline Network using the Broyden Method. Journal of Engineering and Technological Sciences · 49(6), 750-769 (2017). https://doi.org/10.5614/j.eng.technol.sci.2017.49.6.4
- L.V. Lesovoy, L.V. Blyzniak: Determination of natural gas pressure at the points of its removals in a gas pipeline with branches. Quality control methods and devices № 12, 88-91 (2004)
- Stoica D.B., Eparu C., Neacsa A., Prundurel, A., Simescu, B. N.: Investigation of the gas losses in transmission networks. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology 12, 1665–1676 (2022). https://doi.org/10.1007/s13202-021-01426-5
- Arpino, F., Dell'Isola, M., Ficco, G. et al.: Unaccounted for gas in natural gas transmission networks: Prediction model and analysis of the solutions. Journal of Natural Gas Science and Engineering (17), 58–70 (2014). https://doi.org/10.1016/j.jngse.2014.01.003
- Y. V. Doroshenko, "Modeling of gas leaks from gas pipelines in emergency situations", Bulletin VPI, vol.3, p. 22–28, June 2020. https://doi.org/10.31649/1997-9266-2020-150-3-22-28
- Dong, Y., Gao, H., Zhou, J., Feng Y.: Mathematical modeling of gas release through holes in pipelines. Chemical Engineering Journal (92), 237–241 (2003). https://doi.org/10.1016/S1385-8947(02)00259-0
- Matiko, F., Lesovoy, L., Dzhigirei, V.: Improvement of mathematical models of natural gas flow during its outflow from a damaged gas pipeline. Bulletin of the Engineering Academy of Ukraine (1), 224–230 (2016).
- Igbojionu, A. C., Obibuike, U. J., Udechukwu, M., Mbakaogu, C. D., Ekwueme, S. T.: Hydrocarbon Spill Management Through Leak Localization in Natural Gas Pipeline. International Journal of Oil, Gas and Coal Engineering, 137–142 (2020). https://doi.org/10.11648/j.ogce.20200806.13
- Obibuike, U. J., Kerunwa, Udechukwu, A.M., Eluagu, R. C., Igbojionu, A. C., Ekwueme, S. T.: Mathematical Approach to Determination of the Pressure at the Point of Leak in Natural Gas Pipeline. Int. Journal of Oil, Gas and Coal Engineering 8(1), 22–27, (2020). https://doi.org/10.11648/j.ogce.20200801.14
- Peralta, J., Verde, C., Delgado F.: Wave propagation patterns in gas pipelines for fault location. 21st IFAC World Congress, Berlin, Germany, 198–203 (2020).
- Matiko, F.: Determination of the amount of natural gas in sections of gas pipelines of complex configuration. Quality control methods and devices 1(32), 54–63 (2014).
- Mujtaba, S. M., Lemma, T. A., Taqvi, S. A. A., Ofei, T. N. and Vandrangi, S. K.: Leak Detection in Gas Mixture Pipelines under Transient Conditions Using Hammerstein Model and Adaptive Thresholds, Processes 8(474), 1–21 (2020). https://doi.org/10.3390/pr8040474
- Kwestarz, M. A., Osiadacz, A. J., Kotyński, Ł.: Method for leak detection and location for gas networks. Archives of Mining Sciences, (64), 1, 131–150 (2019).
- DSTU ISO 12213-3:2009. Natural gas. Calculation of the compressibility factor. Part 3. Calculation based on physical properties (ISO 12213-3:2006, IDT)
- Natural gas. Methodology for calculating the compressibility coefficient in the pressure range of 12 ... 25 MPa: DSSDD 4-2002. [Valid from 2002-07-01] / E. P. Pistun, F. D. Matiko. - K.: State Standard of Ukraine, 2002. - 5 p. (Methodology of DSSDD).