- •Содержание курсового проекта
- •5 Технологический расчет магистрального газопровода.
- •5.1 Исходные данные
- •5.1.1 Определение диаметра газопровода и числа компрессорных станций
- •5.1.2 Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями
- •5.1.3 Расчет режима работы компрессорной станции
- •6 Пример технологического расчета магистрального газопровода.
- •6.1 Определение диаметра газопровода и числа компрессорных станций
- •6.2 Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями
- •6.3 Расчет режима работы компрессорной станции
- •3 Определяем требуемое количество нагнетателей , которое
- •Характеристика труб для нефтепроводов и нефтебаз
5.1.2 Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями
Абсолютное давление в конце участка газопровода определяется из формулы коммерческого расхода
(5.18)
В этом уравнении величина рассчитывается по универсальной формуле ВНИИГаза при средних значениях температуры и давления:
(5.19)
К - коэффициент, зависящий от размерностей величин, равный
(5.20)
При использовании смешанной системы единиц D (м), Т (К), Р (МПа), L (км) и Q (млн. м3/сут) значение коэффициента К составляет К = 105,087.
Уточненный расчет участка газопровода выполняется в следующем порядке:
В качестве первого приближения принимаются значения , Z и Тср из предварительных вычислений.
По формуле (5.18) определяется первое приближение величины Рк.
По формуле (5.10), с использованных известных значений Рн и Рк, определяется уточненное среднее давление РСР.
По формуле (5.12) определяются средние приведенные давление Рпр и температура ТПР.
Для расчета конечного давления во втором приближении вычисляется уточненное значение ТСР. Для этого используют величины средней удельной теплоемкости Сp, коэффициента Джоуля-Томсона Di и коэффициента ai вычисленные при найденных значениях Рср и Тср первого приближения по формулам:
Ср =1,695 + 1,838·10-3ТСР+1,96·106 (РСР-0,l)/Т3СР;
;
,
где Кcp - средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, определяемый в зависимости от способа прокладки газопровода в соответствии с [3, табл.4.1].
6 По формулам (5.12), (5.21) и (5.l3) при Р = Рср и Т = Тср вычисляют Рпр, Тпр, μ и ZCT во втором приближении.
Динамическая вязкость газа (Па∙с) определяют по формуле
(5.21)
По формулам (5.22), (5.19) и (5.23) определяют значения Re,и,
(5.22)
(5^2
3/
D - внутренний диаметр газопровода, м;
μг - динамическая вязкость газа, Па·с.
Переходное (от смешанного трения к квадратичному) значение числа Рейнольдса определяют по формуле
(5.23)
ВНИИГаз рекомендует принимать среднее значение эквивалентной шероховатости стенки газопровода равным кэ = 0,03 мм.
По формуле (5.18) определяют конечное давление РК во втором приближении.
Если полученный результат отличается от предыдущего более чем на 1 %, то необходимо уточнить расчеты, выполнив третье приближение, начиная с п.З. Если же результат удовлетворяет требованиям точности расчетов, то переходим к следующему пункту
По формуле (5.l0) уточняется среднее давление РСР.
При х = lКС по формуле (5.24) определяют температуру газа Тк в конце линейного участка
(5.24)
где РСР - среднее давление на участке газопровода, вычисляемое по формуле (5.10);
Di - коэффициент Джоуля-Томсона, рассчитываемый по формуле (5.25) для средних значений давления и температуры на линейном участке газопровода.
Для природных газов с содержанием метана 85% и более отраслевыми нормами рекомендуется зависимость
(5.25)
где сР средняя изобарная теплоемкость газа, определяемая для средних значений температуры и давления в процессе дросселирования.
На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопровода заканчивается.