6.1 Определение диаметра газопровода и числа компрессорных станций

Расчет выполняется в следующем порядке:

1) По известному составу определяются основные физические свойства газа:

- плотность газа при стандартных условиях по формуле (5.1)

- относительная плотность газа по воздуху по формуле (5.2)

- молярная масса газа по формуле (5.3):

- псевдокритическая температура газовой смеси по формуле (5.4):

,

псевдокритическое давление газовой смеси по формуле (5.5)

- газовая постоянная по формуле (5.6)

,

В соответствии с табл. 5.3 принимается ориентировочное значение диаметра газопро­вода. В настоящее время магистральные газопроводы проектируются на рабочее давление Р = 7,5 МПа.

Принимаем D_у = 700 мм

Рассчитывается оценочная пропускная способность газопровода (коммерческий расход, млн. м³/сут) по формуле (5.7)

Выбираем тип центробежного нагнетателя и привода - PCL802/24. По паспортным данным ЦН определяем номинальные давления всасывания Р_вс и нагнетания Р_НАГ.

Р_вс = 5,00 МПа

Р_наг=7,45 МПа

Полагая, что рабочее давление в газопроводе Р равно номинальному давлению нагнетания, вычисляем толщину стенки δ₀ газопровода по формуле (5.8);

расчетное сопротивление металла вычисляем по формуле (5.9).

По рабочему давлению и толщине стенки выбираем поставщика труб (приложение 3), определяем предел прочности σ_вр.

σ_вр- 550 МПа

Вычисленное значение толщины стенки δ₀ округляем в большую сторону

до стандартной величины δ из рассматриваемого сортамента труб, после чего определяем значение внутреннего диаметра D:

δ = 10 мм

D= 1020 мм

Определяем давления в начале и в конце линейного участка газопровода

;

По формуле (5.10) рассчитывают среднее давление в линейном участке газопровода:

.

Значение среднего давления газа необходимо для определения его физических характеристик, а также для нахождения количества газа, находящегося в трубопроводе.

Величина среднего давления в газопроводе, вычисленная по формуле (5.10), всегда выше среднеарифметической: с увеличением разности Р_н и Р_к будет возрастать и разница этих значений.

Для расчета расстояния между КС задаем в первом приближении ориентировочным значением средней температуры на линейном участке по формуле (5.11)

В первом приближении можно принять Т_н =293... 303 К (20...30° С); Т₀ - температура

окружающей среды на уровне оси газопровода.

Т_СР = 0,5(Т_н + Т₀) = 0,5(298 + 294₀ )= 296 К

При Р = Р_СР и Т =T_CР по формулам (5.12) рассчитываем приведенные температуру Т_ПР и давление Р_ПР :

; По формуле(5.13) определяют коэффициент сжимаемости

Полагая в первом приближении режим течения квадратичным, рассчитываем коэф­фициенты гидравлического сопротивления λ_тр и λ по формулам (5.14) и (5.15)

где к_э =0,03 (по рекомендации ВНИИГаз) - значение эквивалентной шероховатости

стенки газопровода; Е - коэффициент гидравлической эффективности газопровода, который характеризует уменьшение производительности в результате повышения гидравлического сопротивления газопровода, вызванного образованием скоплений влаги, конденсата и выпадением гидратов, Е =0,95 при наличии на газопроводе устройств для периодической очистки внутренней полости тру­бопровода, а при отсутствии указанных устройств E=0,92.

,

Определяем среднее ориентировочное расстояние между КС по формуле (5.16)

Определяем число компрессорных станций

которое округляется до целого п_кс (как правило в большую сторону). п_кс=2

Уточняем расстояние между КС по формуле (5.17)

На этом первый этап технологического расчета газопровода завершается.

6.2 Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями

Расчет выполняется в следующем порядке:

В качестве первого приближения принимаются значения , Z_ср и Т_ср :

Z_ср=1,039

Т_ср=296 К

По формуле (5.18) определяется первое приближение величины Р_к

По формуле (5.10), с использованных известных значений Р_н и Р_к, определяется уточненное среднее давление Р_СР.

По формуле (5.12) определяем средние приведенные давление Р_пр и температура Т_ПР.

;

Для расчета конечного давления во втором приближении вычисляется уточненное значение Т_СР. Для этого используем величины средней удельной теплоемкости С_p, коэффи­циента Джоуля-Томсона Di и коэффициента a_i вычисленные при найденных значениях Р_ср и Т_ср первого приближения по формулам:

С_р =1,695 + 1,838·10^-3Т_СР+1,96·10⁶ (Р_СР-0,l)/Т³;

С_Р=1,695 + 1,838·10^-3296+1,96·10⁶ (6,305-0,l)/296³=2,702[кДж/(кгК)];

;

,

где К_cp - средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружаю­щую среду, определяемый в зависимости от способа прокладки газопровода.

Ориентировочное значение коэффициента теплопередачи при подземной прокладке газопровода без теплой изоляции можно определить также по формуле:

где D - диаметр газопрвода,м; К - базовый коэффициент теплопередачи для газопровода диаметром 1 м, К = 2 Вт/(м К)

По формулам (5.12), (5.21) и (5.l3) при Р = Р_ср и Т = Т_ср вычисляем Р_пр, Т_пр, μ и Z_CT во втором приближении.

;

Динамическая вязкость газа (Па∙с) определяем по формуле (5.21)

По формулам (5.22), (5.19) и (5.23) определяем значения Re,и,

=27812518;

_ТР=0,038.

Переходное (от смешанного трения к квадратичному) значение числа Рейнольдса

оп­ределяем по формуле (5.23)

ВНИИГаз рекомендует принимать среднее значение эквивалентной шероховатости стенки газопровода равным к_э = 0,03 мм.

По формуле (5.18) определяем конечное давление Р_К 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

результат удовлетворяет требованиям расчетов.

По формуле (5.l0) уточняется среднее давление Р_СР.

При х = l_КС по формуле (5.24) определяем температуру газа Т_к в конце линейного участка:

где Р_СР - среднее давление на участке газопровода, вычисляемое по формуле (5.10);

На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопровода заканчивается.

6.3 Расчет режима работы компрессорной станции

Исходными данными для расчета режима работы КС являются:

По выбранному типу привода (ГТН-16) и центробежного нагнетателя по их паспортным данным:

- Q_H= 17,2 млн м³/сут - номинальная производительность ЦН при

стандартных условиях;

вращения ротора ЦН;