Технологический расчет магистрального газопровода

Протяженность газопровода L, км

Наружный диаметр D_H и толщина стенки трубы d, мм

Объем транспортируемого газа Q_г, млрд. м³/год

Температура окружающей среды t₀, °С

Температура воздуха t_в, °С

Состав транспортируемого газа, % объемные

1. Выбор рабочего давления, определение числа КС и расстояния между станциями

            Расчет выполняется в соответствии с требованиями норм технологического проектирования /1/.

       Для определения числа компрессорных станций необходимо уточнить рабочее давление в газопроводе (55 или 76 кгс/см²) и давление на входе компрессорной станции. Выбранные давления должны соответствовать нормативным давлениям на входе и выходе центробежных нагнетателей в соответствии с их характеристиками /2/.

       1.1. Выбор рабочего давления

       Современные газопроводы работают с рабочим давлением 75 кгс/см².

При этом абсолютное давление на нагнетании Р_наг центробежного нагнетателя (ЦН) не должно превышать 76 кгс/см² (76×0,0981=7.456 МПа).

       1.2. Выбор давления на входе в компрессорный цех

       Анализ характеристик ЦН / 2 / показывает, что давление на всасывании ЦН лежат в пределах 50,7...52,8 кгс/см². Принимаем Р_вс=52×0,0981=5,10 МПа.

1.3. Расчет характеристик транспортируемого газа

       Плотность газа при стандартных условиях (20°С и 0,101325 МПа) определяется по формуле аддитивности

                                               (1)

где а₁,..., а_n - доля каждого компонента в смеси для данного состава газа;

r₁,..., r_n - плотность компонента при стандартных условиях.

       Молярная масса, кг/кмоль:

                                               (2)

где M₁,..., M_n – молярная масса компонента;

       Газовая постоянная, Дж/(кг.К):

,                                                                                   (3)

где универсальная газовая постоянная  Дж/(кмоль.К).

Псевдокритические температура и давление:

                                                     (4)

                                                    (5)

       Относительная плотность газа:

                                                          (6)

       1.4. Суточная производительность газопровода, млн.м³/сут

 ,                                                                            (7)

где k_Н – оценочный коэффициент пропускной способности газопровода, который ориентировочно можно принять k_Н =0,88.

       1.5. Определение расстояния между компрессорными станциями

       Воспользуемся формулой расхода

,                                                 (8)

откуда

,                                                   (9)

где D - внутренний диаметр газопровода, м;

       P_н и Р_к - соответственно давления в начале и в конце участка газопровода, МПа;

       l - коэффициент гидравлического сопротивления;

       Z_cp - средний по длине коэффициент сжимаемости газа Z_cp=f(P_cp, T_cp);

       D - относительная плотность газа.

Условный диаметр газопровода в зависимости от принятого рабочего давления ориентировочно можно определить по табл.1

Таблица 1

Ориентировочные значения диаметра газопровода

       Для расчета расстояния между КС можно принять ориентировочное значение средней температуры, например

.                                                       (10)

       Давление в начале участка газопровода определяется по формуле / 1 /

 ,                                       (11)

где dP_ВЫХ – потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа);

dP_ОХЛ – потери давления в системе охлаждения газа, включая его обвязку. Для АВО следует принимать dP_ОХЛ=0,0588 МПа. При отсутствии охлаждения газа dP_ОХЛ=0

       Потери давления могут быть приняты по табл. 2.

Таблица 2.

Потери давления газа на КС / 1 /

       Давление в конце участка газопровода

   ,                                                     (12)

где  - потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа (принимается по табл. 2).

       Коэффициент гидравлического сопротивления l определяется по формуле

,                                                                 (13)

где Е - коэффициент гидравлической эффективности, принимается по результатам расчетов диспетчерской службы в соответствии с отраслевой методикой. При отсутствии этих данных коэффициент гидравлической эффективности принимается равным 0,95, если на газопроводе имеются устройства для периодической очистки внутренней полости трубопроводов, а при отсутствии указанных устройств принимается равным 0,92.

       Коэффициент сопротивления трению для всех режимов течения газа в газопроводе определяется по формуле

 ,                                    (14)

где    k_Э - эквивалентная шероховатость труб: для монолитных труб без внутреннего антикоррозионного покрытия принимается равной 0,03 мм;

Re - число Рейнольдса, которое определяется по формуле

 ,                                                         (15)

где пропускная способность участка газопровода Q принимается в млн.м³/сут, внутренний диаметр d - в м, коэффициент динамической вязкости m - в Па×с.

       В первом приближении можно принять квадратичный режим течения газа и

 .                                               (16)

       Коэффициент сжимаемости газа определяется по формуле

,                                                  (17)

где значения приведенных давления и температуры при P=P_CP и T=T_СР определяются как

,                                                                (18)

.                                                                (19)

.                            (20)

       Среднее давление в газопроводе

.                                                       (21)

       После определения расстояния между КС по формуле (9), определяем число компрессорных станций

 ,                                                                     (22)

       После округления найденного числа КС до n (как правило, в большую сторону), уточняем значения расстояния между КС

 .                                                                       (23)

2. Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями

       Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями производится в соответствии с порядком расчета, изложенным в примере 1.11 методических указаний / 3 /.

       Абсолютное давление в конце участка газопровода определяем из формулы расхода (9)

 .                                                  (24)

       В этом уравнении величина l определяется с учетом коэффициента динамической вязкости m при средних значениях температуры и давления.

       Порядок дальнейшего расчета будет следующий:

       2.1. Принимаем в качестве первого приближения значения l и Z_cp, найденные из предварительного определения расстояния между КС.

                   Значение Т_ср определим по формуле (10).

2.2. По формуле (24) определяем в первом приближении значение Р_к.

2.3. Определяется среднее давление по формуле (21).

2.4. По формулам (18) и (19) с учетом средних значений давления и температуры определяем средние приведенные давление и температуру.

Для расчета конечного давления во втором приближении вычисляются уточненные значения Т_ср, l и Z_cp. Для этого при определении Т_ср будем использовать величины средней удельной теплоемкости С_р, эффекта Джоуля-Томсона D_i и коэффициента а, вычисленные для Р_ср  и Т_ср  первого приближения.

       2.5. Удельная теплоемкость газа (кДж/(кг×К)) определяется по формуле

 .            (25)

       2.6. Коэффициент Джоуля–Томсона, К/МПа

.                                           (26)

       2.7. Рассчитываем коэффициент a по формуле

,                                                  (27)

где К_ср - средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/(м²×К).

       Средняя температура по формуле

.    (28)

       2.8. Коэффициент сжимаемости Z_cp по формуле (17).

       2.9. Коэффициент динамической вязкости по формуле

(29)

       2.10. Число Рейнольдса по формуле (16).

       2.11. Коэффициент сопротивления трению по формуле (15') и коэффициент гидравлического сопротивления по формуле (15).

       2.12. Определяем конечное давление во втором приближении по формуле (24).

2.13. Если полученный результат отличается от предыдущего приближения более, чем на 1 %, имеет смысл уточнить расчеты, выполняя третье приближение, начиная с п. 2.3. Если результат удовлетворяет требованиям точности расчетов, переходим к следующему пункту.

       2.14. Уточняется среднее давление по формуле (21).

       2.15. Определяется конечная температура газа

.                (30)

На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопровода заканчивается.