2. Выбор основного оборудования кс, определение числа кс и расстояния между ними

Подбор основного перекачивающего оборудования производится исходя из суточной производительности МГ. Суточная производительность МГ Q (млн. м³/сут) определяется по формуле:

, (1)

где: К_нд - коэффициент надежности газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения производительности газопровода из-за вынужденных простоев и ремонтно-технического обслуживания;

К_эт – коэффициент экстремальных температур, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода, связанного с влиянием высоких температур окружающей среды;

К_ро – коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, отражающий необходимость увеличения пропускной способности газопровода для обеспечения дополнительных поставок газа потребителям в периоды повышенного спроса на газ.

QКС - годовая производительность, млрд. м³/год;

 - количество суток работы трубопровода в год;

Оценочные значения коэффициента надежности К_нд определяем по

таблице 2.

Таблица 2 – Оценочные коэффициенты надежности газопроводов

Длина газопровода, км	Газопроводы, Кнд	Двухниточные системы газопроводов, Кнд	Три и более нитки, Кнд
500	0,99	0,99	0,99
1000	0,98	0,98	0,99
1500	0,97	0,98	0,99
2000	0,96	0,97	0,98
2500	0,95	0,97	0,98
3000	0,94	0,96	0,97

Принимаем К_нд=0,98.

Значения остальных коэффициентов, входящих в формулу (1), принимают следующими:

К_ро = 0,98 – для базовых и распределительных газопроводов;

К_эт = 1,0 - для газопроводов менее 1000 км.

Q_КС.Р = 142, 63 млн.м³/сутки

Выбор рабочего давления и типа газоперекачивающего агрегата.

Газоперекачивающее оборудование выбираем исходя из суточной производительности и принятого рабочего давления. При этом желательно, чтобы z_i=Q_КС.Р/Q_Н – число нагнетателей было ближе к целому числу. Здесь Q_Н – номинальная подача нагнетателя, приведенная к стандартным физическим условиям.

Выбираем нагнетатель марки ГПА-Ц-16, тип привода НК-16СТ, тип компрессора НЦ-16/76-1,44:

4,8 (2)

Принимаем 5 нагнетателей.

Определение толщины стенки МГ.

Расчет толщины стенки МГ производится в соответствии со СНиП 2.05.06-85:

, (3)

где n_p – коэффициент надежности по нагрузке;

р_Н – рабочее давление в трубопроводе;

D_н - наружний диаметр трубы;

R₁ – расчетное сопротивление металла трубы, МПа.

Расчётное сопротивление, определяется по формуле:

, (4)

где R₁^н – минимальное значение временного сопротивления металла труб в зависимости от выбранного класса прочности;

m - коэффициент условий работы трубопровода;

k₁ – коэффициент безопасности по материалу;

k_н - коэффициент надёжности.

Для К60 R₁^н = 588 МПа;

Для транспортировки природного газа диаметром 1220 мм и более категории III магистральных трубопроводов значение коэффициента m = 0.9;

Для сварных труб из нормализованной и горячекатаной низколегированной стали, изготовленных двусторонней электродуговой сваркой и прошедших 100%-ый контроль сварных соединений неразрушающими методами k₁ = 1,47.

k_н = 1,1 (для D_У = 1420 мм);

k_н = 1,05 (для D_У = 1220 мм);

Расчетное сопротивление для D_У = 1220 мм

R₁ = = 342,9 МПа

Расчетное сопротивление для D_У = 1420 мм

R₁ = = 327,3 МПа

Толщина стенки для D_У = 1220 мм

δ = = 14,34 мм

Принимаем δ=16 мм.

Толщина стенки для D_У = 1420 мм

δ = = 17,46 мм

Принимаем δ=17,5 мм.

После определения толщины стенки на ряде участков газопровода необходимо выполнить проверку на прочность исходя из возможности существования осевых сжимающих напряжений. Осевые напряжения в трубопроводе, определяют по формуле

(5)

где α – коэффициент линейного расширения металла трубы (для стали α=12·10^-6 1/˚С;

Е – модуль упругости металла (для стали Е=2,06·10⁵ МПа);

Δt – расчётный температурный перепад, равный разности между температурой укладки трубопровода и максимальной/минимальной температурой стенки трубопровода(принимаем Δt = 10˚С );

– Коэффициент поперечной деформации Пуассона в стадии работы металла ( = 0,3);

D_вн – внутренний диаметр трубопровода, мм:

Внутренний диаметр для D_У = 1220 мм

D_вн= D_н- 2∙δ=1220- 2·16=1188 мм.

Внутренний диаметр для D_У = 1420 мм

D_вн= D_н- 2∙δ=1420- 2·18=1384 мм.

Осевые напряжения в трубопроводе

Далее проверяем прочность подземного трубопровода по условию:

(6)

где ψ₂ – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, принимаемый при σ_прN ≥ 0, равный 1.

Для D_У = 1220 мм

159,36 МПа < 342,9 МПа

Для D_У = 1420 мм

171,02 МПа < 327,3 МПа

Условия прочности выполняются

Расчет теплофизических свойств транспортируемого газа.

Таблица 3 – Состав месторождения и общая характеристика компонентов.

Состав газа	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	CO2	N2
Процентное содержание компонентов аi, %	99,0	0,028	0,007	0,003	0,063	0,899
Молярная масса компонентов Мi, кг/моль	16,04	30,07	44,09	58,12	44,01	28,02
Критическая температура Тi, ˚К	190,68	305,75	372	425,17	304,26	126,26
Критическое давление рi, МПа	4,52	4,88	4,34	3,75	7,28	3,45

Основными свойствами газа, необходимыми для выполнения технологического расчета газопровода, являются: плотность, молярная масса, газовая постоянная, критические температура и давление, относительная плотность газа по воздуху. Расчет данных параметров может быть выполнен на основании норм технологического проектирования [].

Молярную массу природного газа M, кг/кмоль, вычисляют на основе компонентного состава по формуле:

, (7)

где х_i – концентрация i-го компонента газа, доли ед.;

M_i – молярная масса i-го компонента газа

Плотность природного газа, транспортируемого по МГ, , кг/м³, при стандартных условиях (Р_с = 0,1013 МПа и Т_с = 293,15 К) вычисляют по формуле:

_c = 10³ · MP_c / R_ T_c Z_c, (8)

где R_ = 8,31451 кДж/кмоль·К – универсальная газовая постоянная;

Z_с – коэффициент сжимаемости природного газа при стандартных условиях.

Относительную плотность природного газа по воздуху  определяют по формуле

, (9)

где _в = 1,20445 кг/м³ – плотность воздуха при стандартных условиях.

Коэффициент сжимаемости природных газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250 - 400 К, Z, вычисляют по формуле:

. (10)

где

,

,

; ,

,

;

Р_крi, Т_крi – критические значения давления и температуры i-го компонента газовой смеси.

Коэффициент сжимаемости природных газов

Плотность природного газа, транспортируемого по МГ:

Относительная плотность природного газа по воздуху

Динамическую вязкость природных газов, , Па·с, при давлениях до 15 МПа и температурах 250 - 400 К вычисляют по формуле:

, (11)

где

₀ = (1,81 + 5,95 Т_пр) · 10^-6,

,

,

.

Динамическая вязкость природных газов

Определение расстояния между КС

Определим расстояние между КС МГ исходя из формулы пропускной способности МГ:

(12)

Выражая значение расстояния между КС получим.

(13)

P_н – давление в начале газопровода;

P_к – давление в конце газопровода;

Т_ср - средняя по длине участка газопровода температура газа;

Z_cp - средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа,

Z_ср = f (р_СТ, Т_СР);

λ - коэффициент гидравлического сопротивления участка газопровода;

d - внутренний диаметр трубы;

 - относительная плотность газа по воздуху;

Для определения расстояния между КС можно принять ориентировочное значение средней температуры:

, (14)

где Т₀ – температура окружающей среды на глубине заложения газопровода;

Т_Н – температура газа на входе в линейный участок, которую можно принять равной 303–313 К.

Давление в начале газопровода определяется по формуле:

р_Н = р_НАГ – δр_ВЫХ, (15)

где δр_ВЫХ – потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части МГ δр_ВЫХ =0,07 [1];

МПа

Давление в конце участка газопровода

(16)

где Δр_ВС – потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа Δр_ВС =0,12.

Коэффициент гидравлического сопротивления λ определяется по формуле

, (17)

где Е – коэффициент гидравлической эффективности, принимаемый для новых труб в соответствии с рекомендациями [] равным 0,95.

Коэффициент сопротивления трению для характерного для магистральных трубопроводов режима квадратичного сопротивления определяется по формуле

, (18)

где k_Э – эквивалентная шероховатость труб; для труб без внутреннего гладкостного покрытия принимается равной 0,03 мм, а для труб с внутренним гладкостным покрытием – 0,01 мм;

D_ВН – внутренний диаметр газопровода, м;

Re – число Рейнольдса, которое определяется по формуле:

, (19)

где q – производительность газопровода, млн м³/сут;

D_ВН – внутренний диаметр газопровода, м;

μ – коэффициент динамической вязкости, Па·с.

для D_У = 1220 мм

для D_У = 1420 мм

Среднее давление в газопроводе можно определить по формуле

. (20)

Вычислив расстояния между КС по формуле (13), определяем требуемое число КС:

. (21)

для D_У = 1220 мм

Дальнейший расчет данного диаметра не целесообразен, т.к. расстояние между компрессорными станциями должно быть не менее 50 км.

для D_У = 1420 мм