1.2. Расчет стационарных гидравлических режимов работы лч мг

По рекомендациям [11] гидравлический расчет участка газопровода, на протяжении которого отсутствуют точки с разницей вертикальных отметок, более чем 100 м, следует выполнять без учета рельефа трассы. Участки газопроводов, на которых данное условие не соблюдается, должны рассчитываться с учетом рельефа трассы. При этом газопровод следует рассматривать как состоящий из наклонных прямолинейных участков с усредненным постоянным уклоном. Отметки характерных точек на газопроводе, расположенных выше начальной точки, имеют знак плюс, ниже начальной – знак минус.

По указанному в табл. П1.2 составу газа с учетом рекомендаций [15] определяются теплофизические параметры транспортируемого газа.

1.1. Плотность природного газа при стандартных условиях (t = 20 С и атмосферном давлении):

где ρ_в = 1,20445 кг/м³ – плотность воздуха при стандартных условиях (t = 20 °C и Р = 0,1013 МПа); ∆ – относительная плотность природного газа по воздуху для различных составов природного газа приведена в табл. П1.2.

1.2. Массовый расход природного газа, кг/с;

где Q_К – коммерческая производительность газопровода, (млн м³/сут.) (табл. П1.1).

1.3. Средняя молярная масса смеси ПГ:

где r_i – объемная доля i-того компонента, _i – молярная масса i-того компонента, определяемая по ГОСТ 30319.1-96, данные берутся из табл. П.1.3.

1.4. Газовая постоянная:

или

1.5. Давление на выходе из центробежного нагнетателя (ЦБН) природного газа, МПа:

где Р_н – выходное давление из компрессорного цеха, МПа (см. табл. П1.4);

∆Р_АВО – потери давления в системе охлаждения газа, включая ее обвязку (на высокой стороне КЦ), приведены в табл. П1.4.

1.6. Давление на входе в центробежный нагнетатель (ЦБН) природного газа, МПа:

где π_КЦ – степень повышения давления в КЦ (дано π_КЦ =1,44).

1.7. Давление на входе в компрессорный цех, МПа:

где ∆Р_ПУ – потери давления в трубопроводах между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (на низкой стороне КЦ), приведены в табл. П1.4. При этом необходимо учесть, что суммарные потери давления ∆Р по КЦ составляют величину приведены в табл. П1.4.

1.8. Среднее давление природного газа:

1.9. Критическое давление смеси

,

где Р_крi – критическое давление i-того компонента, определенное по ГОСТ 30319.1-96, приведено в табл. П1.7.

1.10. Приведенное давление природного газа:

1.11. Определяем глубину заложения трубопровода:

где _{DН –} наружный диаметр трубы, м.

1.12. Расчетную температуру грунта определим как среднегодовую температуру грунта для местности, выбранной самостоятельно, используя данные табл. П1.5, К:

.

Выбор расчетной температуры окружающей среды Т_окр.ср производится в зависимости от способа прокладки газопровода – подземного, надземного, наземного. При подземной прокладке газопровода значение Т_окр.ср должно приниматься равным среднему за рассматриваемый период значению температуры грунта t_ср (см. табл. П1.5) на глубине заложения оси трубопровода в естественном тепловом состоянии. При надземной прокладке газопровода расчетную температуру внешней среды вычисляют по рекомендациям [14] по СНиП 23-01.

1.13. Температура природного газа в начале участка газопровода. При отсутствии охлаждения газа на КС температуру Т_Н следует принимать равной температуре газа на выходе из ЦН ПГ, которая определяется по формуле, К;

,

где Т_К – температура на входе в ЦН ПГ, приравниваем ее к температуре грунта , n – показатель политропы процесса сжатия,

где k – показатель изоэнтропы (адиабаты), k =1,31; η_пол – политропический КПД, η_пол= 0,80-0,86.

При наличии охлаждения газа величина Т_Н должна приниматься равной температуре газа на выходе из системы охлаждения, которая в предварительном приближении принимается на 10 – 15 °С выше расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха t_H (определяется из табл. П1.6).

1.14. Предварительное значение средней температуры процесса сжатия природного газа:

1.15. Критическая температура смеси

,

где Т_крi – критическая температура i-того компонента, определенные по ГОСТ 30319.1-96, приведены в табл. П1.7.

1.16. Приведенная температура природного газа в процессе сжатия:

1.17. Коэффициент сжимаемости природных газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250 – 400 К:

.

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

где , , , .

Полученные значения коэффициента динамической вязкости можно сравнить со значениями, приведенными в табл. П1.9.

1.19. Среднюю удельную изобарную теплоемкость природного газа С_р в диапазоне температур 250 – 400 К при давлении до 15 МПа вычисляют,

или

где

1.20. Среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона D_i для природных газов с содержанием метана более 80 % в диапазоне температур 250 – 400 К, при давлениях до 15 МПа вычисляют по формуле, :

или

где , ,

,

1.21. Число Рейнольдса Re вычисляют по формуле

где _D – внутренний диаметр трубы, м. Толщину стенок труб следует принимать не менее (1/140) D_н в соответствие с [7, 10] со СНиП 2.05.06-85 и СТО Газпром 2-2.1-249-2008; Q_К – коммерческая производительность газопровода, м³/с.

В МГ имеет место только турбулентный режим (квадратичная зона трения), который называется квадратичным режимом. При неполной загрузке МГ может возникнуть зона смешенного трения – смешенный режим.

1.22. Коэффициент сопротивления трению λ_тр вычисляют по формуле

где k – эквивалентная шероховатость труб: для труб без внутреннего гладкостного покрытия следует принимать k = 0,030 мм; для труб с внутренним гладкостным покрытием – k = 0,010 мм.

С течением времени шероховатость труб увеличивается, особенно если транспортируемый газ содержит сернистые соединения. Внутренняя полость газопровода засоряется отложениями воды, конденсата, продуктов коррозии и масла смазки или уплотнения компрессоров. Все это приводит к повышению гидравлического сопротивления газопровода. Для учета местных сопротивлений на линейной части газопровода коэффициент гидравлического сопротивления берется на 5 % выше коэффициента сопротивления трения . С учетом указанных факторов рекомендуется следующая зависимость для определения расчетного значения коэффициента гидравлического сопротивления _Р:

,

где 1,05 – коэффициент, учитывающий наличие местных сопротивлений; Е – коэффициент гидравлической эффективности работы участка. Он характеризует уменьшение производительности в результате повышения гидравлического сопротивления газопровода, вызванного образованием скоплений влаги, конденсата и выделением гидратов. В соответствие с нормами технологического проектирования коэффициент эффективности работы принимается равным 0,95, если на газопроводе имеются устройства для периодической очистки внутренней полости трубопровода, а при их отсутствии Е = 0,92. Коэффициент гидравлической эффективности в процессе эксплуатации определяется для каждого участка между КС не реже 1 раза в год. По его величине судят о загрязненности линейной части газопровода. При повышении указанных значений Е необходимо проводить очистку газопровода. Скопления воды и конденсата удаляются продувкой. Если это не приводит к необходимому эффекту, по газопроводу пропускают очистные поршни.

1.23. Определяем длину участка газопровода между компрессорными цехами, который обеспечит заданную производительность и давления:

– без учета рельефа трассы газопровода

,

где Q_К – объемная пропускная способность участка, м³/с; с – коэффициент, :