2. Тепловой расчет магистральных газопроводов

2.1. Расчет стационарных тепловых режимов работы линейных участков

2.1. Коэффициент теплопроводности грунта, Вт/(м  град), определяют в зависимости от температуры грунта и температурного режима газопровода. При положительных температурах грунта (Т_гр > 273 К) и газа (Т > 273 К) значение коэффициента теплопроводности должно приниматься для грунта, находящегося в талом состоянии λ_т. При отрицательных температурах грунта (Т_гр< 273 К) и газа (Т < 273 К) значение коэффициента теплопроводности должно приниматься для грунта, находящегося в мерзлом состоянии λ_м. Значения коэффициентов теплопроводности талых λ_т и мерзлых λ_м грунтов следует определять в соответствии со СНиП 2.02.04 (табл. П2.1) или по формулам:

где для песка:

для суглинка:

для смешенного грунта (песка, суглинка, глина, песчаник, известняк):

,

_{где ωгр – влажность грунта, %; ρгр – плотность грунта, т/м3 (см. табл. П2.1).}

2.2. Эквивалентная глубина заложения оси трубопровода от поверхности трубопровода, м;

где _СН – глубина снежного покрова, м; _СН – коэффициент теплопроводности снежного покрова, определяют в зависимости от состояния снега (табл. П2.2); α_в – коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу, Вт/м²·К, определяют по формуле:

где V – скорость ветра, м/с (исходя из метеоданных для заданной климатической зоны).

2.3. Коэффициент теплоотдачи от трубопровода в грунт, Вт/(м²  град):

2.4. Термическое сопротивление изоляции трубопровода, м²·К/Вт,

где _ИЗ – коэффициент теплопроводности изоляции, Вт/(м  К) (см. табл. П2.2); D_ИЗ – наружный диаметр изолированного трубопровода, м, (табл. П2.3).

2.5. Коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду k_ср для подземных газопроводов вычисляют по формуле

2.6. Коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду k_ср для надземных газопроводов вычисляют по формуле

Ориентировочное значение k_ср = 1,5÷2,0 Вт/(м²  град).

2.7. Коэффициент теплоотдачи от трубопровода в воздух, Вт/(м²град),

3. Уточнение теплофизических параметров природного газа

Определенная температура в конце участка газопровода Т_К приравнивается к начальной температуре на входе в компрессорную станцию, т.е. вносится в исходные данные для расчета, также корректируются в расчете значения средней температуры в газопроводе, уточняя значения теплофизических параметров природного газа (теплоемкости, коэффициентов сжимаемости, Джоуля Томсона, динамической вязкости газа), вновь определяются массовый расход газа длина участка газопровода.

2.8. Среднюю температуру газа на подводном участке газопровода Т_ср вычисляют по формуле

_{где расчетный коэффициент} ; k_ср – коэффициент теплопередачи.

2.9. Температура в конце расчетного участка МГ:

.

3.1.  Приведенная температура природного газа в процессе сжатия:

3.2. Приведенное давление природного газа:

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

или

где , ,

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

.

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

где , , , .

3.6. 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 , , ,

На новые значения теплофизических параметров природного газа необходимо повторить гидравлический и тепловой расчет магистральных газопроводов с целью уточнения длины участка газопровода между компрессорными станциями для обеспечения заданной производительности газотранспортной системы и оптимального режима работы компрессорного цеха.