Магистральные газопроводы-1
.pdf
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
АВО m каждого типа и рассчитываются требуемые производительности
одного аппарата каждого типа по теплоотводу Q1 |
и по газу M1: |
Q1 Q0 / m ; M1 M / m . |
(33) |
Принимаемые к рассмотрению АВО должны иметь рабочее давление, соответствующее давлению на выходе КС.
2.Проверка принятого количества АВО по температуре охлаждающего воздуха t2в
t |
|
t |
|
Q |
|
|
|
|
|
1 |
|
||||
|
|
|
|
|
|
||
|
2в |
1в |
V |
|
|
C |
|
|
|
|
в |
рв |
|||
|
|
|
в |
|
|
||
(34)
где Vв - общий объемный расход воздуха, подаваемого всеми вентиляторами одного АВО, м3/с;
Срв – теплоемкость воздуха при барометрическом давлении Ра и t1в, Дж/(кг К);
ρв- плотность воздуха на входе в АВО, кг/м3;
|
|
|
1,293 Р |
|
|||
|
1 3,67 10 |
|
|
а |
|||
|
в |
|
3 |
t |
|
0,1013 |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
1в |
|
|
(35)
Предварительно принятое количество АВО остается в силе при t2в >t1. Если для некоторого типа АВО данное условие не соблюдается, количество аппаратов в этом случае увеличивается на один и расчет повторяется до получения необходимого соотношения между t2в и t1.
3.Проверка принятого количества АВО по поверхности теплопередачи одного АВО. Требуемая поверхность теплопередачи Fр:
|
|
|
|
1 |
F |
|
|
Q |
|
|
|
1 |
||
|
|
|
|
|
|
p |
K |
|
|
|
|
p |
||
|
|
|
|
|
(36)
где Кр - коэффициент теплопередачи, Вт/(м2 К );
Q Q |
|
1 |
0 |
1 |
|
принимаемый по приложению 7,
m' ; |
(37) |
m’ - скорректированное в п.3 количество АВО;
|
|
|
1 |
|
Q |
t |
|
t |
|
|
|
t |
|
|
t |
|
|||||
1 |
|
|
2 B |
t |
|
t |
|
2 |
1B |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
ln |
1 |
|
2 B |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
t |
|
t |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1B |
|
||||
|
|
|
1 |
|
1 1 |
i 1 |
||||||||||
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
4 |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
;
(38)
(39)
(40)
где i - число ходов газа в аппарате; |
|
|
||||
1 |
- поправка, определяемая по приложению 10, в зависимости от |
|||||
параметров R и Р; |
|
|
|
|
||
|
R |
|
t1 t2 |
; |
(41) |
|
|
t |
|
t |
|||
|
|
|
2 B |
1B |
|
|
|
13 |
|
|
|
||
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
P |
t |
|
t |
|
2 B |
1B |
|
|
|
||
|
|
t |
t |
|
|
1 |
1B |
Проверка выполняется при выполнении условия:
(42)
F F |
F |
|
P |
|
|
(43)
где F - фактическая поверхность теплопередачи (для данного типа АВО), увеличенная согласно [4] на 10% с учетом возможного выхода из строя отдельных вентиляторов и загрязнения поверхностей теплообмена, м; F - допустимое расхождение между FР и F (может быть принято равным 5% от F), м.
Если данное условие не соблюдается, то расчет повторяется с измененным значением t2: при FР > F t2 следует увеличить, при FР < F - уменьшить.
4.Расчет гидравлического сопротивления АВО по ходу газа Р в МПа (движение газа - в зоне квадратичного закона сопротивления).
|
|
|
|
10 |
6 |
|
2 |
|
|
10 |
6 |
|
|
|
|
l |
|
|
2 |
|
|
P |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
M |
|
2 |
|
|
|
|
|
|
2 |
d |
2 |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
d |
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
2ln |
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,74 |
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
(44)
где ω - средняя скорость газа в трубах АВО, м/с; ρ -плотность газа при давлении на входе в АВО и средней темпе-
ратуре газа в АВО, кг/м3; |
|
|
M - сумма коэффициентов местных сопротивлений (приложение 7); |
||
l - длина труб АВО, м; |
|
|
d - внутренний диаметр труб, м; |
|
|
- эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб (в |
||
расчетах принимать =2 10-4 м), м; |
|
|
|
M |
(45) |
|
||
m' s |
||
S - площадь сечения одного хода труб АВО со стороны газа, м2. Полученное значение Р должно удовлетворять условию:
где
|
P |
н |
-
|
P 1,2 |
|
P |
|
P |
или |
|
P 1,2 |
|
P |
к |
|
н |
|
|
доп |
|||||
нормативные |
[4] |
|
потери |
|
давления |
|||||
(46)
в нагнетательных
коммуникациях КС (приложение 4), МПа;
Pк - расчетные потери давления в нагнетательных коммуникациях КС МПа;
Pдоп = 0,015 - 0,02 МПа.
При невыполнении данного условия необходимо либо принять другой тип и количество АВО, либо пересмотреть технологическую схему КС.
5.Определение энергетического коэффициента Е. Энергетический коэффициент используется для сравнения эффективности работы теплообменной аппаратуры и представляет собой отложение количества
14
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
переданного тепла к затратам энергии на преодоление гидравлических сопротивлений теплообменника.
|
Q |
|
K |
p |
F |
|
|
E |
0 |
|
|
p |
|
(47) |
|
N |
|
|
P M |
|
|||
|
V |
H |
10 |
6 |
|||
|
|
|
|
||||
|
|
в |
|
|
m' |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
где N - мощность, затрачиваемая на преодоление сопротивлений со стороны поверхности теплопередачи, Вт;
H - полный напор, развиваемый вентиляторами АВО, Па.
6.Выбор оптимального типа и количества АВО. Основным критерием оптимальности в данном случае является минимум приведенных затрат по установке охлаждения газа. При отсутствии экономических данных по АВО за критерии оптимальности для ориентировочной оценки могут быть приняты энергетический коэффициент Е и металловложения в установку АВО G .
Тип и, соответственно количество АВО, которым отвечают Емах и Gmin являются оптимальными.
Уточнение количества АВО по экстремальным условиям эксплуатации аппаратов. Таковыми условиями являются: абсолютная максимальная температура наружного воздуха в районе расположения КС и июльская температура грунта на глубине заложения газопровода.
4. ПОДБОР ПЫЛЕУЛОВИТЕЛЕЙ
Методика определения числа масляных пылеуловителей изложена в [4]. Потребное количество пылеуловителей циклонного (мультициклонного) типа определяется следующая образом. Первоначально уточняется рабочее давление пылеуловителя (оно равно давлению газа на входе КС). Затем по характеристике пылеуловителя (приложение 6) определяются его минимально и максимально допустимые производительности Qmin и Qmax. При отличии плотности транспортируемого газа при стандартных условиях от 0,75 кг/м3 полученные значения Qmin и Qmax корректируются по приложению 10. По уточненным значениям производительностей определяется потребное число пылеуловителей таким образом, чтобы при отключении одного из аппаратов, нагрузка на оставшиеся в работе не выходила за пределы их максимальной производительности Qmax , а при работе всех аппаратов - не выходила за пределы минимальной производительности Qmin. При этом в любом режиме работы общие потери давления на стороне всасывания КС не должны превышать нормативных величин (приложение 8).
Количество пылеуловителей находим по формуле:
15
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
|
|
|
|
|
n |
|
|
Qкс |
|
, шт |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
min |
Qmax |
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
n |
|
|
|
кс |
, шт |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
max |
Q |
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
min |
|
|
|
|
|
|
|
n |
|
и |
n |
- максимально и минимально допустимое количество |
|||||||||||||
min |
max |
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
пылеуловителей, шт. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
млн.м |
3 |
|
. |
|
Q |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
сут |
|||
- суточная производительность КС, |
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|||||||||||||||
кс |
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Q |
|
|
Q |
- минимальная и максимальная производительности |
|||||||||||||
max , |
min |
||||||||||||||||
|
|
|
|
млн.м3 |
сут. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пылеуловителей, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
(48)
(49)
5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА КС И ИХ РАССТАНОВКА ПО ТРАССЕ МГ
Число КС и их размещение по трассе должны обеспечивать транспорт газа в заданном объеме, возможность реализации максимальной пропускной способности и работу оборудования и всего газопровода с максимальной эффективностью. В некоторых случаях может оказаться экономически целесообразным при определении числа КС и их расстановке учитывать необходимость покрытия часовой неравномерности потребления газа. Прежде всего, это касается длины последнего участка.
Как было показано, максимальная эффективность работы МГ достигается при максимальном давлении газа на выходе КС, т. е. станции следует разместить таким образом, чтобы давление на входе КС позволяло при максимальном использовании располагаемой мощности ГПА получить максимальное давление на выходе станции. Повышение эффективности работы МГ объясняется двумя причинами. Во первых, при перемещении КС к началу трубопровода повышается давление газа на входе в станцию, что приводит к снижению объемной производительности на входе в компрессоры и, как следствие, к повышению степени сжатия КС. Во вторых, повышение давления газа в участке приводит к уменьшению его объема, следовательно, к снижению скорости течения газа и потерь давления на преодоление сил трения.
При прочих равных условиях длина участка зависит от перепада давления в нем и поэтому будет различна для участков между КС и для конечного участка. Для определения длин участков воспользуемся уравнением пропускной способности:
16
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
|
|
|
2 |
D |
5 |
|
|
l |
|
|
c |
|
|
||
K |
2 |
|
|||||
|
|
|
|||||
|
|
|
Q |
|
|||
P |
2 |
|
|
1 |
|
z |
|
|
|
c |
2 |
D |
5 |
|
P |
2 |
P |
2 |
|
l |
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
1 |
2 |
||||||
|
Q |
|
|
||||||||
|
|
|
|
zT |
|
||||||
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
P |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
K |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
K |
T |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
K |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
;
(50)
(51)
где индекс к относится к конечному участку газопровода.
Расстояние между КС при P1 = Рmах зависит от давления в конце участка, т. е. в конечном счете, от степени сжатия установленных на станции компрессоров. Степень сжатия КС и компрессоров следует определять из условия полного использования располагаемой мощности ГПА.
Определим во сколько раз длина последнего участка больше длины промежуточных участков
l |
|
P |
2 |
P |
2 |
|
z |
|
T |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
1 |
K |
|
K |
K |
||||
|
|
|
|
|
||||||
l |
|
|
P |
2 |
P |
2 |
|
|
zT |
|
K |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
1 |
2 |
|
|
|
|
|||
|
P |
2 |
P |
2 |
|
|
|
||||
1 |
K |
||||
|
|||||
P |
2 |
P |
2 |
|
|
||
1 |
2 |
||
.
(52)
Так как в дальнейшем длины участков будут уточняться, то вторым сомножителем в (52) можно пренебречь.
Зная длину всего МГ L и длины участков можно определить теоретическое число КС n0
n |
|
L l |
K |
|
|||
|
|
|
|
0 |
|
l |
|
|
|
|
1
L l l
1
.
(53)
Теоретическое число КС, как правило, получится в виде неправильной дроби и появляется проблема округления этой величины.
Округление в меньшую сторону приведет к снижению пропускной способности МГ и при недопустимости этого по условиям заказчика потребуется сооружение лупингов на всех участках газопровода, что при эксплуатации создаст дополнительные трудности.
При округлении числа КС в большую сторону пропускная способность МГ возрастет, что хорошо с точки зрения покрытия сезонной неравномерности потребления газа.
Чаще всего число КС округляется в большую сторону. После округления числа станций необходимо уточнить длины участков. Для этого воспользуемся уравнением (54):
17
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
l |
K |
|
l |
L |
|
n |
||
|
||
L l |
||
;1
n
1
.
(54)
(55)
Расстановка КС в соответствии с (54) и (55) справедлива в случае использования ГПА с электроприводом, когда производительность МГ от участка к участку не меняется. Если на КС установлены ГПА с приводом от газовой турбины или двигателя внутреннего сгорания, то часть транспортируемого газа будет потребляться на собственные нужды и производительность МГ будет от участка к участку снижаться. Для такого газопровода производительность каждого участка можно записать следующим образом
Qi=Q — QТГ. i,
где Qi - производительность i-го участка;
Q - производительность поступления газа на головную КС; QТГ - объем потребляемого КС топливного газа;
i - номер КС по ходу газа.
Используя уравнение пропускной способности участка, соотношение длин участков с различной производительностью
l |
|
|
Q |
|
|
2 |
|
|
|
|
|||||
|
i |
|
|
|
|
. |
|
l |
|
Q Q |
i |
|
|||
|
|||||||
|
|
|
|||||
|
|
ТГ |
|
|
|||
(56)
запишем
(57)
Тогда для принятого числа КС можно записать длину газопровода как сумму длин участков его составляющих
n 1 |
|
Q |
|
L l |
|
|
|
|
|
Q Q |
|
|
|
|
|
|
ТГ |
||
i 1 |
|||
|
|
2 |
|
Q |
|
|
|||
|
|
|
a |
|
i |
|
|
|
Q Q |
|
|
|
||
|
|
ТГ |
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
n |
|
|
|
|
|
,
(58)
где l - средняя длина участка между КС.
При принятом числе КС из (58) определяется средняя длина участка между КС. Затем, используя (57) рассчитывается длина всех промежуточных участков. Определяется длина конечного участка. Правильность принятого числа КС проверяется по пропускной способности участков.
18
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Расстановка КС с учетом топливного газа позволяет повысить эффективность работы МГ при принятом числе станций, а в некоторых случаях и уменьшить число КС.
ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
K |
0 |
|
н.д. |
||
|
Длина |
|
Тип газоперекачивающего агрегата |
|
|||
Газотурбинным и электрическим приводом |
||||||
газопровода, |
||||||
|
Диаметр газопровода, мм |
|
||||
км |
|
|
||||
1420 |
|
1220 |
|
1020 |
||
|
|
|
||||
500 |
0,99 |
|
0,99 |
|
0,99 |
|
1000 |
0,98 |
|
0,98 |
|
0,98 |
|
1500 |
0,97 |
|
0,98 |
|
0,98 |
|
2000 |
0,96 |
|
0,97 |
|
0,97 |
|
2500 |
0,95 |
|
0,96 |
|
0,97 |
|
3000 |
0,94 |
|
0,95 |
|
0,96 |
|
ПРИЛОЖЕНИЕ 2 Соотношение количества рабочих и резервных ГПА
на КС однониточных газопроводов (1)
ГПА с приводом от газовой |
ГПА с приводом от |
турбины |
электродвигателя |
Тип нагревателей
неполнонапор |
полнонапорны |
неполнонапор |
полнонапорны |
|||||||
ные |
|
е |
|
ные |
|
е |
||||
Раб. |
Рез. |
Раб. |
|
Рез. |
Раб. |
Рез. |
Раб. |
|
Рез. |
|
2 |
1 |
2 |
|
2* |
2 |
|
1 |
2 |
|
1 |
4 |
2 |
3 |
|
2* |
4 |
|
2* |
3 |
|
1 |
6 |
2 |
4 |
|
2* |
6 |
|
2 |
4 |
|
2* |
|
|
5 |
|
2 |
|
|
|
5 |
|
2 |
|
|
6 |
|
2 |
|
|
|
6 |
|
2 |
*) Для вариантов КС, отмеченных звездочкой допускается сокращать число резервных ГПА на единицу, прежде всего на КС второй и последних очередей многониточных газопроводов, если вариант сокращения резервирования обоснован технико-экономическим расчетом.
19
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
Нормативные номинальные значения параметров ГТУ
|
|
|
|
|
Показатели |
|
|
Тип ГТУ |
|
|
|
|
|
|
|
N e |
, |
|
н |
|
|
|
|
|
н |
|
|
з |
Кt |
Кн |
м |
|
МВт |
Т |
|||||
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
||
НК-38СТ |
16,0 |
|
288 |
3 |
0,95 |
0,985 |
|
ДН-80Л |
25,0 |
|
288 |
3 |
0,95 |
0,985 |
|
НК-36СТ |
25,0 |
|
288 |
3 |
0,95 |
0,985 |
|
АЛ-31СТН |
16,0 |
|
288 |
3 |
0,95 |
0,985 |
|
АЛ-31СТ |
16,0 |
|
288 |
3 |
0,95 |
0,985 |
|
ГТУ-4РМ |
4,0 |
|
298 |
3 |
0,95 |
0,985 |
|
ПС-90ГП-2 |
16 |
|
288 |
3 |
0,95 |
0,985 |
|
ДГ-90Л2 |
16 |
|
288 |
3 |
0,95 |
0,985 |
|
НК-14СТ-10 |
10,0 |
|
288 |
3 |
0,95 |
0,985 |
|
ПС-90-ГП-3 (КС |
16,0 |
|
288 |
3 |
0,95 |
0,985 |
|
Крупская) |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
ПС-90-ГП-2 (КС |
13,3 |
|
298 |
3 |
0,95 |
0,985 |
|
Торжокская) |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
ПС-90-ГП-2 (7V-3 (КС |
14,6 |
|
288 |
3 |
0,95 |
0,985 |
|
Смоленская)) |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
ПС-90-ГП-2(6V-3) |
12,0 |
|
288 |
3 |
0,95 |
0,985 |
|
Примечание: При отсутствии данных по ГТУ принимать:
0,95; м = 0,985
q |
н |
|
ТГ |
||
|
0,41 10 |
3 |
|
N н e
; Кн =
ПРИЛОЖЕНИЕ 4 Нормативные значения потерь давления в коммуникациях КС
|
|
|
Потери давления газа на КС, МПа |
|
||||
|
|
|
|
|
В том числе |
|
|
|
Давление |
|
Всего |
|
|
|
на |
|
|
газа в |
|
на всасывнии |
нагнетан |
|
||||
|
|
|
Между |
|||||
газопрово |
|
|
|
|
|
|
ии |
|
|
|
|
|
|
|
ступеням |
||
де |
|
|
|
При |
|
При |
|
|
При |
|
При |
|
|
и сжатия |
|||
(избыточ.) |
|
одноступе |
двухступен |
|
||||
одноступендвухступен |
|
(2) |
||||||
МПа |
ч. очистке ч. очистке |
нч. |
|
ч. |
|
|
||
|
очистке |
|
очистке |
|
|
|||
|
газа |
|
газа |
|
|
|
||
|
|
газа |
|
газа |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
||
5,40 |
0,15 |
0,20 |
0,08 |
|
0,13 |
0,07 |
0,03-0,05 |
|
7,35 |
0,23 |
0,30 |
0,12 |
|
0,19 |
0,11 |
0,03-0,05 |
|
9,81 |
0,26 |
0,34 |
0,13 |
|
0,21 |
0,13 |
- |
|
Примечание: Нормативные потери давления в АВО, включая их обвязку равны
0,0588 МПа.
ПРИЛОЖЕНИЕ 5
20
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Расчетное давление наружного воздуха
Высота над уровнем |
0 |
250 |
500 |
750 |
1000 |
1500 |
2000 |
|
моря, м |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Pа, МПа |
0,0998 |
0,0969 |
0,0940 |
0,0913 |
0,0886 |
0,0833 |
0,0783 |
ПРИЛОЖЕНИЕ 6
21
22
P,
МПа
7
6
Qmin
5
4
|
|
|
Qmax |
|
3 |
|
|
|
|
|
|
|
0,02 МПа |
|
2 |
|
|
|
|
1 |
|
|
P=0,01МПа |
|
0 |
2 |
4 |
6 |
8 |
|
||||
|
P, |
|
МПа |
|
7 |
0,04 МПа |
6 |
|
|
|
5 |
0,03 МПа |
|
|
4 |
|
3 |
|
2 |
|
1 |
10 Q, млн.м3/сут |
0 |
|
|
|
1,2 |
|
|
|
|
|
|
Коэфф. изменения |
|
|
0,9 |
|
1,1 |
производ. пылеулов. |
|
|
|
|
|
|
|
|
0,8 |
|
1,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,7 |
|
|
|
|
|
|
|
0,9 |
|
|
|
0 20 40 |
60 |
80 t, C |
|
|
|
|
|
|
|
0,04 МПа |
|
|
|
Qmin |
|
|
|
|
|
|
Qmax |
|
|
|
|
|
0,03 МПа |
|
|
|
|
P=0,02МПа |
|
|
|
4 |
8 |
12 |
16 |
20 |
Q, млн.м3/сут |
ru/i03/contacts.guap.https://new 4736 группа СПБГУАП