Tipovye_raschyoty_pri_sooruzhenii_i_remonte

1.5. Технологический расчет магистрального газопровода

Цель расчета:

1.выбрать рабочее давление, определить число компрессорных станций (КС) и расстояние между ними;

2.выполнить уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями;

3.выбрать тип газоперекачивающих агрегатов (ГПА) и произвести расчет режима работы КС.

Основными исходными данными для технологического расчета магистрального газопровода являются:

•плановый объем транспортируемого газа QГ , млрд. м3/год;

•состав транспортируемого газа и свойства его компонентов;

•протяженность газопровода L , км;

•характеристики труб и газоперекачивающих агрегатов;

•данные о температуре окружающей среды и воздуха в районе сооружения газопровода.

1.5.1 Выбор рабочего давления, определение числа КС и расстояния между ними

Расчет выполняется в соответствии с требованиями норм технологического проектирования [84].

Для определения числа компрессорных станций необходимо уточнить рабочее давление в газопроводе и давление на входе компрессорной станции. Выбранные давления должны соответствовать нормативным давлениям на входе и выходе центробежных нагнетателей в соответствии с их характеристиками [4].

Выбор рабочего давления. Современные газопроводы работают с

Расчет свойств транспортируемого газа. Основными свойствами газа,

необходимыми для выполнения технологического расчета газопровода, являются: плотность, молярная масса, газовая постоянная, псевдокритические температура и давление, относительная плотность газа по воздуху. Некоторые свойства компонентов природных газов [43] приведены в табл. 1.7.

39

Плотность газа при стандартных условиях (293К и 0,101325 МПа) определяется по формуле аддитивности (сложения):

где а1,..., аn – доля каждого компонента в смеси для данного состава газа; ρ1,..., ρn – плотность компонента при стандартных условиях, кг/м3.

где R =8314,4 – универсальная газовая постоянная, Дж/(кмоль·К).

Псевдокритические температура TПК (К) и давление pПК (МПа) для природных газов с содержанием метана 85% и более могут быть найдены по известной плотности газа при стандартных условиях [84]:

40

Суточная производительность газопровода при стандартных условиях Q (млн. м3/сут) определяется по формуле:

где kН – оценочный коэффициент пропускной способности газопровода, который ориентировочно можно принять kН =0,9.

Определение расстояния между компрессорными станциями.

Пользуясь формулой пропускной способности газопровода

сжимаемости газа ZCP=f ( pCP ,TCP); ∆ – относительная плотность газа.

Условный диаметр газопровода в зависимости от принятого рабочего давления ориентировочно можно определить по табл.1.8.

Таблица 1.8

Ориентировочные значения диаметра газопровода

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

41

где TO – температура окружающей среды на глубине заложения газопровода; TH – температура газа на входе в линейный участок, которую можно принять равной 303 – 313К.

Давление в начале участка газопровода определяется по формуле [84]:

где δpВЫХ – потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа); δpОХЛ – потери давления в системе охлаждения газа, включая его обвязку.

Для охлаждения газа в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) следует принимать δpОХЛ=0,06 МПа. При отсутствии охлаждения газа δpОХЛ=0

Потери давления могут быть приняты по табл. 1.9.

Таблица 1.9

Потери давления газа на КС [84]

где ∆ pВС – потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа (принимается по табл. 1.9).

где ЕГ – 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

42

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

где kЭ – эквивалентная шероховатость труб: для монолитных труб без внутреннего антикоррозионного покрытия принимается равной 3·10-5 м; Dвн

– внутренний диаметр трубопровода, м; Re – число Рейнольдса, которое определяется по формуле:

где Q – производительность газопровода, млн. м3/сут; Dвн – внутренний диаметр газопровода, м; µ – коэффициент динамической вязкости, Па с.

Впервом приближении можно принять квадратичный режим течения газа

иλТР определить как:

Среднее давление в газопроводе

После округления найденного числа КС n0 до целого значения n (как правило, в большую сторону), уточняем значения расстояния между КС

43

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

Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями производится целью определения давления и температуры газа в конце рассматриваемого участка.

Абсолютное давление в конце участка газопровода определяется из формулы расхода (1.44):

коэффициента динамической вязкости µ при средних значениях температуры и давления газа на линейном участке, которые определяются методом последовательных приближений.

Порядок дальнейшего расчета будет следующий:

1) Принимаются в качестве первого приближения значения λ и ZCP, найденные из предварительного определения расстояния между КС. Значение ТСР определяется по формуле (1.46).

2)По формуле (1.60) определяется в первом приближении значение pК.

3)Определяется среднее давление pСР по формуле (1.57).

4)По формулам (1.54) и (1.55) с учетом средних значений давления и темпе-

ратуры определяем средние приведенные давление pПР и температуру ТПР.

Для расчета конечного давления во втором приближении вычисляются

уточненные значения ТСР , λ и ZCP. Для этого при определении ТСР будем использовать величины средней удельной теплоемкости СР , коэффициента

6) Коэффициент Джоуля–Томсона Di (К/МПа) вычисляется по формуле:

7) Средняя температура газа рассчитывается по формуле:

44

КСР – средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/(м2 К).

8)Коэффициент сжимаемости ZCP определяется по формуле (1.53).

9)Коэффициент динамической вязкости рассчитывается по формуле:

µ=5,1 10−6 [1+ρСТ (1,1−0,25 ρСТ )] [0,037+TПР (1−0,104 ТПР )]×

10)Число Рейнольдса вычисляется по формуле (1.51).

11)Коэффициент сопротивления трению λТР и коэффициент гидравлического сопротивления λ вычисляются соответственно по формулам (1.50) и (1.49).

12)Определяем конечное давление во втором приближении по формуле (1.60).

13)Если полученный результат отличается от предыдущего приближения более, чем на 1%, имеет смысл уточнить расчеты, выполняя третье приближение, начиная с пункта 3. Если результат удовлетворяет требованиям точности расчетов, переходим к следующему пункту.

14)Уточняется среднее давление по формуле (1.57).

15)Определяется конечная температура газа

На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопровода заканчивается.

Значение коэффициента теплопередачи КСР в выражении (1.64) для подземных газопроводов (без тепловой изоляции), следует определять по формуле:

45

λгр – коэффициент теплопроводности грунта, Вт/(м·К); Dн – наружный диаметр газопровода, м; ho – глубина заложения оси газопровода от

для смешанного грунта (песок, глина, суглинок, супесь, песчаник, известняк)

1.5.3. Выбор типа ГПА и расчет режима работы КС

Для расчетов режимов работы КС применяются характеристики ЦН, представляющие зависимость степени повышения давления ε, политропического коэффициента полезного действия ηПОЛ и приведенной относительной внутренней мощности

от приведенной объемной производительности

46

где ρВС, ZВС, TВС, QВС – соответственно плотность газа, коэффициент сжимаемости, температура газа и объемная производительность ЦН, приведенные к условиям всасывания; R – газовая постоянная вычисленная по формуле (1.39); ZПР, RПР, TПР – условия приведения, для которых построены характеристики ЦН; Ni – внутренняя (индикаторная) мощность; n, nН – соответственно рабочая частота вращения вала ЦН и номинальная частота вращения.

Основные параметры некоторых типов ЦН приведены в табл. 1.10 [4,71].

Таблица 1.10

Основные параметры некоторых типов центробежных нагнетателей при номинальном режиме работы

* – давления pВС и pНАГ для работы нагнетателей по схеме двухступенчатого сжатия

Одним из универсальных видов характеристик ЦН является приведенная характеристика по методике ВНИИГАЗа (рис.1.12).

47

Рис. 1.12. Приведенная характеристика центробежного нагнетателя по методике ВНИИГАЗа

Порядок определения рабочих параметров следующий:

1)По известному составу газа, температуре и давлению на входе в ЦН определяется коэффициент сжимаемости ZВС;

2)Определяется плотность газа ρВС и производительность нагнетателя при условиях всасывания QВС :

48