25 Состав сооружений и классификация магистральных газопроводов

ППСГ – промысловый пункт сбора газа

ДКС – дожимная компрессорная станция

УКПГ – установки комплексной подготовки газа

ГКС – головная компрессорная станция Р_вх= 5 МПа, Р_вых= 7,5 МПа

СПХГ - станция подземного хранения газа (для компенсации сезонной неравномерности потребления газа)

К линейным сооружениям МГП от-ся: 1) МГП с отводами, резервными нитками и лупингами; 2 Переходы ч/з естественные и искусственные преграды;

3 Перемычки:

Если МГП проложены в 1 технологическом коридоре, то на них в установленном порядке устанавливается запорная арматура, регулятор давления, предохранительный запорный клапан

D_пер/D≥ 0,7

Для сброса в соседнюю нитку газа при ремонте, аварии.

4 узлы очистки линейной части газопровода и узлы сбора продуктов очистки;

5 крановые узлы; 6 система электроснабжения линейных потребителей;

7 устройства контроля и автоматики; 8 система телемеханизации; 9 система оперативно – технологической связи; 10 система электро-хим. защиты; 11 здания и сооружения для обслуживания линейной части

Классы МГП: Iкл Р=2,5..10 МПа;IIкл Р=1,2..2,5 МПа.

26 Основные физические свойства газов

Плотность газа(газовой смеси) определяется по правилу аддитивности (сложения)(2.1)

где a₁a_n– объемные (молярные) концентрации компонентов смеси;

₁_n– плотности компонентов смеси.

В расчетах часто пользуются понятием относительной плотности газа, то есть отношением плотности газак плотности воздуха_Впри одних и тех же условиях(2.2)

При этом различают нормальные (T=273,15 K и P=0,1013 МПа) и стандартные (T=293,15 K и P=0,1013 МПа) условия.

При нормальных условиях плотность газа можно определить по его молярной массе , (2.3)

где 22,41 – объем одного киломоля газа при нормальных условиях, м³/кмоль

– молярная масса природного газа, кг/кмоль;

a_i, M_i– соответственно объемная доля и молярная масса i-го компонента

Пересчет плотности газа с одних параметров состояния (P₁, T₁, z₁) на другие (P, T, z) можно осуществить по формуле

, (2.4) где P и P₁– абсолютные давления газа;

T и T₁– абсолютные температуры газа;

z и z₁–коэффициенты сжимаемости газа;

Газовая постояннаяприродного газа (Дж/(кгК)) зависит от состава газовой смеси,(2.5) гдеR– универсальная газовая постоянная R=8314,3 Нм/(кмольК).

Псевдокрититические температура и давлениегазовой смеси определяются по формулам

,(2.6),(2.7)

где T_{КР i}и P_{КР i}– соответственно абсолютные критические температура и давление i-го компонента газовой смеси.

Критическая температураT_КР– температура при которой и выше которой при повышении давления нельзя сконденсировать пар.

Критическое давлениеP_КР– давление при котором и выше которого нельзя испарить жидкость.

Псевдокритические параметры природного газа в соответствии с нормами технологического проектирования могут быть найдены по известной плотности при стандартных условиях _СТ

; (2.8)

. (2.9)

Коэффициент сжимаемости

; (2.10)

. (2.11)

Динамическая вязкость газа (Пас) определяется по формуле

Кинематическая вязкость газа определяется из соотношения.(2.13)

Теплоемкостьгаза зависит от его состава, давления и температуры. Изобарная теплоемкость (кДж/(кгК)) природного газа с содержанием метана 85% и более согласно отраслевым нормам ОНТП 51-1-85 определяется по формуле.

Понижение давления по длине газопровода и дроссе­лирование газа на ГРС сопровождается охлаждением газа. Это явление учитывается коэффициентом Джоуля-Томпсона(К/МПа), для определения которого отраслевыми нормами [13] рекомендуется зависимость (для природных газов с содержанием метана 85% и более)гдеC_P– средняя изобарная теплоемкость газа, определяемая для средних значений температуры и давления в процессе дросселирования

Природные газы

• Газы газовых месторождений 82 – 98 % СН₄

• Газы газо-конденсатных месторождений 80 – 90% СН₄+ конденсат

• Попутные нефтяные газы 30 – 70 % СН₄+ примеси