1.5. Оценка погрешности идеально-газового приближения

Расчёт трубопровода при условии, что природный газ является идеальным газом.

Рассчитываем идеальный изотермический процесс течения

Записываем из уравнения состояния (1.5)

;

Из уравнения неразрывности (1.1) находим массовый расход течения природного газа

;

Находим скорость течения идеального газа на выходе

; ;

Находим тепловой поток, отводимый от газа

;

Находим расстояние между станциями

; .

1.6. Расчёт погрешности термодинамических параметров реального и идеального газа

Погрешность определения расстояния между станциями:

Погрешность нахождения плотности:

Погрешность определения массового расхода:

;

Погрешность определения скорости течения идеального газа на выходе:

Результаты расчетов заносим в таблицу:

Течение в газо-проводе	Термодинамические параметры
	р1, МПа	р2, МПа	t1, 0С	t2, 0С	z1	z2	ρ1, кг/м3	ρ2, кг/м3	w1, м/с	G*, кг/с	, МВт	h2-h1, кДж/кг	, кДж/кгК	, км
Изотермическое течение реального газа	9	5,294	30	30	0.90	0.85	65,14	40,57	8,5	452,36	20	46	0.46	146,04
Изотермическое течение идеального газа	9	5,294	30	30	1	1	58,627	34,486	8,5	240,05	11,042	46	0.46	159,26

Вывод: Сделав расчеты, определили изменение термодинамических параметров по длине трубопровода для реального и идеального газов. На основании полученных данных можно сказать, что при расчете параметров газа необходимо учитывать идеально-газовое приближение, так как погрешности растояния между станциями (9%), плотности (14%) и масового расхода (6%) являются выше допускаемых. Главной задачей является доставка максимально возможного количества природного газа. Для этой цели можно увеличить плотность за счет понижения температуры газа. Повышать давление нецелесообразно, так как это приводит к увеличению трения газа об стенки трубопровода. Поэтому, одним из основных методов повышения массового расхода является понижение температуры, вплоть до минусового значения, так называемого сжижения газа.

2 Расчет процессов сжатия в нагнетателе компрессорной станции (кс)

2.1 Постановка задачи

Необходимо рассчитать процесс сжатия природного газа в неохлаждаемом компрессоре (нагнетателе) (рис. 2.1), используя данные раздела 1.

Рисунок 2.1 – Схема подачи газа на КС: НГ – нагнетатель; АВО – аппарат воздушного охлаждения.

Исходные данные:

р₁– давление газа на входе в компрессор, МПа;

t₁– температура газа на входе в компрессор (принимается равной начальной температуреt₁,указанной в табл. 1.2),⁰С;

р₂– давление нагнетания, МПа;

– степень повышения давления в компрессоре

(,см. разделI);

ρ₁– плотность газа на входе в компрессор, кг/м³;

G– массовая производительность компрессора (утечки газа в системах ГПА не учитывают), кг/с;

Х – общая длина магистрального газопровода, км (для всех вариантов принимаютХ=3000 км);

к– показатель адиабаты для природного газа;

– относительный внутренний (адиабатный) КПД компрессора;

N_K–суммарная мощность нагнетателя на КС, Вт.

Процесс сжатия в неохлаждаемом компрессоре считают адиабатным (т.к. N_K>>Q_О.С.), что соответствует реальному процессу в крупных центробежных машинах, применяемых на КС магистральных газопроводов.

Таблица исходных данных

, МПа	,0С	, МПа		кг/м3	кг/м3	, кг/с	, км
5.494	30	9	1.70	40,57	65,14	478,97	3000	1,35	0,85