2.3.10. Порядок технологического расчета магистрального газопровода

Целью режимно-технологического расчета газопровода является решение следующих задач:

• Определение диаметра газопровода;

• Определение необходимого количества компрессорных станций и расстановка их по трассе газопровода;

• Расчет режимов работы КС;

• Уточненный гидравлический и тепловой расчет линейных участков и режимов работы и промежуточных КС до конечного пункта газопровода.

Для выполнения технологического расчета газопровода необходимы следующие исходные данные:

• Состав транспортируемого природного газа;

• Годовая производительность газопровода Q_Г, млрд.м³/г;

• Протяженность газопровода, рельеф, климатические данные по трассе.

Определение диаметра газопровода и числа компрессорных станций

Расчет выполняется в следующем порядке.

1. Определяются основные физические свойства газа:

1. плотность газа при стандартных условиях _СТ;

2. относительная плотность газа по воздуху ;

3. молярная масса газа M;

4. псевдокритические температура T_ПКи давлениеP_ПК;

5. газовая постоянная R.

2. Расчетное значение расхода газа (коммерческий расход, млн.м³/сут)

; (2.112)

где k_Н = k_РО k_ЭТ k_НД– оценочный коэффициент пропускной способности газопровода, k_Н=0,8750,992;

k_РО – коэффициент расчетной обеспеченности потребителей, k_РО =0,95;

k_ЭТ – коэффициент учета экстремальных температур, k_ЭТ=0,98;

k_НД– оценочный коэффициент надежности газопровода, зависящий от длины и диаметра газопровода, а также от типа нагнетателей, k_НД=0,940,99.

3. В зависимости от величины Q_Ги принятого рабочего давления определяется ориентировочный диаметр газопровода (табл.2.1). В настоящее время магистральные газопроводы проектируются на рабочее давлениеP=7,5 МПа. Проектирование газопроводов на рабочее давлениеP=5,6 МПа производится только для случаев соединения проектируемых газопроводов с системой существующих газопроводов такого же рабочего давления.

Таблица 2.1

Ориентировочные значения диаметра газопровода

(при L=100 км,E=0,95)

DУ, мм	Годовая производительность QГ, млрд.м3/г
	PНАГ=5,6 МПа PВС=3,8 МПа	PНАГ=7,5 МПа PВС=5,2 МПа
500	1,6	2,7
700	4,0	6,0
800	6,2	8,2
1000	8,7	14,0
1200	13,3	22,0
1400	20,2	32,0

4. Выбирается тип центробежного нагнетателя и привода. Полагая, что рабочее давление в газопроводе равно номинальному давлению нагнетания ЦН (по паспортным данным ЦН), вычисляется толщина стенки газопровода

где D_Н– Принятый в соответствии со стандартом наружный диаметр газопровода;

n_p – коэффициент надежности по нагрузке (n_p=1,1);

Вычисленное значение толщины стенки _оокругляется в большую сторону до стандартной величиныиз рассматриваемого сортамента труб, после чего определяется значение внутреннего диаметраD.

5. Рассчитывается среднее давление в линейном участке газопровода.

6. При P=P_СРрассчитываются приведенные температураT_ПР и давлениеP_ПР, определяется коэффициент сжимаемостиz_СРи динамическая вязкость газа.

7. Рассчитывается число Рейнольдса Re и коэффициент гидравлического сопротивления.

8. Для расчета расстояния между КС задаемся в первом приближении ориентировочным значением средней температуры

, (2.113)

где T_Н– начальная температура на входе в линейный участок. В первом приближении можно принятьT_Н=293303 К (2030C);

T_О– температура окружающей среды на уровне оси газопровода.

9. Определяются давления в начале и в конце линейного участка газопровода

P_Н=P_НАГ - P_НАГ

P_К=P_ВС + P_ВС

10. Определяется среднее ориентировочное расстояние между КС

, (2.114)

11. Определяется число компрессорных станций

, (2.115)

которое округляется до целого n_КС (как правило, в большую сторону).

12. уточняется расстояние между КС

. (2.116)

На этом первый этап технологического расчета газопровода завершается.