29. Технологический расчет газопроводов.

Включает три основные задачи:

1. Определение оптимальных параметров трубопровода: диаметр при заданной производительности; производительность при заданном диаметре; рабочее давление; степень сжатия.

2. Определение числа КС и их расстановка по трассе- определяется аналитическим расчетом. Учитывается состояние грунтов, наличие энерго-, водоисточников, населенных пунктов.

3. Расчеты режима работы МГ.

Определение экономически наивыгоднейших параметров магистраль-

ного газопровода (диаметр D, рабочее давление рх и степень сжатии

компрессорных станций е) — одна из основных задач технологиче-

ского расчета. В качестве критерия при выборе оптимальных пара-

метров газопроводов принимаются приведенные затраты: 5 =

¦¦- КЕ + Э, где 5 — приведенные годовые затраты; К — капитальные

затраты; Е — нормативный коэффициент эффективности капитальных

вложений (при расчете объектов транспорта и хранения нефти и газа

он принимается равным 0,12 1/год); Э — эксплуатационные расходы.

Для расчета наивыгоднейших параметров магистральных газопрово-

дов используют методы графоаналитический, сравнения конкурирую-

щих вариантов, а также аналитический. В практике проектирования

наибольшее распространение получили первые два метода.

Графоаналитический метод

Этот метод расчета оптимальных параметров в конечном счете сводится

к определению рациональной области применения труб различного

диаметра и рабочего давления, а также к обоснованию области исполь-

зования газоперекачивающих агрегатов (ГПА), выпускаемых промыш-

ленностью в данный период. С этой целью для каждого из вариантов

с постоянным диаметром труб, рабочего давления, типа ГПА и сте-

пени сжатия строят графическую зависимость удельных приведенных

затрат Sya от пропускной способности газопровода Q. Удельные за-

траты — затраты на единицу длины и пропускной способности газо-

провода. При построении такой зависимости для выбранного сочета-

ния основных параметров (D, р и е), а также для определенного типа

ГПА используют укрупненные нормативные технико-экономические

показатели, разрабатываемые проектными институтами, в частности

В НИПИтрансгазом.

Удельные приведенные затраты находят из следующего выраже-

ния: 5УД = SKC/(IQ) -\- Sj,. JQ, где SKC — приведенные затраты на

одну КС, зависящие от ее типоразмера, т. е. от типа, числа и схемы

работы ГПА; 5Л. ч — приведенные затраты по линейной части газо-

провода в расчете на единицу длины, зависящие от его диаметра и ра-

бочего давления; / — расстояние между КС, зависящее от диаметра

и рабочего давления газопровода, а также от степени сжатия КС. На

рис. 5.13 приведено несколько подобных графических зависимостей

5уд = / (О) Для газопроводов диаметром 1020—1620 мм с рабочим

давлением 5,6 ЛШа и двухступенчатым компримированием. Подобные

графические зависимости, построенные для всех практически воз-

можных и целесообразных сочетаний диаметра и рабочего давления

газопровода и степени сжатия КС, позволяют при проектировании конкурирующих вариантов для выбора ого экономически наивыгод-

нейших параметров. При этом конкурирующие варианты назначаются

с учетом стандарта на трубы, а также тиноп ПIA, выпускаемых про-

мышленностью для магистральных газопроводов. Следует отметить,

что подобные графические зависимости обычно строят для каких-то

средних условий строительства газопроводов без учета таких важных

показателей, как сроки ввода в эксплуатацию газопровода в целом,

уровень замыкающих затрат на газ в районе строительства газопро-

вода и т. д. Поэтому при проектировании конкретных газопроводов

обычно используют метод сравнения конкурирующих вариантов.

Метод сравнения конкурирующих вариантов

В соответствии с этим методом и в зависимости от пропускной способ-

ности газопровода намечается ряд конкурирующих вариантов по диа-

метру, рабочему давлению газопровода и степени сжатия КС. При

этом используют известные рекомендации о рациональной области

применения труб различного диаметра и рабочего давления, а также

различных типоразмеров КС. Применительно к газопроводам доста-

точно большой пропускной способности (более 5 млрд. м3/год) с уче-

том выпускаемого промышленностью оборудования для магистральных

газопроводов для сравнения следует рассматривать варианты с рабо-

чим давлением 5,6 и 7,6 МПа, а в отношении степени сжатия КС —

схемы одно- и двухступенчатого компрнмирования. Для выбора оп-

тимального диаметра обычно достаточно сравнить 2—3 варианта.

По каждому из намеченных вариантов проводят комплекс меха-

нических, тепловых, гидравлических и экономических расчетов для

определения приведенных затрат на строительство и эксплуатацию

газопровода. К строительству обычно принимается вариант с наи-

меньшими приведенными затратами. Если какие-либо варианты ока-

зываются по приведенным затратам примерно равноценными (разница

приведенных затрат не превышает 5 %), то для выбора наивыгодней-

шего варианта может быть использован дополнительный критерий,

например величина металловложений, капитальных затрат и т. д.

Аналитический метод

Основные принципы аналитического метода оптимизации параметров и область применения.

Задается функция прибыли Пр=f(Q,P,,D). Необходимо знать капитальные затраты К и стоимость энергии на транспорт Sэ и выразить их как функцию от Q,P,,D.

К=Кл+n . Кс

Кл – капитальные затраты линейной части

Кс – капитальные затраты на одну КС.

n – число КС

Кл=Кол+Крл*Р*D2+Кд*D2

Кол – затраты на линейную часть, не зависящие от D и Р.

Крл - затраты на линейную часть, зависящие от Р (масса трубы).

Кд - затраты на линейную часть, зависящие от D (сварка, траншея).

Кс=Кос+КQc*Q+Крс*Р*Q

Кос – затраты на одну КС, не зависящие от Q и Р.

КQс – затраты на одну КС, зависящие от Q.

КPс – затраты на одну КС, зависящие от Р (мощность КС).

n=f(Q,L,P,,D)

Sэ = f(Q, P, )

решением являются следующие уравнения:

Пр/QQопт; Пр/DDопт; Пр/PPопт; Пр/опт;

Недостаток метода: он не дает окончательного результата, так как идет без расчета на оборудование. Преимущества: дает связь всех параметров.

Используется на первой стадии проектирования.

Исходные данные технологического расчета

Основными исходными данными, дающими возможность выполнения технологического расчета МГ, являются: производительность газопровода, физические свойства транспортируемого газа, температура грунта на глубине заложения оси трубопровода и температура воздуха, механические свойства металла труб, экономические показатели затрат на сооружение и эксплуатацию газопровода, профиль трассы газопровода.

Производительность газопровода указывается в задании на проектирование в млрд. м3 в сутки при температуре Т = 293,15 К и давлении Р = 0,1013 МПа. Технологический расчет МГ выполняется с использованием расчетной суточной производительности

,         (1.6)

где - оценочный коэффициент использования пропускной способности

Физические свойства необходимы при выполнении гидравлического и теплового расчетов газопровода. С этой целью требуются значения плотности, вязкости, удельной теплоемкости и коэффициента Джоуля-Томсона при различных давлениях и температурах.

 определяется соотношением ,         (1.7)

Плотность газа при стандартных условиях определится следующей зависимостью ,(1.8)

где , - плотность газа и воздуха; - плотность газа и воздуха при стандартных условиях.

Плотность газа при любых значениях давления и температуры определяется из уравнения состояния газа ,        (1.9)

где Р - давление газа, Па; V = 1 /  - удельный объем газа, м3 /кг; Т - температура газа. К; R - газовая постоянная,

, Дж / (кг К),      

z - коэффициент сжимаемости (сверх сжимаемости) газа, показывающий отношение объема реального газа к объему идеального газа.

Повышение давления и снижение температуры сопровождается уменьшением коэффициента сжимаемости газа. Для определения z рекомендуется следующая зависимость , (1.11)где Рпр = Р /Ркр - приведенное давление газа;  - функция, учитывающая влияние температуры,

(1.13

ТПР = Т / ТКР - приведенная температура газа;

РКР и ТКР- критические значения давления и температуры газа, характеризующие возможность перехода газа в жидкость.

Критические значения давления и температуры газа выражаются через плотность газа при стандартных условиях

РКР = 0,1773 (26,831 — ст), (1.14)

Если отсутствуют данные для определения вязкости газа, то допускается использовать в расчетах вязкость метана  = 12 Пас.

Удельная теплоемкость и коэффициент Джоуля-Томсона описываются эмпирическими зависимостями (1.17) и (1.18):

     (1.17)

(1.18)