3.2 Зведення об’єму газу до стандартних умов.

Визначення густини газу при робочих умовах

3.2.1 Необхідно визначити об’єм газу, що знаходиться в ділянці газопроводу, якщо внутрішній об’єм газопроводу V_газопр = 60 м³. Прийнято, що середній тиск в газопроводі Р_ср= 60 кгс/см², а середня температура Т_ср= 3 ⁰С. Властивості газу беремо з пункту 3.1

Для зведення об’єму газу, що знаходиться в ділянці газопроводу, до стандартних умов, застосую формулу

, (3.11)

де V_ст - об’єм газу при стандартних умовах;

V_р - геометричний об’єм при робочих умовах (задані за умовою завдання : Р=0,1013 МПа, Т=293,15 К);

Р_ст, Т_ст - тиск та температура при стандартних умовах;

z - коефіцієнт стисливості газу в робочих умовах.

, (3.12)

де Δ - відносна густина повітря;

Р, Т – робочі тиск та температура (відповідно МПа та К).

,

.

Густина газу при робочих умовах визначається з формулою

,

Висновок

Результати визначення фізичних властивостей суміші природних газів в робочих умовах наведені в таблиці 3.3

Таблиця 3.3- Результати розрахунку

Мсм			Ткр	Ркр	B					ГВн	ГВв
Кг/кмоль	кг/м3		К	МПа		10-6 Пас	10-6 Пас			%	%
18,846	0,841	0,6504	206,39	4,637	441,17	10,46	9,94	1,992	1,551	4,47	15,1

4. Технологічний розрахунок газопроводу

Вихідні дані для технологічного розрахунку трубопроводу приведені в таблиці 4.1

Таблиця 4.1 Вихідні дані до розрахунку газопроводу

Q млрд м3/рік	Dз мм	L км	Рmax Мпа	tср 0 С
2,8	720	640	7,5	28

4.1 Підібрати тип газоперекачувального агрегату і їх кількість. Дати технічну характеристику гпа.

Пропускну здатність магістрального газопроводу визначимо за формулою:

(4,1)

де Q – річна пропускна здатність газопроводу (млрд. м³/добу);

- оціночний коефіцієнт використання пропускної здатності.

(4,2)

де К_ро – коефіцієнт розрахункового забезпечення газопостачання споживачів, відображаючий необхідність збільшення пропускної здатності газопроводу для забезпечення газопостачання споживачів в періоди підвищеного попиту на газ, К_ро=0,95 [9cт 1];

К_вт – коефіцієнт екстремальних температур, враховуючий необхідність компенсації зниження пропускної здатності газопроводу, К_вт=0,98 [9cт 1];

К_нд – оціночний коефіцієнт надійності газопроводу, враховуючий необхідність компенсації зниження пропускної здатності газопроводу при відказі лінійних ділянок і обладнання компресорних станцій, К_нд=0,98 [9cт 1]. Отже,

При q>11-12 млн. м³/добу приймається нагнітач з приводом від турбіни. Нагнітачі є повно напірні і не повно напірні, якщо ступінь підвищення тиску більше ніж 1,4 то такий нагнітач називається повно напірним, а якщо менше ніж 1,4 то не повно напірним.

За пропускною здатністю поділивши її на два (для точнішого вибору нагнітача q=4,20) вибираємо нагнітач [12cт 1].

Таблиця 4.1 – Технічна характеристика ГПА з газотурбінним приводом

Тип ГПА	Номін. Потужність, кВт	ККД ГТУ, %	Тип нагнітача	Подача, млн м3/добу	Тиск на вході, МПа	Кінцевий тиск, МПа	Ступінь стиску
МКА / (25-43)-56	2060	36	МКА / (25-43)-56	4,20	2,45-4,22	5,4	2,24-1,3

Як видно з характеристик ГПА ступінь стиску є більший 1,4, отже наш нагнітач є повно напірним. Оскільки ми розділили нашу пропускну здатність на два, то монтуємо їх паралельно, і доставляємо резервний.

Рисунок 4.1 – Схема установки нагнітачів.

4.2 Визначимо тиск на початку і у кінці ділянки між компресорними станціями.

Тиск на початку ділянки визначимо за формулою:

(4,3)

де Р_наг – тиск нагнітання на виході компресорного цеху; - втрати тиску у трубопроводах між компресорним цехом і вузлом підключення до лінійної частини газопроводу, =0,11МПа, [14ст 1];

- втрати тиску в системі охолодження газу включаючи обв’язку, =0,0588МПа, [14ст 1].

Тиск у кінці дільниці між КС визначимо з виразу:

(4,4)

де - тиск на вході у компресорний цех;

- втрати тиску у трубопроводах і обладнанні КС між вузлом підключення до лінійної частини магістрального газопроводу і компресорним цехом, [14ст 1].

4.3 Визначення числа компресорних станцій.