1.2. Выбор типа газоперекачивающих агрегатов, определение числа кс и расстояния между ними

Исходя из расчетной суточной производительности газопровода, подбирается основное оборудование компрессорной станции (нагнетатель, АВО, ПУ).

Суточная производительность газопровода при стандартных условиях Q (млн. м³/сут) определяется по формуле:

, (8)

где Q_Г – годовая производительность газопровода, млрд м³/год;

К_И – оценочный коэффициент использования пропускной способности газопровода, который ориентировочного можно принять К_И = 0,85–0,9.

Расчет выполняется в соответствии с требованиями норм технологического проектирования [8].

Для определения числа компрессорных станций необходимо уточнить рабочее давление в газопроводе на входе и выходе компрессорной станции. Выбранные давления должны соответствовать нормативным давлениям на входе и выходе центробежных нагнетателей в соответствии с их характеристиками.

Выбор рабочего давления и типа газоперекачивающего агрегата. Современные магистральные газопроводы проектируются на рабочее давление Р = 7,5 МПа. Проектирование газопроводов на рабочее давление Р = 5,6 МПа производится только для случаев соединения проектируемых газопроводов с системой существующих газопроводов такого же рабочего давления. Далее, исходя из расчетной суточной производительности и принятого рабочего давления, выбирается тип газоперекачивающего агрегата. По паспортным данным центробежного нагнетателя (ЦН) определяются номинальные значения давления всасывания Р_ВС и нагнетания Р_НАГ.

Расчет свойств транспортируемого газа. Основными свойствами газа, необходимыми для выполнения технологического расчета газопровода, являются: плотность, молярная масса, газовая постоянная, псевдокритические температура и давление, относительная плотность газа по воздуху. Некоторые свойства компонентов природных газов приведены в таблице 2.

Таблица 2

Физические свойства компонентов природных газов

Газ	Плотность, кг/м3		Динамическая вязкость, 107 Па·с		Молярная масса, кг/кмоль	Газовая постоянная, Дж/(кг·К)
	при 273 К и 0,1013 МПа	при 293 К и 0,1013 МПа	при 273 К и 0,1013 МПа	при 293 К и 0,1013 МПа
Метан СН4	0,717	0,669	1,020	1,102	16,04	518,57
Этан С2Н6	1,356	1,264	0,880	0,940	30,07	276,64
Пропан С3Н8	2,010	1,872	0,770	0,820	44,09	188,68
Бутан С4Н10	2,307	2,519	0,690	0,760	58,12	143,08
Пентан С5Н12	3,457	3,228	0,636	0,632	72,15	115,23
Азот N2	1,251	1,165	1,710	1,840	28,02	296,75
Окись углерода СО	1,250	1,165	–	–	28,01	296,94
Двуокись углерода СО2	1,977	1,842	1,400	1,650	44,01	188,97
Сероводород Н2S	1,539	1,434	1,230	–	34,02	115,23
Воздух	1,293	1,206	1,745	1,822	28,96	292,70

Плотность газа при стандартных условиях (293 К и 0,101325 МПа) определяется по формуле аддитивности (сложения)

ρ_СТ = a₁ · ρ₁ + a₂ · ρ₂ + … + a_n · ρ_n, (9)

где а₁, …, а_n – доля каждого компонента в смеси для данного состава газа;

ρ₁,…, ρ_n – плотность компонента при стандартных условиях, кг/м³.

Молярная масса

М = а₁ · М₁ + а₂ · М₂ + … + а_n · М_n, (10)

где М₁,…, М_n – молярная масса компонента, кг/кмоль.

Газовая постоянная (Дж/(кг·К)):

(11)

где = 8314,4 – универсальная газовая постоянная, Дж/(кмоль·К).

Псевдокритическая температура Т_ПК (К) и давление р_ПК (МПа) для природных газов с содержанием метана 85 % и более могут быть найдены по известной плотности газа при стандартных условиях [8]:

Т_ПК = 155,24 · (0,564 + ρ_СТ), (12)

р_ПК = 0,1773 · (26,831 – ρ_СТ), (13)

Относительная плотность газа по воздуху

. (14)

Определение расстояния между компрессорными станциями

Пользуясь формулой пропускной способности газопровода

, (15)

выразим длину линейного участка между компрессорными станциями

, (16)

где D_ВН – внутренний диаметр газопровода, м;

р_Н и р_К – соответственно давления в начале и в конце линейного участка газопровода, МПа;

λ – коэффициент гидравлического сопротивления;

Z_СР – средний по длине коэффициент сжимаемости газа Z_СР = f (р_СТ, Т_СР);

Δ – относительная плотность газа.

Длина последнего участка газопровода L_К с учетом его аккумулирующей способности также определяется по формуле (16), приняв давление в конце перегона р_К = р΄_К (р΄_К – давление газа в конце газопровода).

Полагая, что рабочее давление в газопроводе равно номинальному давлению нагнетания ЦН (по паспортным данным ЦН), вычисляется толщина стенки газопровода [3, (1.16)]

,

где n_p – коэффициент надежности по нагрузке;

р_Н – рабочее давление в трубопроводе;

R₁ – расчетное сопротивление металла трубы, МПа [3, (1.17)].

Вычисленное значение толщины трубопровода δ округляется в большую сторону до стандартной величины δ_Н из рассматриваемого ассортимента труб [3, прил. Г].

Для расчета расстояния между КС можно принять ориентировочное значение средней температуры, например

, (17)

где Т₀ – температура окружающей среды на глубине заложения газопровода;

Т_Н – температура газа на входе в линейный участок, которую можно принять равной 303–313 К.

Давление в начале газопровода определяется по формуле [8]

р_Н = р_НАГ – (δр_ВЫХ + δр_ОХЛ) = р_НАГ – Δр_НАГ , (18)

где δр_ВЫХ – потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа);

δр_ОХЛ – потери давления в системе охлаждения газа, включащие и его об­вязку.

Для охлаждения газа в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) следует принимать δр_ОХЛ = 0,06 МПа. При отсутствии охлаждения газа δр_ОХЛ = 0.

Потери давления могут быть приняты по таблице 3.

Таблица 3

Потери давления газа на КС [8]

Давление в газопроводе (избыточное), МПа	Потери давления газа на КС, МПа
	на всасывании ΔрВС		На нагнетании δрвых
	при одноступенчатой очистке газа	при двухступенчатой очистке газа
5,40	0,08	0,13	0,07
7,35	0,12	0,19	0,11
9,81	0,13	0,21	0,13

Давление в конце участка газопровода

(19)

где Δр_ВС – потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа (принимается по табл. 3).

Коэффициент гидравлического сопротивления λ определяется по формуле

, (20)

где Е_Г – коэффициент гидравлической эффективности, принимается по результатам расчетов диспетчерской службы в соответствии с отраслевой методикой; при отсутствии этих данных коэффициент гидравлической эффективности принимается равным 0,95, если на газопроводе имеются устройства для периодической очистки внутренней полости трубопровода, а при отсутствии указанных устройств, принимается равным 0,92.

Коэффициент сопротивления трению для всех режимов течения газа в газопроводе определяется по формуле

, (21)

где k_Э – эквивалентная шероховатость труб; для монолитных труб без внутреннего антикоррозионного покрытия принимается равной 3 · 10^-5 м;

D_ВН – внутренний диаметр трубопровода, м;

Re – число Рейнольдса, которое определяется по формуле:

, (22)

где Q – производительность газопровода, млн м³/сут;

D_ВН – внутренний диаметр газопровода, м;

μ – коэффициент динамической вязкости, Па·с.

Если производительность газопровода неизвестна, то в первом приближении можно принять квадратичный режим течения газа и λ_ТР определить как

. (23)

Коэффициент сжимаемости газа определяется по формуле

, (24)

где значения приведенных давления и температуры при р = р_СР и Т = Т_СР определяются как:

; (25)

; (26)

. (27)

Среднее давление в газопроводе можно определить по формуле

. (28)

Вычислив расстояния между КС по формуле (16), определяем требуемое число компрессорных станций:

. (29)

После округления найденного числа КС n₀ до целого значения n (как правило, в большую сторону), уточняем значения расстояний между КС

. (30)

В случае если на КС установлены ГПА с приводом от газовой турбины или двигателя внутреннего сгорания, то часть транспортируемого газа будет потребляться на собственные нужды и производительность МГ будет от участка к участку снижаться, что приведет к изменению параметров участков МГ.

Рекомендуется учет расхода топливного газа производить при длине газопровода более 500 км.

Для такого газопровода производительность каждого участка можно выразить как

, (31)

где – производительность i-го участка;

Q – производительность поступления газа на первую КС;

Q_ТГ – объем потребляемого КС топливного газа;

i – номер КС по ходу газа.

Используя уравнение пропускной способности участка можно записать следующее соотношение длин участков с различной производительностью

, или . (32)

Тогда для принятого числа КС можно записать длину газопровода как сумму длин участков его составляющих:

, (33)

где l – средняя длина участка между КС.

. (34)

При принятом числе КС из (33) определяется средняя длина участка между КС. Затем, пользуясь формулой (32), рассчитывают длину всех промежуточных участков и определяют длину конечного участка.