2.3.3.3 Гидравлический расчет магистрального газопровода

В основу гидравлического расчета простого газопровода (c постоянным внутренним диаметром d и без разветвлений) берется зависимость (3.28) для определения пропускной способности магистрального газопровода без учета рельефа трассы:

млн. м³/сут. (3.28)

Реальные свойства природных газов учитываются коэффициентом сжимаемости Z_ср, который при давлениях до 15 МПа и температурах 250-400 К, вычисляют по формуле (3.29) в зависимости от приведенных значений температуры Т_пр и давления Р_пр. в соответствии с п. 18.2.4 [3]:

, (3.29)

где

Уравнение для определения давления газа на расстоянии х от компрессорной станции можно легко получить на основании уравнения (3.28), заменив в нем P_к на P_х, а L на х :

. (3.30)

Из уравнения (3.30) получается:

. (3.31)

Более удобную формулу для определения изменения давления газа по длине газопровода можно получить из соотношения (3.28) и (3.30):

. (3.32)

Линия падения давления в трубопроводе является параболой, градиент которой увеличивается по длине газопровода. Дело в том, что в начале газопровода (после компрессорной станции), когда давление высокое, плотность газа большая, удельный объем мал и скорость движения газа небольшая. Массовый расход газа и массовую скорость по длине газопровода при установившемся режиме течения можно считать постоянными:

, (3.33)

. (3.34)

По мере удаления от компрессорной станции, давление газа в трубопроводе уменьшается, что приводит к увеличению удельного объема газа (или уменьшению его плотности ), а следовательно, росту скорости движения газа по газопроводу W (в условиях постоянного проходного сечения газопровода, F = d²/4 = idem).

Так как потери на трение пропорциональны квадрату скорости W², то увеличение скорости движения газа по газопроводу приводит к интенсивному падению давления газа на конечных участках газопровода между компрессорными станциями.

Т. о., движение газа по газопроводу сопровождается значительным падением давления газа по длине в результате преодоления гидравлических сопротивлений, снижением плотности газа, увеличением его линейной скорости и т.д., а вследствие теплообмена между газом и грунтом происходит снижение температуры газа по длине газопровода.

При нестабильных режимах работы все эти параметры газопровода меняются во времени, что необходимо учитывать при решении задач ресурсо- и энергосбережения, таких, как оптимизация режимов охлаждения транспортируемого газа, регулирование работы ГПА в условиях переменных нагрузок, оценка устойчивости трубопровода при возникающих термических напряжениях, предупреждение аварийных ситуаций и т. п.

2.3.3.4. Определение коэффициента гидравлической эффективности е

Согласно норм технологического проектирования магистральных газопроводов СТО 2-3,5-051-2006, коэффициент гидравлической эффективности Е может быть определен на основании выражения:

(3.35)

где _тр - коэффициент гидравлического сопротивления, определяемый для всех режимов течения газа в газопроводе формулой ВНИИГАЗа:

; (3.36)

Эквивалентная шероховатость труб k_э=0,03 мм для труб без гладкостенного покрытия; k_э=0,01 мм для труб с внутренним гладкостенным покрытием. Число Рейнольдса вычисляется по формуле:

, (3.37)

где d, мм; μ, Па∙с; q, млн. м³/сут.

Динамическую вязкость природных газов μ, Па∙с, при давлениях до 15 МПа и температурах 250 - 400 К, в соответствии с п.18.2.5 [3], вычисляют по формуле

(3.38)

где

μ₀ =(1,81+5,95Т_пр)∙10^-6 ,

Коэффициент гидравлической эффективности Е объективно отражает состояние внутренней поверхности газопровода, позволяет более точно выполнять гидравлические расчеты, что особенно важно при прогнозировании теплогидравлических режимов работы газопровода.