20. Гидравлический расчет магистральных газопроводов. Подбор и расстановка газоперекачивающих агрегатов по трассе газопровода. Цель расчета:
1.Выбрать рабочее давление, определить число компрессорных станций (КС) и (расстояния между ними;
2.Выполнить уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями;
3. Выбрать тип газоперекачивающих агрегатов (ГПА) и произвести расчет режима работы КС.
Основными исходными данными для технологического расчета магистрального газопровода являются:
-Плановый
объем транспортируемого газа 
,
млрд. 
/год
-Состав транспортируемого газа и свойства его компонентов;
-Протяженность газопровода L, км;
-Характеристика труб и газоперекачивающих агрегатов;
-Данные о температуре окружающей среды и воздуха в районе сооружения газопровода.
Выбор рабочего давления, определение числа КС
и расстояния между ними.
Расчет выполняется в соответствии с требованиями норм технологического проектирования.
Для определения числа компрессорных станций необходимо уточнить рабочее давление в газопроводе и давление на входе компрессорной станции.
Выбранные давления должны соответствовать нормативным лавлениям на входе и выходе центробежных нагнетателей в соответствии с их характеристиками.
Выбор рабочего давления.
Современные
газопроводы работают с рабочим давлением
7,35 МПа (75 кгс/
).При
этом абсолютное давление на нагнетании
центробежного нагнетателя (ЦН) не должно
превышать 7,46 МПа ( 76 кгс/
).
Анализ характеристик ЦН показывает,
что давление на всасывании центробежного
нагнетателя находится в интервале
4,97-5,18 МПа ((50,7-52,8 кгс/
).
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 1.7
Таблица 1.7 Физические свойства компонентов природных газов
Газ |
Плотность, кг/м3 |
Динамическая
вязкость, |
Молярная масса, кг/кмоль |
Газовая постоянная, Дж/(кг-К) |
||
при 273К и 0,1013 МПа |
при 293К и 0,1013 МПа |
при273Ки 0,1013 МПа |
при 293К и 0.1013 МПа |
|||
Метан СНд |
0,717 |
0,669 |
1,020 |
1,102 |
16,04 |
518,57 |
Этан С2Н6 |
1,356 |
1,264 J |
0,880 |
0,940 |
30,07 |
276,64 |
Пропан СзН8 |
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 |
Пенган 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 H2S |
1,539 |
1,434 |
1,230 |
- |
34,02 |
115,23 |
Воздух |
1,293 |
1,206 |
1,745 |
1,822 |
28,96 |
292,70 |
Па*сПлотность газа при стандартных условиях (293К и 0,101325 МПа) определяется по формуле аддитивности ( сложения):
1
Где
доля каждого компонента в смеси для
данного состава газа;
плотность
компонента при стандартных условиях,
кг/
Молярная масса
+….+
,
2
Где
…..,
- молярная масса комполнента кг/кмоль.
Газовая постоянная (Дж/кг*К)
_
_ R= R/М, 3
Где R =8314,4- универсальная газовая постоянная, Дж/(кмоль*К)
Псевдокритические
температуры 
(К) и давление (МПа) для природных газов
с содержанием метана 85% и более могут
быть найдены по известной плотности
газа при стандартных условиях
4
= 0,1737*( 26,831- 5
Относительная плотность газа по воздуху
Δ=/
Суточная производительность газопровола при стандартных условиях Q ( млн. /сут) определяется по формуле:
Q=
,
6
Где
-
оценочный коэффициент пропускной
способности газопровода, который
ориентировочно можно принять
=0,9.
Определение расстояния между компрессорными станциями.
Пользуясь формулой пропускной способности газопровода
Q=105,087** , 7
Выразим длину к линейного участка между компрессорными станциями
, 8
Где
– внутренний диаметр газопровода, м;
и
соответственно
давления в начале и в конце линейного
участка газопровода, МПа;
-коэффициент гидравлического сопротивления;
-средний по длине коэффициент сжимаемости
газа =(, ;
- относительная плотность газа.
Условный диаметр газопровода в зависимости от принятого рабочего давления ориентировочно можно определить по табл. 1.8
Для расчета расстояниятмежду КС можно принять ориентировочное значение средней температуры, например
=(
+
)/2,
9
Где –температура окружающей среды на глубине заложения газопровода; -температура газа на входе в линейный участок, которую можно принять равной 303-313 К
Давление в начале участка газопровода определяется по формуле:
=-(+=-, 10
где - потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода ( без учета потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа); -потери давления в системе охлаждения газа, включая его обвязку.
Для охлаждения газа в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) следует принимать =0,06 МПа. При отсутствии охлаждения газа =0
Потери давления могут быть приняты по табл. 1.9.
Давление в газопро-воде (избыточное), МПа |
Потери давления газа на КС, МПа |
||
На всасывании |
|
||
При одноступенчатой очистке |
При двухступенчатой очистке |
На нагнетании
|
|
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
=,
11
Где ,- потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа ( принимается по табл. 1.9).
Коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле:
=1,05*, 12
Где
-коэффициэнт
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 трубопроводов,
а при отсутствии указанных устройств
принимается равным 0,92.
Коэффициент сопротивления трению для всех режимов течения газа в газопроводе определяется по формуле:
=0,067*(
+
,
13
где
-эквивалентная
шероховатость труб: для монолитных труб
без внутреннего антикоррозийного
покрытия принимается равной 3*
м; 
-внутренний диаметр трубопровода, м;
-число Рейнольдса, которое определяется
по формуле:
=17,75*,
14
Где
Q
–производительность газопровода, млн.
/
сут.; -внутренний диаметр газопровода,
м; 
-коэффициент динамической вязкости
Па*с.
В
первом приближении можно принять
квадратичный режим течения газа и 
определить как:
= 0,067* ( , 15
Коэффициент сжимаемости газа определяется по формуле:
=
1 – ,
16
Где
значения приведенных давления и
температуры при p=
и T=
определяются как
=p/
;
17
=T/T
.
18
= 1- 1,68*
+0,78*
+0,0107*
.
19
Среднее давление в газопроде
=
*( 
+
)
20
Вычислив расстояние между КС по формуле (8) определяем требуемое число Окомпрессорных станций:
=
/
22
После округления найденного числа КС до целого значения n (как правило, в большую сторону), уточняем значения расстояния межлу КС
= 23
Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями .
Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями производится с целью определения давления и температуры газа в конце рассматриваемого участка.
Абсолютное давление в конце участка газопровода определяется из формулы расхода (7)
=
*
24
В этом уравнении вычисляется по формуле (15) с учетом коэффициента динамической вязкости при средних значениях температуры и давления газа на линейном участке, которые определяются методом последовательных приближений.
Порядок дальнейшего расчета будет следующий:
1) Принимаются в качестве первого приближения значения и, найденные из предварительного определения расстояния между КС. Значение определяется по формуле (9)
2) По формуле (24) определяется в первом приближении значение
3) Определяется среднее давление по формуле (20)
4) По формулам (17), (18) с учетом средних значений давления и температуры определяем средние приведенные и температуру /
Для
расчета конечного давления во втором
приближении вычисляются уточненные
значения 
,
,
и . Для этого при определении
будем использовать величины средней
удельной теплоемкости
,
коэффициента Джоуля-Томсона 
и коэффициента 
, вычисленные для значений и первого
приближения.
5)
Удельная теплоемкость газа 
( кДж/(кг*К) определяется по формуле:
=1,695+1,838*
*
+1,96*
*
25
6)
Коэффициент Джоуля-Томсона 
(К/МПа) вычисляется по формуле:
=*
26
7) Средняя температура газа рассчитывается по формуле:
+
+( ) *
-
*
*(1-
) , где 27
=0,225*,
где 28
-средний
на линейном участке общий коэффициент
теплопередачи от газа в окружающую
среду, Вт/(
*К).
8) Коэффициент сжимаемости определяется по формуле (16)
9) Коэффициент динамической вязкости рассчитывается по формуле:
=5,1*
**(1,1-0,25*
)
**(1-0,104*
)
*
.29
10) Число Рейнольдса вычисляется по формуле (14)
11) Коэффициент сопротивления трению и коэффициент гидравлического сопротивления вычисляются соответственно по формулам (13), (12)
12) Определяем конечное давление во втором приближении по формуле (24)
13) Если полученный результат отличается от предыдущего приближения более, чем на 1% имеет смысл уточнить расчеты, выполняя третье приближение, начиная с пункта 3. Если результат удовлетворяет требованиям точности расчетов, переходим к следующему пункту.
14) Уточняем среднее давление по формуле (20)
15) Определяется конечная температура газа
=
+()*
-
*
*(
1-
)
(30)
На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопровода заканчивается.
Значение коэффициента теплопередачи в выражении (28) для подземных газопроводов ( без тепловой изоляции), следует определять по формуле:
*
(31)
.
Где,
-коэффициент
теплопроводности грунта, Вт/(м*К); 
-наружный диаметр газопровода, м;
-глубина
заложения оси газопровода от поверхности
грунта, м; 
-толщина
снежного покрова, м; 
-
коэффициент теплопроводности снежного
покрова, допускается принимать в
зависимости от состояния снега: снег
свежевыпавший
=
0,1 Вт/(м*К); снег уплотненный
=0,35
Вт/(м*К);
=
0,65 Вт/(м*К)
-коэффициент
теплоотдачи от поверхности грунта в
атмосферу, Вт/(
=6,2+
4,2*
,
(32)
где
-скорость ветра, м/с.
Для практических расчетов коэффициэнт теплопроводности грунта может быть рассчитан по следующим эмпирическим формулам:
Для песка
*lg
=-134,2+23,89*
-2,389*
+442,98*
-0,276*
;
33
Для суглинка
34
Для смешанного грунта (песок, глина, суглинок, супесь, песчаник, известняк)
35
Где
-влажность
грунта,%;
-температура
грунта на глубине заложения оси
газопровода, К; 
-плотность
грунта, т/
Расчетное значене коэффициента теплопередачи можно определить также по формуле:
,
м;
При ориентировочных расчетах допускается принимать: для песка К=1,1-2,4 Вт/( для суглинка К=1,05-1,65 Вт/( для смешанногогрунта К= 1,27-1,34 Вт/(
Выбор типа ГПА и расчет режима работы КС.
Для
расчетов режимов работы КС применяются
характеристики ЦН, представляющие
зависимость степени повышения давления
,
политропического коэффициента полезного
действия 
и приведенной относительной внутренней
мощности
36
37
37
Где
Основные параметры типов ЦН приведены в табл. 1.10
-
Тип ЦН
млн.
сутки
Давление (абс) МПа
Приведенные параметры
Мин-1
Дж/
Кг*К
,КН-300-1,23*
19,0
3,63
5,49
1,23
0,910
490,5
288
6150
370-18-1*
37,0
4,96
7,45
1,23
0,888
508,2
288
4800
Н-16-56*
51,0
3,57
5,49
1,24
0,893
508,2
307
4600
235-21-1
18,3
5,18
7,45
1,44
0,888
508,2
288
4800
ГПА-Ц-6,3/76
11,4
5,14
7,45
1,45
0,900
508,2
293
8200
ГПА-Ц-616/76
32,6
5,14
7,45
1,44
0,888
508,2
288
4900
Н-16-76-1,44
31,0
5,18
7,45
1,44
0,898
508,2
288
6340
650-21-2
53,0
4,97
7,45
1,45
0,900
501,4
288
3700
650-22-2
47,017,2
4,97
7,45
1,45
0,900
501,4
288
3700
CDR-224
17,2
4,93
7,45
1,51
0,900
490,5
288
6200
R
21,8
4,93
7,45
1,51
0,900
490,5
288
6200
R
38,0
4,93
7,45
1,51
0,890
510,1
288
4437
PCL802|24
17,2
5,00
7,45
1,49
0,900
490,5
288
6200
PCL1002|40
45,0
4,93
7,45
1,51
0,900
490,5
288
4670
*-давления и для работы нагнетателей по схеме двухступенчатого сжатия
Одним изуниверсальных видов характеристик ЦН является приведенная характеристика по методике ВНИИГАЗа.