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/м^3	Динамическая вязкость, 10^7 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 а ₁, …, 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)

Дата добавления: 2014-11-16