Определение диаметра газопровода и числа компрессорных станций

Порядок технологического расчета магистрального газопровода

Целью режимно-технологического расчета газопровода является решение следующих задач:

q Определение диаметра газопровода;

q Определение необходимого количества компрессорных станций и расстановка их по трассе газопровода;

q Расчет режимов работы КС;

q Уточненный гидравлический и тепловой расчет линейных участков и режимов работы и промежуточных КС до конечного пункта газопровода.

Для выполнения технологического расчета газопровода необходимы следующие исходные данные:

§ Состав транспортируемого природного газа;

§ Годовая производительность газопровода Q_Г, млрд.м³/г;

§ Протяженность газопровода, рельеф, климатические данные по трассе.

Расчет выполняется в следующем порядке.

1. Определяются основные физические свойства газа:

1.1. плотность газа при стандартных условиях r_СТ;

1.2. относительная плотность газа по воздуху D;

1.3. молярная масса газа M;

1.4. псевдокритические температура T_ПК и давление P_ПК;

1.5. газовая постоянная R.

2. Расчетное значение расхода газа (коммерческий расход, млн.м³/сут)

; (2.112)

где k_Н = k_РО × k_ЭТ × k_НД – оценочный коэффициент пропускной способности газопровода, k_Н=0,875¼0,992;

k_РО – коэффициент расчетной обеспеченности потребителей, k_РО =0,95;

k_ЭТ – коэффициент учета экстремальных температур, k_ЭТ=0,98;

k_НД – оценочный коэффициент надежности газопровода, зависящий от длины и диаметра газопровода, а также от типа нагнетателей, k_НД =0,94¼0,99.

3. В зависимости от величины Q_Г и принятого рабочего давления определяется ориентировочный диаметр газопровода (табл. 2.1). В настоящее время магистральные газопроводы проектируются на рабочее давление P=7,5 МПа. Проектирование газопроводов на рабочее давление P=5,6 МПа производится только для случаев соединения проектируемых газопроводов с системой существующих газопроводов такого же рабочего давления.

Таблица 2.1 – Ориентировочные значения диаметра газопровода

(при L=100 км, E=0,95)

DУ, мм	Годовая производительность QГ, млрд.м^3/г
PНАГ=5,6 МПа PВС =3,8 МПа	PНАГ=7,5 МПа PВС =5,2 МПа
	1,6	2,7
	4,0	6,0
	6,2	8,2
	8,7	14,0
	13,3	22,0
	20,2	32,0

4. Выбирается тип центробежного нагнетателя и привода. Полагая, что рабочее давление в газопроводе равно номинальному давлению нагнетания ЦН (по паспортным данным ЦН), вычисляется толщина стенки газопровода

где D_Н – Принятый в соответствии со стандартом наружный диаметр газопровода;

n_p – коэффициент надежности по нагрузке (n_p=1,1);

Вычисленное значение толщины стенки d_о округляется в большую сторону до стандартной величины d из рассматриваемого сортамента труб, после чего определяется значение внутреннего диаметра D.

5. Рассчитывается среднее давление в линейном участке газопровода.

6. При P=P_СР рассчитываются приведенные температура T_ПР и давление P_ПР, определяется коэффициент сжимаемости z_СР и динамическая вязкость газа m.

7. Рассчитывается число Рейнольдса Re и коэффициент гидравлического сопротивления l.

8. Для расчета расстояния между КС задаемся в первом приближении ориентировочным значением средней температуры

, (2.113)

где T_Н – начальная температура на входе в линейный участок. В первом приближении можно принять T_Н =293¼303 К (20¼30°C);

T_О – температура окружающей среды на уровне оси газопровода.

9. Определяются давления в начале и в конце линейного участка газопровода

P_Н=P_НАГ - DP_НАГ

P_К=P_ВС + DP_ВС

10. Определяется среднее ориентировочное расстояние между КС

, (2.114)

11. Определяется число компрессорных станций

, (2.115)

которое округляется до целого n_КС (как правило, в большую сторону).

12. уточняется расстояние между КС

. (2.116)

На этом первый этап технологического расчета газопровода завершается.

Дата добавления: 2014-01-05