Гидравлические и гидродинамические расчёты при проектировании магис

Выбирается тип центробежного нагнетателя и привода. По паспортным данным ЦН определяют номинальные давления всасывания Рвс и нагнетания Рнаг.

Полагая, что рабочее давление Р в газопроводе равно номинальному давлению нагнетания, вычисляют толщину стенки δ0 газопровода по формуле

где пр=1,1(коэффициент надежности по нагрузке); расчетное сопротивление металла вычисляют по формуле

где ту – коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от его категории: (ту = 0,9 для трубопроводов III и IY категорий, ту = 0,75 для трубопроводов I и II категорий, т = 0,6 для трубопроводов категории В (сведения о распределении участков по категориям даны в [3, табл. 2.3]; k1 – коэффициент надежности по материалу, определяемый по [3, табл. 2.4]; kн – коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра, а для газопроводов и от его рабочего давления [3,

табл. 2.5].

Вычисленное значение толщины стенки δ0 округляется в большую сторону до стандартной величины δ из рассматриваемого сортамента труб, после чего определяется значение внутреннего диаметра D.

61

Определяют давление в начале и в конце линейного участка газопровода:

Рассчитывают среднее давление на линейном участке газопровода:

Величина среднего давления в газопроводе, вычисленная по формуле (2.10), всегда выше среднеарифметической: с увеличением разности Рн и Рк будет возрастать и разница этих значений.

Для расчета расстояния между КС задаются в первом приближении ориентировочным значением средней температуры на линейном участке:

где Тн – начальная температура на входе в линейный участок. В первом приближении можно принять Тн = 293...303 К (20...30 °С); Т0 – температура окружающей среды на уровне оси газопровода.

При Р = Рср и Т = Тср рассчитывают приведенные температуру Тпр и давление Рпр по формулам:

62

Полагая в первом приближении режим течения квадратичным, рассчитывают коэффициенты гидравлического сопротивления λтр и λ:

где kэ = 0,03 (по рекомендации ВНИИГаз) – значение эквивалентной шероховатости стенки газопровода; Е – коэффициент гидравлической эффективности газопровода, Е = 0,95 при наличии на газопроводе устройств для периодической очистки внутренней полости трубопровода, а при отсутствии указанных устройств E = 0,92.

Определяется среднееориентировочное расстояниемежду КС:

Определяется число компрессорных станций:

n0 = l'кL.с ,

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

Уточняется расстояние между КС:

к.с nк.с

На этом первый этап технологического расчета газопровода завершается.

Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями

Абсолютное давление в конце участка газопровода определяется из формулы коммерческого расхода

63

В этом уравнении величина λ рассчитывается по универсальной формуле ВНИИГаза при средних значениях температуры и давления:

К – коэффициент, зависящий от размерностей величин,

4 Рст возд

При использовании смешанной системы единиц D (м), Т (К), Р (МПа), L (км) и Q (млн м3/сут) значение коэффициента К составляет 105,087.

Уточненный расчет участка газопровода выполняется в следующем порядке:

1)В качестве первого приближения принимаются значения λ, Z и Тср из предварительных вычислений.

2)По формуле (2.18) определяется первое приближение ве-

личины Рк.

3)По формуле (2.10) с использованием известных значений Рн и Рк определяется уточненное среднее давление Рср.

4)По формуле (2.12) определяются средние приведенные давление Рпр и температура Тпр.

5)Для расчета конечного давления во втором приближении

вычисляется уточненное значение Тср. Для этого используют величины средней удельной теплоемкости Сp, коэффициента Джоуля-Томсона Di и коэффициента ai, вычисленные при найденных значениях Рср и Тср первого приближения по формулам

Ср = 1,695 + 1,838·10–3Тср + 1,96·106 (Рср – 0,l)/Тср3 , (2.21)

64

где Кcp – средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, определяемый в зависимости от способа прокладки газопровода в соответствии с [3, табл. 2.1].

6) По формулам (2.12), (2.21) и (2.l3) при Р = Рср и Т = Тср

вычисляют Рпр, Тпр, μ и Zcт во втором приближении. Динамическую вязкость газа (Па·с) определяют по формуле

...× 1+ Рпр2 30(Тпр −1) .

Переходное (от смешанного трения к квадратичному) значение числа Рейнольдса определяют по формуле

ВНИИГаз рекомендует принимать среднее значение эквивалентной шероховатости стенки газопровода kэ равным 0,03 мм.

7)По формуле (2.18) определяют конечное давление Рк во втором приближении.

8)Если полученный результат отличается от предыдущего более чем на 1 %, то необходимо уточнить расчеты, выполнив третье приближение, начиная с п. 3. Если же результат удовлетворяет требованиям точности расчетов, то переходим к следующему пункту.

9)По формуле (2.l0) уточняется среднее давление Рср.

10)При х = lкс определяют температуру газа Тк в конце линейного участка по формуле

65

где Рср – среднее давление на участке газопровода, вычисляемое по формуле (2.10); Di – коэффициент Джоуля-Томсона, рассчитываемый для средних значений давления и температуры на линейном участке газопровода.

Для природных газов с содержанием метана 85% и более отраслевыми нормами рекомендуется зависимость

где сР – средняя изобарная теплоемкость газа, определяемая для средних значений температуры и давления в процессе дросселирования.

На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопровода заканчивается.

Расчет режима работы компрессорной станции

Исходными данными для расчета режима работы КС являются:

–давление и температура газа на входе КС (равные уточненным значениям давления и температуры в конце линейного участка);

–температура окружающего воздуха Твозд, K;

–физические свойства газа (ρст, Рп.к, Тп.к, R′).

Для выбранного типа привода и центробежного нагнетателя по их паспортным данным необходимо знать:

–Qн – номинальную производительность ЦН при стандартных условиях;

–Ncн – номинальную мощность ГПА;

–nн – номинальную частоту вращения вала ЦН;

–nmin, nтах – диапазонвозможных частот вращения ротора ЦН;

–приведенную характеристику ЦН.

66

Расчет режима работы КС выполняют в следующем порядке: 1) По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определим давление Рвс и температуру Твс газа

на входе в центробежный нагнетатель:

Pвс = Pк − Pвс; Tвс = Tк.

2) По известному составу газа, температуре Т = Твс и давлению Р = Рвс на входе в ЦН по формулам (2.12) и (2.13) определяют плотность ρвс и коэффициент сжимаемости газа zвс при условиях всасывания.

3) Определяют требуемое количество нагнетателей mц.н =

= Qкс , которое округляется до целого значения.

Qн

4) Рассчитывают производительность нагнетателя при условиях всасывания Qвс,

где zcт, ρст – коэффициент сжимаемости и плотность газа при стандартных условиях; Qк.с, Qц.н − производительность соответ-

ственно КС и ЦН при стандартных условиях; mц.н – число па-

раллельно работающих ЦН (групп ЦН).

5) Задаваясь номинальным значением давления нагнетания Рнаг вычисляют требуемую степень повышения давления ε. Под степенью повышения давления (степенью сжатия) КС понимается отношение давления нагнетания к давлению на входе ЦН (группы ЦН):

6) Задаваясь несколькими значениями частоты вращения ротора, на приведенной характеристике ЦН строим линию расчетных режимов (рис. 2.1).

67

ПРИМЕР ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСЧЕТА МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

Цель:

–определить диаметр газопровода;

–определить необходимое количество компрессорных станций ирасставить их по трассе газопровода;

–рассчитать режимы работы КС;

–провести уточненный гидравлический и тепловой расчет линейных участков и режимов работы промежуточных КС до конечного пункта газопровода.

Исходные данные: Qг = 5,5 млрд м3/год L = 145 км.

Подземный способ прокладки: Т0 = 294К; Твозд = 298К;

λгр = 1,5 Вт/(мК).

1.Определение диаметра газопровода

ичисла компрессорных станций

Расчет выполняется в следующем порядке:

1) По известному составу определяются основные физические свойства газа:

– плотностьгаза при стандартных условиях по формуле (2.1):

n

Г= aiρгi = 0,637 0,6687 + 0,102 1,264 + 0,126 1,872 +

i=1

+0,076 2,519 + 0,036 3,228 + 0,007 1,8423 +

+0,018 1,1651 = 1,132 кг/м3 ;

–относительная плотность газа по воздуху по формуле (2.2):

= ρвс = 1,132 = 0,88;

ρвозд 1,29

69

– молярная масса газа по формуле (2.3):

n

Мг = ai Мгi = 0,637 16,043 + 0,102 30,07 +

i=1

+0,126 44,097 + 0,076 58,124 + 0,036 72,151+

+0,007 44,011+ 0,018 28,016 = 26,67;

–псевдокритическая температура газовой смеси по фор-

муле (2.4):

Тпк = aiTкрi = 0,637 190,65 + 0,102 305,25 +

+0,126 368,75 + 0,076 425,95 + 0,036 470,35 +

+0,007 304,25 + 0,018 126,5 = 252,75 К;

–псевдокритическоедавление газовойсмеси по формуле (2.5):

Pпк = ai Pкрi = 0,637 4,74 + 0,102 5,26 + 0,126 4,49 +

+0,076 3,6 + 0,036 3,41+ 0,007 7,54 + 0,018 3,39 = 4,6 МПа;

–газовая постоянная по формуле (2.6):

R = R = 8314,3 = 311,76 Дж/(кмоль К). Мг 26,67

В соответствии с табл. 2.1 принимается ориентировочное значение диаметра газопровода. В настоящее время магистральные газопроводы проектируются на рабочеедавление Р= 7,5 МПа.

Принимаем Dу = 700 мм.

Рассчитывается оценочная пропускная способность газопровода (коммерческий расход, млн м3/сут) по формуле (2.7):

Выбираем тип центробежного нагнетателя и привода – PCL802/24. По паспортным данным ЦН определяем номинальные давления всасывания Рвс и нагнетания Рнаг: Рвс = 5,00 МПа;

Рнаг=7,45 МПа.

70