Гулина, Тян, ред_верстка

1.2. РАСЧЕТ СТАЦИОНАРНЫХ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЛЧ МГ

По рекомендациям [11] гидравлический расчет участка газопровода, на протяжении которого отсутствуют точки с разницей вертикальных отметок, более чем 100 м, следует выполнять без учета рельефа трассы. Участки газопроводов, на которых данное условие не соблюдается, должны рассчитываться с учетом рельефа трассы. При этом газопровод следует рассматривать как состоящий из наклонных прямолинейных участков с усредненным постоянным уклоном. Отметки характерных точек на газопроводе, расположенных выше начальной точки, имеют знак плюс, ниже начальной – знак минус.

По указанному в табл. П1.2составу газа с учетом рекомендаций [15] определяются теплофизические параметры транспортируемого газа.

1.1. Плотность природного газа при стандартных условиях (t=20 С и атмосферном давлении):

ст в ,

гдеρв = 1,20445 кг/м3 – плотность воздуха при стандартных условиях (t = 20 °C и Р = 0,1013 МПа);∆–относительная плотность природного газа по воздухудля различных составов природного газа приведена в табл.П1.2.

1.2. Массовый расход природного газа, кг/с;

где QК –коммерческая производительность газопровода, (млн м3/сут.)

(табл. П1.1).

1.3. Средняя молярная масса смеси ПГ:

компонента, определяемая по ГОСТ 30319.1-96, данные берутся из табл. П.1.3.

10

1.4. Газовая постоянная:

∆РАВО – потери давления в системе охлаждения газа, включая ее обвязку(на высокой стороне КЦ), приведены в табл. П1.4.

1.6. Давление на входе в центробежныйнагнетатель (ЦБН) природного газа, МПа:

Рв хЦБН Рв ыхЦБН КЦ

где πКЦ – степень повышения давления в КЦ (дано πКЦ =1,44). 1.7. Давление на входе в компрессорный цех, МПа:

РК РвхЦБН РПУ ,

где ∆РПУ – потери давления в трубопроводах между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода(на низкой стороне КЦ), приведены в табл. П1.4. При этом необходимо учесть,что суммарные потери давления ∆Р по КЦ составляют величину Р РАВО РПУ , приведены в табл.П1.4.

1.8. Среднее давление природного газа:

1.9. Критическое давление смеси

гдеРкрi – критическое давлениеi-того компонента, определенное по ГОСТ 30319.1-96,приведено в табл. П1.7.

11

1.10. Приведенное давление природного газа:

среднегодовую температуру грунта для местности, выбранной самостоятельно, используя данные табл. П1.5, К:

Т окр.ср 273 tср .

Выбор расчетной температуры окружающей среды Токр.српроизводится в зависимости от способа прокладки газопровода

– подземного, надземного, наземного. При подземной прокладке газопровода значение Токр.ср должно приниматься равным среднему за рассматриваемый период значению температуры грунта tср(см. табл.П1.5)на глубине заложения оси трубопровода в естественном тепловом состоянии.При надземной прокладке газопровода расчетную температуру внешней среды вычисляют по рекомендациям [14] поСНиП 23-01.

1.13. Температура природного газа в начале участка газопровода. При отсутствии охлаждения газа на КС температуру ТН следует принимать равной температуре газа на выходе из ЦН ПГ, которая определяется по формуле, К;

ТН ТК кц(n 1) / n ,

гдеТК–температура на входе в ЦН ПГ, приравниваем ее к температуре грунта Т К Т окр.ср , n – показатель политропы процесса сжатия,

12

гдеk –показатель изоэнтропы (адиабаты), k =1,31; ηпол – политропиче-

ский КПД, ηпол=0,80-0,86.

При наличии охлаждения газа величина ТН должна приниматься равной температуре газа на выходе из системы охлаждения, которая в предварительном приближении принимается на 10 – 15 °С выше расчетной среднегодовой температуры наружного воздухаtH(определяется из табл.П1.6).

1.14. Предварительное значение средней температуры процесса сжатия природного газа:

1.15. Критическая температура смеси

где Ткрi – критическая температура i-того компонента, определенные по ГОСТ 30319.1-96, приведены в табл. П1.7.

1.16. Приведенная температура природного газа в процессе сжатия:

1.17. Коэффициент сжимаемости природных газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250 – 400 К:

1.18. Динамическую вязкость природных газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250 – 400 К вычисляют по формуле, Па·с:

13

Полученные значения коэффициента динамической вязкости можно сравнить со значениями, приведенными в табл.П1.9.

1.19. Среднюю удельную изобарную теплоемкость природного газа Ср в диапазоне температур 250 – 400 К при давлении до 15 МПа вычисляют, кДжкгК :

природных газов с содержанием метана более 80 % в диапазоне температур 250 – 400 К, при давлениях до 15 МПа вычисляют по форму-

гдеD– внутренний диаметр трубы, м.Толщину стенок труб следует принимать не менее (1/140)Dнв соответствие с [7,10] со СНиП

14

2.05.06-85 и СТО Газпром 2-2.1-249-2008;QК– коммерческая производительность газопровода,м3/с.

В МГ имеет место только турбулентный режим (квадратичная зона трения), которыйназывается квадратичным режимом.При неполной загрузке МГ может возникнуть зона смешенного трения – смешенный режим.

1.22. Коэффициент сопротивления трению λтр вычисляют по формуле

гдеk – эквивалентная шероховатость труб: для труб без внутреннего гладкостного покрытия следует принимать k = 0,030 мм; для труб с внутренним гладкостным покрытием –k = 0,010 мм.

С течением времени шероховатость труб увеличивается, особенно если транспортируемый газ содержит сернистые соединения. Внутренняя полость газопровода засоряется отложениями воды, конденсата, продуктов коррозии и масла смазки или уплотнения компрессоров. Все это приводит к повышению гидравлического сопротивления газопровода. Для учета местных сопротивлений на линейной части газопровода коэффициент гидравлического сопротивления

Р берется на 5 % выше коэффициента сопротивления трения тр . С

учетом указанных факторов рекомендуется следующая зависимость для определения расчетного значения коэффициента гидравлического сопротивления Р:

Р1,05 Eтр2 ,

где 1,05 – коэффициент, учитывающий наличие местных сопротивлений;Е – коэффициент гидравлической эффективности работы участка.Онхарактеризует уменьшение производительности в результате

15

повышения гидравлического сопротивления газопровода, вызванного образованием скоплений влаги, конденсата и выделением гидратов. В соответствие с нормами технологического проектирования коэффициент эффективности работы принимается равным 0,95, если на газопроводе имеются устройства для периодической очистки внутренней полости трубопровода, а приих отсутствииЕ = 0,92. Коэффициент гидравлической эффективности в процессе эксплуатации определяется для каждого участка между КС не реже 1 раза в год. По его величине судят о загрязненности линейной части газопровода. При повышении указанных значенийЕ необходимо проводить очистку газопровода. Скопления воды и конденсата удаляются продувкой. Если это не приводит к необходимому эффекту, по газопроводу пропускают очистные поршни.

1.23. Определяем длину участка газопровода между компрессорными цехами, который обеспечит заданную производительность и давления:

– без учета рельефа трассы газопровода

– с учетом рельефа трассы газопроводов (при разности отметок до 500 м)

гдеQК – объемная пропускная способность участка, м3/с; hi–высотная отметкаконечной и начальной точек i-того участка газопровода, м;

16

li – длина i-того участка. Коэффициентe=3,32∙106; коэффициент

14,64 z Tср ;

– для сильно пересеченного рельефа трассы при большом перепаде высот (более 500 м) участок газопровода следует «разбить» на возможно большее число участковli, вычислять давление в конце заданного участка по формуле

гдеδh – разность отметок конечной и начальной точек газопровода, м. Приравниваем давление на выходе из liучастка к давлению на

входе в li+1участок, задаемся длиной участка и определяем давление на выходе, пока не выполнится условие Рк(i=z) = Рн.

Длина участка между компрессорными цехами:

LKC li .

17

2. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Теплотехнический расчетопределяет температурныйрежим магистрального газопровода исходя из условия надежной работылинейной части при минимальных затратах на его строительство и эксплуатацию.

Определение температурногорежима МГ необходимо для прогноза пропускной способности газопровода, уточнения расстояния между КС, выявления зон гидратообразования и величины термических напряжений в трубах, а также для обоснования наиболее эффективного способа прокладки и уровня охлаждения газа.

Тепловые расчеты газопроводов выполняют по рекомендациям [11]по отдельным расчетным участкам, на протяжении которых расход газа и условия его теплообмена не изменяются. При тепловых расчетах газопроводов за расчетный период принимаем год.

Среднюю температуру газа на участке газопровода между компрессорными цехамиТср вычисляют по формуле

чи; Токр.ср. – средняятемпература грунта (см. табл. П1.5).

2.1. РАСЧЕТ СТАЦИОНАРНЫХ ТЕПЛОВЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЛИНЕЙНЫХ УЧАСТКОВ

2.1. Коэффициент теплопроводности грунта, Вт/(м град), определяют в зависимости от температуры грунта и температурного режима газопровода. При положительных температурах грунта (Тгр> 273 К) и газа (Т> 273 К) значение коэффициента теплопроводности должно приниматься для грунта, находящегося в талом состоянии λт.При отрицательных температурах грунта (Тгр< 273 К) и газа (Т< 273 К) значение

18

коэффициента теплопроводности должно приниматься для грунта, находящегося в мерзлом состоянииλм. Значения коэффициентов теплопроводности талых λт и мерзлых λм грунтов следует определять в соответствии со СНиП 2.02.04 (табл. П2.1) или по формулам:

для смешенного грунта (песка, суглинка, глина, песчаник, известняк):

ности снежного покрова, определяют в зависимости от состояния снега(табл. П2.2);αв – коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу, Вт/м2·К, определяют по формуле:

19