какое расстояние приблизительно принимается между компрессорными станциями

Определение расстояния между компрессорными станциями

Пользуясь формулой пропускной способности газопровода

, (15)

выразим длину линейного участка между компрессорными станциями

, (16)

где D_ВН – внутренний диаметр газопровода, м;

р_Н и р_К – соответственно давления в начале и в конце линейного участка газопровода, МПа;

λ – коэффициент гидравлического сопротивления;

Δ – относительная плотность газа.

Длина последнего участка газопровода L_К с учетом его аккумулирующей способности также определяется по формуле (16), приняв давление в конце перегона р_К = р΄_К (р΄_К – давление газа в конце газопровода).

Полагая, что рабочее давление в газопроводе равно номинальному давлению нагнетания ЦН (по паспортным данным ЦН), вычисляется толщина стенки газопровода [3, (1.16)]

,

где n_p – коэффициент надежности по нагрузке;

р_Н – рабочее давление в трубопроводе;

R₁ – расчетное сопротивление металла трубы, МПа [3, (1.17)].

Вычисленное значение толщины трубопровода δ округляется в большую сторону до стандартной величины δ_Н из рассматриваемого ассортимента труб
[3, прил. Г].

Для расчета расстояния между КС можно принять ориентировочное значение средней температуры, например

, (17)

где Т₀ – температура окружающей среды на глубине заложения газопровода;

Т_Н – температура газа на входе в линейный участок, которую можно принять равной 303–313 К.

Давление в начале газопровода определяется по формуле [8]

где δр_ВЫХ – потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа);

δр_ОХЛ – потери давления в системе охлаждения газа, включащие и его об­вязку.

Для охлаждения газа в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) следует принимать δр_ОХЛ = 0,06 МПа. При отсутствии охлаждения газа δр_ОХЛ = 0.

Потери давления могут быть приняты по таблице 3.

Потери давления газа на КС [8]

Давление в конце участка газопровода

(19)

где Δр_ВС – потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа (принимается по табл. 3).

Коэффициент гидравлического сопротивления λ определяется по формуле

, (20)

где Е_Г – коэффициент 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 трубопровода, а при отсутствии указанных устройств, принимается равным 0,92.

Коэффициент сопротивления трению для всех режимов течения газа в газопроводе определяется по формуле

, (21)

D_ВН – внутренний диаметр трубопровода, м;

Re – число Рейнольдса, которое определяется по формуле:

, (22)

где Q – производительность газопровода, млн м 3 /сут;

D_ВН – внутренний диаметр газопровода, м;

μ – коэффициент динамической вязкости, Па·с.

Если производительность газопровода неизвестна, то в первом приближении можно принять квадратичный режим течения газа и λ_ТР определить как

. (23)

Коэффициент сжимаемости газа определяется по формуле

, (24)

где значения приведенных давления и температуры при р = р_СР и Т = Т_СР определяются как:

; (25)

; (26)

. (27)

Среднее давление в газопроводе можно определить по формуле

. (28)

Вычислив расстояния между КС по формуле (16), определяем требуемое число компрессорных станций:

. (29)

После округления найденного числа КС n₀ до целого значения n (как правило, в большую сторону), уточняем значения расстояний между КС

. (30)

В случае если на КС установлены ГПА с приводом от газовой турбины или двигателя внутреннего сгорания, то часть транспортируемого газа будет потребляться на собственные нужды и производительность МГ будет от участка к участку снижаться, что приведет к изменению параметров участков МГ.

Рекомендуется учет расхода топливного газа производить при длине газопровода более 500 км.

Для такого газопровода производительность каждого участка можно выразить как

, (31)

где – производительность i-го участка;

Q – производительность поступления газа на первую КС;

Q_ТГ – объем потребляемого КС топливного газа;

i – номер КС по ходу газа.

Используя уравнение пропускной способности участка можно записать следующее соотношение длин участков с различной производительностью

, или . (32)

Тогдадля принятогочисла КС можно записать длину газопровода как сумму длин участков его составляющих:

, (33)

где l – средняя длина участка между КС.

. (34)

При принятом числе КС из (33) определяется средняя длина участка между КС. Затем, пользуясь формулой (32), рассчитывают длину всех промежуточных участков и определяют длину конечного участка.

1.3. 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 (15) при средних значениях температуры и давления газа на линейном участке, которые определяются методом последовательных прибли­жений.

. (35)

Уточненный расчет участка газопровода выполняется в следующем порядке:

1) в качестве первого приближения значения принимаются λ и Z_СР, найденные из предварительного определения расстояния между КС. Значение Т_СР определяется по формуле (17);

2) по формуле (35) определяется в первом приближении значение р_К;

3) определяется уточненное среднее давление р_СР по формуле (28);

4) по формулам (25) и (26) с учетом средних значений давления и температуры определяются средние приведенные давление р_ПР и температура Т_ПР.

Для расчета конечного давления во втором приближении вычисляются уточненные значения Т_СР, λ и Z_СР. Для этого при определении Т_СР будем использовать величины средней удельной теплоемкости С_Р, коэффициента Джоуля-Томсона D_i и коэффициента а_t, вычисленные для значения р_СР и Т_СР первого приближения;

5) удельная теплоемкость газа С_р (кДж/(кг·К)) определяется по формуле

; (36)

6) коэффициент Джоуля-Томсона D_i (К/МПа) вычисляется по формуле

; (37)

7) средняя температура газа рассчитывается по формуле

, (38)

где а_t – коэффициент (1/км), рассчитываемый по формуле

, (39)

где К_СР – средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/(м 2 ·К);

8) коэффициент сжимаемости Z_СР определяется по формуле (24);

9) коэффициент динамической вязкости рассчитывается по формуле

; (40)

10) число Рейнольдса вычисляется по формуле (22);

11) коэффициент сопротивления трению λ_ТР и коэффициент гидравлического сопротивления λ вычисляются по формулам (21) и (20);

12) определяем конечное давление во втором приближении по форму­- ле (35);

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) уточняется среднее давление по формуле (28);

15) определяется конечная температура газа

. (41)

На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопровода заканчивается.

Значение коэффициента теплопередачи К_СР в выражении (39) для подземных газопроводов (без тепловой изоляции), следует определять по формулам ОНТП 51–1–85[8].

Расчетное значение коэффициента теплопередачи можно определить также по формуле

, (42)

где D – внутренний диаметр газопровода, м;

– базовый коэффициент теплопередачи для газопровода диаметром 1 м.

При ориентировочных расчетах допускается принимать:

• для песка = 1,1–2,4 Вт/(м 2 ·К);

• для суглинка = 1,05–1,65 Вт/(м 2 ·К);

• для смешанного грунта = 1,27–1,34 Вт/(м 2 ·К).

Источник

Определение расстояния между компрессорными станциями и числа КС.

3.1 Пользуясь данными таблицы 1 по формулам 1.11 и 1.12 определяем значение начального и конечного давления на линейном участке между КС

3.2. Полагая температуру газа на входе в линейный участок равный Т_н=303°К, определим ориентировочно среднюю температуру газа на линейном участке.

3.3. В первом приближении, полагая режим течения газа квадратичным, по формуле (1.16) коэффициент сопротивления трению

3.4. Полагая, что газопровод будет оборудован устройствами для очистки внутренней полости (Е₁=0,95), коэффициент гидравлического сопротивления λ по формуле (1.13)

.

3.5. Среднее давление в линейном участке по формуле (1.21)

3.6. Приведённые значения давления и температуры по формулам (1.18) и (1.19)

3.7. Коэффициент сжимаемости газа по формуле (1.17)

3.8. Расчётное расстояние между КС по формуле (1.9) составит

3.9. Определяем по формуле (1.22) расчётное число компрессорных станций

.

3.10. Округляем расчётное число КС до n=12, после чего по формуле (1.23) уточняем расстояние между КС

Источник

Определение расстояния между компрессорными станциями

Пользуясь формулой пропускной способности газопровода

, (15)

выразим длину линейного участка между компрессорными станциями

, (16)

где D_ВН – внутренний диаметр газопровода, м;

р_Н и р_К – соответственно давления в начале и в конце линейного участка газопровода, МПа;

λ – коэффициент гидравлического сопротивления;

Δ – относительная плотность газа.

Длина последнего участка газопровода L_К с учетом его аккумулирующей способности также определяется по формуле (16), приняв давление в конце перегона р_К = р΄_К (р΄_К – давление газа в конце газопровода).

Полагая, что рабочее давление в газопроводе равно номинальному давлению нагнетания ЦН (по паспортным данным ЦН), вычисляется толщина стенки газопровода [3, (1.16)]

,

где n_p – коэффициент надежности по нагрузке;

р_Н – рабочее давление в трубопроводе;

R₁ – расчетное сопротивление металла трубы, МПа [3, (1.17)].

Вычисленное значение толщины трубопровода δ округляется в большую сторону до стандартной величины δ_Н из рассматриваемого ассортимента труб
[3, прил. Г].

Для расчета расстояния между КС можно принять ориентировочное значение средней температуры, например

, (17)

где Т₀ – температура окружающей среды на глубине заложения газопровода;

Т_Н – температура газа на входе в линейный участок, которую можно принять равной 303–313 К.

Давление в начале газопровода определяется по формуле [8]

где δр_ВЫХ – потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа);

δр_ОХЛ – потери давления в системе охлаждения газа, включащие и его об­вязку.

Для охлаждения газа в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) следует принимать δр_ОХЛ = 0,06 МПа. При отсутствии охлаждения газа δр_ОХЛ = 0.

Потери давления могут быть приняты по таблице 3.

Потери давления газа на КС [8]

Давление в конце участка газопровода

(19)

где Δр_ВС – потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа (принимается по табл. 3).

Коэффициент гидравлического сопротивления λ определяется по формуле

, (20)

где Е_Г – коэффициент 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 трубопровода, а при отсутствии указанных устройств, принимается равным 0,92.

Коэффициент сопротивления трению для всех режимов течения газа в газопроводе определяется по формуле

, (21)

D_ВН – внутренний диаметр трубопровода, м;

Re – число Рейнольдса, которое определяется по формуле:

, (22)

где Q – производительность газопровода, млн м 3 /сут;

D_ВН – внутренний диаметр газопровода, м;

μ – коэффициент динамической вязкости, Па·с.

Если производительность газопровода неизвестна, то в первом приближении можно принять квадратичный режим течения газа и λ_ТР определить как

. (23)

Коэффициент сжимаемости газа определяется по формуле

, (24)

где значения приведенных давления и температуры при р = р_СР и Т = Т_СР определяются как:

; (25)

; (26)

. (27)

Среднее давление в газопроводе можно определить по формуле

. (28)

Вычислив расстояния между КС по формуле (16), определяем требуемое число компрессорных станций:

. (29)

После округления найденного числа КС n₀ до целого значения n (как правило, в большую сторону), уточняем значения расстояний между КС

. (30)

В случае если на КС установлены ГПА с приводом от газовой турбины или двигателя внутреннего сгорания, то часть транспортируемого газа будет потребляться на собственные нужды и производительность МГ будет от участка к участку снижаться, что приведет к изменению параметров участков МГ.

Рекомендуется учет расхода топливного газа производить при длине газопровода более 500 км.

Для такого газопровода производительность каждого участка можно выразить как

, (31)

где – производительность i-го участка;

Q – производительность поступления газа на первую КС;

Q_ТГ – объем потребляемого КС топливного газа;

i – номер КС по ходу газа.

Используя уравнение пропускной способности участка можно записать следующее соотношение длин участков с различной производительностью

, или . (32)

Тогдадля принятогочисла КС можно записать длину газопровода как сумму длин участков его составляющих:

, (33)

где l – средняя длина участка между КС.

. (34)

При принятом числе КС из (33) определяется средняя длина участка между КС. Затем, пользуясь формулой (32), рассчитывают длину всех промежуточных участков и определяют длину конечного участка.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник