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 DВН – внутренний диаметр газопровода, м;
рН и рК – соответственно давления в начале и в конце линейного участка газопровода, МПа;
λ – коэффициент гидравлического сопротивления;
Δ – относительная плотность газа.
Длина последнего участка газопровода LК с учетом его аккумулирующей способности также определяется по формуле (16), приняв давление в конце перегона рК = 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 np – коэффициент надежности по нагрузке;
рН – 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 δН 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;
ТН – температура газа на входе в линейный участок, которую можно принять равной 303–313 К.
Давление в начале газопровода определяется по формуле [8]
где δрВЫХ – потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа);
δрОХЛ – потери давления в системе охлаждения газа, включащие и его обвязку.
Для охлаждения газа в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) следует принимать δрОХЛ = 0,06 МПа. При отсутствии охлаждения газа δрОХЛ = 0.
Потери давления могут быть приняты по таблице 3.
Потери давления газа на КС [8]
Давление в газопроводе (избыточное), МПа | Потери давления газа на КС, МПа | ||
на всасывании ΔрВС | На нагнетании δрвых | ||
при одноступенчатой очистке газа | при двухступенчатой очистке газа | ||
5,40 | 0,08 | 0,13 | 0,07 |
7,35 | 0,12 | 0,19 | 0,11 |
9,81 | 0,13 | 0,21 | 0,13 |
Давление в конце участка газопровода
(19)
где ΔрВС – 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 ЕГ – 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)
DВН – внутренний диаметр трубопровода, м;
Re – число Рейнольдса, которое определяется по формуле:
, (22)
где Q – производительность газопровода, млн м 3 /сут;
DВН – 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 λТР определить как
. (23)
Коэффициент сжимаемости газа определяется по формуле
, (24)
где значения приведенных давления и температуры при р = рСР и Т = ТСР 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;
QТГ – 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 ZСР, найденные из предварительного определения расстояния между КС. Значение ТСР определяется по формуле (17);
2) по формуле (35) определяется в первом приближении значение рК;
3) определяется уточненное среднее давление рСР по формуле (28);
4) по формулам (25) и (26) с учетом средних значений давления и температуры определяются средние приведенные давление рПР и температура ТПР.
Для расчета конечного давления во втором приближении вычисляются уточненные значения ТСР, λ и ZСР. Для этого при определении ТСР будем использовать величины средней удельной теплоемкости СР, коэффициента Джоуля-Томсона Di и коэффициента аt, вычисленные для значения рСР и ТСР первого приближения;
5) удельная теплоемкость газа Ср (кДж/(кг·К)) определяется по формуле
; (36)
6) коэффициент Джоуля-Томсона Di (К/МПа) вычисляется по формуле
; (37)
7) средняя температура газа рассчитывается по формуле
, (38)
где аt – коэффициент (1/км), рассчитываемый по формуле
, (39)
где КСР – средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/(м 2 ·К);
8) коэффициент сжимаемости ZСР определяется по формуле (24);
9) коэффициент динамической вязкости рассчитывается по формуле
; (40)
10) число Рейнольдса вычисляется по формуле (22);
11) коэффициент сопротивления трению λТР 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 КСР 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).
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 Тн=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
Определение расстояния между компрессорными станциями
Пользуясь формулой пропускной способности газопровода
, (15)
выразим длину линейного участка между компрессорными станциями
, (16)
где DВН – внутренний диаметр газопровода, м;
рН и рК – соответственно давления в начале и в конце линейного участка газопровода, МПа;
λ – коэффициент гидравлического сопротивления;
Δ – относительная плотность газа.
Длина последнего участка газопровода LК с учетом его аккумулирующей способности также определяется по формуле (16), приняв давление в конце перегона рК = 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 np – коэффициент надежности по нагрузке;
рН – 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 δН 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;
ТН – температура газа на входе в линейный участок, которую можно принять равной 303–313 К.
Давление в начале газопровода определяется по формуле [8]
где δрВЫХ – потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа);
δрОХЛ – потери давления в системе охлаждения газа, включащие и его обвязку.
Для охлаждения газа в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) следует принимать δрОХЛ = 0,06 МПа. При отсутствии охлаждения газа δрОХЛ = 0.
Потери давления могут быть приняты по таблице 3.
Потери давления газа на КС [8]
Давление в газопроводе (избыточное), МПа | Потери давления газа на КС, МПа | ||
на всасывании ΔрВС | На нагнетании δрвых | ||
при одноступенчатой очистке газа | при двухступенчатой очистке газа | ||
5,40 | 0,08 | 0,13 | 0,07 |
7,35 | 0,12 | 0,19 | 0,11 |
9,81 | 0,13 | 0,21 | 0,13 |
Давление в конце участка газопровода
(19)
где ΔрВС – 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 ЕГ – 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)
DВН – внутренний диаметр трубопровода, м;
Re – число Рейнольдса, которое определяется по формуле:
, (22)
где Q – производительность газопровода, млн м 3 /сут;
DВН – 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 λТР определить как
. (23)
Коэффициент сжимаемости газа определяется по формуле
, (24)
где значения приведенных давления и температуры при р = рСР и Т = ТСР 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;
QТГ – 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