Магистральные трубопроводы

Газопроводы. ОНТП 51-1-85. – М.: ВНИИЭгазпром, 1985. – 220 с.
Альбом

характеристик центробежных нагнетателей природного газа. – М.: ВНИИГАЗ, 1985. – 87 с.
Гольянов А.И., Муфтахов Е.М. Технологический расчет газопровода. Часть 1. Уфа . – 1995 . – 35 с.

НИМИ

определения числа компрессорных станций необходимо уточнить рабочее давление в газопроводе

(55 или 76 кг/см2) и давление на входе компрессорной станции. Выбранные давления должны соответствовать нормативным давлениям на входе и выходе центробежных нагнетателей в соответствии с их характеристиками [2].

75 кг/см2.
При этом абсолютное давление на нагнетании РНАГ центробежного нагнетателя

(ЦН) не должно превышать 76 кг/см2 (76 · 0,0981 = 7,456 МПа).

1.2. Выбор давления на входе в компрессорный цех.
Анализ характеристик ЦН [2] показывает, что давление на всасывании ЦН лежат в пределах 50,7…52,8 кг/см2.
Принимаем РВС = 52 · 0,0981 = 5,10 МПа.

и 0,101325 МПа) определяется по формуле аддитивности

(1)

где а1,…, аn –

доля каждого компонента в смеси для данного состава газа;
ρ1,…, ρn – плотность компонента при стандартных условиях.

пропускной способности газопровода, который ориентировочно можно принять kН = 0,88.

внутренний диаметр газопровода, м;
PН и РК – соответственно абсолютные значения

давления в начале и в конце участка газопровода, МПа;
λ – коэффициент гидравлического сопротивления;
ZСР – средний по длине коэффициент сжимаемости газа ZСР=f(PСР, TСР);
Δ – относительная плотность газа.

можно определить по таблице 1.
Таблица 1 – Ориентировочные значения диаметра

газопровода

температуры, например

(10)

Температуру газа на входе в линейный участок TН можно

принять равной ТН = 303 К.

– потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом

подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа);
δPОХЛ – потери давления в системе охлаждения газа, включая его обвязку. Для АВО следует принимать δPОХЛ = 0,0588 МПа. При отсутствии охлаждения газа δPОХЛ = 0. Потери давления могут быть приняты по таблице 2.

на входе КС с учетом потерь давления в подводящих трубопроводах

и на узле очистки газа (принимается по таблице 2).

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 трубопроводов, а при отсутствии указанных устройств принимается равным 0,92.

определяется по формуле

(14)

где kЭ – эквивалентная шероховатость труб: для монолитных

труб без внутреннего антикоррозионного покрытия принимается равной 0,03 мм;
Re – число Рейнольдса, которое определяется по формуле

(15)

где пропускная способность участка газопровода Q принимается в млн м3/сут, внутренний диаметр D – в м, коэффициент динамической вязкости μ – в Па · с.

сжимаемости газа определяется по формуле

(17)

где значения приведенных давления и температуры

определяются как

(18) (19)

(20)

(10) определяем число компрессорных станций

(22)

После округления найденного числа КС до

nКС (в большую сторону), уточняем значения расстояния между КС, км

(23)

СТАНЦИЯМИ

станциями производится в соответствии с порядком расчета, изложенным в примере

1.11 методических указаний [3].
Абсолютное давление в конце участка газопровода определяем из формулы расхода (9)


(24)


В этом уравнении величина λ определяется с учетом коэффициента динамической вязкости μ при средних значениях температуры и давления.

значения
λ = 0,01 ; ZСР = 0,9 .
Значение ТСР определим

по формуле (10).
2. По формуле (24) определяем в первом приближении значение РК .
3. Определяется среднее давление по формуле (21).
4. По формулам (18) и (19) с учетом средних значений давления и температуры определяем средние приведенные давление и температуру.
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, эффекта Джоуля-Томсона Di и коэффициента а, вычисленные для РСР и ТСР первого приближения.

Коэффициент Джоуля – Томсона, К/МПа


(26)
7. Рассчитываем коэффициент a по формуле

(27)

где

КСР – средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/(м2 · К).

Коэффициент динамической вязкости по формуле



(29)
10. Число Рейнольдса по формуле (15).
11.

Коэффициент сопротивления трению по формуле (14) и коэффициент гидравлического сопротивления по формуле (13).
12. Определяем конечное давление во втором приближении по формуле (24).

на 1 %, имеет смысл уточнить расчеты, выполняя третье приближение,

начиная с п.3. Если результат удовлетворяет требованиям точности расчетов, переходим к следующему пункту.
14. Уточняется среднее давление по формуле (21).
15. Определяется конечная температура газа

(30)

На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопровода заканчивается.

степени повышения давления ε, политропического к. п. д. ηПОЛ и

приведенной относительной внутренней мощности

(31)

от приведенной объемной производительности

(32)

– соответственно плотность газа, коэффициент сжимаемости, температура газа и объемная

производительность ЦН, приведенные к условиям всасывания;
R – газовая постоянная;
zПР, RПР, TПР – условия приведения, для которых построены характеристики;
Ni – внутренняя (индикаторная) мощность;
n, nН – соответственно рабочая частота вращения вала ЦН и номинальная частота вращения.

и давлению на входе в ЦН, используя формулы (17)…(20), определяется

коэффициент сжимаемости zВС;
2. Определяется плотность газа ρВС и производительность нагнетателя при условиях всасывания

(34) (35)

где QКС = Q – производительность КС при стандартных условиях; mН – число параллельно работающих ЦН (групп ЦН), определяемое из соотношения

(36)
Qном – номинальная производительность ЦН при стандартных условиях. Значение mН округляется вверх до целого числа.

диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяются QПР и [n/ nН]ПР.

Полученные точки наносятся на характеристику и соединяются линией (плавная кривая abc на рисунке 1).
4. Определяется требуемая степень повышения давления

(37)

где РНАГ – номинальное давление на выходе ЦН; РВС = РК – δРВС – уточненное давление на входе (всасывании) ЦН.

пересечения. Восстанавливая перпендикуляр до пересечения с горизонтальной осью, находим QПР.

Аналогично определяются ηПОЛ и [Ni / ρВС]ПР. Значение QПР должно удовлетворять условию QПР ≥ QПРmin, где QПРmin – приведенная объемная производительность на границе зоны помпажа (расход, соответствующий левой границе характеристик ЦН).

привода

(39)

где NМЕХ – механические потери мощности в редукторе и подшипниках

ЦН при номинальной загрузке (таблица 3).

kН – коэффициент технического состояния по мощности; kОБЛ – коэффициент,

учитывающий влияние системы противообледенения (при отключенной системе kОБЛ = 1); kУ – коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла; kt – коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГТУ; TВОЗД, TВОЗДН – соответственно фактическая и номинальная температура воздуха, К.
Значения NeН, kН, kОБЛ, kУ, kt, TВОЗДН принимаются по справочным данным ГТУ.

≤ NeP. При невыполнении этого условия следует увеличить число mН

и повторить расчет начиная с пункта 2.
9. Определяется температура газа на выходе ЦН

(41)

где k – показатель адиабаты природного газа, k = 1,31.