2.3 Исходные данные технологического расчета

Основными исходными данными, дающими возможность выполнения технологического расчета МГ, являются: производительность газопровода, физические свойства транспортируемого газа, температура грунта на глубине заложения оси трубопровода и температура воздуха, механические свойства металла труб, экономические показатели затрат на сооружение и эксплуатацию газопровода, профиль трассы газопровода.

Производительность газопровода указывается в задании на проектирование в млрд. м³ в год при стандартных условиях (температуре Т = 293,15 К и давлении Р = 0,1013 МПа.). Технологический расчет МГ выполняется с использованием расчетной суточной производительности

млн. м³ в сутки, (2.6)

где К_и⁰ – оценочный коэффициент использования пропускной способности, определяемый по формуле:

,

где К_ро – коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, связанный с необходимостью увеличения пропускной способности газопровода в период повышенного спроса на газ; К_эт – коэффициент экстремальных температур, учитывающий снижение пропускной способности газопровода при повышении температуры воздуха выше расчетного значения; К_нд⁰ – оценочный коэффициент надежности газопровода, учитывающий снижение пропускной способности МГ при отказах линейной части и оборудования КС.

В соответствии с ОНТП следует принимать следующие значения коэффициентов:

Кро = 0,95; Кэт = 0,98;

К⁰нд = f (L, D, ГПА) (табл. 2.2), К⁰нд = 0,99 0,94.

Таблица 2.2 – Оценочный коэффициент надежности магистральных газопроводов К⁰нд

Длина МГ, км	Тип ГПА
	с ГТУ и эл. двигателем				ГМК
	Диаметр газопровода, мм
	1420	1220	1020	820	<820
500	0,99	0,99	0,99	0,99	0,99
1000	0,98	0,98	0,98	0,99	0,98
1500	0,97	0,98	0,98	0,98	0,98
2000	0,96	0,97	0,97	0,98	0,96
2500	0,95	0,96	0,97	0,97	0,95
3000	0,94	0,95	0,96	0,97	0,94

Физические свойства газа необходимы при выполнении гидравлического и теплового расчетов газопровода и расчета режимов работы КС. С этой целью требуются значения плотности, вязкости, газовой постоянной, критических значений давления и температуры, теплоемкости и коэффициентов сжимаемости и Джоуля-Томсона. Базовой величиной является плотность газа при стандартных условиях: Т=293,15К и Р=0,1013 МПа.

Учитывая, что относительная плотность газа Δ определяется соотношением:

, (2.7)

плотность газа при стандартных условиях определится следующей зависимостью

, (2.8)

где ρ, ρ_в – плотность газа и воздуха; ρ_ст, ρ_вст – плотность газа и воздуха при стандартных условиях.

Плотность газа зависит от давления и температуры и определяется из уравнения состояния газа

или (2.9)

где Р – давление газа, Па; V = 1 / ρ – удельный объем газа, м³/кг;

Т – температура газа, К; R – газовая постоянная,

R = 287/ , Дж/(кг·К), (2.10)

z – коэффициент сжимаемости газа, учитывающий отклонение газов от законов идеального газа (для идеального газа z = 1).

Плотность газа (газовой смеси) определяется по правилу аддитивности (пропорционального сложения)

(2.11)

где – объемная (мольная) доля i-го компонента смеси, имеющего плотность ; n – число компонентов смеси.

При нормальных условиях плотность газа можно определить по его молярной массе

где М_Г – молярная масса природного газа, кг/моль,

(2.12)

, М_Гi – соответственно объемная доля и молярная масса i-го компонента; 22,41 – объем одного киломоля газа при нормальных условиях, м³/кмоль.

Перерасчет плотности газа с одних параметров состояния (P^*, T^*, z^*) на другие (P, T, z) можно осуществлять по формуле:

(2.13)

где P^*, T^*, z^* – соответственно абсолютное давление, абсолютная температура и коэффициент сжимаемости, при которых известна плотность газа ; P, T, z – аналогичные параметры, при которых надо определить плотность газа .

В условиях МГ сжимаемость реального газа больше сжимаемости идеального газа и поэтому коэффициент сжимаемости всегда меньше единицы. Повышение давления и снижение температуры сопровождается уменьшением коэффициента сжимаемости газа. Для определения z можно воспользоваться номограммами (рис.2.2, 2.3) или формулой:

, (2.14)

где Р_пр = Р/Р_кр – приведенное давление газа; τ – функция, учитывающая влияние температуры,

, (2.15)

где Т_пр = Т/Т_кр – приведенная температура газа; Р_кр и Т_кр – критические значения давления и температуры газа, характеризующие возможность перехода газа в жидкость.

Рис. 2.2 – Номограмма расчета Рис. 2.3 – Номограмма расчета

коэффициента сжимаемости z и зависимости от р, , t.

природного газа z (объемное

содержание метана более 90%)

в зависимости от Т_пр, Р_пр.

Критическим давлением называется такое давление, при котором и выше которого повышением температуры нельзя испарить жидкость.

Критическая температура – это такая температура, при которой и выше которой при повышении давления нельзя сконденсировать пар.

Критические значения давления и температуры газа выражаются через плотность газа при стандартных условиях

Т_кр=155,24(0,564+ρ_ст), (2.16)

, (2.17)

где Р_кр – критическое давление газа, МПа; Т_кр – критическая температура газа, К.

С достаточной для инженерных расчетов точностью коэффициент сжимаемости газа можно определить с помощью зависимости:

(2.18)

Для определения динамической вязкости газа ОНТП рекомендуется следующая формула

, (2.19)

где μ – динамическая вязкость газа, Па·с.

Если отсутствуют данные для определения, вязкости газа, то допускается использовать в расчетах вязкость метана μ = 12·10^-6 Па·с.

Удельная теплоемкость и коэффициент Джоуля-Томсона описываются эмпирическими зависимостями (2.20) и (2.21):

, (2.20)

, (2.21)

где С_р – удельная теплоемкость газа, КДж / (кг • град); Т – температура газа. К; Р – давление газа, МПа; D_i – коэффициент Джоуля-Томсона, К/МПа, характеризует эффект снижения температуры при дросселировании.

Температурный режим МГ в значительной степени определяется температурой грунта и температурой воздуха. При проектировании магистральных газопроводов в качестве расчетных температур используются среднегодовая температура грунта на глубине заложения оси трубопровода и среднегодовая температура воздуха.

Пропускная способность МГ для каждого месяца года определяется при среднемесячной температуре грунта и воздуха.

Механические свойства металла труб необходимы для определения толщины стенки труб или допустимого давления при заданной толщине стенки. В первую очередь это предел прочности и предел текучести стали.

Экономические показатели строительства и эксплуатации газопровода используются при выполнении оптимизационных расчетов. Для определения капитальных затрат на сооружение МГ надо знать стоимость строительства единицы длины трубопровода и одной КС. Амортизационные отчисления рассчитываются с использованием расчетных или нормативных значений коэффициента амортизационных отчислений. Ориентировочно срок окупаемости принимается 25-30 лет для линейной части и 10-15 лет для КС. Для расчета стоимости энергетических затрат требуются стоимость топливного газа и электроэнергии. Прибыль от транспорта газа определяется по установленному правительством тарифу

Профиль трассы МГ позволяет определить расстояние до любой точки газопровода и ее высотное положение. В отличие от поперечного разреза на профиле трассы все расстояния, определяемые с учетом рельефа местности, откладываются по горизонтали. При этом высотное положение всех точек трассы сохраняется соответствующим реальному рельефу местности. Так как длина МГ измеряется десятками и сотнями километров, а высотное положение метрами или десятками метров, то использование одинакового масштаба для их отображения на профиле трассы невозможно. Обычно принимается горизонтальный масштаб М_г 1:10 000, а вертикальный М_в 1:200 или 1:1000. Такой профиль получил название сжатого профиля трассы. Если перепад высот не превышает 100 м, его можно не учитывать. Такой профиль называют спокойным.

Задача 2.1

Оценить диапазон изменения коэффициента сжимаемости газа и промежуточных величин его определяющих.

Относительная плотность газа может меняться от 0,55 до 0,62. Давление газа в газопроводе может принимать значения от 2,0 МПа в конце газопровода до 7,36 МПа на выходе КС. Температура газа изменяется от -2°С в конце участка до 50° С на выходе КС.

Решение:

Используя уравнения (2.8), (2.16) и (2.17) определим плотность газа при стандартах условиях и его критические параметры для минимальных значений параметров Δ = 0,55, t = -2° С, Р=2,0 МПа:

абсолютное значение температуры Т = - 2 + 273 = 271 К;

абсолютное значение давления Р = 2,0 + 0,1 = 2,1МПа;

Определим приведенные параметры и τ (2.15):

Коэффициент сжимаемости газа z_max(2.14):

При максимальных значениях Δ=0,62, Р=7,46 МПа и Т=323 К:

ρ_ст=0,747; Р_кр=4,62 МПа; Т_кр=203,5 К; Р_пр=1,61; Т_пр=1,58; τ=0,34 и z_min=0,886.

Вывод. В условиях МГ параметры меняются в следующих пределах:

Задача 2.2

Определить физические свойства газа при условиях в начале и в конце участка МГ.

Примем для газопровода с рабочим давлением 7,36 МПа абсолютное давление в начале участка Р₁ = 7,46 МПа и температуру Т = 300 К и, соответственно, в конце участка Р₂=5,1 МПа и Т₂= 280 К. Относительная плотность транспортируемого газа Δ=0,58. Аналогично задаче 2.1 определим плотность газа при стандартных условиях и коэффициент сжимаемости газа при условиях начала (z₁) и конца (z₂) участка:

ρ_ст=0,699 кг/м³; Р_пр1=1,61; Т_пр1=1,52; z₁=0.869; Р_пр2=1,10; Т_пр2=1,42; z₂=0.874.

В соответствии с (2.20), (2.21) и (2.19):

В конце участка: С_р2=2,66 Дж(кг·град); D_i2=4,14 К/МПа; ₂= 11,5·10^-6 Па·с.