В первой задаче принять эквивалентную шероховатость 0,3мм. При подстановке в формулу для определения коэффициента гидравлического сопротивления проверьте, чтобы были одинаковые единицы измерения.

Изменилась формула, по которой вычисляется длина промежуточного участка. Исходные данные те же по вариантам.

Задача №1

Порядок расчета.

1. Пользуясь формулой пропускной способности газопровода:

(1.1)

выразим длину промежуточных и конечного участка газопровода:

(1.2)

где - пропускная способность газопровода в млн.м³/сут;

и - соответственно начальное и конечное давление газа на расчетном участке газопровода, МПа;

- внутренний диаметр трубопровода, м;

- коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода;

- относительная плотность газа по воздуху;

- средняя по длине газопровода температура транспортируемого газа, К;

- длина расчетного участка газопровода, км ( или );

- средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа.

2. Определим суточную производительность газопровода (млн. м³/сут) по формуле:

(1.3)

где - количество дней в году (),

- среднегодовой коэффициент неравномерности потребления, принимается равным 0,85,

- производительность газопровода, млрд. м³/год.

3. Далее необходимо определить коэффициент сжимаемости газа при средних значениях температуры и давления газа в газопроводе.

Для этого воспользуемся понятием приведенной температуры и приведенного давления P_пр, которые определяются из выражений:

	(1.4)
	(1.5)

где и - соответственно средние абсолютные температура и давление газа;

и - средние критические температура и давление смеси газов, определяемые по формулам (1.6) и (1.7), (табл. 1.1):

	(1.6)
	(1.7)

где и - критические температуры и критические давления составляющих газ компонентов;

- содержание отдельных компонентов газа, %.

Температуру газа на выходе из КС определяется по формуле:

(1.8)

где - температура газа на входе в КС, К;

- степень сжатия газа;

(1.9)

где- соответственно давление на выходе и на входе в КС, МПа;

- показатель адиабаты.

Средние абсолютные температура и давление газа определяются по:

	(1.10)
	(1.11)

По монограмме (рис. 1.1), зная и P_пр определяется значение.

Рис. 1.1. Зависимость коэффициента сжимаемости природного газа Z от давления в приведенных условиях

4. Определяем коэффициент гидравлического сопротивления газопровода в зависимости от числа Рейнольдса:

(1.12)

где - динамическая вязкость газа, Па·с;

- расход газа, млн м³/с;

- внутренний диаметр газопровода, м.

Коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле:

(1.13)

где - абсолютная эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб.

Необходимое количество компрессорных станций определяется по формуле:

(1.14)

где - соответственно длина газопровода, конечного участка и промежуточных участков).

Таблица 1.1 Критические значения температуры и давления

Газ
СН4	191,0	4,58
С2Н6	305,4	4,82
С3Н8	368,8	4,34
С4Н10	425,0	3,57
СО	304,2	7,54
N	126,0	3,46

Для всех вариантов задачи №1 принять:

• показатель адиабаты К=1,3;

• абсолютную эквивалентность шероховатости газопровода К_э=0,0003м;

• динамическую вязкость газа =1,25·10^-5 м²/с;

• температуру всасывания газа на входе в КС ;

• для вариантов с Р_н=7,5 МПа давление в конце ГП равно 3МПа, для остальных вариантов – 2 МПа;

К защите.

В состав магистрального газопровода входят следующие объекты и сооружения:

• головная компрессорная станция (ГКС) которая монтируется в начале газопровода в районе газовых промыслов;

• линейная часть с переходами через естественные и искусственные преграды, с резервными нитками на переходах через большие водные преграды и лупингами (параллельные трубопроводы на отдельных участках, прокладываемые для увеличения пропускной способности трубопровода); в линейную часть трубопровода входят также узлы запорной арматуры (крановые узлы, узлы пуска и приема внутритрубных устройств (для пропуска очистных поршней, удаляющих отложения в полости труб и диагностических внутритрубных приборов);

• газопроводы-отводы меньшего диаметра для поставки газа отдельным потребителям;

• промежуточные компрессорные станции (КС), поддерживающие рабочие давления в трубопроводе, они отстоят одна от другой на расстоянии 120-150 км;

• газораспределительные станции (ГРС), монтируемые на концах газопроводов-отводов, на которых давления газа понижается до 1,2 МПа (12 кгс/см²), газ дополнительно очищается и обезвоживается, одарируется (придается запах) для поставки потребителям;

• подземные хранилища газа (ПХГ), предназначенные для регулирования сезонной неравномерности потребления газа (летом в них накапливают, а зимой подают потребителям газ в большем объеме); газ закачивают обычно либо в водоносные горизонты пористых пород, либо в выработанные нефтяные и газовые месторождения, либо в специально разработанные (вымытые) хранилища в солых отложениях;

• устройства электрохимической защиты (ЭХЗ) трубопровода от коррозии, которые дополняют пассивную защиту (изоляционные покрытия труб) от коррозии;

• вдольтрассовая линия электропередачи, которая обеспечивает электротоком системы ЭХЗ, управления линейными кранами, автоматики, телемеханики и сигнализации;

• вдольтрассовая линия технологической связи, которая служит для централизованного управления работой трубопровода и является технической базой для автоматизированной системы управления (АСУ) работой трубопроводного комплекса;

• газоизмерительные станции (ГИС), предназначенные для замера объемов газа, подаваемые потребителям или перекачиваемые на экспорт;

обслуживающие газопроводы сооружения (подъездные и вдольтрассовые проезды, вертолетные площадки, дома линейных обходчиков (ДЛО), защитные устройства, аварийно-ремонтные пункты (АРП).

На головной компрессорной станции газ компрессорными агрегатами компремируется до номинального рабочего давления , а затем поступает в линейную часть магистрального газопровода, к которой относятся: собственно ма­гистральный газопровод с линейной арматурой, переходами через естественные и искусственные преграды, линиями технологической связи и электропередачи, вдольтрассовыми и подъездными дорога­ми, защитными сооружениями, отводами к промежуточным потре­бителям, водо- и кондевсатосборниками, системой электрохимиче­ской защиты.

К линейной части магистрального газопровода отно­сятся также лупинги, склады аварийного запаса труб, вертолетные площадки и дома линейных ремонтеров-связистов.

К наземным объектам магистрального газопровода относятся компрессорные и газораспределительные станции. Основные соору­жения компрессорной станции (КС) - компрессорный цех, ремонтно- и служебно-эксплуата­цион­ные блоки, площадка пылеуловите­лей, градирня, резервуар для воды, масляное хозяйство, установки охлаждения газа и др. При КС, как правило, сооружают жилой поселок. Нередко головные сооружения и головная компрессорная станция (ГКС) представляют собой единый площадочный комп­лекс. Компрессорные станции отстоят одна от другой на расстоя­нии 120—150 км.

Компримирование природного газа на компрессорных станциях (КС) магистральных газопроводов (МГ) большого диаметра (1220-1420), как правило, в настоящее время предусматривается газоперекачивающими агрегатами типа ГПА-Ц-16А, ГПА-Ц-25 и ГПУ-16А с повышенным КПД двигателя с газотурбинным двигателем.

На газораспределительных станциях (ГРС) по­ступающий газ дополнительно обезвоживают, очищают, редуциру­ют до высокого давления (1,2 МПа по классификации городских • газопроводов), одоризируют, замеряют и распределяют по трубо­проводам отдельных потребителей или их группам.

Подземные хранилища газа (ПХГ) с КС (или без них) предназначены для регулирования сезонной неравномерности потреб­ления газа: летом в них газ накапливают, а зимой подают потре­бителям. Газ закачивают обычно либо в водоносные горизонты пористых пород, либо в выработанные нефтяные и газовые место­рождения, либо в специально разработанные (вымытые) хранили­ща в соляных отложениях значительной мощности. Подземные хранилища газа сооружают вблизи крупных городов и промышленных центров.

Магистральные газопроводы в зависимости от номинального рабочего давления р_раб на входе КС подразделяются на два клас­са: I - от 2,5 - 10 МПа включительно; II - от 1,2 до 2,5 МПа включительно.