5.1.1 Определение диаметра газопровода и числа компрессорных станций

Расчет выполняется в следующем порядке:

1) По известному составу определяются основные физические свойства газа:

- плотность газа при стандартных условиях

, (5.1)

где

- объемная (мольная) доля i-того компонента смеси, имеющего плотность ρ_i,

n-число компонентов смеси;

- относительная плотность газа по воздуху

(5.2)

- плотность воздуха при одних и тех же условиях;

- молярная масса газа по формуле 5.3:

(5.3)

- молярная масса i-того компонента смеси

- псевдокритическая температура газовой смеси

, (5.4)

где - абсолютная критическая температураi-того компонента смеси;

- псевдокритическое давление газовой смеси

(5.5)

- абсолютное критическое давление i-того компонента смеси;

- газовая постоянная

, (5.6)

- универсальная газовая постоянная, =8314,3 Дж/(кмоль·К)

В соответствии с табл. 5.3 принимается ориентировочное значение диаметра газопро­вода. В настоящее время магистральные газопроводы проектируются на рабочее давление Р = 7,5 МПа.

Таблица 5.3 - Ориентировочные значения пропускной способности газопровода в за­висимости от его условного диаметра и рабочих давлений

Dy, мм	Годовая производительность Qгод, млрд. м^3/год
	РНАГ=5,5 МПа; Рвс=3,8 МПа	РНАГ=7,5 МПа; Рвс=5,1 МПа
500	1,6...2,0	2,2...2,7
600	2,6... 3,2	3,4...4,1
700	3,8...4,5	4,9...6,0
800	5,2...6,4	6,9...8,4
1000	9,2...11,2	12,1...14,8
1200	14,6... 17,8	19,3...23,5
1400	21,5...26,4	28,4...34,7

Рассчитывается оценочная пропускная способность газопровода (коммерческий рас-

ход, млн. м ³/сут)

(5.7)

где к_н = к_ро· к_эт · к_нд - оценочный коэффициент пропускной способности газопровода;

к_ро - коэффициент расчетной обеспеченности потребителей, к_ро =0,95;

к_эт - коэффициент учета экстремальных температур, к_эт =0,98;

к_нд - оценочный коэффициент надежности газопро­вода, зависящий от длины и диаметра газопровода, учитывающий необходимость компенса­ции снижения пропускной способности газопровода при отказах линейных участков и обо­рудования КС, принимаемый в соответствии с табл. 5.4.

Таблица 5.4 Оценочные величины коэффициентов надежности газопровода к_нд

Общая длина газопровода, км	Диаметр газопровода, мм
	820	1020	1220	1420
500	0,99	0,99	0,99	0,99
1000	0,99	0,98	0,98	0,98
1500	0,98	0,98	0,98	0,97
2000	0,98	0,97	0,97	0,96
2500	0,97	0,97	0,96	0,95
3000 и более	0,97	0,96	0,95	0,94

Выбирается тип центробежного нагнетателя и привода. По паспортным данным ЦН определяют номинальные давления всасывания Р_вс и нагнетания Р_НАГ.

Полагая, что рабочее давление Р в газопроводе равно номинальному давлению на­гнетания, вычисляют толщину стенки δ₀ газопровода по формуле

(5.8)

где п_р=1,1(коэффициент надежности по нагрузке);

расчетное сопротивление металла вычисляют по формуле

(5.9)

где т_у - коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от его категории: (т_у=0,9 для трубопроводов III и IY категорий, т_у=0,75 для трубопроводов I и II категорий, т =0,6 для трубопроводов категории В (сведения о распределении участков по категориям даны в [3, табл. 2.3],

К₁ - коэффициент надежности по материалу, определяемый по табл.2.4 [3];

К_н - коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий

от его диаметра, а для газопроводов и от его рабочего давления (см. табл. 2.5 [3]).

Вы­численное значение толщины стенки δ₀ округляется в большую сторону до стандартной ве­личины δ из рассматриваемого сортамента труб, после чего определяется значение внут­реннего диаметра D.

Определяют давления в начале и в конце линейного участка газопровода

;

По формуле (5.10) рассчитывают среднее давление в линейном участке газопровода:

. (5.10)

Величина среднего давления в газопроводе, вычисленная по формуле (5.10), всегда выше среднеарифметической: с увеличением разности Р_н и будет возрастать и разница этих значений.

Для расчета расстояния между КС задаются в первом приближении ориентировочным значением средней температуры на линейном участке

Т_СР =0,5(Т_Н+Т₀), (5.11)

где Т_н - начальная температура на входе в линейный участок. В первом приближении можно принять Т_н =293.. .303 К (20.. .30° С); Т₀ - температура окружающей среды на уровне оси газопровода.

При Р = Р_ср и Т =Т_СР по формулам (5.l2) рассчитывают приведенные температуру Т_пр и давление Р_пр .

; (5.12)

По формуле (5.13) определяют коэффициент сжимаемости

(5.13)

Полагая в первом приближении режим течения квадратичным, рассчитывают коэф­фициенты гидравлического сопротивления λ_тр и λ:

, (5.14)

(5.15)

где к_э =0,03 (по рекомендации ВНИИГаз) - значение эквивалентной шероховатости

стенки газопровода; Е - коэффициент гидравлической эффективности газопровода, Е =0,95 при наличии на газопроводе устройств для периодической очистки внутренней полости тру­бопровода, а при отсутствии указанных устройств E=0,92.

Определяется среднее ориентировочное расстояние между КС

(5.16)

Определяется число компрессорных станций

которое округляется до целого п_кс (как правило в большую сторону).

Уточняется расстояние между КС

(5.17)

На этом первый этап технологического расчета газопровода завершается.