Файл: Проектирование и эксплуатация компрессорной станций магистрального газопровода.docx

Определение расстояния между компрессорными станциями

Пользуясь формулой пропускной способности газопровода

, (15)

выразим длину линейного участка между компрессорными станциями

, (16)

где D_ВН – внутренний диаметр газопровода, м;

р_Н и р_К – соответственно давления в начале и в конце линейного участка газопровода, МПа;

λ – коэффициент гидравлического сопротивления;

Z_СР – средний по длине коэффициент сжимаемости газа Z_СР = f (р_СТ, Т_СР);

Δ – относительная плотность газа.


Длина последнего участка газопровода L_К с учетом его аккумулирующей способности также определяется по формуле (16), приняв давление в конце перегона р_К = 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 n_p – коэффициент надежности по нагрузке;

р_Н – 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 δ_Н 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;

Т_Н – температура газа на входе в линейный участок, которую можно принять равной 303–313 К.

Давление в начале газопровода определяется по формуле [8]

р_Н = р_НАГ – (δр_ВЫХ + δр_ОХЛ) = р_НАГ – Δр_НАГ , (18)

где δр_ВЫХ – потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа);

---

δр_ОХЛ – потери давления в системе охлаждения газа, включащие и его об­вязку.

Для охлаждения газа в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) следует принимать δр_ОХЛ = 0,06 МПа. При отсутствии охлаждения газа δр_ОХЛ = 0.

Потери давления могут быть приняты по таблице 3.

Таблица 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 Δр_ВС – 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 Е_Г – 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)

где k_Э – эквивалентная шероховатость труб; для монолитных труб без внутреннего антикоррозионного покрытия принимается равной 3 · 10^-5 м;

D_ВН – внутренний диаметр трубопровода, м;

---

Re – число Рейнольдса, которое определяется по формуле:

, (22)

где Q – производительность газопровода, млн м³/сут;

D_ВН – 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 λ_ТР определить как

. (23)

Коэффициент сжимаемости газа определяется по формуле

, (24)

где значения приведенных давления и температуры при р = р_СР и Т = Т_СР 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;

Q_ТГ – 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)

Тогда для принятого числа 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.

---

1.4. Расчет режима работы КС

Для расчетов режимов работы КС применяются характеристики ЦН, представляющие зависимость степени повышения давления ε, политропического коэффициента полезного действия η_ПОЛ и приведенной относительной внутренней мощности

, (43)

от приведенной объемной производительности

, (44)

при различных значениях приведенных относительных оборотов

, (45)

где ρ_ВС, Z_ВС, Т_ВС, Q_ВС – соответственно плотность газа, коэффициент сжимаемости, температура газа и объемная производительность ЦН, приведенные к условиям всасывания;

R – газовая постоянная, вычисленная по формуле (11);

Z_ПР, R_ПР, Т_ПР – условия приведения, для которых построены характерис­- тики ЦН;

N_i – внутренняя (индикаторная) мощность;

n, n_Н – соответственно рабочая частота вращения вала ЦН и номинальная частота вращения.

Основные параметры некоторых типов ЦН приведены в таблице 4.
Таблица 4

Основные параметры некоторых типов центробежных нагнетателей
при номинальном режиме работы

Тип ЦН	QН, млн м3/сут	Давление (абс.), МПа			ε		Приведенные параметры			nН, мин.–1
		рВС	рНАГ	ZПР			RПР, Дж/(кг·К)	ТПР, К
Н-300-1,23*	19,0	3,63	5,49	1,23		0,910		490,5	288	6150
370-18-1*	37,0	4,96	7,45	1,23		0,888		508,2	288	4800
Н-16-56*	51,0	3,57	5,49	1,24		0,893		508,2	307	4600
235-21-1	18,3	5,18	7,45	1,44		0,888		508,2	288	4800
ГПА-Ц-6,3/76	11,4	5,14	7,45	1,45		0,900		508,2	293	8200
ГПА-Ц-16/76	32,6	5,14	7,45	1,44		0,888		508,2	288	4900
Н-16-76-1,44	31,0	5,18	7,45	1,44		0,898		508,2	288	6340
650-21-2	53,0	4,97	7,45	1,45		0,900		501,4	288	3700
650-22-2	47,0	4,97	7,45	1,45		0,900		501,4	288	3700
CDR-224	17,2	4,93	7,45	1,51		0,900		490,5	288	6200
RF2BB-30	21,8	4,93	7,45	1,51		0,900		490,5	288	6200
RF2BB-36	38,0	4,93	7,45	1,51		0,890		510,1	288	4437
PCL802/24	17,2	5,00	7,45	1,49		0,900		490,5	288	6200
PCL1002/40	45,0	4,93	7,45	1,51		0,900		490,5	288	4670

---