Глава 1. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МГ

1.1. Исходные данные для расчета

Исходными данными для проектного расчета магистрального газопровода являются:

1) заданная производительность магистрального газопровода Q_К, млн м³/сут (табл. П2.1);

2) рабочее даление в трубопроводе, Р_Н, кПа (см. табл. П2.1);

3) состав технологического газа, который зависит от газового месторождения (табл. П2.3).

В данной работе выполняются гидравлический, тепловой расчеты МГ и определяется расстояние между компрессорными цехами. Далее на основании прочностного расчета определяется толщина стенки трубопровода для нормальных условий подземной прокладки. По результатам экономического расчета проводится выбор технологической схемы и основного оборудования КЦ. Рассчитываются режимы работы газоперекачивающего агрегата (ГПА), пылеуловителей и аппаратов воздушного охлаждения ПГ.

1.2. Расчет стационарного гидравлического режима ЛЧ

По рекомендациям [11] гидравлический расчет МГ выполняем при условии, что на протяжении всего МГ отсутствуют точки с разницей вертикальных отметок более чем 100 м, следовательно, расчет ведется без учета рельефа трассы. При дальнейшем детальном расчете (за рамками данной курсовой работы) участки газопроводов, на которых данное условие не соблюдается, рассчитываются с учетом высотных отметок трассы. При этом газопровод следует рассматривать как состоящий из наклонных прямолинейных участков с усредненным постоянным уклоном. Отметки характерных точек на газопроводе, расположенных выше начальной точки, имеют знак плюс, ниже начальной – знак минус.

По указанному в табл. П2.3 составу газа с учетом рекомендаций [15] определяются теплофизические параметры транспортируемого газа.

1.1. Плотность природного газа при стандартных условиях (Т = 293 К и Р = 0,1013 МПа)

,

где ρ_в = 1,20445 кг/м³ – плотность воздуха при стандартных условиях (Т = 293 К и Р = 0,1013 МПа); Δ– относительная плотность ПГ по воздуху для различных составов природного газа приведена в табл. П2.3.

1.2. Массовый расход природного газа, кг/с:

---

,

где Q_К – коммерческая производительность газопровода, (млн м³/сут) (см. табл. П2.1).

1.3. Глубина заложения трубопровода, м:

,

где h – глубина засыпки, принимаем 1 м; _DН – наружный диаметр трубы, предварительно выбираем 1,42 м.

1.4. Средняя молярная масса смеси ПГ

,

где r_i – объемная доля i-того компонента; _i – молярная масса i-того компонента, определяемая по ГОСТ 30319.1-96, данные берутся из табл. П2.2.

1.5. Критическое давление смеси ПГ

,

где Р_крi – критическое давлениеi-того компонента, определенное по ГОСТ 30319.1-96, приведено в табл. П2.2.

1.6. Критическая температура смеси

,

где Т_крi – критическая температура i-того компонента, определенные по ГОСТ 30319.1-96, приведены в табл. П2.2.

1.7. Газовая постоянная ПГ, :

,

где R_В – газовая постоянная воздуха при стандартных условиях (Т = 293 К и Р = 0,1013 МПа).

1.8. Показатель политропы процесса сжатия в ЦН ПГ



где k – показатель изоэнтропы ПГ, k =1,310; η_пол – политропический КПД центробежного нагнетателя, η_пол = 0,80–0,86.

1.9. Давление на выходе из центробежного нагнетателя природного газа, МПа:

,

где Р_Н – рабочее давление в МГ, как правило в проектном расчете это давление на выходе из компрессорного цеха, МПа; ∆Р_АВО – потери давления в системе охлаждения газа, включая ее обвязку, приведены в табл. П2.4.

1.10. Давление на входе в центробежный нагнетатель природного газа, МПа:

,

где π_КЦ – степень повышения давления в КЦ.

1.11. Давление на входе в компрессорный цех, МПа:
,

где ∆Р_ПУ – потери давления в трубопроводах между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (на низкой стороне КЦ), приведены в табл. П2.4. При этом необходимо учесть, что суммарные потери давления ∆

---

Р по КЦ составляют величину приведены в табл. П2.4.

1.12. Среднее давление природного газа

.

1.13. Расчетную температуру грунта определим при подземной прокладке газопровода равной среднегодовому значению температуры грунта t_ср на глубине заложения оси трубопровода в естественном тепловом состоянии самостоятельно, используя данные табл. П2.5, К:
.

1.14. Температура природного газа в начале участка газопровода. В предварительном расчете температуру в начале участка Т_Н принимаем равной температуре газа на выходе из ЦН ПГ, которая определяется по формуле, К:

,
где Т_К –температура на входе в ЦН ПГ, приравниваем ее к температуре грунта . После расчета режима работы АВО (см. параграф 5.3) величина Т_Н принимается равной температуре газа на выходе из системы охлаждения.

1.15. Средняя температура природного газа
.

Полученное значение средней температуры на участке между КЦ является предварительным и уточняется после проведения теплового расчета и уточнения теплофизических свойств ПГ.

1.16. Приведенное давление природного газа
.
1.17. Приведенная температура ПГ


1.18. Коэффициент сжимаемости природных газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250–400 К:
.

1.19. Динамическую вязкость природных газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250–400 К вычисляют по формуле, Па·с:
_,

где

;

, , .

1.20. Средняя удельная изобарная теплоемкость ПГ с_рв диапазоне температур 250–400 К при давлении до 15 МПа, кДж/кгК:

---

.
1.21. Среднее значение коэффициента Джоуля – Томсона D_i для природных газов с содержанием метана более 80 % в диапазоне температур 250–400 К, при давлении до 15 МПа, К/МПа:
.

1.22. Число Рейнольдса
,

где _D– внутренний диаметр трубы, м. Толщину стенок труб следует принимать не менее (1/140) D_усл в соответствие с [7, 10] СП 36.13330.2012 и СТО Газпром 2-2.1-249-2008. После проведения прочностного расчета внутренний диаметр уточняется.
1.23. Коэффициент сопротивления трению

,

где k – эквивалентная шероховатость труб, для труб МГ следует принимать k = 0,030 мм.

В МГ при проектной загрузке имеет место только турбулентный режим в зоне квадратичного трения. Тогда коэффициент сопротивления трению λ_тр можно вычислить по формуле

.

1.24. Коэффициент гидравлических потерь

,

где 1,05 – коэффициент, учитывающий наличие местных сопротивлений (трубопроводной арматуры, отводов, тройников). Для их учета коэффициент гидравлических потерь λ берется на 5 % выше коэффициента сопротивления трения λ_тр; Е – коэффициент гидравлической эффективности работы участка, характеризующий снижение производительности в результате повышения гидравлического сопротивления газопровода, вызванного образованием скоплений влаги, конденсата и выделением гидратов, принимается равным 0,95, для газопровода с периодической очистки внутренней полости.

1.25. Длина участка газопровода между компрессорными цехами, без учета рельефа трассы

,

где с – коэффициент, :

.

Далее после проведения теплового расчета, когда определяется средняя температура ПГ с учетом теплообмена с окружающей средой и эффектом Джоуля – Томсона, уточнения теплофизических свойств ПГ окончательно рассчитывается расстояние между КЦ. Расчеты выполняются с использованием пакета программы Microsoft Excel.

Пример гидравлического расчета с использованием Microsoft
Excel приведен на рис. 1.1.

---

Рис. 1.1. Пример гидравлического расчета в пакете Microsoft Excel


Глава 2. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ МГ

Тепловой расчет определяет температурный режим магистрального газопровода, необходимый для прогноза пропускной способности газопровода и уточнения расстояния между КЦ. Тепловой расчет выполняют по рекомендациям [11] по отдельным расчетным участкам, на протяжении которых расход газа и условия его теплообмена не изменяются.

2.1. Расчет стационарных тепловых режимов работы ЛЧ

2.1. Коэффициент теплоотдачи от газа к внутренней стенке газопровода, Вт/(м²К):

,

где D– внутренний диаметр трубопровода, м.

2.2. Коэффициент теплопроводности грунта λ_гр, Вт/(мград), определяют в зависимости от температуры грунта и температурного режима газопровода. При положительных температурах грунта
(Т_гр > 273 К) и газа (Т > 273 К) значение коэффициента теплопроводности должно приниматься для грунта, находящегося в талом состоянии λ_т. При отрицательных температурах грунта (Т_гр< 273 К) и газа
(Т < 273 К) значение коэффициента теплопроводности должно приниматься для грунта, находящегося в мерзлом состоянии λ_м. Значения коэффициентов теплопроводности талых λ_т и мерзлых λ_м грунтов следует определять в соответствии с СП 22.13330.2016 по формулам:


для смешенного грунта (песка, суглинка, глина, песчаник, известняк);
,
_{где ρгр – плотность грунта, т/м3; ωгр – влажность грунта, % (см. табл. П3.1, ωгрприведено в долях ед.).}

2.3. Коэффициент теплоотдачи от трубы в грунт α_гр:

,

где D_(Н+из) – наружный диаметр трубопровода с изоляцией, толщину изоляционного покрытия τ_из выбрать из табл. П3.2; h₁ – глубина заложения газопровода до оси трубы, м;.
,
где h – глубина засыпки принимаем 1 м.

2.4. Коэффициент теплопередачи от газопровода полностью погруженного в грунт, Вт/м

---

Смотрите также файлы

• Объективность информации.pdf

• Валентова Лариса Михайловна Место работы мбоу Сергеевская сош пмо общая информация по уроку класс укажите класс, к которому относится урок.docx

• Оборудование и инструменты.docx

• Исследовательская часть и техникоэкономическое обоснование задания на проектирование.doc

• Планконспект проведения занятий с личным составом спсч 44 по пожарнопрофилактической подготовке. Тема 4 Обеспечение безопасности людей при пожаре. Вид занятия лекция Время проведения 2 часа.docx