Расчет диаметра газопровода: пример расчета и особенности прокладки газовой сети

5.1.1 Определение диаметра газопровода и числа компрессорных станций

1) По известному составу определяются основные физические свойства газа:

— плотность газа при стандартных условиях

, (5.1)

— 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;

, (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

Годовая производительность Q_год, млрд. м 3 /год

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

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 δ 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 δ 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+Т), (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); Т — 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)