2.3 Исходные данные технологического расчета

Основными исходными данными, дающими возможность выполнения технологического расчета МГ, являются: производительность газопровода, физические свойства транспортируемого газа, температура грунта на глубине заложения оси трубопровода и температура воздуха, механические свойства металла труб, экономические показатели затрат на сооружение и эксплуатацию газопровода, профиль трассы газопровода.

Производительность газопровода указывается в задании на проектирование в млрд. м³ в год при стандартных условиях (температуре Т = 293,15 К и давлении Р = 0,1013 МПа.). Технологический расчет МГ выполняется с использованием расчетной суточной производительности

млн. м³ в сутки, (2.6)

где К_и⁰ – оценочный коэффициент использования пропускной способности, определяемый по формуле:

,

где К_ро – коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, связанный с необходимостью увеличения пропускной способности газопровода в период повышенного спроса на газ; К_эт – коэффициент экстремальных температур, учитывающий снижение пропускной способности газопровода при повышении температуры воздуха выше расчетного значения; К_нд⁰ – оценочный коэффициент надежности газопровода, учитывающий снижение пропускной способности МГ при отказах линейной части и оборудования КС.

В соответствии с ОНТП следует принимать следующие значения коэффициентов:

Кро = 0,95; Кэт = 0,98;

К⁰нд = f (L, D, ГПА) (табл. 2.2), К⁰нд = 0,99 0,94.

Таблица 2.2 – Оценочный коэффициент надежности магистральных газопроводов К⁰нд

Физические свойства газа необходимы при выполнении гидравлического и теплового расчетов газопровода и расчета режимов работы КС. С этой целью требуются значения плотности, вязкости, газовой постоянной, критических значений давления и температуры, теплоемкости и коэффициентов сжимаемости и Джоуля-Томсона. Базовой величиной является плотность газа при стандартных условиях: Т=293,15К и Р=0,1013 МПа.

Учитывая, что относительная плотность газа Δ определяется соотношением:

, (2.7)

плотность газа при стандартных условиях определится следующей зависимостью

, (2.8)

где ρ, ρ_в – плотность газа и воздуха; ρ_ст, ρ_вст – плотность газа и воздуха при стандартных условиях.

Плотность газа зависит от давления и температуры и определяется из уравнения состояния газа

или (2.9)

где Р – давление газа, Па; V = 1 / ρ – удельный объем газа, м³/кг;

Т – температура газа, К; R – газовая постоянная,

R = 287/ , Дж/(кг·К), (2.10)

z – коэффициент сжимаемости газа, учитывающий отклонение газов от законов идеального газа (для идеального газа z = 1).

Плотность газа (газовой смеси) определяется по правилу аддитивности (пропорционального сложения)

(2.11)

где – объемная (мольная) доля i-го компонента смеси, имеющего плотность ; n – число компонентов смеси.

При нормальных условиях плотность газа можно определить по его молярной массе

где М_Г – молярная масса природного газа, кг/моль,

(2.12)

, М_Гi – соответственно объемная доля и молярная масса i-го компонента; 22,41 – объем одного киломоля газа при нормальных условиях, м³/кмоль.

Перерасчет плотности газа с одних параметров состояния (P^*, T^*, z^*) на другие (P, T, z) можно осуществлять по формуле:

(2.13)

где P^*, T^*, z^* – соответственно абсолютное давление, абсолютная температура и коэффициент сжимаемости, при которых известна плотность газа ; P, T, z – аналогичные параметры, при которых надо определить плотность газа .

В условиях МГ сжимаемость реального газа больше сжимаемости идеального газа и поэтому коэффициент сжимаемости всегда меньше единицы. Повышение давления и снижение температуры сопровождается уменьшением коэффициента сжимаемости газа. Для определения z можно воспользоваться номограммами (рис.2.2, 2.3) или формулой:

, (2.14)

где Р_пр = Р/Р_кр – приведенное давление газа; τ – функция, учитывающая влияние температуры,

, (2.15)

где Т_пр = Т/Т_кр – приведенная температура газа; Р_кр и Т_кр – критические значения давления и температуры газа, характеризующие возможность перехода газа в жидкость.

Рис. 2.2 – Номограмма расчета Рис. 2.3 – Номограмма расчета

коэффициента сжимаемости z и зависимости от р, , t.

природного газа z (объемное

содержание метана более 90%)

в зависимости от Т_пр, Р_пр.

Критическим давлением называется такое давление, при котором и выше которого повышением температуры нельзя испарить жидкость.

Критическая температура – это такая температура, при которой и выше которой при повышении давления нельзя сконденсировать пар.

Критические значения давления и температуры газа выражаются через плотность газа при стандартных условиях

Т_кр=155,24(0,564+ρ_ст), (2.16)

, (2.17)

где Р_кр – критическое давление газа, МПа; Т_кр – критическая температура газа, К.

С достаточной для инженерных расчетов точностью коэффициент сжимаемости газа можно определить с помощью зависимости:

(2.18)

Для определения динамической вязкости газа ОНТП рекомендуется следующая формула

, (2.19)

где μ – динамическая вязкость газа, Па·с.

Если отсутствуют данные для определения, вязкости газа, то допускается использовать в расчетах вязкость метана μ = 12·10^-6 Па·с.

Удельная теплоемкость и коэффициент Джоуля-Томсона описываются эмпирическими зависимостями (2.20) и (2.21):

, (2.20)

, (2.21)

где С_р – удельная теплоемкость газа, КДж / (кг • град); Т – температура газа. К; Р – давление газа, МПа; D_i – коэффициент Джоуля-Томсона, К/МПа, характеризует эффект снижения температуры при дросселировании.

Температурный режим МГ в значительной степени определяется температурой грунта и температурой воздуха. При проектировании магистральных газопроводов в качестве расчетных температур используются среднегодовая температура грунта на глубине заложения оси трубопровода и среднегодовая температура воздуха.

Пропускная способность МГ для каждого месяца года определяется при среднемесячной температуре грунта и воздуха.

Механические свойства металла труб необходимы для определения толщины стенки труб или допустимого давления при заданной толщине стенки. В первую очередь это предел прочности и предел текучести стали.

Экономические показатели строительства и эксплуатации газопровода используются при выполнении оптимизационных расчетов. Для определения капитальных затрат на сооружение МГ надо знать стоимость строительства единицы длины трубопровода и одной КС. Амортизационные отчисления рассчитываются с использованием расчетных или нормативных значений коэффициента амортизационных отчислений. Ориентировочно срок окупаемости принимается 25-30 лет для линейной части и 10-15 лет для КС. Для расчета стоимости энергетических затрат требуются стоимость топливного газа и электроэнергии. Прибыль от транспорта газа определяется по установленному правительством тарифу

Профиль трассы МГ позволяет определить расстояние до любой точки газопровода и ее высотное положение. В отличие от поперечного разреза на профиле трассы все расстояния, определяемые с учетом рельефа местности, откладываются по горизонтали. При этом высотное положение всех точек трассы сохраняется соответствующим реальному рельефу местности. Так как длина МГ измеряется десятками и сотнями километров, а высотное положение метрами или десятками метров, то использование одинакового масштаба для их отображения на профиле трассы невозможно. Обычно принимается горизонтальный масштаб М_г 1:10 000, а вертикальный М_в 1:200 или 1:1000. Такой профиль получил название сжатого профиля трассы. Если перепад высот не превышает 100 м, его можно не учитывать. Такой профиль называют спокойным.

Задача 2.1

Оценить диапазон изменения коэффициента сжимаемости газа и промежуточных величин его определяющих.

Относительная плотность газа может меняться от 0,55 до 0,62. Давление газа в газопроводе может принимать значения от 2,0 МПа в конце газопровода до 7,36 МПа на выходе КС. Температура газа изменяется от -2°С в конце участка до 50° С на выходе КС.

Решение:

Используя уравнения (2.8), (2.16) и (2.17) определим плотность газа при стандартах условиях и его критические параметры для минимальных значений параметров Δ = 0,55, t = -2° С, Р=2,0 МПа:

абсолютное значение температуры Т = - 2 + 273 = 271 К;

абсолютное значение давления Р = 2,0 + 0,1 = 2,1МПа;

Определим приведенные параметры и τ (2.15):

Коэффициент сжимаемости газа z_max(2.14):

При максимальных значениях Δ=0,62, Р=7,46 МПа и Т=323 К:

ρ_ст=0,747; Р_кр=4,62 МПа; Т_кр=203,5 К; Р_пр=1,61; Т_пр=1,58; τ=0,34 и z_min=0,886.

Вывод. В условиях МГ параметры меняются в следующих пределах:

Задача 2.2

Определить физические свойства газа при условиях в начале и в конце участка МГ.

Примем для газопровода с рабочим давлением 7,36 МПа абсолютное давление в начале участка Р₁ = 7,46 МПа и температуру Т = 300 К и, соответственно, в конце участка Р₂=5,1 МПа и Т₂= 280 К. Относительная плотность транспортируемого газа Δ=0,58. Аналогично задаче 2.1 определим плотность газа при стандартных условиях и коэффициент сжимаемости газа при условиях начала (z₁) и конца (z₂) участка:

ρ_ст=0,699 кг/м³; Р_пр1=1,61; Т_пр1=1,52; z₁=0.869; Р_пр2=1,10; Т_пр2=1,42; z₂=0.874.

В соответствии с (2.20), (2.21) и (2.19):

В конце участка: С_р2=2,66 Дж(кг·град); D_i2=4,14 К/МПа; ₂= 11,5·10^-6 Па·с.