Документ: Проектирование газонефтепроводов, Методичка УГТУ, страницы 16-20

Коб – коэффициент, учитывающий влияние противооблединение систе-

мы, Коб = 1;

Ку – коэффициент, учитывающий влияние системы утилизции, Ку = 0,99; Кt – коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного воз-

духа, Kt = 2,8;

Т3н – номинальная температура воздуха на входе в газотурбинную уста-

новку, К;

Рат – расчётное давление наружного воздуха, МПа;

Т3 – расчётная температура, К,

Т3 = Та + Та,

(31)

где

Та – среднегодовая температура окружающего воздуха, К;

Та – поправка на изменчивость климатических параметров и местный

подогрев наружного воздуха на входе ГПА; Та = 5 К.

Далее проверяют условие нормальной работы ГПА

N < Nер

< 1,15 Nен .

(32)

Давление нагнетания Pвых, МПа,

Рвых = Рвс .

(33)

Температура газа на выходе из нагнетателя Твых, К,

Твых = Твс + Твых,

(34)

где

Твых – повышение температуры газа при компримировании, К,

0,235

(35)

Твых = Твс ( ε ηпол

1).

Расход топливного газа qтг, тыс.ст.м3/ч

н

N

Т

Р

q

0,75

0,25

3

ат

,

(36)

н

тг

н

0,1013

Nе

Т3

где

qн

– номинальный расход топливного газа, тыс.ст.м3/ч

тг

qн

860 Nен

,

(37)

н Qр 103

тг

е н

где

н

– номинальный эффективный к.п.д. ГТУ;

е

Qр

– низшая теплота сгорания топливного газа, ккал/ст.м3,

н

Qр

= 7 987,4 ккал/ст.м3.

н

Аналогично рассчитываются каждый газоперекачивающий агрегат в группе, установленный на компрессорной станции.

3.5 Расчёт АВО газа на компрессорной станции

Требуемое количество АВО газа n

16

		n =	1,1 Qпр		,					(38)
		n =			,					(38)
			Кнп θср Fаво
где	Qnp – количество тепла, передаваемое в аппарат воздушного охлаждения
от газа к воздуху из уравнения теплового баланса, кВт;
	Кнп – коэффициент теплопередачи, отнесённый к полной поверхности
оребрённой		трубы с учётом загрязнений,			Вт/м2 К,			(обычно		принимают
Кнп = 20 Вт/м2 К);
	θср – средний температурный напор, К;
	Fаво – полная поверхность оребрённой трубы АВО, м2.
	Количество тепла, передаваемое в аппарат воздушного охлаждения от
газа к воздуху из уравнения теплового баланса, Qпр, кВт,
		Qпр = G Cp (T1 – T2),								(39)
где	G – расход газа через АВО, кг/ч,
	Ср – средняя изобарная теплоёмкость газа, ккал/кг К;
	Т1 – температура газа на входе АВО, К;
	Т2 – температура газа на выходе АВО, К.
	Расход газа через АВО G, кг/ч,
		G = ρст Q		,						(40)
			КЦ							(40)
где	ρст – плотность газа при стандартных условиях, кг/ст. м3,
	QКЦ	– производительность компрессорного цеха, млн.ст.м3/ч.
	Средняя изобарная теплоёмкость газа Ср, ккал/кг К
		Ср = 1,695 + 1,838 10-3 Тср + 1,96 106				(Р		0,1)	,
							вых			(41)
							Тср3			(41)

где Тср – средняя температура газа на КС, К,

Тср = Т1 Т2 ,

2

где Т1 – температура газа на входе АВО, К; Т2 – температура газа на выходе АВО, К,

Т2 = Т3 + (10÷15),

где Т3 – фактическая температура воздуха, К,

Т3 = Ta + δTa,

где Та – среднегодовая температура окружающего воздуха, К; δTa – температурная поправка, δTa = 5 К.

Средний температурный напор θср, К,

θср = θ ε t,

где θ – средний логарифмический температурный напор К;

(42)

(43)

(44)

(45)

17

ε t – поправочный коэффициент определяемый в зависимости от вспомогательных величин Р и R.

θ = 1 2		,
ln	1		(46)
	2

где θ1 – температурный напор на входе аппарата, К; θ2 – температурный напор на выходе аппарата, К. Температурный напор на входе аппарата θ1, К

		θ = 1	2		,
		ln		1			(47)
		ln		2			(47)
				2
		θ1 = Т1 – t2,					(48)
где	t2 – температура воздуха на входе АВО, К,
	t2 = t1 +			t0 k t,			(49)
где	t1 – температура воздуха на выходе АВО, К,
	t0 – повышение температуры воздуха при нормальных условиях, К;
	k t – поправочный коэффициент, зависящий от высоты местности над
уровнем моря и температуры окружающего воздуха.
	Повышение температуры воздуха при нормальных условиях						t0, К,
	t0 =		Q			,	(50)
	t0 =	1,211 m n			Кж υ	,	(50)
		1,211 m n			Кж υ

где Q – количество передаваемого в аппарате тепла, кВт; m – ориентировочное число АВО газа, шт.;

n – количество вентиляторов в аппарате, в зависимости от типа аппарата и длины труб, шт.;

Кж – коэффициент, учитывающий количество жалюзи в аппарате (при отсутствии жалюзи принимаем Кж = 1);

υ – объёмный расход воздуха через один вентилятор, м3/с. Температурный напор на выходе аппарата θ2, К,

θ2 = Т2 – t1. (51)

Поправочный коэффициент для определения ε t R

R = T1 T2 . t2 t1

Поправочный коэффициент для определения ε t P

Р = t2 t1 .

T1 t1

(52)

(53)

После получения расчётного значения количества АВО его округляют в большую сторону.

18

3.6 Расчёт линейного участка между компрессорными станциями

Конечное давление в газопроводе Рк, МПа

Рk	Pн2	λ Zср Тср	Q2	L ,	(54)

		105,0872 d5

где Рн – начальное давление в газопроводе, МПа;

–относительная плотность газа по воздуху;

λ– коэффициент гидравлического сопротивления газопровода; Zср – средний коэффициент сжимаемости газа;

Тср – средняя по длине участка газопровода температура газа, К; d – внутренний диаметр газопровода, м;

Q – производительность газопровода, млн.ст.м3/сут.; L – длина участка газопровода, км.

Начальное давление в газопроводе Рн, МПа

Рн = РвыхII – δРвых,

где РвыхII – давление газа после ГПА, МПа;

δРвых – потери давления в АВО газа и выходном шлейфе, МПа. Средняя по длине участка газопровода температура газа Тср, К,

Тср = Тн То ,

2

где Тн – начальная температура в газопроводе, К; T0 – среднегодовая температура грунта, К. Приведённая температура Тпр

Тпр = Тср .

Ткр

Приведённое давление Рпр

Рпр= Pср ,

Ркр

где Рср – среднее значение давления, МПа

	2		2
Рср		Рн	РкI	,
	3
			Рн РкI

где РкI – конечное давление в первом приближении, МПа.

Средний коэффициент сжимаемости газа Zср

Z 1 0,0241 Pпр .

ср

τ

(55)

(56)

(57)

(58)

(59)

(60)

19

Коэффициент гидравлического сопротивления газопровода λ

=	1,05 λтр	,	(61)

	Е2

где тр – коэффициент сопротивления трению; Е – коэффициент гидравлической эффективности газопровода, Е = 0,95. Коэффициент сопротивления трению тр

	2 k	0,2
тр = 0,067			,	(62)
	d

где k – эквивалентная шероховатость, мм, k = 0,03 мм.

Если давление на входе в КС получается недостаточным для транспортировки газа, то для увеличения конечного давления на участке при заданной годовой производительности газопровода необходимо сооружение лупинга. Лупинг принимают того же диаметра, что и основной магистральный газопровод и определяют его длину.

Длина лупинга, XЛ , м

	4		PH2 PK22
XЛ	3	L 1			,	(63)
XЛ	3	L 1	P2	P2	,	(63)
			H	K1

где РК2 – давление в конце линейной части газопровода с лупингом, МПа. Далее определяют эквивалентную длину LЭ , м, и уточнённое конечное

давление в газопроводе в первом приближении при наличии на участке лупинга РKI, МПа.

Эквивалентная длинаLЭ , м,

L

Х

Л

(L Х

Л

)

d

5,2

.

(64)

Э

2,6

2,6 2

5,2

Э

(d1

dЛ

)

d1

Среднее давление на данном участке, Рср, МПа,

2

Рср

Рн

Рк

.

(65)

3

Рн Рк

Средняя температура транспортируемого газа Тср, К,

Т

a L

Р2

1

a L

Т

ср

Т

о

н

о

1

е

D

н

к

1

e

,

(66)

а L

i

2 а L Pср

а L

где

а – расчётный коэффициент

а 0,225

Кср dн

,

(67)

Q

Cр

где Кср – коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, м2 К/Вт

20

Материал: Проектирование газонефтепроводов, Методичка УГТУ

Смотрите также: