Расчет характеристик транспортируемого газа

2.2.3.1 Плотность газа при стандартных условиях (20⁰С и 0,101325 МПа) определяется по правилу смешения (аддитивности), кг/м³:

(1)

где: - доля каждого компонента в смеси для данного состава газа;

- плотность компонента при стандартных условиях.

2.2.3.2 Молярная масса (кг/кмоль) определяется по формуле,:

(2)

где: - молярная масса компонента;

2.2.3.3 Газовая постоянная (Дж/(кг.К)) определяется по формуле,:

, (3)

где: - универсальная газовая постоянная 8314,4 Дж/(кмоль.К);

2.2.3.4 Псевдокритические температура и давление определяются по формулам:

(4) (5)

2.2.3.5 Относительная плотность газа определяется по формуле:

(6)

2.2.4 Определение суточной производительности газопровода, млн.м³/сут

, (7)

где: – оценочный коэффициент пропускной способности газопровода, который ориентировочно можно принять равным 0,88;

2.2.5 Определение расстояния между компрессорными станциями, км

2.2.5.1 Расстояние между компрессорными станциями (км) определяется по формуле:

, (8)

где: - внутренний диаметр газопровода, м;

- соответственно давление в начале и в конце участка газопровода,

МПа;

- коэффициент гидравлического сопротивления;

- средний по длине коэффициент сжимаемости газа Z_cp=f(P_cp, T_cp);

- относительная плотность газа.

2.2.5.2 Условный диаметр газопровода в зависимости от принятого рабочего давления ориентировочно можно определить по Приложению Д.

2.2.5.3 Вычисляем толщину стенки трубопровода (мм):

, (9)

где: - коэффициент надежности по нагрузке, принимаемый для газопровода

равным 1,1;

- рабочее давление в трубопроводе, МПа;

- наружный диаметр трубы, мм;

- расчетное сопротивление металла трубы, МПа

, (10)

где: - временное сопротивление стали на разрыв принимается

по Приложению Е;

- коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от его категории:

для трубопроводов III и IV категорий принимается равным 0,9

для трубопроводов I и II категорий принимается равным 0,75

для трубопроводов категории В принимается равным 0,6;

- коэффициент надежности по материалу принимаемый по Приложению Е;

- коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый

равным 1,1:

Вычисленное значение толщины стенки трубопровода округляется в большую сторону до стандартной величины из рассматриваемого сортамента труб Приложение Е.

11. Внутренний диаметр трубопровода (мм) определяется по формуле:

, (11)

где: - наружный диаметр трубопровода, мм; - толщина стенки трубопровода, мм

2.2.5.3 Для расчета расстояния между КС можно принять ориентировочное значение средней температуры, К:

, (12)

где: - температура окружающей среды, К

- температура газа на входе в линейный участок принимается равной 303К

2.2.5.4 Давление в начале участка газопровода (МПА) определяется по формуле:

, (13)

где: – потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом

подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета

потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа);

– потери давления в системе охлаждения газа, включая его обвязку.

Для АВО следует принимается равным 0,0588 МПа. При отсутствии

охлаждения газа принимается равным 0;

Потери давления могут быть приняты по Приложению Ж.

2.2.5.5 Давление в конце участка газопровода (МПа) определяется по формуле:

, (14)

где: - потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводя-

щих шлейфах и на узле очистки газа (принимается по Приложению Ж);

2.2.5.6 Коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле:

, (15)

где: Е - 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 трубопроводов, а при отсутствии указанных устройств принимается равным 0,92;

2.2.5.7 Коэффициент сопротивления трению для всех режимов течения газа в газопроводе определяется по формуле:

, (16)