Розрахунок режиму роботи газотранспортної системи

Розрахунок проводиться за методом уточнення витрати газу без врахування різниці геодезичних відміток

Зауваження: Розрахунок, на даний момент, проводиться тільки для повнонапірних нагнітачів!

Методика розрахунку: “Нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть 1. – Газопроводы” (ОНТП 51-1-85)

Зміст

1. Особливості гідравлічного розрахунку режиму роботи газотранспортної системи
2. Мета
3. Вихідні дані для розрахунку
4. Набір стандартних ГПА з нагнітачами
5. Алгоритм розрахунку

• Розрахунок фізичних властивостей природного газу
  • Властивості компонентів природного газу
• Розрахунок наявної потужності газотурбінного приводу ГПА компресорної станції
  • Технічні параметри газотурбінних ГПА
• Розробка математичних моделей нагнітача
• Розрахунок режиму роботи нагнітача з використанням математичних моделей
• Розрахунок витрат газу на власні потреби компресорної станції
• Теплогідравлічний розрахунок ділянки газопроводу

6. Технічна характеристика нагнітачів природного газу

Особливості гідравлічного розрахунку режиму роботи газотранспортної системи

При проектуванні і експлуатації газопроводів нерідко постає задача у визначенні пропускної здатності газопроводу або його ділянки, розрахунок тиску і температури в будь-якій точці газопроводу. Дана задача пов’язана із гідравлічними та тепловими розрахунками газопроводів, які проводяться разом, оскільки гідравлічні втрати і фізичні властивості газу залежать від його температури, а тепловий режим газопроводу змінюється із зміною гідравлічного режиму.
Пропускною здатністю магістрального газопроводу називається кількість газу, яку можна перекачати по газопроводу за добу при стаціонарному режимі, для максимально можливого використання наявної потужності ГПА та прийнятих розрахункових параметрів (робочий тиск, діаметр, довжина газопроводу, коефіцієнт гідравлічної ефективності, склад газу, температура грунту та навколишнього повітря, температура охолодження газу тощо).

Мета

Мета розрахунку є аналіз роботи магістрального газопроводу, аналіз гідравлічної ефективності ділянки газопроводу, розробка режимів роботи магістрального газопроводу, розрахунок пропускної здатності магістрального газопроводу, порівняння продуктивності газопроводу.

Вихідні дані для розрахунку

1. Об’ємні частки компонентів природного газу, %:

• метан (СН₄)
• етан (С₂Н₆)
• пропан (С₃Н₈)
• н-бутан (С₄Н₁₀)
• н-пентан (С₅Н₁₂)
• азот (N₂)
• вуглекислий газ (СО₂)

2. Зовнішній діаметр газопроводу, мм
3. Товщина стінки газопроводу, мм
4. Довжина газопроводу, км
5. Комерційна витрата газу на КС для першого наближення, млн. м³/д
6. Коефіцієнт гідравлічної ефективності газопроводу
7. Атмосферний тиск, МПа
8. Абсолютний тиск газу на вході в нагнітачі КС, МПа
9. Температура газу вході в нагнітачі КС, ^оС
10. Температура ґрунту, ^оС
11. Температура повітря, ^оС
12. Необхідний абсолютний тиск газу в кінці лінійної ділянки газопроводу, МПа
13. Повний коефіцієнт теплопередачі від газу в навколишнє середовище, Вт/(м²·К)
14. Марка газоперекачувальних агрегатів
15. Марка відцентрових нагнітачів

Набір стандартних ГПА з нагнітачами

Алгоритм розрахунку

Розрахунок фізичних властивостей природного газу

Розрахунок починаємо з розрахунку фізичних властивостей природного газу. До основних фізичних властивостей відносяться: молярна маса, густина за нормальних та стандартних умов, відносна густина газу за повітрям, газова стала, псевдокритичні тиск та температура, нижча теплота згорання. Властивості основних компонентів природного газу наведені в таблиці.

1. Молярна маса природного газу обчислюється за формулою, кг/кмоль
   

де µi – молярна маса i-того компонента газу (див. таблицю), кг/кмоль;
ri – об’ємна частка i-того компонента газу;
n – кількість компонентів природного газу.

2. Густина природного газу за нормальних умов визначається за формулою, кг/м³
   

де 22,41 – об’єм, який займає один кіломоль ідеального газу за нормальних умов, м³/кмоль.

3. Відносна густина газу за повітрям визначається за формулою
   

де 1,293 - густина сухого повітря за нормальних умов, кг/м³.

4. Густина природного газу за стандартних фізичних умов обчислюється за формулою, кг/м³
   

де 1,205 - густина сухого повітря за стандартних умов, кг/м³.

5. Газова стала природного газу обчислюється за формулою, Дж/(кг·К)
   

де 287,1 - газова стала сухого повітря, Дж/(кг·К).

6. Псевдокритичний тиск природного газу визначається за формулою, МПа
   

де Ркрi - критичний тиск i-того компонента газу (див. таблицю), МПа.

7. Псевдокритична температура природного газу визначається за формулою, К
   

де Ткрi - критична температура i-того компонента газу (див. таблицю), К.

8. Нижча об’ємна теплота згорання визначається за формулою, кДж/м³
   

де Qнрi - нижча об’ємна теплота згорання i-того компонента природного газу (див. таблицю), кДж/м³.

9. Нижча масова теплота згорання газу визначається за формулою, кДж/кг
   

Властивості компонентів природного газу

Розрахунок наявної потужності газотурбінного приводу ГПА компресорної станції

10. Наявну потужність газотурбінної установки (ГТУ) для привода відцентрових нагнітачів (ВЦН) КС визначаємо за формулою, кВт
    

де Neн – номінальна потужність ГТУ, наведена в таблиці, кВт;
КN – коефіцієнт, який враховує допуски і технічний стан ГТУ, наведений у таблиці;
Коб – коефіцієнт, який враховує вплив системи, що протидіє обмерзанню, Коб = 1;
Ку – коефіцієнт, який враховує вплив системи утилізації тепла відпрацьованих газів;
Кt – коефіцієнт, який враховує вплив температури навколишнього повітря, наведений у таблиці;
Tзн – номінальна температура навколишнього повітря на вході у ГТУ, наведена у таблиці, К;
Tз – розрахункова температура повітря на вході в ГТУ, К;
Ра – розрахунковий тиск зовнішнього повітря, МПа, який залежить від геодезичної позначки місця розташування компресорного цеху.

11. Розрахункову температуру повітря на вході ГТУ обчислюємо за формулою, К
    

де Tа – середня температура зовнішнього повітря для періоду, що розглядається, за даними СНиП 2.01.01-82 або даними метеостанції, К;
δTа – поправка на зміну кліматичних параметрів і місцевий підігрів повітря на вході ГТУ, δTа = 5 K.

12. Коефіцієнт, який враховує вплив системи утилізації тепла відпрацьованих газів ГТУ, можна визначати за формулою
    

де ΔPy – збільшення гідравлічного опору вихлопного тракту ГТУ при наявності системи утилізації;
K'y – коефіцієнт впливу збільшення гідравлічного опору вихлопного тракту ГТУ.

При відсутності технічних даних системи утилізації допускається приймати Ky = 0,985

13. Якщо після розрахунку наявної потужності ГТУ Nep виконується умова
    

14. то наявна потужність ГТУ дорівнює
    

у противному випадку залишаємо значення, розраховане за формулою 10.

Технічні параметри газотурбінних ГПА

Розробка математичних моделей нагнітача

15. Виконуємо математичне моделювання зведених газодинамічних характеристик відцентрового нагнітача.

Для опису залежності номінального ступеня підвищення тиску εн (за умови, що зведена відносна обертова частота дорівнює одиниці) від зведеної об'ємної подачі нагнітача за умов на його вході Qзв використовуємо тричленну поліному вигляду

16. Для опису залежності політропного ККД ηпол від зведеної об'ємної подачі нагнітача за умов на його вході Qзв використовуємо тричленну поліному вигляду
    

17. Для опису зведеної відносної внутрішньої потужності [Ni/ρвх]зв від зведеної об'ємної подачі нагнітача за умов на його вході Qзв використовуємо тричленну поліному вигляду
    

де a3, b3, c3 (i = 1, 2, 3) – коефіцієнти математичних моделей зведених газодинамічних характеристик нагнітача.

Коефіцієнти математичних моделей можуть бути визначені методом найменших квадратів шляхом обробки паспортних або фактичних характеристик відцентрового нагнітача. Достатньої точності результатів можна досягти при визначенні коефіцієнтів математичних моделей за координатами трьох точок у робочій зоні нагнітача.

18. Наприклад, для рівняння 15 формули для обчислення значень відповідних коефіцієнтів приймають вигляд
    

19. за виконання такої умови
    

де ε1, ε2, ε3 – значення ступеня підвищення тиску (за умови рівності зведеної відносної обертової частоти нагнітача) за зведеної продуктивності нагнітача Q1, Q2, Q3 відповідно.

За аналогічними залежностями визначаються коефіцієнти математичних моделей для політропного ККД ηпол та зведеної відносної внутрішньої потужності [Ni/ρвх]зв.

Розрахунок режиму роботи нагнітача з використанням математичних моделей

Основою метою розрахунку режиму роботи ГПА КС є визначення обертової частоти ротора нагнітача, щоб тиск на виході з нагнітача був не меншим від номінального та ефективна потужність була якомога ближчої до наявної потужності ГТУ, та при цьому, щоб виконувались умови по зведеній витраті та зведених відносних обертах нагнітача.

20. Визначаємо коефіцієнт стисливості газу за умов входу у відцентрові нагнітачі
    

21. Використовуючи рівняння стану реального газу Менделєєва-Клапейрона обчислюємо густину газу (кг/м³) за умов входу в нагнітачі
    

22. Обчислюємо комерційну продуктивність через один нагнітач, млн. м³/д
    

23. Визначаємо об’ємну витрату газу (м³/хв) за умов входу в один нагнітач
    

Приймаємо для першого наближення, що обертова частота нагнітача дорівнює номінальному значенню, тобто n = nн.

24. Визначаємо зведену витрату газу за формулою
    

25. Обчислюємо зведену відносну обертову частоту нагнітача за формулою
    

де Zзв, Rзв, Tзв – коефіцієнт стисливості газу, температура газу на вході та газова стала, при яких побудовані зведені газодинамічні характеристики нагнітача.

Використовуючи математичні моделі 15-17, знаходимо номінальний ступінь підвищення тиску газу εн, політропічний ККД ηпол та зведену відносну внутрішню потужність нагнітача [Ni/ρвх]зв.

26. Використовуючи теорему подібності режимів роботи відцентрових машин, коригуємо ступінь підвищення тиску для відмінних від одиниці значень зведеної відносної обертової частоти нагнітача
    

де k – показник адіабати природного газу, приймаємо k = 1,31.

27. Визначаємо абсолютний тиск газу на виході нагнітачів, МПа
    

28. Температуру газу на виході нагнітачів розраховуємо за формулою, К
    

29. Знаходимо внутрішню (індикаторну) потужність нагнітача за формулою, кВт
    

30. Визначаємо потужність, спожиту нагнітачем (ефективна потужність), кВт
    

де ηм – механічний ККД нагнітача (див. таблицю).

Розраховані параметри режиму роботи КС повинні бути перевірені на виконання таких технологічних обмежень:

31. тиск газу на нагнітанні не повинен перевищувати максимально допустимого значення із умов міцності трубопроводів та обладнання
    

32. зведена продуктивність нагнітача за умов на його вході повинна бути не менша за мінімальне значення Qзвmin, яке забезпечує роботу нагнітача без помпажа та не більшою від максимального значення Qзвmax
    

33. потужність, спожита нагнітачем, повинна бути не більша за наявну потужність газотурбінної установки
    

34. зведені відносні оберти нагнітача повинні бути не менші за мінімально допустиму [n/nн]звmin та не більші за максимально допустиму [n/nн]звmax зв паспортну величину
    

35. Якщо хоча одна з умов 31-34 не виконується, то обертова частота вала нагнітача коригується на величину Δn, тобто
    

Далі розрахунки виконуються знову, починаючи з формули 24 до виконання умов 31-34. Якщо в результаті зменшення обертової частоти нагнітача зведені відносні оберти стануть меншими за мінімально допустимі, то це свідчить про неможливість реалізації даного режиму перекачування газу без порушення технологічних обмежень. В такому випадку необхідно скоригувати параметри стану газу на границях трубопровідної системи або змінити кількість працюючих ГПА на КС, режим роботи якої розраховується.

Температура газу на початку перегону практично дорівнює температурі газу після установки охолодження газу. Зазвичай, максимально допустиме значення температури газу після АПО Tдоп = 313 К.

36. Якщо розрахована температура газу на нагнітанні перевищує допустиме значення Tдоп, тобто
    

37. то температуру газу на початку прилеглої ділянки газопроводу приймаємо рівною
    

38. При виконанні умови
    

39. приймаємо
    

40. Абсолютний тиск газу на початку лінійної ділянки газопроводу, яка знаходиться за розрахованою компресорною станцією, знаходимо за формулою
    

де Pвих – втрати тиску в комунікаціях між компресорним цехом і вузлом підключення до лінійної частини газопроводу (без урахування втрат тиску в системі охолодження газу);
Pох – втрати тиску в системі охолодження газу, включаючи її обв’язку.

За відсутності фактичних даних можна приймати значення відповідно до чинних норм технологічного проектування магістральних газопроводів номінальні втрати тиску у вихідній лінії КС для одноступеневої очистки газу (без врахування втрат тиску в системі охолодження газу):

• для робочого тиску газу 5,5 МПа в газопроводі – 0,07 МПа;
• для робочого тиску газу 7,5 МПа в газопроводі – 0,11 МПа.

Для апаратів повітряного охолодження номінальні втрати тиску становлять 0,06 МПа.
Якщо за результатами розрахунку режиму роботи КС додаткове охолодження газу проводити не потрібно, то приймаємо ΔPох = 0.

Розрахунок витрат газу на власні потреби компресорної станції

41. Витрати газу на власні потреби КС (млн.м³/д) знаходимо за формулою
    

де Qпг – сумарна витрата паливного газу по компресорному цеху (КЦ) для робочих ГПА, млн.м³/д;
Qтп – витрата газу на технологічні потреби та технічні втрати КС та попередньої лінійної ділянки газопроводу (витрати на запуски та зупинки ГПА, на експлуатацію та технічне обслуговування апаратів та трубопроводів, витоки тощо), млн.м³/д.

42. Сумарна витрата паливного газу по КЦ розраховується за формулою
    

43. Витрата паливного газу на одну газотурбінну установку, тис. м³/год
    

де qпгн – номінальна витрата паливного газу з урахуванням поправки на допуски та технічний стан ГТУ, числове значення наведене у таблиці, тис.м³/год;
Qнрн – номінальне значення нижчої теплоти згорання природного газу, прийняте в теплотехнічних розрахунках, Qнрн = 34500 кДж/м3.

44. Витрата газу на технологічні потреби та технічні втрати КС та лінійної ділянки визначається за формулою
    

де Нтп – середня питома витрата газу на технологічні потреби КС та лінійної ділянки газопроводу, м³/(кВт·год);
Nкц – кількість ГПА встановлених в компресорному цеху.

Відповідно до технологічних норм проектування магістральних газопроводів середня питома витрата газу на технологічні потреби КС для газотурбінного та електричного приводу становить:

• для робочого тиску газу в трубопроводі 5,5 МПа – 0,015 м³/(кВт·год);
• для робочого тиску газу в трубопроводі 7,5 МПа – 0,020 м³/(кВт·год).

45. Об’ємна продуктивність лінійної ділянки газопроводу обчислюється за формулою
    

За наявності даних спеціальних досліджень у формули 42-44 необхідно підставляти фактичні витрати паливного газу і фактичні витрати газу на технологічні потреби компресорних станцій.

Якщо КС оснащена відцентровими нагнітачами з електричним приводом, то витрати паливного газу відсутні, а витрати газу на власні потреби дорівнюють витратам газу на технологічні потреби і технічні втрати КС.

Теплогідравлічний розрахунок ділянки газопроводу

Для проведення даного розрахунку необхідні такі вихідні дані, як геометричні характеристики трубопроводу, фізичні властивості транспортованого газу, теплофізичні властивості ґрунту на глибині укладання труби, абсолютний тиск газу Рп і температура газу Tп на початку перегону між компресорними станціями.

46. Основною формулою для виконання гідравлічного розрахунку ділянки газопроводу є рівняння для визначення об’ємної витрати газу за стандартних умов для рівнинного газопроводу, по довжині якого відсутні точки з різницею геодезичних відміток більше ніж 100 м
    

де E – коефіцієнт гідравлічної ефективності газопроводу;
d – внутрішній діаметр газопроводу, м;
Pп, Pк – абсолютний тиск газу на початку і в кінці лінійної ділянки газопроводу відповідно, МПа;
λ – коефіцієнт гідравлічного опору;
zср – середнє значення коефіцієнта стисливості газу;
Тср – середнє значення температури газу на ділянці газопроводу, К;
L – довжина ділянки газопроводу, км.

47. Використовуючи формулу 46 та виразимо значення тиску в кінці перегону між КС для рівнинного газопроводу
    

З метою визначення першого наближення абсолютного тиску газу в кінці ділянки газопроводу, використовуючи практику теплогідравлічних розрахунків магістральних газопроводів, приймаємо:

• середню температуру газу на перегоні Tcp = 300 K;
• середнє значення коефіцієнта стисливості газу zcp = 0,9;
• коефіцієнт гідравлічного опору λ = 0,009.

48. Визначаємо середнє значення тиску газу на ділянці газопроводу (МПа) за формулою
    

49. Далі обчислюємо середнє значення теплоємності газу на ділянці газопроводу, кДж/(кг·К)
    

50. Знаходимо середнє значення коефіцієнта Джоуля-Томсона, К/МПа
    

51. Знаходимо параметр Шухова (км^-1) за формулою
    

де k – повний коефіцієнт теплопередачі, Вт/(м²·К).

52. Визначаємо зведену температуру грунту (з урахуванням ефекту Джоуля-Томсона)
    

де Tгр – середня за період, що розглядається, температура ґрунту на глибині укладання трубопроводу, К.

53. Знаходимо середнє значення температури газу на ділянці газопроводу з урахуванням дії ефекту Джоуля-Томсона
    

54. Обчислюємо середнє значення коефіцієнта стисливості газу
    

55. Знаходимо значення числа Рейнольдса в газопроводі за формулою
    

де η – середнє значення динамічної в'язкості природного газу за умов магістрального транспорту, приймаємо η = 12,5 · 10-6 Па·с.

56. Визначаємо коефіцієнт гідравлічного опору в газопроводі за формулою
    

де ke – еквівалентна абсолютна шорсткість внутрішньої поверхні трубопроводу, приймаємо ke = 0,03 мм.

За формулою 47 знаходимо уточнене значення абсолютного тиску газу у кінці ділянки газопроводу Pку.

57. Якщо різниця між уточненим і попередньо визначеним значенням кінцевого тиску перевищує необхідну точність розрахунків εp = 0,01 МПа
    

58. то приймаємо
    

та повторюємо розрахунки, починаючи з формули 48.

59. Визначаємо температуру газу у кінці ділянки газопроводу
    

60. Абсолютний тиск газу на вході відцентрових нагнітачів наступної компресорної станції знаходимо за формулою
    

де ΔРвх – втрати тиску у вхідних комунікаціях компресорної станції, при відсутності фактичних даних можна приймати значення відповідно до номінальної втрати тиску у вхідній лінії КС для одноступеневої очистки газу:

• для робочого тиску газу 5,5 МПа в газопроводі – 0,08 МПа;
• для робочого тиску газу 7,5 МПа в газопроводі – 0,12 МПа.

Технічна характеристика нагнітачів природного газу