Гидравлический расчет газопровода с установившимся режимом

Одним из основных положений гидравлического расчета явля­ется допущение о том, что при установившемся режиме пере­качки массовый расход газа по длине трубопровода постоянен, т. е.

где D_ВШ — внутренний диаметр труб; р — плотность газа в рас­сматриваемом сечении; U _ср — средняя скорость газа в том же сечении.

Уравнение удельной энергии газа для различных сечений можно записать в виде

где р — давление газа; g — ускорение свободного падения; h_r — потери напора на трение.

Учитывая уравнение состояния для реального газа р/ р = = uRT, где u — коэффициент сжимаемости; R — газовая посто­янная; Т — абсолютная

температура, а также уравнение Дарси—Вейсбаха

Интегрируя (2.26) в пределах р = р_н (давление в начале га­зопровода) и р = р_х (давление в рассматриваемом сечении) от О до х (длина газопровода), получаем

Это и есть основное уравнение, позволяющее установить из­менение

давления по длине газопровода. Уравнение (2.27) представим в виде

А = р/р_в —относительная плотность газа; р_в — плотность воз­духа;R_В = RA — газовая постоянная воздуха.

Расчет расстановки КС проводится следующим образом. Имея профиль газопровода (рис. 2.16), заданный объемный расход газа Q и допустимое давление р из условий прочности труб, назначаем давление газа на выходе из КС— р = р_н и откладываем его в мас­штабе в точке

установки данной КС. Определяя далее падение давления по (2.28), строим кривую р(х). В точке, где давле­ние газа достигает значе­ния p = p_k, необходимого для нормальной работы перекачивающих агрега­тов следующей КС, наме­чается установка КС. От нее проводится аналогичный расчет и определяется место уста­новки следующей КС. Как видно из (2.28), линия падения дав­ления газа по длине трубопровода — парабола; падение давле­ния на единицу длины с увеличением расстояния от КС возра­стает в степенной зависимости. Следовательно, потери давле­ния на преодоление сил трения при снижении давления газа будут большими при удалении от начальной точки. При этом для перекачки газа требуются большие энергетические за­траты. Уменьшая расстояние между КС, можно перекачивать

Таблица 2.6. Пропускная способность газопровода Q_CP (в млрд. м³/ год) диаметром 1420 мм при различных рабочих давлениях р, уровнях охлаждения / и шаге между компрессорными станциями /. (степень сжатия на КС e - 1,45 )

газ с меньшими затратами. Однако решить вопрос о наилуч­шем расстоянии между КС можно лишь на основании технико-экономических расчетов, используя в качестве критерия опти­мальности приведенные затраты. Расстанавливая КС на раз­личных расстояниях и сравнивая приведенные затраты, можно определить минимум затрат на весь газопровод.

Для приблизительной ориентации при выполнении гидрав­лического расчета можно пользоваться данными, приведенными в табл. 2.6.

Для повышения пропускной способности действующего тру­бопровода можно проложить вдоль него участки другого тру­бопровода или увеличить число КС. При сооружении лупинга для увеличения расхода газа Q до величины Q₁ формула опре­деления длины лупинга l_Л имеет вид

где D_Л — внутренний диаметр лупинга; D_BII — внутренний диа­метр основного трубопровода. Сооружать лупинг наиболее це­лесообразно в конце рассматриваемого участка. Можно увели­чить пропускную способность газопровода за счет сооружения на каждом перегоне КС или на некоторых перегонах КС, а на остальных лупингов. Установка КС между уже сооруженными ранее КС может увеличить пропускную способность на 40 %. Поэтому проблему увеличения пропускной способности газопро­вода необходимо решать как технико-экономическую, рассма­тривая применительно к конкретным условиям местности раз­личные варианты сооружения КС и лупингов.

Раздел II