Текст
                    В. Ф. НОВОСЕЛОВ,
А. И. ГОЛ Ь ЯН О В,
Е. М. МУФТАХОВ
ТИПОВЫЕ РАСЧЕТЫ
ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ
И ЭКСПЛУАТАЦИИ
ГАЗОПРОВОДОВ
Допущено
Министерством высшего и среднего
специального образования СССР
в качестве учебного пособия для студентов вузов,
обучающихся по специальности
«Проектирование и эксплуатация
газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз»
МОСКВА «НЕДРА» 1982

УДК 622.691.4.004 Новоселов В. Ф., Гольянов А. И., Муфтахов Е. М. Типовые рас- четы при проектировании и эксплуатации газопроводов. Учеб, по- собие для вузов. М., Недра, 1982. 136 с. Приведены типовые гидравлический и технологический расчеты, необходимые при проектировании и эксплуатации газопроводов, включая и подготовку газа к транспорту. Представлен справочный материал для проведения таких расчетов. Уделено внимание расче- там норм газопотребления и подземному хранению газа. В сжатой форме даны основные физические свойства газов. Для студентов нефтяных вузов по специальности «Проектиро- вание и эксплуатация газопроводов, газохранилищ и нефтебаз». Табл. 23, ил. 30, список лит. — 9 назв. Рецензенты: Кафедра «Транспорт и хранение» Московского института нефте- химической и газовой промышленности им. И. М. Губкина. Канд. техн, наук С. А. Иванов (Гипроспецгаз) I й®, | 3608000000—248 ~ „ IQQQ Н _______________148—82 © Издательство «Недра», 1982 043(01)—82
ПРЕДИСЛОВИЕ Газовая промышленность СССР является одной из ведущих отраслей народного хозяйства. Удельный вес газа в топливно-энергетическом балансе Советского Союза значителен. Действующая система газоснабже- ния СССР включает в настоящее время свыше 130 тыс. км магистральных газопроводов, в том числе более 15 тыс. км из труб диаметром 1420 мм. Комп- рессорные станции оснащаются современным авто- матизированным высокоэффективным оборудованием, работающим при давлениях до 7,6 МПа. Только за годы десятой пятилетки установленная мощность оборудова- ния составила более 10 млн. кВт. Ведется разработка оборудования и трубопроводов на давления 10—12 МПа. В «Основных направлениях экономического и соци- ального развития СССР на 1981 —1985 годы и на период до 1990 года» говорится: «В газовой промышленности считать важнейшей задачей осуществление программы форсированного развития добычи газа. Довести ее объ- ем в 1985 году до 600—640 млрд. м3. Создать условия для дальнейшего ускоренного развития отрасли». Для сравнения и оценки программы развития газовой про- мышленности приведем только одну цифру — десять лет назад общая добыча газа в стране составила 197,9 млрд. м3. В перспективе для удовлетворения нужд народного хозяйства возникает необходимость транспорта сотен миллиардов кубических метров газа на большие рас- стояния. Поэтому успешное выполнение поставленных задач в значительной мере зависит от правильного ре- шения научно-технических проблем в области добычи газа, проектирования и эксплуатации газовых систем. 3
Авторы на основании работы со студентами Уфимского нефтяного института отобрали наиболее часто встре- чающиеся задачи, дали методики и способы их решения. Введение и главы 1 и 2 написаны ассистентом Е. М. Муфтаховым, главы 3 и 4 — профессором, д-ром техн, наук В. Ф. Навоселовым, глава 5 — доц., канд. техн, наук А. И. Гольяновым. Авторы выражают искреннюю благодарность рецен- зентам — сотрудникам кафедры транспорта и хранения нефти и газа МИНХ и ГП им. И. М. Губкина профессо- ру, д-ру техн, наук В. А. Юфину, доц., канд. техн, наук В. Д. Белоусову, доц., канд. техн, наук Э. М. Блейхеру, доц., канд. техн, наук А. Г. Немудрову и главному инже- неру института «Гипроспецгаз», канд. техн, наук С. А. Иванову.
Глава 1 ОСНОВНЫЕ ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА И ЗАКОНЫ ДЛЯ ГАЗОВ В зависимости от способа получения и физико-хими- ческих свойств газы делятся на природные и искусствен- ные. Природный газ в настоящее время является основным топливом в системе городов и поселков. Раз- личают три группы природных газов: газы, получаемые из чисто газовых месторождений (сухие газы); состоят до 98 % из метана СН4; низшая теплота сгорания таких газов 31000—38000 кДж/м3; газы, получаемые из газоконденсатных месторожде- ний; состоят из сухого газа и примеси конденсата (бен- зина, лигроина, керосина); попутные газы, получаемые из скважин нефтяных месторождений вместе с нефтью, состоят из смеси газов с газовым бензином и пропан-бутановой фракции; низ- шая теплота сгорания таких газов 38000—63000 кДж/м3. Природные газы часто имеют примеси, ухудшающие их качество, такие как углекислота, сероводород, азот и влага. Искусственный газ получают в результате термичес- кой обработки твердых или жидких топлив, а также пу- тем подземной газификации углей. Основной состав этих газов — окись углерода, водород и азот. Основные физические свойства газа Основные параметры газа характеризуются их физи- ческими свойствами, которые зависят от температуры и давления (табл. 1). Плотность газа — отношение массы газа т к единице объема V p=m/V. (1) При расчетах пользуются понятием относительной плотности газа, т. е. отношением плотности газа к плот- ности сухого воздуха рв при одних и тех же условиях: А = р/рв- (2) 5
Газ Метан СН4 Этан С2Н» Пропан СэНв Бутан С4Н10 Пентан С5Н12 Углекислый газ СО2 Сероводород H2S Азот N2 Воздух
Таблица 1 Физические свойства компонентов некоторых природных газов Молярная масса, кг/моль Газовая постоян- ная, Дж/ (кг • К) Критиче- ская темпера- тура, °C Критиче- ское дав- ление, МПа Критическая плотность, кг/м3 Коэффициент дина- мической вязкости • 10е, Н • с/м2 (при атмосферном давлении) Теплоемкость при 0 °C к.Цж/(кГ'К) Плотность при 20 °C и атмос- ферном давле- нии, кг/м3 Теплота сгорания, кДж/м’ 0 °C 20 °C 16,043 528,7 —82,1 4,649 162 10,2 10,7 2,17 0,717 33412 30,07 281,9 32,1 4,954 210 8,77 9,39 1,65 1,344 59874 44,097 192,3 95,6 4,404 226 7,65 8,16 1,55 1,967 86545 58,124 145,9 152,8 3,619 225 6,95 7,54 1,59 2,494 114263 72,151 117,4 196,6 3,374 232 6,36 6,32 1,595 3,162 144032 44,011 192,7 31,1 7,396 468 14 16,5 0,816 1,872 — 34,082 242,0 100,4 9,005 — 12,3 — 0,993 1,455 21772 28,016 302,6 147,1 3,394 311 17,1 16,4 1,058 1,185 — 28,96 292,7 140,7 3,777 310 17,45 18,22 1,005 1,206 —
Плотность газа при 0°С и атмосферном давлении мо- жет быть определена по его молярной массе М: р = М/22,41, (3) где 22,41 — объем одного киломоля любого газа при 0°С и атмосферном давлении, м3. Пересчет плотности с одних параметров состояния на другие можно произвести по формуле Р = Pi pTih Р1Тг (4) где р и pi — абсолютные давления газа; Т и — аб- солютные температуры газа; z и Z| — коэффициенты сжимаемости газа соответственно при двух состояниях. Плотность газовой смеси определяется по правилу смешения (аддитивности) Рем — ^iPi а2р2 + ... + апрп, (5) где а,, а2, ап — объемные концентрации компонентов смеси; рь р2, рп — плотности компонентов смеси. Удельный объем газа — объем единицы массы газа, численно равный величине, обратной плотности: v = 1/р = V/m. (6) Природные газы представляют собой смеси газов, по- этому при проведении технических расчетов определя- ются необходимые характеристики этих смесей. Напри- мер, если состав газа выражен в объемных долях единицы, то средняя молярная масса смеси определяет- ся по формуле Л4ср = а1М1 + а.М2 + ... + йпЛ4п, (7) где Л4|, Мг Мп — молярные массы компонентов смеси. Если известен объемный состав газа в процентах, то средняя молярная масса смеси М.р = 0,01(а1М1 + а2М2+\..апМп), (8) где 6Zi, а2, ап — объемный состав компонентов в процен- тах. Если известен массовый состав газовой смеси в про- центах, то его средняя молярная масса может быть оп- ределена по формуле Мср ----------------------------- (9) + ... +qn!Mn 7
где <7i, q2, qn — массовый состав компонентов в процен- тах. В термодинамических расчетах в зависимости от про- исходящего процесса применяют теплоемкости при постоянном давлении ср и при постоянном объеме cv, для которых справедлива зависимость Майера c?—cv = R, (10) где R — газовая постоянная. Отношение теплоемкостей называется показателем адиабаты: k = cplcv. (11) Сжимаемость газа учитывает отклонение газов от за- конов идеального газа. Сжимаемость газа характеризу- ется коэффициентом сжимаемости z, который определя- ется экспериментально. Если таких данных нет, то Рис. 1. Номограмма расчета коэффициента сжимаемости природного газа z (объемное содержание метана более 90 %) 8
коэффициент сжимаемости определяется по номограм- мам (рис. 1, 2) в зависимости от приведенных темпера- туры и давления (ГпР, Рлр) газа или в зависимости от давления, относительной плотности газа по воздуху и Рис. 2. Номограмма расчета 2 в зависимости от р, Л, t температуры (р, А, /). Для идеального газа коэффициент сжимаемости 2=1, ГПр = Г/Ткр, (12) Рпр = р/Ркр, (13) где Тир — абсолютные средние температура и давле- ние газа при рабочих условиях; Ткр, ркр — абсолютные критические температура и давление газа. Среднекритические температура и давление газовой смеси определяются по правилу смешения (аддитивнос- ти) ТКР = fliTKP1 -|- а2Тирг + ... + апТкрп', (14) Ркр = ^1РкР1 "Ь ОгРкр2 + ОпРкрп- (13) 9
В технических расчетах используют коэффициент ди- намической вязкости р и коэффициент кинематической вязкости v: р ——xdn/dv; (16) v = p/p, (17) где т — напряжение внутреннего трения; п — расстоя- ние по нормали к направлению линейной скорости газа; v — линейная скорость газа; р — плотность газа. Вязкость газа не подчиняется закону аддитивности, поэтому ее определяют по эмпирическим формулам. Практически все газы содержат водяные пары, т. е. имеют некоторую влажность. Это приводит к коррозии трубопроводов, арматуры и приборов, а также способ- ствует образованию гидратов. Различают абсолютные массовую w (в кг/кг) и объемную wv (в кг/м3) влаж- ности: w = тп/тг-, (18) wv = mn/V, (19) где тп, тг — количество водяного пара и газа в объеме V. Абсолютная влажность газа — количество водяного пара в единицах массы, содержащегося в единице мас- сы или объема газа при одних и тех же давлении и тем- пературе. При значительных давлениях и температурах влаго- содержаиие газа определяется по номограмме (рис. 3), так как приведенные формулы не учитывают отклоне- ния законов реального газа от законов идеального газа. Относительная влажность газа — отношение факти- ческого количества водяных паров в единице объема газа к максимально возможному при одних и тех же давлении и температуре: Ф = т„1тТ = рп/рг = Рп/рг, (20) где тт — максимально возможное количество водяного пара, которое может находиться в газе при данной тем- пературе Т; рп — плотность пара; рт— плотность насы- щенного пара; рп — парциальное давление водяного па- ра в газовой смеси; рт — давление насыщенного водяно- го пара. Абсолютная массовая и относительная влажности газа связаны зависимостью 10
Рис. 3. Номограмма для определения влагосодержания wv при- родного газа при различных температурах и давлениях MB.n(fpT R4pT W = ----------- = ---------- > (. &1I M(p — <fpT) Runtp—^Pr) где Мв.п, М — соответственно молярные массы водяно- го пара и газа; /?в.п, R— газовые постоянные водяного пара и газа. Абсолютную объемную влажность газа можно опре- делить по формуле Л^впРтР ^впРт _______ 0,804-ру. (22) М(р — рт) 22,41 (р — рт) Р — Рт где р — плотность сухого газа при О °C и атмосферном 11
давлении; Л/Вп =18 — молярная масса водяного пара; р — полное давление газа. Температура, при которой газ становится насыщенным при определенном давлении, называется точкой росы. При технологических расчетах газопровода газ должен быть осушен так, чтобы точка росы его была на несколь- ко градусов ниже минимальной температуры охлажде- ния газа в газопроводе. Основные законы газового состояния Уравнение состояния реального газа, объединяющего основные его параметры, имеет вид pV = tnzRT, (23) где р — абсолютное давление газа; V — объем газа; т — количество газа; R=~R/M, (24) R — универсальная газовая постоянная, R = 8314,3 Н-м/(кмоль-К) =8,3143 кДж/(кмоль-К), М — молярная масса газа. Если известны газовые постоянные компонентов газо- вой смеси, то газовая постоянная смеси Rcm = QiRi + Q2R2 + + qnRn, (25) где pi, qz, qn — массовый состав газа в долях единицы. При постоянной температуре Бойлем—Мариоттом ус- тановлена зависимость Pivi = Pzv« — const, (26) где pi, р2 — абсолютное давление газа до изменения и после; v\, v2 — соответственно удельные объемы газа. При постоянном объеме зависимость между давлени- ем и температурой установлена Шарлем: p2/pi = 7\/7\ = const. (27) При адиабатическом процессе связь параметров- р и Т определяется уравнением pa/p1 = (T2/Ti)^->. (28) Согласно закону Гей-Люссака, при постоянном дав- лении плотность изменяется обратно пропорционально, 12
а удельный объем прямо пропорционально температуре газа: Р1/Р2 = ~ Л/Тр (29) При транспорте газа различают рабочие и стандарт- ные условия состояния газа. Стандартные условия сос- тояния газа t = 20°С и рСт = 101325 Па. Приведение объема газа к стандартным условиям выполняется по следующей зависимости: V = Vr pTc'Zc'r , (30) Pc ГТ 2 Т, р, z — температура, давление, коэффициент сжимае- мости при рабочих и стандартных условиях соответст- венно; Уг — геометрический объем газа при рабочих ус- ловиях. Пример 1. Определить абсолютную плотность газовой смеси при последующем объемном составе: 80 % метана, 10 % этана и 10 % пропана при стандартных условиях и относительную плот- ность смеси по воздуху. Воспользуемся данными табл. 1. По формулам (5) рсм = 0,8-0,717+ 0,1-1,344+ 0,1 • 1,967 = 0,905 кг/ма; 0,905 А = —-----= 0,75, 1,206 здесь ра = 1,206 кг/м3 — плотность воздуха при стандартных ус- ловиях. Плотность газовой смеси можно определить и по молярной массе, используя уравнения (2), (3) и (7); 0,8-16,043+ 0,1-30,07+ 0,1-44,097 Л =..................... .. -----------= 0,75. 1,206-22,41 Пример 2. По условию примера 1 определить коэффициент сжи- маемости газа при температуре 25°С и абсолютном давлении 5,6 МПа. Критические параметры газовой смеси (14), (15) 7\р = 0,8-190,9 + 0,1-305,1 + 0,1-368,6 = 219,92/<; ркР-0,8-4,65 + 0,1-4,95 + 0,1-4,4 = 4,65 МПа. Приведенные параметры газовой смеси (12), (13) Т 298>16 1 о-. п 5-6 , 2 ?ПР = 219?97 = 1 ’35> Рпр = 4,65 = 1,2‘ По номограмме рис. 1 определяем коэффициент сжимаемости: z = 0,83. Пример. 3. Газ относительной плотностью 0,75 при температуре 40°С и избыточном давлении 2 МПа занимает объем 250 м3. Опре- 13
делить его объем при 0°С и атмосферном давлении и стандартных условиях. Абсолютное давление газа р = 2- 10е + 101325 = 2,101325-109 Па. — Абсолютная температура газа Т = 273,16 + 40 = 313,16 К- Коэффициент сжимаемости определяется по номограмме рис. 2: 2 = 0,95.’ газа, приведенный к температуре 0°С и атмосферному „ 2,101325-10«-273,16 К, = 250----------------------= 4760,4 м3. 101325-313,16-0,95 газа, приведенный к стандартным условиям (30), г 2,101325-109-293,16 20 [101325-313,16-0,95 4. Какой объем займут 80 кг Объем давлению, Объем = 5108,9 м3. Пример виям примеров 1 и 2? Газовая постоянная смеси равна по (7) 8314,3 Rcm газовой смеси по и (24) 0,8-16,043 + 0,1-30,07 + 0,1-44,097 = 410,6 Дж/(кг-К)- । из (23) 0,83-80-410,6-298,16 , „ см =----------------------= 1,45 м3. 5,610е Пример 5. 62 кг жидкого газа имеют массовый состав: пропана, 15 % бутана, 10 % пентана. Определить объем газа его испарения при 0°С и атмосферном давлении. Средняя молярная масса газа по (9) 100 Объем смеси К, Мср 75/44,097+ 15/58,12 + 10/72,15 47,67‘ Объем газа после испарения из (1) и (3) 62-22,41 V =---------- 47,67 = 29,1 м3. усло- 75 % после Глава 2 ПОДГОТОВКА ГАЗА К ТРАНСПОРТУ Очистка газа от механических примесей Очистка газа от механических примесей имеет важное значение, так как от качества очистки зависит надеж- ность работы всего газопровода. Содержание твердых 14
примесей в газе не должно превышать 0,05 г на 1000 м3. По принципу действия различают аппараты для сухой и мокрой очистки газа от механических примесей. Часто применяют масляные пылеуловители (табл. 2). В ка- Таблица 2 Техническая характеристика масляных пылеуловителей Диаметр, корпу- са, мм Высота, мм Площадь попереч- ного се- чения, м2 Толщина стенки (в мм) при рабочем давлении, МПа Масса общая (в кг) при рабочем дав- лении, МПа 5.39 6,29 5,39 6,29 400 5100 0,126 12 15 1060 1200 500 5350 0,196 15 18 1520 1720 600 5550 0,282 18 20 2100 2270 1000 5950 0,785 28 32 5840 6450 1200 6300 1,132 33 40 8500 9800 1400 6650 1,535 40 45 12200 13420 1600 7000 2,04 44 52 15900 18920 2400 8800 4,52 46 — 30000 — честве промывочной жидкости используют соляровое масло марки Л. Расход масла составляет до 25 г на 1000 м3 газа. В пылеуловитель диаметром 0 = 2400 мм требуется около 2000 кг масла. Пропускную способ- ность масляных пылеуловителей определяют в зависи- мости от их диаметра и избыточного рабочего давления в пылеуловителе по графикам рис. 4 и 5. Рис. 4. Зависимость пропуск- ной способности Q масляных пылеуловителей от диаметра D и давления р Рис. 5. Зависимость пропуск- ной способности Q группы из п масляных пылеуловите- лей от их диаметра D и давле- ния р 15
Максимальную суточную пропускную способность масляного пылеуловителя при стандартных условиях можно определить по формуле ВНИИГаза QCT = 9,35- 10е-^-/-рж~р \015, (3!) Т \ Р J где D — внутренний диаметр пылеуловителя, м; р—ра- бочее давление газа в пылеуловителе, МПа; Т — темпе- ратура газа в пылеуловителе, К; рж — плотность масла, кг/м3; р — плотность газа при рабочих условиях, кг/м3. Число пылеуловителей можно определить из формулы n = Q/(Fv), (32) где Q — секундный объем очищаемого газа; F — пло- щадь поперечного сечения пылеуловителя; v — допус- тимая скорость газа в пылеуловителе. Для очистки газа от механических примесей стали применяться циклонные пылеуловители диаметром 1600 мм на рабочие давления до 5,39 и 7,36 МПа. Про- пускная способность циклонного пылеуловителя Q при данном давлении может меняться от Qmin до Qmax (рис. 6). В случае изменения рабочих параметров Q оп- Рис. 6. Зависимость пропуск- ной способности Q циклонного аппарата от давления (0 = = 1600 мм, р==0,65 кг/м3, t= 10 °C) Рис. 7. График для определе- ния поправочного коэффи- циента в зависимости от плот- ности и температуры газа ределяется с учетом графику рис. 7: поправочного коэффициента а по & = (?/«. (33) 16
При небольшой пропускной способности и незначи- тельной запыленности применяют висциновые фильтры. Фильтрующий элемент, состоящий из колец Рашита, пе- риодически смачивают висциновым маслом. Фильтры этого типа выполняют диаметрами 500, 600 и 1000 мм. Осушка газа Добываемый природный газ почти всегда содержит влагу, количество которой зависит от состава газа, дав- ления и температуры. Влага, взаимодействуя с газом при определенных термодинамических условиях, обра- зует твердые кристаллические вещества — гидраты, ко- торые нарушают нормальную работу газопровода. Од- ним из наиболее рациональных и экономических методов борьбы с гидратами при больших объемах пе- рекачки является осушка газа. Распространенными ме- тодами осушки являются абсорбционные и адсорбцион- ные. Абсорбция — процесс поглощения влаги жидкими по- глотителями (абсорбентами) — диэтиленгликолем (ДЭГ) и триэтиленгликолем (ТЭГ). ДЭГ более деше- вый, но снижает точку росы на 30—35°С вместо 45— 50°С у ТЭГ. Основные характеристики ДЭГ и ТЭГ сле- дующие: ДЭГ ТЭГ Молярная масса, кг/моль Плотность (в г/см3) при тем- пературе, °C: 20 106,12 150,17 1,118 15 1,119 1,1274 Температура кипения (н °C) при давлении, Па: 101325 245 285 6666 164 198 1333 128 162 Вязкость, 10”3 Па.с (при 20°С) 35,7 47,8 Обычно жидкостную сушку применяют на установках головных сооружений магистральных газопроводов и на промыслах при температуре осушаемого газа не выше 40—50°С. На поглотительную способность сорбента большое влияние оказывает его концентрация. В зави- симости от требуемой степени осушки концентрация сорбентов колеблется от 90 до 99 %. Расчет установки Gfcm. М 17 УН И ’ —-—,—— —.... ..
осушки газа жидким поглотителем заключается в опре- делении количества ДЭГ, его начальной и конечной кон- центрации, диаметра аппарата (поглотительной колон- ны абсорбера), числа тарелок. Количество концент- рированного раствора, необходимое для осушки газа до определенной точки росы, G = (34) Ki — где Q — объемный расход газа через абсорбер при ра- бочих условиях; mi — массовое влагосодержание еди- ницы объема газа на входе в абсорбер, определяется в зависимости от температуры и давления газа на входе по графику (см. рис. 3); со2 — массовое влагосодержа- ние единицы объема газа на выходе из абсорбера, опре- деляется в зависимости от требуемой точки росы осу- шенного газа по тому же графику; К\ — содержание ДЭГ в концентрированном растворе (в долях едини- цы); К2 — содержание ДЭГ в насыщенном водой ра- створе. Исходя из заданной точки росы осушаемого газа и температуры газа на входе, по графикам определяют исходную концентрацию раствора. Теоретическое число тарелок в абсорбере определяют графически. Для этого в координатах у — х строят сту- пенчатую линию между оперативной (рабочей) линией и кривой равновесия. Оперативную линию строят на ос- новании уравнения материального баланса V (У1 — Уг) = L(xi — *2). (35) где V — число молей сухого газа, выходящего из абсор- бера; t/ь у2 — число молей воды на 1 моль входящего в абсорбер и выходящего из него сухого газа; L — число молей чистого сорбента, проходящего через абсорбер; Xi, х2 — число молей воды на 1 моль чистого сорбента на входе в абсорбер и выходе из него. Уравнение (35) является прямой линией, поэтому для ее построения достаточно иметь координаты двух точек, характеризующих начальную концентрацию раствора и содержание влаги в газе (х2, t/г) и конечную концентра- цию раствора и содержание влаги в газе (хь у\). Для построения кривой равновесия берут ряд раство- ров с различными концентрациями при заданной темпе- ратуре контакта, определяют координаты точек х и у 18
через парциальное давление воды в растворе в зависи- мости от его концентрации по графику рис. 8. После этого по условию равновесия двухфазной системы нахо- Рис. 8. Зависимость парциального давления воды от температуры раствора дят равновесную мольную концентрацию водяного пара в газе: у = рп/р, (36) где рп — парциальное давление воды в растворе; р — общее давление в колонне абсорбера. Число молей воды на 1 моль раствора определяют по формуле (37) Мв Мр 19
где Мв, Мр — молярные массы воды и раствора; К — концентрация ДЭГ или ТЭГ. По найденным х и у строят кривую равновесия. Между оперативной линией и кривой равновесия стро- ят ступенчатую ломаную линию, число ступеней которой соответствует числу теоретических тарелок ят. Учиты- вая к.п.д. тарелок т)т, определяют необходимое их чис- ло: п = пт/г\т. (38) Диаметр абсорбера определяют по формуле (39) где Q — пропускная способность абсорбера при рабочих условиях; v — скорость газа в свободном сечении аб- сорбера; 0 = 0,818/1/^, (40) где рр — плотность газа в рабочих условиях, кг/м3. Адсорбция — процесс поглощения влаги твердыми поглотителями (адсорбентами) — силикагелем, алюмо- гелем, бокситом, цеолитом. Чаще применяют активиро- ванную окись алюминия и боксит. При этом достигается низкая точка росы осушаемого газа до —65°С. Но твердые поглотители имеют малую поглотительную спо- собность — 4 — 6,5 % от собственной массы. При проектировании установок осушки газа должно соблюдаться условие (41) где Ю1 — влагосодержание газа перед подачей его в га- зопровод; ®min — минимальное влагосодержание газа в состоянии насыщения в конце газопровода. В результате осушки газа точка росы должна быть снижена на 5—7°С ниже рабочей температуры в конце газопровода, а влагосодержание должно составлять не более 0,05—0,1 г/м3. Необходимая глубина осушки газа определяется в ос- новном температурными условиями работы газопровода в зимнее время. Для средней климатической зоны достаточны следующие данные по точке росы: летом до (—3) — (—5) °C, зимой до (—10) — (—15) °C; для се- верных районов до (—30) — (—35) °C. 20
Очистка газа от сероводорода Многие природные газы содержат примесь сероводо- рода, который является сильным корродирующим ве- ществом. Сероводород ядовит, содержание его в возду- хе в количестве 0,2 % вызывает потерю сознания и смерть; а при меньших концентрациях и длительном воз- действии вызывает острые отравления. Предельно до- пустимое содержание сероводорода в воздухе производ- ственных помещений не должно превышать 10 мг/м3, а в газе, используемом для бытовых нужд, — 20 мг/м3. Очистка газа от сероводорода в основном осуществляет- ся водным раствором этаноламина: моноэтаноламином (МЭА), диэтаноламином (ДЭА), триэтаноламином (ТЭА). При использовании моноэтаноламина степень извлечения сероводорода из газа доходит до 98 % . Рас- ход моноэтаноламина на 1 млн. м3 газа составляет 3— 7 кг. Физико-химические свойства этаноламинов приведены в табл. 3. Согласно поглотительной способности МЭА Таблица 3 Физико-химические свойства этаноламинов ’] Показатели Моноэтано- ламин Диэтано- ламин Триэтано- ламин Химическая формула .... Плотность при 20° С, г/см* Молярная масса, кг/моль . . Температура кипения. °C (при 2 • 104 Па) Растворимость в воде . . . NH2(C?H5O) 1,018 61,06 172 NH(C,HsO)2 17ю1 105,1 217 Полная N (С2Н5О)3 1,120 149,15 277 для поглощения 1 кг H;>S требуется 3,6 кг МЭА, или для 1 м3 H2S — 5,44 кг МЭА. При расчете очистки газа от H2S принимают, что в реакцию поглощения вступает только 60 % циркулирующего моноэтаноламина. Одоризация газа Очищенный природный газ не имеет ни цвета, ни за- паха, поэтому для обнаружения его утечек газ предва- рительно одорируют, т. е. добавляют специальные ве- щества, обладающие сильным специфическим запахом. В качестве одорантов применяют вещества, содержащие 21
меркаптановую основу. Наиболее часто используют этилмеркаптан C2HsSH. Среднегодовая норма расхода этилмеркаптана для одоризации природного газа состав- ляет 16 г на 1000 м3 газа. Для ввода одоранта в газопровод применяют в основ- ном два типа установок — барботажную и капельную. Одной из современных одоризационных установок является универсальный автоматический одоризатор УОГ-1. В основном одорируют газ на головных соору- жениях магистрального газопровода, но иногда только на газораспределительной станции (ГРС). Пример 6. На осушку в абсорберы поступает 910 тыс. м3 на- сыщенного газа при t = 24°С и р = 4 МПа. Точка росы осушен- ного газа должна быть —14°С. Плотность газа в рабочих условиях рр = 36 кг/м3. Осушка газа выполняется 98%-ным раствором диэ- тилегликоля. Определить часовой расход потребляемого ДЭГ и необходимое число тарелок в абсорбере. По графику рис. 3 находим влагосодержание газа на входе в абсорбер — 0,74 г/м3, на выходе — 0,055 г/м3. Количество влаги, отбираемое из газа, 910-103 (0,74 — 0,055) , -------—------------— = 623,35 кг/ч. 1000 Плотность 98%-ного раствора диэтиленгликоля р = 0,98-1,117 + 0,02-1 = 1,114 г/см". Из опыта эксплуатации промышленных установок осушки газа известно, что расход циркулирующего в системе раствора состав- ляет 0,03—0,05 м3/кг извлекаемой воды. Примем 0,03 м3/кг, что составляет 33 кг/кг. Тогда конечную концентрацию абсорбента оп- ределим на основании уравнения (34): 1-К, 6В = откуда Кг = 95 %. Требуемое количество свежего раствора (34) 623,35-95 , G — --------------- 19739 кг/ч. 98 — 95 Скорость газа в свободном сечении абсорбера (40) и = 0,818/1^36 = 0,136 м/с. Секундный расход газа, проходящего через систему осушки, , 910-10»-297-0,1 с . .. у = ---------------= 6,6 м3/с. 3600-4-293 Необходимое сечение абсорберов р = 6,6/0,136 = 48,5 м». 22
Примем диаметр абсорбера 2400 мм, тогда необходимое число абсорберов 48,5-4 п =------------= 10,7. 3,14-(2,4)а Примем п = 11. Определим координаты крайних точек оперативной линии. На входе раствора и газа из (37) *1 0,02 0,98 - 18 '106,12 = 0,120316 моль Н2О на 1 моль ДЭГ; 0,740 1000 У1 = = 0,000921 моль Н»О на 1 18 22,41 2 моль газа. На выходе раствора и газа 0,05 18 0,055 У2 ~ 18 *2 = 0,95 -------= 0,310284 моль Н2О на 106,12-2 1000 -----= 0,000068 моль Н,0 на 1 22,41 1 моль ДЭГ, моль газа. Для построения кривой равновесия воспользуемся графиком парциальных давлений водяного пара в растворе. Определяем мо- лярную концентрацию воды в растворах разной концентрации, за- тем по графику рис. 8 определяем парциальные давления водяных паров в этих растворах. Данные расчета сведем в табл. 4. Таблица 4 Результаты расчета кривой равновесия Концентрация Н,О ц раство- ре. % Давление водя- ных паров в растворе. Па, при 24° С Молярная кон- центрация воды в растворе, моль/моль Равновесная моляр- ная концентрация водяных паров в га- зе, моль/моль 1 76 0,0595 0,0000193 2 200 0,1203 0,0000509 3 375 0,1821 0,0000951 5 587 0,3103 0,0001495 Построением ступенчатой линии от точки входа и выхода раст- вора (В) до точки выхода газа и входа раствора (Л) находим число теоретических тарелок, равное 2 (рис. 9). Приняв к. п. д. практи- ческой тарелки равным 0,4, получим требуемое их число 2 :0,4 = = 5 тарелок. Пример 7. На очистку от механических примесей на масляные пылеуловители поступает 13,8 млн. ма/сут газа при р = 4 МПа и / = 24°С. Определить необходимое число пылеуловителей. Примем диаметр пылеуловителя 2400 мм. Пропускная способ- ность масляного пылеуловителя определяется по формуле (31): (2,4)а-4 / 900 — 36\0,5 QCT = 9,3510«-1-H—(--------—— = 3,55-10" м3/сут. т 297 \ 36 / ' 3 23
Необходимое число пылеуловителей . 13,8 10е 3,55-10» =3’9' К установке примем 5 пылеуловителей, один из которых резервный. Г л а в а 3 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ Расчет простых газопроводов В основе всех гидравлических расчетов лежит теоре- тическая формула массового расхода G для установив- шегося изотермического режима течения G = — 4 2 2 Рн-Рк XzRTqL (42) где рн, рк—соответственно давление в начале и в конце трубопровода длиной L, внутренним диаметром D; 1 — коэффициент гидравлического сопротивления; z — ко- эффициент сжимаемости газа; R — газовая постоянная транспортируемого газа; То — температура окружающей среды (принимается постоянной); рн и рк — выбирают- ся с учетом характеристики установленного оборудова- ния в начале и в конце трубопровода при обеспечении необходимой прочности труб. При проектировании и эксплуатации газопроводов по- нятие «массовый расход» практически никогда не ис- пользуют; вместо него применяют «объемный расход», приведенный к стандартным условиям. Этот расход называют также «коммерческим» (слова «при стандарт- ных условиях» или «коммерческий» практически всегда в технической документации опускаются как само собой разумеющиеся). На основании уравнения состояния объемный (коммерческий) расход можно выразить G GRTст GRbTCt 1 =г------- = ------- » Рст Рст АРст (43) где рст — плотность таза при стандартных условиях (Рст, Тст); RB — газовая постоянная воздуха; Д — отно- сительная плотность газа по воздуху. 24
С учетом (42) имеем 1 / 2_ 2 «-к|/ -йтгг01. Ш) * KZ&i qL, где к = — 4 рст Значения К приведены в [7]. Коэффициент гидравлического сопротивления от тре- ния Хтр определяется по универсальной (обобщенной) формуле ВНИИГаза Хтр = 0,067 + (45) \ Re D / где Re — число Рейнольдса; k — эквивалентная шеро- ховатость внутренней поверхности труб. В такой форме выражение (45) применимо для зоны смешанного трения. При гладкостенном (гидравлически гладкие трубы) режиме течения газа, когда 158/Re^> ^>2k/D формула (45) будет иметь вид ^о.°67^Г=^- <4б> \ Кс / Ке При квадратичном законе сопротивления, когда 158/Re<C2&/£), имеем ZTP = 0,067 ^У’2. (47) По данным ВНИИГаза для новых труб k = 0,03 мм. Тогда из (47) получим 1 0,03817 /до\ — до.’2' ' ’ (48) При пользовании последней зависимостью внутренний диаметр трубы D следует брать в миллиметрах. Магистральным газопроводам присущ, как правило, квадратичный закон сопротивления; при неполной заг- рузке газопровода чаще наблюдается режим смешанно- го т|рения. Гладкостенный (гидравлически гладкие тру- бы) режим течения характерен для распределительных газопроводов (малого диаметра). Граница между сме- шанным (переходным) и квадратичным режимами те- 25
i~моли Воды на /моль ДЭГ Рис. 9. Графо-аналитический спо- соб определения числа тарелок в абсорбере Рис. 10. Зависимость расхода Quen от диаметра газопрово- да D Рис. 11. Зависимость коэф- фициента а (в млн. м3/сут) Q /1200\2,5 от параметра — - —— Рис. 12. График распреде- ления давления по длине газопровода (39,9 млн. м3/суг—пропуск- ная способность базового газо- провода диаметром 1200 мм)
Цеййя определяется зависимостью ReneP=11(^r)1,5' (49) При Re>Renep имеем квадратичный режим течения, при Re<Renep — смешанный. Число Рейнольдса Re = wD = —4^Р — 4<3 _ 4(?РвЛ . v nDvp nDr) лРт] Здесь w — средняя по сечению трубы скорость течения газа; v и г) — соответственно коэффициенты кинемати- ческой и динамической вязкости. Как следует из послед- него выражения, число Re по длине остается постоян- ным, так как ц практически не зависит от давления. Выразив <2 в млн. м3/сут, D — в мм и г) в Н • с/м2, получим Re = 17,75-103-^- • (50) 2?Т] На основании (49) и (50) находим О2,5г> Qnev = 0,219-10-3- (51) kl' ° Л Для большинства природных газов (метана больше 90 %) при проектировании новых газопроводов (fe = = 0,03 мм) расход Qnep, соответствующий переходу од- ного режима в другой, можно определить по графику рис. 10. Для магистральных газопроводов без подкладных ко- лец дополнительные местные сопротивления (краны, переходы) обычно не превышают 2—5 % от потерь на трение. Поэтому при технических расчетах за расчетный коэффициент гидравлического сопротивления можно принимать Х = (1,02-е- 1,05) ХтР. (52) Приняв А.=1,035ХтР, с учетом (48) из (44) получим /2 2 Рн~-- • (53) ДгТ0£ В данной формуле Q измеряется в млн. м3/сут; D — в мм, ри и рк — в МПа, То — в К, L — в км. Эта зависимость является основной в практических расчетах. Коэффициент а учитывает отклонение действительного 27
режима от квадратичного (а=1 при квадратичном ре- жиме), он определяется по графику (рис. 11). Коэффи- циент <р учитывает влияние подклаДных колец, при 12- метровых трубах ф — 0,975, при 6-метровых трубах Ф = 0,95, для Других значений длин труб ф вычисляется по линейной интерполяции, при отсутствии подкладных колец ф= 1; коэффициент эффективности Е учитывает фактическое состояние внутренней поверхности трубо- провода — отклонение абсолютной шероховатости труб k от принятой в расчете (0,03 мм), засорение газопро- вода при строительстве и эксплуатации (песок, конден- сат, гидраты и т. п.), увеличение, против усредненных, потери давления в местных сопротивлениях из-за боль- шого числа переходов, кранов и т. д.; при проектирова- нии газопроводов из новых труб без специальных по- крытий внутренней поверхности Е принимается равным 1, таким образом коэффициент эффективности Е = -^- = \/ — , (54) Q | Хф где Q<j), Q, Хф, А — фактические и расчетные (теорети- ческие) значения расходов и коэффициента гидравли- ческого сопротивления. Значения Хф и (Эф вычисляют по формулам (44) и (53), подставляя в них замеренные данные всех параметров. Измерения делают в дни, когда режим наиболее близок к стационарному. Коэффициент эффективности определяют периодически для каждого участка (перегона между компрессорными станциями). Если необходимо определить давление р на расстоя- нии х от начала трубопровода, то в формулах (44) и (53), заменив рк на р, a L на х и сделав несложные преобразования, получим р=1/рн—(65) _ АгДТр________zAT0_______ — №D5 “ (16,7-10—ва<р££>2,6)2 Имея в виду, что рк = Vp2h—cQ2L, из (55) получим более удобную зависимость: Р = Рн— (Рн — Рк)~- (56) Линия, описываемая уравнениями (55) и (56), явля- ется параболой (рис. 12); градиент увеличивается по 28
длине газопровода. В начале газопровода, когда давле- ние высокое, плотность газа большая. Вследствие этого удельный объем газа мал и скорость движения газа не- большая. По мере удаления от начала газопровода дав- ление газа уменьшается, что ведет к увеличению удель- ного объема газа (к уменьшению плотности), а следо- вательно, к росту скорости движения газа (при постоян- ной площади поперечного сечения, D = const) Так как потери на трение пропорциональны квадрату скорости, то увеличение скорости движения газа приво- дит к интенсивному падению давления на концевых участках перегонов между компрессорными станциями. Для того чтобы определить коэффициент сжимаемос- ти, количество газа в газопроводе, рассчитать аккуму- лирующую способность газопровода и т. д., необходимо знать среднее давление. Так как в газопроводах закон падения давления по длине имеет нелинейный характер, то среднее давление вычисляется как среднеинтеграль- ное значение: _ 1 с . _ 2 Рн-Рк _ Рср . 1 Р^х • о о о 3 Рн— Рк 2 Рн + РнРк+Рк 2 / J Рк \ (57) 3 Рн + Рк 3 \ Рн + Рк / Иногда вместо среднеинтегрального рср применяют среднеарифметическое давление рср.а, которое меньше среднеинтегрального на величину, пропорциональную заштрихованной площади (см. рис. 12). Абсолютная погрешность при этом будет „ 2 Рн — Рк ор — Рср Рср.а — о 2 2 3 Рн Рк < \ __ Рн + Рк __ (Рн Рк)2 ) '7^'8) 2 6 (рн + рк) \ а относительная погрешность = ., (59) р 4 е2 + е + 1 где е = Рн/рк — степень сжатия. Чем больше е, тем больше относительная погрешность от применения среднеарифметического давления, пре- дельная погрешность — 25 %. 29
Газ при прохождении через компрессоры нагревается и несмотря на то, что после его охлаждают, он при пос- туплении в трубопровод имеет температуру 40—60°С, существенно отличающуюся от температуры окружаю- щей среды. Температуру газа Т на любом расстоянии х от начала трубопровода можно вычислить по следующей формуле: —Шу— —Шу— T^T0 + (TH-TQ)e 1-е L, (60) где То — температура окружающей среды; Тп — началь- ная температура газа (при поступлении в газопровод); Di — коэффициент Джоуля — Томсона; Шу — параметр Шухова, = (61) GcP К — коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду; сР — массовая теплоемкость газа при постоянном давлении. При выводе формулы (60) для упрощения принят линейный закон распределения давления. Температура газа в магистральном газопроводе за счет эффекта Джоуля — Томсона обычно пони- жается на 3—5°С, и в результате в конце перегона она может оказаться ниже температуры окружающей среды. Для того, чтобы делать гидравлические расчеты, опре- делять массу газа, коэффициент сжимаемости и т. д„ приходится температуру газа по длине газопровода ус- реднять. На основе (60) имеем Тср = \Tdx = TJi ШУ - .) L Шу Рн — Рк /j ___ 1 —е Шу\ 1 = ToUIv \ Шу (62) где ф — поправка на неизотермичность потока. Таким образом, если в формулы расхода вместо То подставлять Трф, то формулы оказываются пригодными для неизо- термических потоков. Как показывает числовой анализ, при Шу>4 величина ф~ 1, т. е. неизотермичность пото- ка настолько мала, что она не оказывает влия- ние на пропускную способность газопровода (тем- пература газа практически на всей длине равна 30
температуре окружающей среды). При Шу<4 влияние неизотермичности существенное; в этом случае -ф> 1 и при прочих равных условиях пропускная способность газопровода уменьшается. Предельное снижение про- пускной способности 8—10 % (при Шу = 0). Если пренебречь влиянием эффекта Джоуля — Том- сона (Di = 0), то из приведенных формул получаются известные зависимости Шухова. Коэффициент теплопередачи К от газа в окружаю- щую среду зависит от условий прокладки трубопровода. При подземной прокладке К зависит от глубины зало- жения газопровода и теплофизических характеристик грунта, которые определяет коэффициент теплопровод- ности грунта z.rp. Теплофизические характеристики измеряют по трассе предполагаемого к строительству газопровода. Когда отсутствуют данные непосредственных измерений Хгр, для практических расчетов можно воспользоваться обоб- щенными зависимостями, полученными путем построе- ния формул вероятностных связей методом регрессион- ного анализа: для песка 103 lgXrp = — 134,2 + 23,89^—2,3897 + + 442,98р — 0,2762ш2; (63) для суглинка Ю31g Хгр == — 711,8 + 8,25ш — 17,2р + 2,487'; (64) для смешанного грунта (песок, глина, суглинок, супесь, песчаник, известняк) 1031g Лгр = —920,27+ 13,9ш + 18,6р + + 3,267 — 0,36+2. (65) В указанных формулах Хгр, со, р, Т — соответственно коэффициент теплопроводности, Вт (м-К); влажность, %; плотность, т/м3, и температура грунта, К (на глу- бине заложения до оси трубы). Расчетное значение коэффициента теплопередачи мож- но определить по формуле „ 700 \°’9 * = где D — внутренний диаметр трубопровода, мм; К — базовый коэффициент теплопередачи для трубопровода 31
диаметром 700 мм (рис. 13), При ориентировочных рас- четах можно принимать для грунта, состоящего из сухо- го песка, К= 1,16 Вт/м2 • К; для очень влажного песка К = 3,5 Вт/м2 • К, для сыроватой глины К = 1,6 Вт/м2 •К. Приближенное среднее значение коэффициента Рис. 13. Зависимость коэффициен- та теплопередачи К для заглуб- ленного трубопровода от коэффи- циента теплопроводности грунта Х,гр и глубины заложения h (до верхней образующей трубы) теплопередачи К — 1,75 Вт/м2 • К. Коэффициент тепло- передачи для надземного газопровода 4270 jt2 ,2 К = [1+3,5- Ю-з (Ts-273 )][®B(TS + + 123,6)]°’8, (67) где Ts — средняя по длине участка газопровода темпе- ратура окружающей среды (воздуха) в расчетный пе- риод; wB — скорость ветра для расчетного периода; D — внутренний диаметр трубопровода; значения Ts и wB выбираются по СНиП П-А 6—62 или по справочнику «Климат СССР». Теплофизические характеристики перекачиваемых га- зов (кроме плотности) в тепловых расчетах магистраль- ных газопроводов можно принимать постоянными. Наи- более часто приходится оперировать с массовой тепло- емкостью ср, которая для природных газов (свыше 80 % метана) равна 2000 Дж/(кг • К). Для других смесей га- зов ср берется по справочникам. 32
Для негоризонталвного (рельефного) газопровода формула расхода имеет вид Г . 2 2 а(Ук~1 п лРа 1/ [Рн -Рке 1Р 4 г XzR'T дДлриг где 2g . zRT„ ’ (ayl _ п — число наклонных участков газопровода; y-i, yi-\ — соответственно геодезические отметки конца и начала /-го наклонного участка длиной Л (при этом уо = уп — геодезическая отметка начала газопровода, уп=ук — геодезическая отметка конца магистрального газопрово- да длиной L). Имея в виду (42) и (43), найдем Движение газа по рельефному газопроводу возможно при выполнении условия е—аЦ<— 82 > 1. При этом ~ Уп> наименьшая степень сжатия будет ге = е Параметр еп(,''к—влияет на активную движущую силу. аУ„ п . ^аУ[______________________е aiy—i Значение суммы -------— ----------------определя- а L уI —Уl-i ет влияние профиля на гидравлическое сопротивление газопровода. Если отметки начала и конца газопровода равны, то влияние профиля одинаково при любой сте- пени сжатия (не зависит от е): ^нг G 2-554 33
При ук=/=ун чем меньше е, тем больше отклонение по пропускной способности от горизонтального газопрово- да. При неограниченном возрастании а (при ук^у«) предельное отклонение по пропускной способности так- же стремится к величине (70). " k Если использовать ех = V — > удержав три члена разложения и приняв начальную отметку за нуль отсче- та (уц—0), то а L ' = 1 + (Vi + Z/f-i) lb plea да р2 (1 + аук) и вместо (68) получим зависимости, приводимые в тех- нической и справочной литературе. При равенстве всех нивелирных отметок приведенные зависимости перехо- дят в формулу для горизонтального газопровода. Расчет сложных газопроводов Любую сложную газопроводную систему можно раз- бить на элементы, к каждому из которых можно приме- нить расчетные зависимости для простых газопроводов при выполнении в узловых точках следующих условий: равенство давлений и сохранения массы газа (уравне- ние неразрывности). Такой поэтапный способ расчета является трудоемким. Во многих случаях процесс расчета ускоряется посредством приведения сложной системы к фиктивному простому газопроводу. При этом опери- руют такими понятиями, как эквивалентный газопровод, эквивалентный расход, коэффициент расхода. Простой газопровод будет эквивалентен сложной газопроводной системе, если у него и у системы будут одинаковы все параметры перекачки (расходы, давления в начале и в конце, температуры, теплофизические характеристики перекачиваемого газа), т. е. при различии в геометричес- ких размерах потери на трение в эквивалентном разопро*
воде будут такими же, что и в сложной системе. Экви- валентными между собой могут быть и два простых газопровода. Эквивалентным расходом пользуются для расчета газопроводов с переменным расходом по длине. Эквивалентный расход — это такой усредненный и пос- тоянный- по длине расход, при котором будут такие же потери на трение, что и при изменяющемся расходе по длине. В данном случае опять сложная газопроводная система заменяется простым эквивалентным газопрово- дом, но в отличие от предыдущего случая геометричес- кие размеры газопровода остаются теми же самыми. Таким образом, при применении эквивалентного расхода соблюдается равенство всех параметров за исключением расходов. Коэффициент расхода — это отношение рас- ходов проектируемого газопровода к расходу эталонно- го простого газопровода. С помощью коэффициента расхода можно любую газопроводную сложную систему (или простой газопровод) привести по пропускной спо- собности к одному эталонному газопроводу и этим самым упростить расчет. Рассмотрим наиболее часто встречающиеся случаи. Однониточные газопроводы с участками различного диаметра (рис. 14). Пропускная способность / р*~р* Д = — . (71) КгЛТо п — число участков. р прЧ р р Р^’1^ Ра ~ Пп> 1п рк О I < — -О«— — — -О— — О — — —~ -О Рис. 14. Схема однониточного сложного газопровода Давление в конце участка m будет „2 „2 _ V '’-'’” = -^-2^-^-' (72> 3* 35
ЙЛЙ Р" Р* Л2 D5 1 1 в зависимости от того, какое давление известно (рн или Рк). Соотношение для определения геометрических пара- метров эквивалентного газопровода п /7Q\ Э 4=1 1 П Чаще всего принимают L3 = L = /t-. 6-1 Если режим квадратичный (наиболее вероятный для газопроводов), то —l-i—. (74) Коэффициент расхода сложного газопровода = Q/Qo- Пропускная способность эталонного (простого) газо- п провода Qo длиной L = lt и диаметром Do i=l / 2 _ 2 Qo = AV (75) Фактическая пропускная способность Q данного слож- ного газопровода ________ / 2 _ 2 - - Q = A]/ Оо ^р. (76) a0L Коэффициент расхода однониточного газопровода с различными диаметрами 36
Полагая, что абсолютная шероховатость труб одина- кова (для новых труб), с учетом (47) имеем ^ = (Ц./О0)2'6. (78) Численные значения kp для любых D/Da приведены в табл. 5 (D и До — внутренние диаметры). Если D/(DO>1, то вычисляется величина, обратная 1гр (1//гр) по обратному отношению диаметров (Do/D). Параллельные газопроводы (рис. 15). Под параллель- ными понимается такая система газопроводов, которая Рис. 15. Схема параллельных газопроводов имеет общие начальную и конечную точку, а также оди- наковые давления в начале и конце для всех трубопро- водов системы. В реальных условиях длины параллель- ных ниток могут быть различными. Для расчета имеем следующие зависимости. Для эквивалентного газопровода В квадратичной зоне течения газа при одинаковой ше- роховатости (одинаковые X) ____ п ___________ VdI’2/L9 = ^ |/ц5,2/Ч И 1=1 _____ п ______ Коэ5,2 = 2Кц5’2. (81) i 4 37
Коэффициенты расхода k-p Таблица 5 Десятые доли DID' Сотые Доли 0 0,01 0,02 0,03 0,04 0, 05 0,06 0,07 0,08 0,09 0 0 0,0000063 0,000038 0,00011 0,000232 0,000414 0,000666 0,000994 0,001406 0,00191 о,1 0,002512 0,003218 0,004035 0,004969 0,006025 0,007208 0,008525 0,009981 0,01158 0,013328 0,2 0,015229 0,017289 0,019512 0,021902 0,024465 0,027205 0,030125 0,033231 0,036527 0,040016 о.з 0,043704 0,047593 0,051688 0,055993 0,060513 0,06525 0,070208 0,075392 0,080805 0,086451 0,4 0,092333 0,098455 0,104821 0,111434 0,118298 0,125416 0,132792 0,140428 0,148330 0,156499 0,5 0,164939 0,173653 0,182646 0,191919 0,201476 0,211321 0,221457 0,231886 0,242612 0,253639 0,6 0,264968 0,276604 0,288548 0,300806 0,313378 0,326268 0,339481 0,353017 0,366880 0,381073 0,7 0,395599 0,410461 0,425662 0,441205 0,457091 0,473325 0,489909 0,506846 0,524139 0,541790 0,8 0,559802 0,578178 0,59692 0,616033 0,635516 0,655374 0,67561 0,696226 0,717225 0,738608 * 0,9 0,760381 0,782541 0,805099 0,828048 0,851399 0,875149 0,899302 0,923862 0,948828 0,974209
Если диаметры всех ниток одинаковы и равны D, то ряд заменяется произведением. Тогда для переходной зоны __ /оэ5=п/Й*; D9 = n°'4D, (82) для квадратичной зоны /БР = nl/0572, D9 = n0,385D. (83) Расход по системе будет (84) Лэьэ Лд*- или при одинаковых D Q = nQi. (85) Коэффициент расхода (при одинаковых длинах) feP = £ kpi. (86) t=i При этом общий расход по системе /2______ 2 (87) Количество газа, перекачиваемого по любой нитке па- раллельной системы, Qi = Q^pil^p- (88 Газопровод постоянного диаметра с путевыми отбора- ми (подкачками) газа qi (рис. 16). На основании фор- - р, @2> ^2 Р? __. ____ ®тЛ/п Рт-1 Рис. 16. Схема газопровода постоянного диаметра с путевыми отборами (подкачками) газа <7; мулы расхода, исключая давления в узловых точках, можно записать рЗ-рЗ--^ (вэ)
В данном случае целесообразно для приведения сложного газопровода к простому воспользоваться ме- п тодом эквивалентного расхода, а именно (при L=^lt 1=1 2 2 1 /12л Г ~ „ Рн ~ Рк - СэМ-. Т. /2 rfWi . (90) Для квадратичного закона сопротивления 1/ Qs = |/ & (91) Давление в узловых точках можно найти по зависи- мостям ... m или (92) i=m-\-1 По зависимостям (89) и (90) можно найти диаметр при заданных рп и рк или одно из давлений при задан- ном диаметре и другом давлении. Газопровод переменного диаметра с путерыми отбо- рами (подкачками) газа qt (рис. 17). В этом случае имеем 2 2 Рн —Рк = п Qt Kh $ т 2 2 Рн — Р'П = Q^ti . " г л21 2 2 _ 1 ' Qi К Рпг Рк — —— , 7 t . . « Л2 1 £),5 i=m+\ 4 (93) 40
По уравнениям (93) можно найти давления, если за- даны диаметры по участкам. Целесообразно диаметры назначать пропорционально расходам на участках таким образом, чтобы линия падения давления приближалась к параболе (к закону простого газопровода). Это поз- волит дополнительные местные сопротивления в местах смены диаметров свести к минимуму. Для простого га- Рис. 17. Схема газопровода переменного диаметра с путевыми отборами (подкачками) газа зопровода на основании формулы расхода можно напи- сать (см. рис. 17, правый верхний угол): г---аг. , 2 „2 " „2 „2 _2 " 2 1 1 Q2^ — Рн ~Рк — Рн ~Pl — Р1~Р2‘ АЧР L Xi х2 —Xit = Р2~Рк = ^PI-Pk = Рн-Р2 = С0П5 L — х2 L — Xi х2 '(49) т. е. в простом газопроводе разность квадратов давлений в начале и конце любого участка, отнесенная к длине этого участка', есть величина постоянная. Потребуем. у 41'
чтобы это свойство простого газопровода выполнялось для сложного: Рн-Р1 = Р1—Р2 = р!-Рз = /1 Zg I3 ™ Рз-pI pI-pI Ри-Рк = ------ == ------- = ------- . |Уи) Применив формулу расхода к каждому участку, вмес- то выражения (95) получим __ Q2^ __ (96) Dl ~ Dl D® D* ИЛИ \ / \ Qi / Таким образом, можно определить диаметры всех участков, если известен диаметр первого участка. Диа- метр первого участка определим из формулы расхода с учетом (95): При квадратичном законе сопротивления с учетом (47) D, = L>1(Qi/Q1)°-386; ' Q2 0,067 (2Л) ° • 2/11° ‘192 (98) А2 (Р„2-Р^) Qf 0,067 (2k)°-2L АЧр2н-р1) 0,192 Если бы построить газопровод с полученными расчет- ными диаметрами (Оь Dit D3 и т. д.), то линия падения давления была бы плавной, как в простом газопроводе (пунктирная линия на рис. 17). Стандартные значения диаметров надо подбирать та- ким образом, чтобы линия падения давления максималь- но приближалась к теоретической расчетной (сплошная линия) и чтобы выполнялись условия по давлениям рн и рк. Газопроводы переменного диаметра сооружаются 42
тогда, когда отборы (подкачки) значительны и длины участков существенны. Система параллельных газопроводов с перемычками. На направлениях больших газовых потоков строятся параллельные газопроводы, соединенные между собой перемычками, которые позволяют повысить надежность газоснабжения. При ликвидации аварий или при про- ведении плановых ремонтных работ отключается только участок поврежденных ниток между двумя перемычка- ми и происходит перераспределение расходов газа по действующим ниткам. Для системы, состоящей из п параллельных газопро- водов одинакового диаметра с равномерным расположе- нием перемычек, степень снижения пропускной способ- ности при производстве ремонтных работ может быть вычислена по формуле = (П - k) 1 f-------------, (100) Q V (m-i) (n-k)* + n* где Q* — пропускная способность системы при ремонте k ниток на одном из участков; Q — номинальная про- пускная способность системы; m — число участков, на которое разделена перемычками система газопроводов. При допустимой степени снижения пропускной способ- ности из последнего выражения определяется минималь- ное число участков, на которое надо разделить парал- лельную систему из п одинаковых газопроводов: / о \2 *т =------=—<101) L \ Ч ' J Неустановившееся движение газа в газопроводах При нормальной эксплуатации газопроводной систе- мы нестационарность процессов обусловлена изменени- ем режимов потребления (подачи) газа в отдельных узлах системы. Степень влияния характера потребления газа может быть учтена заранее при проектировании. Кроме указанной нестационарное™ на газопроводах наблюдается нестационарность, связанная с нарушения- ми работы отдельных звеньев и ведущая, как правило, к определенной потере работоспособности газопрово- 43
да. Аварии и аварийные остановки связаны с потерей га- за и требуют определенных затрат средств и времени на их ликвидацию. Наибольшее число аварийных ситуаций создается на линейной части газопроводов. Это закупор- ка газопровода в результате образования гидратов, за- мерзания водяных пробок, засорение, образование сви- щей, трещин и разрывов и т. п. Для определения места полной закупорки (М3) или интенсивного засорения газопровода наиболее часто ис- пользуют правило «трех точек», которое основано на том, что относительно квадрата давления р2 теорети- ческая линия депрессии давления линейна и любое от- клонение ее при отсустствии отборов газа свидетельству- ет об увеличении гидравлического сопротивления в дан- ном месте. Методом «трех точек» можно определять и места повреждения линейной части газопровода: по за- мерам давлений строят линию изменения квадрата дав- лений, и точка, где она претерпевает излом, будет ука- зывать на утечку газа (повреждение). Однако таким способом можно обнаружить только крупные поврежде- ния газопровода. Точность метода «трех точек» невысока и полностью определяется точностью графических по- строений. Для более точного определения М3 газопровода мож- но использовать способы перепуска и стравливания га- за. В первом способе перед возможным М3 газопровода полностью перекрывают аварийный и соседний близле- жащий участки (рис. 18). При нормальной эксплуата- Рис. 18. Схема обнаружения места закупорки (М3) газопровода методом перепуска газа 44
ции газопровода линия падения давления изображается параболой. При закупорке автоматические краны Кр закрываются и разделяют газопровод на отдельные сек- ции, в каждой из которых через какое-то время уста- новится среднее давление, и по длине газопровода рас- пределение давления будет ступенчатым. При полной закупорке газопровода место закупорки М3 будет иг- рать роль разделительного крана. Если теперь открыть кран, разделяющий участки t и х, то через какое-то вре- мя в объединенном участке длиной (l' + х) установится общее для этих участков среднее значение рсР. Из урав- нения материального баланса находим расстояние до М3: х = ^ср; — Р°р I Рср — Рсрх (102) где рср/ и рсрх — соответственно средние давления на участках I и х до открытия разделительного крана. Дав- ления рср/ и рсрх и рср замеряются манометрами после установления равновесия. Давление рсР/(РсРх) установит- ся через время- T=_2_1Z UP 1П Ph + Vph ~ P'epl 3 DzRT0 Pep; Ph PcPZ Ph + Pep/ Рн + 2pcp/ Рн + PcP/ где 2 2 , Рн Рср/ Л2 „2 Рн Рк Рср!----5" I Рн Н-;--- 3 \ Рн + Рк / Значения рн, рк и рср/ принимаются для участка в на- чальный момент времени. При определении рсрж следует заменить I на х и взять соответствующие давления. На рис. 18 пунктиром показано распределение давле- ния в процессе перетока газа из участка I в участок х в произвольный момент времени. Переток газа закон- чится и установится рср через время т = —_ Л1 (Ю4) Я* • С* L Я \ Psp /1 45
где 2a = Xay/(2D) — коэффициент линеаризации; w =» =20-4-40 м/с — средняя скорость перетекания газа; с — скорость звука в газовом потоке. Если по каким-либо причинам перепуск газа невозмо- жен, то для определения М3 можно применить метод стравливания газа из участка х (см. рис. 18), который равен X =------4QtpctTcP2-- , (105) nD27'CT (Рсрн РсРк) где Q— расход газа при стравливании, приведенный к стандартным условиям; т — время стравливания газа; Рср н и рСр к — среднее давление в газопроводе в начале и в конце стравливания газа. Метод стравливания газа хуже не только потому, что связан с потерями газа, но и потому, что, кроме мано- метров, требуется расходомер. Точность указанных при- боров будет определять точность метода. Многие аварии линейной части газопровода прихо- дится ликвидировать после опорожнения поврежденного участка от газа. Время опорожнения участка газопрово- Рис. 19. Номограмма для определения времени опорожнения газен провода г (для метана при 7'ср = 288 К): рСр — среднее давление на участке, D и d — соответственно внутренние диа- метры газопровода и продувочной свечи; L — длина участка газопровода; шка- ла / — при отношении рабочего сечении крана к сечению продувочной свечи а»0Л шкала 11 — m=0jb 46
да можйо ойредеЛить по йомограмме (рис. 19). При других значениях т время опорожнения (106) /nz где т— время опорожнения участка газопровода при /п = 0,4; т' — новое отношение сечений. На практике ве- личина т принимается обычно равной 0,3—0,4. Пример 8. Определить массовый и объемный расходы для га- зопровода длиной 60 км, наружным диаметром и толщиной стенки трубы 720 X Ю мм. Абсолютное давление в начале газопровода Ря = 4,8 МПа, в конце рк = 1,2 МПа. Абсолютная плотность газа при стандартных условиях р = 0,75 кг/м3, газовая постоянная R =620 м2/(с2-К). Коэффициент динамической вязкости газа T] = 12,3 • 10-в Н с/м2, коэффициент сжимаемости z = 0,92. Тем- пература грунта на глубине заложения газопровода 10°G Эквива- лентная шероховатость внутренней поверхности труб k = 0,1 мм. Предполагая квадратичный закон сопротивления, по формуле (47) определяем коэффициент гидравлического сопротивления: / 2-0,1 \0.2 Хтр = 0,067(——-—1 =0,0131. р \ 700 ) В соответствии с (52) расчетное значение принимаем А,=0,013б. По (42) вычисляем массовый расход: 3,14 ,/ (4,82— 1,22) • Ю32 0,76 , Q =------ 1/ --------------------------------= 142,9 кг/с- 4 У 0,0135 - 0,92 - 520 • 283 60 • 103j Объемный расход по (43) будет 142 9 Q =-----1— = 190,53 м3/с= 686 • 10а м3/ч = 16,46 млн. м3/сут. 0,75 Проверяем правильность выбранного режима. По формуле (51) определяем значение расхода, соответствующего переходу в квад- ратичный закон сопротивления: 3 7002,5 • 12,3 • 10“б • 1,206 , QneP = 0,219 • IO"3 -------—--------------= 1,776 млн. м3/сут. 0.11’6-0,75 Здесь рв = 1,206 кг/м3 — плотность воздуха при стандартных условиях. Так как QneP < Q, то режим выбран правильно. Пример 9. По условиям предыдущего примера определить дав- ление в конце газопровода для Q= 8 млн. м3/сут с учетом следую- щих данных: избыточное давление в начале газопровода ра — = 3,6 МПа, k = 0,03 мм. По графику рис. 10 устанавливаем, что газопровод работает в зоне смешанного трения, так как <?Пер = 10,8 млн. мэ/сут, поэтому коэффициент гидравлического сопротивления будет вычисляться по обобщенной формуле (45). 47
Относительная плотность перекачиваемого газа 0,75 1,206 0,622. Параметр Рейнольдса Re _ 4QpBA 4 8 10» • 1,206 0,622 _ л£)т) 24 • 3600 • 3,14- 0,7 • 12,3 • 10”6 = 10,27.10»: Сделаем проверку по переходному значению параметра Рей- нольдса (49): \ / 700 \1.5 • Кепер = П (- - ) = 13,86-1-0», т. е. зона смешанного трения. Для определения вида течения достаточно определить либо Qnep, либо Reiep. Коэффициент гидравлического сопротивления на трение по газа (45) 158 , 2-0,03\0.2 = 0,067 , ’ =0,0106. * \10.27-10» • 700 / В соответствии, с (52) расчетное зиачение А=0,011. Из (44) находим конечное давление: 2. teATV-Q1 2. Рк у Р« Х3Д» 3,7013». 1012 0,011-0,92-0,622283-60000-8»-101а 242-36002-0,03б52.0,7» = 3,1657.10» Н/м». Избыточное конечное давление " рк = 3,1657-10«—0.1013-10» = 3,0644.10» Н/м2. Конечное давление можно определить и по формуле (53), при- няв <р и Е равным единице, как для новых труб. Вычисляем комп- лекс: r Q / 1200 \2.6 >8 / 1200 \2.5 39,9 \ D ) ~ 39,9 I, 700 / По графику рис. 11 определяем: а = 0,9935. На основании (53) 2 AzTpLQ2 ₽н 16,72-10—12О5,2а2 1 / „ 0,662-0,92.283-60.82 = I/ 3,7013’—--------------т»----г-д------— = 3, 657 МПа. V 16,7’-10- 1а-7005,2.0,99352 Пример 10. Определить возможный диапазон изменения давле- ния на 80 км газопровода при нормальных условиях эксплуатации 48
для следующих данных: длина газопровода L = 100 км, наружный диаметр и толщина стенки трубы DB X б = 920 X 10 мм, абсолют- ные' Давления в начале и в конце соответственно ря = 5,6 МПа, ' рк = 2,4 МПа. При стационарном режиме передачки в каждом сечении газо- ' провода устанавливается вполне определенное давление. При пла- ‘ новой остановке перекачки по всему трубопроводу устанавливается среднее давление. Диапазон изменения давления в данном сечении будет определяться разностью между средним и рабочим давлени- ниями. Рабочее давление на 80-м км вычисляем по (56): р=1/ 5,6*—(5,6*— 2,4*)----= 3,3 МПа. К 100 Среднее давление в газопроводе по (57) 2 / 2,4* \ Рср + —4jl= 4,21 мпа. Возможный диапазон изменения давления на 80-м км газопро- вода Др = рсР — р = 4,21— 3,3=0,91 МПа. Пример 11. По условиям предыдущего примера определить количество газа в газопроводе при нормальных условиях эксплуа- тации. Дополнительные данные: z = 0,94, to = —3°С. Сравнить с расчетом по среднеарифметическому давлению. Определяем количество газа в трубопроводе, приведенное к стандартным условиям по формуле (30) при zei = 1: У = 3,14.0,9*.1У.4,21-293 гРст^о 4-0,94.0,1013-270 Среднеарифметическое давление Рср.» = ~Z~ (Рн + Рк) = “7“ (5,6+ 2,4) =4 МПа. £ Количество газа в газопроводе, вычисленное по среднеарифме- тическому давлению: 3,14.0,9*.10»-4-293] - 4.0,94.0,1013.270 = 2,9-10» м». Здесь принято, что коэффициенты сжимаемости при среднеин- тегральном и среднеарифметическом давлениях близки между собой. Относительная погрешность 6V V 3.05-10» — 2,9-10» ,05-10» = 4,92%, т. е. фактическое количество газа примерно на 5 % больше. Так как количество газа в трубопроводе в основном определя- ется средним давлением (остальные параметры неизменны), то вычисление по (59) дает ту же самую погрешность. 49
Пример 12. Газ поступает в газопровод при температуре = — 60°С с массовым расходом G = 150 кг/с. Длина газопровода £ = 38 км, £>нХ6 = &30х8 мм. Газопровод уложен в грунт, сложенный из суглинков: плотность грунта р = 1,6 т/м’, средняя влажность грунта w = 30 %, температура грунта на глубине зало- жения трубопровода <Гр = —3°С. Массовая теплоемкость газа ср = 2000 Дж/(кг • К), газовая постоянная R = 510 Н • м/(кг • К), коэффициент сжимаемости z = 0,91, коэффициент Джоуля — Том- сона Di = 3,5 K/МПа. Коэффициент гидравлического сопротивления Х=0,015. Оценить влияние неизотермичности потока, если давление в начале газопровода рн = 5,6 МПа. Из (42) определим конечное давление без учета неизотермич- ности потока: _________________ . / 2 16бМгЯГ0£ Рк = I/ РИ— п1рь — 16- 150а-0,015-0,91-510-270-38000 5 ба-101а ——----------------------------------- 1 3,143-0,6146 = 1,227-10е ГЦма= 1,227 МПа. По формуле (64) определяем коэффициент теплопроводности грунта: 108 lgXfP = -711,8 + 8,25-30- 17,2-1,6 + 2,48-270= 177,78; Хгр= 1,51 Вт/(м-К). В соответствии со СНиП П-45—75 минимальная глубина зало- жения до верха трубы для данного диаметра принимается равной 0,8 м. По графику рис. 13 находим К=1,86 Вт/(м2 • К)- По форму- ле (66) определяем коэффициент теплопередачи: К= 1,86(700/614)°-9 = 2,09 Вт/(ма-К). (61) вычисляем параметр Шухова: 2,09-3,14.0,614-38000 Шу = —------1----1---------= 0,51. * 150-2000 По По формуле (60) вычисляем температуру газа на расстоянии x/L = 0,5 от начала трубопровода: п =, п = . 5,6- 1,227 Т = 270 + (333 — 270) е~°’51 ’ °-5 — 3,5 ----х х (1 _е-°-61'0-5 )=312,1 К или 39,1 °C. Н Для остальных значений x/Z. температуры приведены в табл. 6, По формуле (62) вычисляем поправку на неизотермичность те- чения газа: 333 — 270 1 —е“°’51 г 5,6—1,227 ^= 1 + 270 ’ 0,51 ~3 ’ 270-0,51 Х 60
Таблица в Изменение температуры газа по длине газопровода при Шу — 0,51 т. к xlL г. К С учетом Di Без учета Di С учетом Di Без учета DI 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 Если э = 1,183 Ср 333 328,4 324 319,8 315,9 312,1 ффект Джоу здняя темпер 333 329,9 326,9 324 321,4 318,8 ля—Томсона атура газа по 0,6 0,7 0,8 0,9 1 не учит! (62) 308,5 305 301,8 298,8 295,8 лвать (Di = 316,4 314 311,9 309,8 307,8 0), то ф.= 7^ = 270-1,159 = 312,9 К- Если Di = 0, то Т*сР=270 • 1,183 = 319,4 К. Уменьшение пропускной способности газопровода будет 1/)/^= 1/|/ 1,159 = 0,93, т. е. неизотермичность потока газа при прочих равных условиях снизила пропускную способность на 7 %• Если Di=0, то> 1/Уф.= = 1/V1,183 = 0,92, т. е. снижение на 8 % Оценим влияние газа в газопроводе: для Di =£0 эффекта Джоуля — Томсона на количество 1/ = 1/тр РеР^; ZpQTT Ср для Di = 0 1/ _ I/ РсуГс-т Г* — ГтР * 2РстГср т 1 ср 319,4 —-^= 1,02, откуда V т. е. неучет эффекта Джоуля — Томсона дает заниженное (2 %) количество газа в трубопроводе. Таким образом, в данном примере неизотермичность потока снижает пропускную способность на 7—8 %. Внесем в исходные данные следующие изменения: G—75 кг/с, Е=150 км, Di = 4,5 K/МПа. Выполнив аналогичным образом расче- ты, получим: рк = 1,38 МПа, Щу = 3,225, <р = 1,054, <р.= 1,069, Гср = 286,6 К, Т*ср = 2883 К, 1/|<₽ = 0,974, 1/у<р.=0,967, 51
T*ep/7’cp= K/V. = l,007. Изменение температуры газа по длине трубопровода показано в табл. 7. Таблица 7 Изменение температуры газа по длине газопровода при значении Шу — 3,225 x/L т. к т. к С учетом Di Без^чета С учетом Di Без ^чета 0 333 333 0,6 274 279,1 0,1 314 315,6 0,7 271,3 276,6 0,2 300 303 0,8 269,3 274,8 0,3 290 293,9 0,9 267,9 273,5 0,4 283 287,3 1 266,8 272,5 0,5 277,8 282,6 Таким образом, с увеличением параметра Шу влияние неизо- термичности на пропускную способность уменьшается даже при бо- лее существенных коэффициентах Di. Влияние же эффекта Джоу- ля — Томсона наиболее существенно проявляется при распределе- нии температуры газа по длине газопровода. Пример 13. Определить массовый расход в рельефном газопро- воде длиной £=100 км, £>нХ6 = 720X10 мм. Абсолютные давления в начале и конце газопровода рн = 5,6 МПа, рк=2,5 МПа. Средние расчетные значения других параметров: Z = 0,018, z = 0,95, R = = 500 Н м/(кг-К), То = 28О К. Трасса газопровода разбита на пять наклонных участков, нивелирные отметки которых показаны на 52
рис. 20. Сравнить с горизонтальным газопроводом. Определим коэф- фициент а по формуле (68): =-----2JM4-----= 5 8 м 0,95-500-280 Определяем поправку, учитывающую влияние профиля: е-14,75- 10-®-675 '*’нг = 14,75-10-® Х (25 е14,75-10—в-100 _ е14,75-10-^-675 25 100~' 100 — 675 + Too- х 1 _е14,75-10-8-100 ]0 е14,75-10-в-350 _ 1 х 0—100 + 100 350 — 0 (5,62 — 2,52) • 1012 0,7 ---------------------1— = 104,28 0,018-0,95-500-280-10® кг/с. 20 е14.75 - ю—®-400 _е14,75 - 10—в-350 + 100 400—350 + 20 е14,75-1 0-8-950 _ е14,75-1 0-®-4 00 > +-----------------------------------------) = 0,854. 100 950 — 400 ) По (68) определяем массовый расход: (5,62 — 2,5» е14 75,1 0-8(950 —675)). юта.0,7 0,018-0,95-500-280-Ю60,854 = 112,26 кг/с. Массовый расход без учета влияния профиля по (42) „ 3,14-0,7» 4 Отношение массовых расходов GHr/G =412,26/104,28 = 1,077. Определим наименьшее значение степени сжатия, при которой возможно движение газа (<7нг = 0): а(г/к—Ун) 1 4.75 1 О—5(950—675) е=е 2 = е 2 =1,02. Перепад давлений, расходуемый на подъем газа с отметки уя = 675 м до отметки ук = 950 м, / 1 \ / 1 \ Ар — Рн — Рк — Рн I 1 — ) — Рн I 1 — . ) — 0,020рн, \ В / \ 1,ОД)/ т. е. гидростатическое сопротивление составляет ~2 % от ря. Активное давление в начале газопровода ри.—Др = рв — 0,02рв = 0,98рв. 53
Определим параметры для случая обратной перекачки при про- чих равных условиях, т. е. t/B=t/o=95O м, t/K = i/n=675 м, </i = = 400 м, (Л*=350 М, 1/з=0, {/4=100 м: е—14.75-ю—6 *-950 '*’иг = 14,75-Ю-6 А / jo е14,75-Ю-Б-400 _е14,75-10-’-9S0 Х\100~ 400—950 20 е14-75’10-8’300 —е14,75’10-8’400 L . — —------------------- — — 100 350—400 10 1 — е14'75-Ю-®-350 25 е>4,75-10-’-100 _ 1 + 100 0—350 + Too 100—0 + 25 .14,75-10-’-675 _ е14,75-10-’- 1 00 \ +--------------------------------------— = 0,82; 100 675—100 / 3,14-0,73 1/"[5,62 — 2,5е-е14,75'10 * * * *~8*675~~ 95°1] • 1О1а-0,7 "г== 4 V 0,018-0,95-500-280-106-0,82 = 115,7 кг/с. Отношение массовых расходов GH1/G = 115,7/104,28= 1,11. Наименьшая степень сжатия начала движения газа (GBr = 0) —5 8 = е '4.75-10 (675-950) __ q gg 2 Противоречия нет, так как гидростатическое давление выступает как активная движущая сила. Дополнительное давление вычисляет- ся аналогично: / 1 \ ! 1 \ Др = Рн — Рк — Рн I 1 — — I = Рн I 1 — — I = —0,02рн. Суммарное активное давление в начале газопровода Рн — Др = Рн — (—0,02рн) = 1,02рн. Так как при обратной перекачке'все нивелирные отметки меньше, чем отметка в начале газопровода, то влияние профиля трассы в этом случае более существенно. Пример 14. Профиль трассы газопровода имеет зеркальное ото- бражение показанному на рис. 20, а именно г/н = 275 м, 1/4 = 850 м, </2 = 950 м, 1/з = 600 м, 1/4=550 м, 1/к = 0. Оценить влияние профи- ля при тех же условиях, что и в предыдущем примере. Проведя аналогичные расчеты, получим: для прямой перекачки т|?иг= 1,051; Сиг= 102,23 кг/с; GHr/G = 0,98; 54
.для обратной перекачки фиг = 1,094; GHr = 99,17 кгс/с; 0Hr/G = 0,95. Наименьшие степени сжатия, при которых начинается движение га- за, и гидростатические давления те же, что и в предыдущем приме- ре. . Сравнивая расчетные данные обоих примеров, видим, что пере- качка газа через перевал характеризуется большими гидравлически- ми сопротивлениями в сравнении с трассой через низину. Пример 15. Оценить влияние профиля (рис. 21) на пропускную способность газопровода; а= 14,75 • 10-5 1/м. По (68) вычисляем <рвг е-14,76 • 10-5 • 660 Г 20 е14,75.10-5.1200 _е14,75.10-5.650 = 14,75.10“6 [НО 1200-650 ЧЛ „14,76.10—5*800 .14,76- 1 0-5.1200 —---------------------------------------+ 140 800—1200 40 е 14,75 • 1 О"5 • 500 _е14,76-10-5.800 + 140~ 500—800 + 30 е14,7б. 10-6-1 00 _ е14,76- 10-5*500 + 140 100—500 65
20 ei 4,7 6 J О-®. 650 _е14,75.1О-6.1О0 ' + 140 650—100 _ =1‘ Имея в виду, что 1/н = 1/к и <рыг= 1, получаем, что у данного газо- провода пропускная способность такая же, как и у горизонтального (т. е. профиль трассы не влияет). Это объясняется тем, что энер- гия, затрачиваемая на подъем газа, полностью компенсируется на участках спуска. Графически это выражается равенством площа- дей «плюс» и «минус» (см. рис. 21). Рис. 22. Схема для расчета сложной газопроводной системы Пример 16. Для сложной системы, изображенной на рис. 22, определить пропускную способность и найти аналитическую зависи- мость для эквивалентного газопровода. Из формулы расхода (44) выразим разность квадратов давле- ний: К 2 2 Рк Рк ’ где Для каждого из семи участков сложной системы применим формулу расхода: а) Участок Zi 2 2 ₽н P1 “ В узловой точке с давлением pi газовый поток разделяется на два, а в точке с давлением рБ оба потока опять соединяются (Q = = Qi+Qii). Рассмотрим параллельные ветви. б) Ветвь (Za-b/a + le): участок /а 2 2 Q1W2 , Р1-Р2= Л2ОБ ’ участок 13 2 2 . р2-р3- ЛЧ)5 ’ участок (Б 2 2 Рз-.Рб= Л2Об ’ . 56
Просуммировав левые и -правые части, получим 2 2 | ^8^3 . 'WsX Pl Р&~ Аг 2Э| + О| + О® j ' Расход ветви (Za + Zj+Z.e) Р?~Рб 02 Оз Об5 Аналогично для ветви (Z4+Z5) найдем Суммарный расход по параллельному участку в) Разность квадратов давлений для параллельного участка г) Для участка Z7 имеем 2 2 _ 0.^; Р5 Рк~ A*D% Просуммировав выражения в пунктах <а», «в» и «г», получим 57
Из последнего выражения при заданных рв и рк можно определить пропускную способность данной сложной системы. На основании формулы расхода выражение для эквивалентно- го газопровода будет 2 2 _ Q2 ^э^-э Р«-Рк- -D5 Сравнивая с предыдущим выражением, получим зависимость, по которой можно определять параметры эквивалентного газопро- вода: Задавая либо £>э, по данному соотношению можно вычис- лить другой геометрический размер эквивалентного газопровода. Пример 17. Для повышения надежности болотистый участок газопровода длиной 12,3 км, DHXS=530X10 решили заменить об- водным. Длина обводного участка оказалась равной 19,8 км. Най- ти такой диаметр обводного участка, чтобы давления в начале и конце газопровода не изменились. Предполагая квадратичный закон сопротивления, по (74) оп- ределим диаметр обводной нитки; при этом длину обводной нитки принимаем за длину эквивалентного газопровода: 19,8 12,3 D5.2 ~51о5,2; £>э = 510 19,8\0,192 -----) = 559 мм. 12,3 / Труба ближайшим диаметром по ГОСТу — 630 мм выпуска- ется в ограниченном количестве. Но даже если принять диаметр обводной нитки равным 630 мм, то параметры работы газопровода в целом изменятся, так как необходимый (расчетный) диаметр су- щественно меньше стандартного. Поэтому обводную нитку целе- сообразно сделать из двух диаметров при условии Di<Da<D2. Принимаем £>|Хб1 = 530ХЮ м; £>2X62 = 720X12 мм. Длины участ- ков выбранных диаметров определим таким образом, чтобы гидрат 59
Лйческое сопротивление обводной нитки было таким Же, что и у существующей. На основании (74) можно написать: 19,8 _ Ij, /а 559512 - 5105-2 + 6965-2 ' Имея в виду, что /1 + 12=19,8 км, получим 19,8 __ /, 19,8—1! 5595,2 ~ 5105’2+ 6965,2 откуда определим длину участка обводной линии £>iX6i = 530X ХЮ мм; = 0,625. (696/559)5'2 — 1 I, = 19,8 —-------4-5------= Ю,43 км. (696/510)5-2 — 1 Длина участка обводной линии 1)2X62 = 720X12 мм /2 = 19,8 —10,43 = 9,37 км. Проверка правильности выбранного режима показана в преды- дущих примерах. Пример 18. Определить коэффициенты расхода для труб размерами 273Х Х9 мм и 1420X14 мм, если за эталонный принята труба 2)оХ6о= = 426x9 мм. Вычислим отношение внутренних диаметров для трубы разме- ром 273X9 мм и эталонной: О273 273 - 2-9 О0 == 426-2-9 Предполагая квадратичный закон сопротивления, по табл. 5 находим для Д/Оо = 0,62 kpl=0,288548, для D/Do=O,63 йра = = 0,300806. Используя правило линейной интерполяции, найдем коэффици- ент расхода для трубы размером 273X9 мм: йР273 = 0,288548 + (0,300806 — 0,288548) 0,5 = 0,295. Следовательно, пропускная способность газопровода размером 273X9 мм составляет около 29,5 % от пропускной способности эта- лонного газопровода размером 426X9 мм. Вычисляем отношение внутренних диаметров для трубы разме- ром 1420X14 мм и эталонной: Р14ао 1420-2-14 _з я2 Do 426 -2-9 Так как в табл. 5 нет отношений диаметров больше единицы, то коэффициент расхода найдем по обратной величине: 1 1 --------=-------- = 0,293. 5i42o/79q 3,412 По табл. 5 находим для • - = 0,29 и1ий для 1 = 0,3 —— = 0,043704. D/Da fepj —— = 0,040016, ЙР1 59
tto правилу Линейной интерполяции получим ------= 0,040016+ (0,043704 — 0,040016) 0,3 = 0,041139, Лрнао откуда 1 йр 1420 = == 24,31. ₽112° 0,041139 Таким образом, пропускная способность газопровода размером 1420X14 мм почти в 25 раз больше пропускной способности эта- лонного газопровода размером 426X9 мм. Естественно, что точно такие же значения коэффициентов расхода получаются по формуле (78). Пример 19. Определить пропускную способность газопровода, состоящего из пяти последовательных участков: А=20 км, DiX X6i = 426X9 мм, /2=15 км, £>2X62=530X10 мм, 4=25 км, £>зХ Х6а=630Х9 мм, /4 = 40 км, £>4X64 = 720X10 мм, 4=20 км, £>5Х Х4 = 530Х8 мм. Абсолютные давления в начале и конце газопрово- да рн=5,4 МПа, рк = 1,4 МПа, относительная плотность газа Д=0,63, коэффициент сжимаемости 2 = 0,94, температура грунта на глубине заложения 4=13 °C, эквивалентная шероховатость труб й = 0,5 мм. Общая длина газопровода л=5 £ = ^/i = 20 + 15+ 25 + 40+ 20 = 120 км. г=1 Примем за эталонный диаметр третьего участка £>з=По. Пред- полагая квадратичный закон сопротивления, определяем по (47) коэффициент гидравлического сопротивления эталонного газопровода: ХтР = 0,067 (2-05/612)° 2 = 0,0186. На основании (52) расчетное значение примем равным 0,0195. Приняв из [7] значение 2 2 млн. м3 К 2- км 2 су т-МПа-мм2,6 способность эталонного газопровода: К = 3,32-10—в по (44) определим пропускную / (5,4а—1,42)-6125 „ On = 3,32-10—8 1/ ------------------------ =8 млн. ма/сут. Чо « у 0.0195-0,94-0,63-290-120 У По (78) определяем коэффициенты расхода: / 408 \2.б fcpi — f gig 1 — 0,348, kP2 I 700 \2,6 612 -1Л18; / 510 \2,6 = = 0,622; fcp3 = l; \ 612 I ₽ / 514 \2, 6 Мб12) -0’635- 60
Коэффициент расход^ ДЛя /азойройодй й целом по (7?j 1 kp = /20 1 15 1 25 1 У 120 ' 3482"^" 120 0,622а+ 120* 1 + -» = 0,635. 40 1 20 1 + 120‘ 1,418й + 120 0.6352 Пропускная способность сложного газопровода Q = Qokp = 8-0,635 -- 5,08 млн. м8/сут. После этого проверяют правильность выбранного режима. Если за эталонный диаметр принять Do=4O8 мм, то аналогич- ные расчеты дают следующие результаты: Хтр=0,02, Хо = О,О2О5, Qo = 2,81 млн. м3/сут, £pi=l, Ар2=1,79, АРз = 2,87, /гР4=4,07, йР5= 1,82, £р=1,81, Q=2,81 • 1,81=5,08 млн. м3/сут. Пример 20. Определить пропускную способность системы па- раллельных газопроводов длиной /. = 75 км, DiX6i=426X9 мм, £>2X62 = 530X10 мм, £>зХ6з=630Х9 мм. Абсолютные давления в начале и конце газопровода рн = 7,5 МПа, рк = 2,5 МПа, относитель- ная плотность газа Л = 0,75, коэффициент сжимаемости z=0,91, температура окружающей среды tt> = —8°С. Трубы новые без под- кладных колец. В предположении квадратичного закона сопротивления, приняв за эталонный диаметр Do = D3 = 63O мм, находим пропускную спо- собность эталонного газопровода по (53): Qo= 16,7-10—®-1 • 1 1-6I22’6 1/ -~2’5 - = 0 V 0,75-0,91-265-75 = 17,85 млн. м8/сут. Вычисляем коэффициент расхода для каждой нитки: D, 408 D, 510 —!- =--------= 0,67; —- =-------= 0,83; Do 612 Do 612 По табл. 5 находим £pt = 0,353, йр2 = 0,616, /грз=1. Коэффициент расхода параллельной системы по (86) /гр = 0,353+ 0,616+ 1= 1,969. Общий расход системы Q = Qgkp = 17,85-1,969 = 35,15 млн. м8/сут. Вычисляем расходы по каждой нитке по (88): 0,353 Q. =35,15---------= 6,3 млн. м8/сут; 1,969 0,616 Q4= 35,15 = 11 млн. м8/сут; 1,969 Qj = 17,85 млн. м8/сут. 61
Пример 21. Газопровод длиной 80 км, Г)х0 = 5з0х8 мм иМё- ет пять участков Ц = 15 км, /2= 17 км, /з=25 км, /« = 13 км, (5—- = 10 км с соответствующими расходами Qi = 5 млн. м3/сут, Qi = = 3 млн. м3/сут, Qs=7 млн. м3/сут, Qt = 4 млн. м3/сут, и Qs = = 8 млн. м3/сут. Коэффициент сжимаемости z=0,93, относитель- ная плотность газа Д = 0,78, температура транспортируемого газа /р = 5°С, эквивалентная шероховатость й = 0,8 мм. Определить дав- ления в узловых точках при р„ = 5,5 МПа. Определить также ко- нечное давление, если начальное давление увеличить до 7,5 МПа (давления абсолютные). Приняв К таким же, как в примере 19, на основании (47), (71) и (92) в предположении квадратичного закона сопротивления имеем: 2 2 _ О,О672ДТо (26)°'2 _ рн Pm 3,322-10—2О5, 2 ' i=i 0,067.0,93-0,78-278 (2-0,8)°’2 2 3,322- 10~12-5145 2 = 107,705- 10-‘2 Qjlil i=\ Определяем давления: в конце каждого участка Pm = Рн - 107,705-10~4 2 в конце первого участка, т=1 Р1 5,52—107,705-10~4-52-15 = 5,12 МПа, т = 2 р2 = У 5,52 — 107,705-10-4 (53-15 + З2-17) = 4,96 МПа, т = 3 р3 = Кб,52 — 107,705-10~4 (52-15 + З2-17 + 72-25) = 3,37 МПа, т = 4 рл = У 5,52 — 107,107-10-4 (53-15 + З2-17+72-25 + 43-13) = = 3,02 МПа. давление в конце газопровода, т = 5 р, = рк = У 5,5а—507,705-10“4(52.15 + З2 -17 + 72 25 + ~ + 42-13 + 82-10) = 1,5 МПа. 62
По (91) определим эквивалентный расход /б’-15 + 3я-17 Ц-7*.25 +4я-13+ 8*-10 _ „ Q3= у ----------—--------1:---------------------=5,7 млн. м*/сут. Перепад давлений Др — р„ — рк = 5,5 — 1,5 = 4 МПа. Определим давление в конце газопровода после увеличения давления в начале до 7,5 МПа. На основании (90) можно записать: 2 2 ~ Рн — Рк — jppl = Рн1-Рк1> где Рнг = 7,5 МПа; pKi — давление в конце газопровода после уве- личения давления в начале до pHi = 7,5 МПа. Отсюда ркТ=/ р2,_р2+р2 =]< 7,5*^-5,5я + 1,5я = 5,32'МПа. Перепад давлений после увеличения давления в начале газопро- вода Api = Phi — Рк! = 7,5 — 5,32 = 2,18 МПа. Видим, что перекачка газа под высоким давлением более вы- годна, так как в этом случае на преодоление гидравлического соп- ротивления требуется меньший перепад давлений. Пример 22. Подобрать диаметры для газопровода переменного расхода по следующим данным: 1\ = 15 км, <2, =5 млн. м3/сут, /2= =5 км, Q2= 10 млн. м3/сут, Z3=20 км, Q3 = 7 млн. м3/сут, lt= = 15 км, <+ = 4 млн. м3/сут, 4=25 км, Qs=3 млн. м3/сут. Абсо- лютные давления в начале и конце газопровода рн = 7,5 МПа, рн= = 2,5 МПа. Для расчета принять А=0,72, 2=0,92, 7'() = 275 К k 0,03 мм. Определяем полную длину газопровода: п—5 L = 2 Ч = 15 + 5 + 20 + 15 + 25 = 80 км. (=1 Предполагая квадратичный закон сопротивления на основании (47), (71), (99) и предыдущего примера, получаем зависимость для определения диаметра первого участка газопровода: 0,192 [Qf 0,067 (2fe)°'2LzA7’0 — 3,32*. 10-12(р2-р2) 5* • 0,067 • (2 • 0,ОЗ)0,2 • 80 • 0,92 • 0,72 27510'192 -------------------—---------:------------- = 377,8 мм. 3,32я • 10~ 2 (7,5* —2,5*) J По (98) определяем необходимые диаметры последующих участ- ков: (Q2/(?i)°'385 = 377,8 (10/5)°'385 = 492,6 мм; = (9j/Q,)0-385 377,8 (7/5)0,385.= 429,8 мм; 63
*>4 = Di (<?4/Qi)°-3I5 = 377,8 (4/5)o’38S = 346,9 мм: Ds = Di (Qj/Qi)0,386 = 377,8 (3/5)0,385 == 310,7 мй. Подбираем стандартные диаметры труб участков газопровода. Если взять диаметры на всех участках большими в сравнении с расчетными, то либо существенно возрастет конечное давление, либо начальное давление необходимо будет снизить. Поэтому на части участков примем стандартные диаметры большими в сравнении с расчетными, а на оставшихся участках — меньшими. Вариантов раскладки диаметров может быть много. Например, примем 0,Х X6i = 426X10 мм, 02X62 = 530X10 мм, 03Хб3 = 426Х9 мм, DtX Хб4=325Х8 мм, 05Хб5 = 325Х7 мм. Необходимые толщины стенок труб определяются на основании расчетов на прочность. Из (93) в предположении: квадратичного закона сопротивления для выбранной раскладки труб находим / 2 _ гАТ0 0,067 (2fe)0,2 yi Qlh Рк= I/ рн 3,32s- 10-12 .лЛ D?’2 = ' j 1 0,92 0,72 275 0,067 (2 • 0,03)°-2 3,32s • 10“12 5s - 15 10s - 5 7s 20 4s 15 3s • 25 q 4065,2 + 5106-2 + 4085’2 + 3095’2 + 3115-2 J = V56,25—58,06 = V— 1,81, t. e. при данной раскладке труб невозможно обеспечить заданную пропускную способность газопровода. Для снижения гидравлического сопротивления примем на пер- вом участке D|X6j=530X10 мм; остальные диаметры оставляем без изменения. Тогда Рк = 0,92 - 0,72 - 275 - 0,067 (2 0,03)°’2 3,32s 10-12 5s 15 + 10s 5 + 7s 20 4s - 15 3s • 25 5105,2 4085’2 3095,2 3115’2 = 1,63 МПа < 2,5 МПа, т. е. заданная пропускная способность будет обеспечена при су- щественном снижении конечного давления. Другие возможные варианты раскладки труб показаны в табл. 8. Для сравнения вычисляем необходимый диаметр га- зопровода при условии, что по всей длине он постоян- ный. На основании (89) с учетом (47) и (71) §4
Номер варианта ^н* МПа I п III IV V VI VII VIII IX 7,5 7,5 7,5 6,97 7.5 7,28 7,5 7,16 7,5 X XI XII 7.5, 6.75 7.5 XIII 7.5 XIV 7,5 XV 7.5 XV» 7,5 8
Варианты сооружения газопровода переменного расхода Таблица 8 МПа Di Хбь мм D2 Хб2, мм D3 X 63, мм Dt X б4, мм Dt X 6t. мм При D =£= const — 426X10 530X10 426X9 325X8 325X7 1,63 530X10 530X10 425X9 325X1 325X7 3.74 530X10 530X10 530X10 325X8 325X7 2.5 530X10 530X10 530X10 325X8 325X7 3.11 426X10 530X10 530X10 325X8 325X7 2.5 426X10 530X10 530X10 325X8 325X7 3,35 426X10 530X10 426X9 426X9 325X7 2.5 426X10 530X10 426X9 426X9 325X7 2,29 426X10 426Х 10 При D = const 426X9 426X9 325X7 4,12 426X10 426X10 426X9 426X9 426X9 2,5 426X10 426X10 426X9 426X9 426X9 2,5 426X10 426X 10 426X9 426X9 426X9 7=2. 1 км 325X7 7=22,9 км 2,5 426Х 10 426X10 426X9 426X9 7=2. 1 км 325X7 7=12,9 км 4 26X9 2.5 426X10 426Х 10 426X9 7=15,8 км 325X7 7=4,2 км 426X9 426X9 2.5 4 26X10 426X10 7=2,92 км 325X7 7=2,08 км 426X9 426X9 426X9 2,5 426X10 7=6,7 км 325X7 3 км 426X10 426X9 J 426X9 426X9
р Гр.еи<а»?>г, L лчЯ-рЬ & -,0.192 — 0,067(2 0,ОЗ)0-2 0,72 0,92 • 275 (52.154.102.54. 3,32* • 10—12 (7,5* — 2,5’) + 72 • 20 + 42 • 15 + З2 • 25)]°'192 = 388,8 мм. Принимаем стандартный диаметр труб 426 мм; при этом могут быть два варианта рабочих давлений (см. табл. 8). Давления определены по этой же зависимости (89) при условии, что задается либо рн, либо рк. Если же необходимо строго выдерживать заданные давления в начале и конце, то можно применить вставку меньшего диаметра. Например, примем вставку £>Хб = = 325X7 мм и поставим ее на последнем перегоне. Не- обходимую длину вставки х найдем по (93) 0,92 0,72 • 275 • 0,067 • (2 • 0,03)°-2 3,32’ • 10-12 Г 5*-15 + 10’5 >7’-20+4’-15 . 3* (25—х) . 3* х 1 [ 406s-2 + 4085-2 + 4085'2 ЗП6-2 ]’ Откуда х=22,9 км. При использовании вставки на других перегонах не- обходимая ее длина вычисляется аналогично. Резуль- таты вычислений приведены в табл. 8; как и следовало ожидать, наименьшая длина вставки будет на перегоне с наибольшим расходом (единичные гидравлические по- тери выше, поэтому длина вставки меньше). Можно рассматривать и другие варианты раскладки труб. К строительству принимается тот вариант, кото- рый наиболее технологичен и имеет лучшие технико-эко- номические показатели. Пример 23. На сколько участков необходимо разделить трехни- точную параллельную систему газопроводов одинакового диаметра, чтобы при отключении одной нитки на одном участке пропускная способность снижалась не более чем на 20 %? Исходя из заданной степени снижения пропускной способности Q*, определим Q — О* -- Q 100% -= 20%, откуда Q*/Q = 0,§.
По (101) находим минимальное необходимое число учас+кой: [3*— (3— !)•] 0,8« (3_l)i (1—0,8’) = 2,22. Принимаем т=3. По (100) устанавливаем фактический уровень пропускной спо- собности при т=3: О* f 3 —=(3 — 1)1/ -------------------------- = 0,84. Q ' ' у 3(3— 1)» 4-2 -3—1 Таким образом, при разделении трехниточной параллельной системы газопроводов на три участка снижение пропускной способ- ности при ремонтных работах составляет 16 %. Если ремонт вести одновременно на двух нитках, то при данных условиях систему на- до делить на 15 участков. Пример 24. При нормальной эксплуатации давления в начале и конце газопровода ряо = 5,6 МПа и рко = 1,5 МПа. Через какое-то время приборы показали следующие значения давлений: рн = = 5,3 МПа, рк=2 МПа, на расстоянии x/L=0,2 ро,а=4,5 МПа, Рис. 23. График определения места повреждения трубопровода методом «трех точек» Строим на графике квадраты давлений (рис. 23). Точка пере- сечения прямых дает место повреждения x/L=0,34, а давление в месте повреждения р„ = V 14,8 = 3,85 МПа. 3* 67
Определяем давление в сечении х/£ = 0,34 при нормальном ре- жиме по (56): р0,34 = У5,6»— (5,6» — 1,5») 0,34 = 4,63 МПа. В предположении неизменности режима течения на основании формулы расхода относительный расход Qi на участке до места повреждения трубы будет / 5,3» —3,85» У 5,6« —4,63»= 156, где Qo — расход в трубопроводе до повреждения. При тех же условиях определяем расход на участке после мес- та повреждения: — = 1/ 1 / 3,85»-2» = 0.751. Qa У „2 2 V 4,632— 1,5» Pfl,34 ₽к0 Г Утечка QyT = Q1—Q2= (1,156 —0,751) Qo = O,405Q0. Пример 25. Газопровод диаметром 0,3 м длиной 60 км разде- лен краном на два участка длиной /=35 км и 25 км; абсолютные давления в газопроводе рв = 7,5 МПа, рк = 1,5 МПа. В результате аварийной закупорки второго участка краны автоматически закры- лись. Через 15 мин давление в первом участке стало равным Pcpi = = 6,3 МПа, а рСрх=4,5 МПа. После этого разделительный кран открыли, и давление во всем газопроводе до места закупорки через 15 мин стало равным рОр = 5,6 МПа. Определить место закупорки газопровода и достоверность измерений давлений. Коэффициент гид- равлического сопротивления принять равным Х=0,014, а относи- тельную плотность газа Л=0,62. Определяем давление в конце первого участка в момент зак- рытия разделительного крана: рЗБ = К?,5» — (7,5»—1,5») 35/60 = 4,98 МПа. Среднее давление газа на первом участке 2 / 4,98» \ рсР1 = — (7,5-4- — ---------) = 6,32 МПа. ней; з ’ г 7,5+4,98 / По (103) вычисляем расчетную длину: 7,5» —6,32» £в = 35 —-----’— = 18,15 р 7,5» —4,98» КМ. Комплекс zRTq iRT = _Е»_ = _£»_ = 1 ’°1-3 • -L = 1,265. 105 м»/с». ° р Дрв 0,62 1,293 Здесь р» = 1,293 кг/м3 — плотность воздуха при нормальных усло- виях. . 68
Время установления рйвйбвесйого давлеййя рср1 по (103) 2 । / 0,014 • 18,15е • 10» 3 V 0,3 • 1,265 • 105 7,5» + К?,5» —6,32» 1 / 7,5 — 6,32 £7,5 + 2 • 6,32 3 V 7,5 + 6,32 ' 7,5+6,32 = 456 с, или 7,6 мин. Сравнивая с исходными данными давление и время, приходим к заключению, что измерения pcpi й рс₽х выполнены достаточно точ- но с необходимой выдержкой по времени. Определяем место закупорки во втором участке по (192): 6,3 —5,6 „г х = —-------35 = 22,3 км, 5,6 —4,5 т. е. место закупорки находится почти в самом конце (2,7 км от конца) газопровода. По (104) проверим время установления равновесного давления в газопроводе до места закупорки после открытия разделительного крана. Для этого принимаем среднюю скорость течения газа w = = 30 м/с, а скорость звука в газовом потоке с=350 м/с: 3,5» 108 • 0,014 • 30 60 • 2 • 0,3 • 3,14» • 350» £ 1000 - 44 мин. Таким образом, выдержка в 15 мин для измерения рср явно недостаточна. Необходимо сделать измерения рср через 0,75 — 1 ч и пересчитать координату места закупорки. Пример 26. Определить время опорожнения участка газопрово- да длиной 16 км, диаметром и толщиной стенки £>Хб=1420Х Х14 мм. В качестве продувочной свечи применена труба DX6= =273X10 мм. Отношение сечения крана к сечению продувной све- чи т' = 0,5. Давление в трубопроводе в начальный момент рср = = 5 МПа. Отношение внутренних диаметров трубопровода и продувной свечи D _ 1420 — 2 • 14 _ 5 d ~ 273-2-10 ~ ’ По номограмме рис. 19 по шкале I находим время продувки т = 388 мин (ключ на номограмме обозначен буквами а — Ь — с — — е). По формуле (106) определяем фактическое время продувки: 0,4 х' - 388---— = 310,4 мин ж 5,17 ч. 0,5 69
Г л а в a 4 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ Исходные данные и принцип технологического расчета Данные по составу газа, сортаменту труб и их проч- ностным показателям, характеристикам оборудования, технико-экономическим показателям принимаются по соответствующей справочной литературе. Составляется расчетная схема с указанием пунктов и величин сброса (подкачек) газа. Расчетные расходы по участкам опре- деляются исходя из годовых величин газопотребления. Расчетная суточная пропускная способность газопровода (или участка) <107> о65Х{р где Qr — годовая плановая пропускная способность га- зопровода (участка); Аг — коэффициент годовой нерав- номерности транспорта газа. Для однониточных газопроводов, характер неравно- мерности потребителей которых неизвестен, принимают £г=0,85. Для газопроводов-отводов протяженностью бо- лее 50 км можно принимать Аг=0,75. Гидравлический расчет газопроводов-отводов протяженностью менее 50 км следует проводить, исходя из максимального ча- сового потребления газа (в течение года). При наличии подземных хранилищ или буферных потребителей по трассе Аг=0,94-0,95. Одной из главных задач технологического расчета магистральных газопроводов является определение эко- номически наивыгоднейших параметров транспорта га- за— диаметра D, рабочего давления рн и степени сжа- тия е. При этом используют известные рекомендации о рациональной области применения труб, рабочего дав- ления и различных типоразмеров компрессорных стан- ций (КС). Для сравнения назначается несколько вариантов по диаметру. При пропускной способности больше 5 млрд. м3/год рассматриваются варианты с рабочим давлением 5,5 и 7,5 МПа, а в отношении степени сжа- тия — схемы одно- и двухступенчатого компримирования газа на КС. Число конкурирующих вариантов часто еще более сужается вследствие ограниченности выбора ос- 70
новных параметров газопроводов с учетом возможностей поставки труб и газоперекачивающих агрегатов (ГПА) в установленные сроки строительства. По каждому из намеченных вариантов проводится комплекс механичес- ких, тепловых, гидравлических и экономических расче- тов. К строительству принимается вариант с наимень- шими приведенными затратами. Если какие-либо вари- анты по приведенным затратам отличаются несущест- венно (не более 5%), то для выбора могут быть использованы дополнительные критерии (капитальные затраты, металловложения и т. п.). Приведенные годовые затраты S = EK + 9, (108) где Е — нормативный коэффициент эффективности капи- тальных вложений (для объектов транспорта и хранения нефти и газа Е=0,15 1/год); К — капитальные затраты; Э — эксплуатационные расходы. Для вычисления S по вариантам используют укруп- ненные технико-экономические показатели, полученные в результате обобщения опыта строительства и эксплуата- ции магистральных газопроводов. Выборка укрупненных показателей приведена в табл. 9, 10, 11. Если в указан- ных таблицах нет данных по рассматриваемым вариан- там газопровода, то для расчетов можно воспользовать- ся правилом линейной интерполяции. Расчет начинают с выбора конкурирующих диаметров; по заданной годо- вой пропускной способности Qr выбирают три диаметра газопровода £>н: диаметр, ближайший к заданной про- пускной способности, ближайший больший к выбранно- му и ближайший меньший. DH, мм . . . . 530 720 820 1020 1220 1420 1620 2020 (?г, млрд, мз/год 1,6 4 6,2 8,7 13,3 20,2 26 50 Затем определяют ориентировочное расчетное значение степени сжатия газа на КС по графику рис. 24. Этих данных достаточно, чтобы сделать технико-экономичес- кое сравнение выбранных трех диаметров. Технико-эко- номический расчет может быть закончен, если с наимень- шими приведенными затратами окажется средний диа- метр. Если с наименьшими приведенными затратами окажется вариант с малым диаметром (из трех выбран- ных), то надо просчитать дополнительный вариант по следующему ближайшему меньшему диаметру. Если же с наименьшими приведенными затратами оказывается 71
вариант с самым большим диаметром, то просчитывает- ся дополнительный вариант по следующему ближайшему большему диаметру. Если с наименьшими приведенны- ми затратами оказался вариант газопровода диаметром 1420 мм, то дополнительный вариант не просчитывается. В этом случае к строительству принимается газопровод диаметром 1420 мм. Рис. 24. Зависимость опти- мальной степени сжатия е0 Если по расчетной схеме имеется множество отборов (подкачек) газа, то определение наивыгоднейшего вари- анта ведут по эквивалентному расходу или по участкам (для каждого участка определяют нанвыгоднейший диа- метр). Характеристика компрессорно-силового оборудования КС магистральных газопроводов По типу установленного оборудования КС подразде- ляются на поршневые, центробежные и комбинирован- ные; по числу ступеней сжатия газа — на одно- и мно- гоступенчатые; по виду привода — на газомоторные, га- зотурбинные и электроприводные. Наиболее часто применяют центробежные нагнетатели с газотурбинным приводом и электроприводом. При пропускной способ- ности 0,5—10 млн. м3/сут применяются поршневые ком- прессоры с приводом от газового двигателя или элек- тродвигателя. В табл. 12, 13 и 14 приведены краткие 72
Укрупненные нормативные технико-экономические показатели Таблиц? & линейной части магистральных газопроводов (трубы изготовлены по ТУ-14-3-109—73) Диаметр газопро- вода, мм Толщина стенки трубы, мм Стоимость Строительства, тыс. руб. Стоимость эксплуатации, тыс. руб. (год км) р = 5,5 МПа р = 7,5 МПа р = 5,5 МПа р = 7,5 МПа Стали 17 ГС. 17 ПС Сталь 14 Г2САФ Сталь 14 Г2САФ Стали 17 ГС, I 17Г1С | Сталь 14 Г2САФ Сталь 14 Г2САФ 530 7.5 48 1.97 8 49,55 —— — 2.03 __ 720 7,5 69,45 —— —- 3,34 __ 8 71,68 — — 3.43 9 76, 21 3,61 — 10 80,74 3, 80 — 11 84,85 __ 3,97 820 8,5 81,61 — 3,83 __ 9 84,03 __ 3,93 10 89, 11 — __ 4, 14 и 93,79 — __ 4,33 — __ 1020 9 111,22 — 5,05 9,5 114.69 128,45 5, 19 5,75 10 118,64 132,93 __ 5,36 5,94 10,6 124,18 — 5,58 — 11 126,39 141.50 5,66 6,28 12,5 137,77 154,35 156,17 6, 14 6,82 6,89 14 147,49 —— 169,43 6,53 7,43 16,5 165,94 — 7,29 __ 1 220 11 — 172,56 7,56 11,5 — 177,78 7,78 - - 12 163,85 — 7.21 — 12,5 168,84 — 7,41 —— 13 —— 192,82 8,41 14 180,97 — 7,91 — 15 — 214,33 218,03 9,28 9,43 15,2 190, 84 — __ 8,31 — __ 1420 13,5 — 228,14» __ 9,84» __ 16 — 256.91» __ 11,02» 17 —— —— 305, 74*» — 13,02*»" 17,5 — 273.94» __ 11,72» — 20 — — 345,80** — —- 14,67*- •Сталь 17Г2СФ (ЧМТУ 3-272-71). ••Трубы импортные (ТУ-56-70).
Укрупненный нормативные технико-экономические показатели КС Агрегаты Мощность. кВт Число агрегатов 3 (2+1) 0+1) Б (4+1) 6 (4+2) Стоимость строительства, Газомоторные поршневые: 10ГКН МК-8 1100 2200 2159 2711 2394 3130 2629 3549 2864 3968 Газотурбинные с центробежными нагнетателями: ГТК-5 4000 3615 4282 4949 5616 ГТ-6-750 6000 3936 4710 5484 6258 гтк-ю 10000 4980 6102 7224 8346 ГТК-16 16000 7425 9362 11299 13236 ГТК-25 25000 10194 13054 15914 — Злектроприводные с центробежны- ми нагнетателями: СТД-4000 4000 2907 3273 3639 4005 СТД-6000 6000 3126 3565 4004 4443 СТД-10000 . 10000 3420 3957 4494 5031 Стоимость эксплуатации, Газомоторные поршневые: 10ГКН МК-8 1100 2200 310 418 382 534 454 650 — Газотурбинные с центробежными нагнетателями: ГТК-5 4000 563 738 913 i 987 ГТ-6-750 6000 677 903 1129 1215 гтк-ю 10000 950 1293 1636 1761 ГТК-16 16000 1479 2041 2603 2819 ГТК-25 25000 2166 3020 3874 — Электропрнводные с центробежны- ми нагнетателями: СТД-4000 4000 1207 1718 2229 2266 СТД-6000 6000 1668 2406 3144 3188 СТД-10000 10000 2334 3400 4466 4520 74
Таблица 10 - с рабочим давлением 5,5 МПа из расчета на одну КС на одной станции 6 (5+1) 7 (6+1) 8 (6+2) 8 (7+1) 9 (6+3) 9 '(8+1) 10 (8+2) 10 0+1) тыс. руб. — 3099 4387 3334 4806 — 3569 5225 — 3804 5644 — 6283 6950 7617 8284 — 7032 7806 8580 9354 — — 9468 10590 — 11712 — 12834 — — — —— — — — — — —— — — — — — — — 4371 ' 4737 5103 5469 —— 4882 5321 5760 6199 __ — 5568 6105 — 6642 — 7179 — тыс. руб/год 526 598 670 742 - 814 766 882 — 998 1114 — 1230 1263 1337 1411 1687 — 1581 1667 1753 2119 — 2322 2447 — 2572 — 3133 — —— — —— — — — — — —— —• — — — — — 3251 3286 3325 4310 — 4620 4664 — 4708 —. 6140 — — 6598 6652 — 6706 — 8784 — 75
Агрегаты гтк-ю ГТК-16 ГТК-25 ГТК-40 СТД-10000 гтк-ю ГТК-16 ГТК-25 ГТК-40 СТД-10000
Таблица It Укрупненные нормативные технико-экономические показатели КС с рабочим давлением 7,S МПа из расчета на одну КС Мощность кВт Число агрегатов на одной КС 3 (2+1) 4 (3+1) 5 (4+1) 6 (4 + 2) 7 (6+1) 8 (6+2) 9 (6+3) 10 (8+2) Стоимость строительства, тыс. руб. 10000 6348 7926 9504 11082 12660 14238 16816 17394 16000 8277 10498 12719 14940 — — — — 25000 11448 14726 18004 — — — — — 40000 15162 19678 21194 — — — — — 10000 4617 5553 6489 7489 8361 9297 10233 11169 Стоимость эксплуатации, тыс. руб/год • 10000 1117 1518 1919 2095 2721 2897 3073 3699 16000 1575 2169 2763 ЗОН — — — .— 25000 2307 3208 4109 — — — — — 40000 3363 4723 6083 — — — — — 10000 2469 3583 4697 4790 6925 7018 7111 9246
технические характеристики компрессорно-силового оборудования, применяющегося на объектах транспорта газа. В последнее время в качестве привода стали приме- нять авиационные газотурбинные установки, которые отличаются компактностью, мобильностью, удобством управления и контроля и имеют значительные мощности (например, ГПА-Ц-6,3). При проектировании магистральных газопроводов от- дают предпочтение даже при больших расходах (15— 20 млрд. м3/год) двухступенчатой схеме компримирова- ния газа со степенью сжатия 1,5—-1,6, хотя часто одно- ступенчатая схема компримирования оказывается более выгодной как по приведенным затратам, так и по всем, остальным экономическим показателям. Преимуществом двухступенчатой схемы компримирования по сравнению с одноступенчатой является несколько большая надеж-' ность (большее число агрегатов при одинаковом коэф- фициенте резерва), более широкий диапазон регулиро-. вания производительности, меньшее число строительных площадок КС, более устойчивая работа КС вследствие более крутой газодинамической характеристики. В результате натурных испытаний на каждый тип нагнетателя составлены приведенные характеристики,- позволяющие выбирать наилучший режим в зависимости от конкретных условий (с приводом от газовой турби- ны)- На рис. 25 изображена характеристика первого ти- па нагнетателя Н-300-1,23 (характеристики всех нагнета- телей, применяемых на газопроводах, изданы ВНИИГа- зом в виде специальных альбомов). Для перехода к дру- гим условиям пользуются следующими соотношениями:. .зл.рц"; ft.-e.-24 \ Рв /пр Рв \ « / « П Лн Znp/^np?1 ПР zaRT в (109); Индекс «в» означает, что параметры взяты по условиям, всасывания (входа в нагнетатель). Расчет режимов работы нагнетателя ведут в следую- щем порядке. Сначала определяют приведенный объем-’ ный расход на всасывании Qnp и приведенную относи- тельную частоту вращения (п/пн)пр по формулам (109) (пп—номинальная частота вращения). Расчетный рабо- 77
Техническая характеристика ГПА Основные данные газовой турбины Основные данные Тип газоперекачивающего агрегата Номинальная мощность, кВт К- п. д. газотурбинной установки, % Частота вращения сило- вого вала, об/мин / диапазон \ \ номинальная / Температура продуктов сгорания перед газовой турбиной, °C Тип нагнетателя ГТ-700-4 4000 16 2600—3100 700 280-11-2 3100 ГТ-700-5 4250 25 3800—5750 700 280-12-4 5500 ГТК-5 4400 26 3800—5750 700 260-13-2/370-15-2 5500 ГТ-750-6 6000 27 3800—5600 750 370-17-1/370-14-1 5300 ГТ-6-750 6000 4600—6400 760 Н-300-1,23 24 6150 ГТН-6 6000 24 4600—6400 760 Н-300-1,23 6150 ГПА -Ц-6,3 6300 21 6150—8500 810 Н-196-1,45 8200 ГТН-9/750 9000 20 3500-5000 750 НГ-280-9 5000 ГТК-Ю-2 10000 28 3300—5000 780 520-12-1 4800 гтк-ю-з 10000 28 3300—5000 780 370-16-1/260-13-1 4800 ГТК-Ю-4 10000 29 3300—5000 780 370-18-1 4800 ГТК-16 16000 25 3500—4875 810 Н-16-56 (Н-800-1,25) 4600 Н-16-75 ГТК-25 26000 29 3000—3900 900 650-21-1/820-21-1 3700 78
центробежных нап Подача, ила. мМсут 53 СЛ СП со -* СЛ со го - - “ СО tO СО и- >— _ Юс© ф С0 со СО СО СО со 03 СО СЛ 00 Ф со со Номинальная частота вращения, об/мин 3700 § S о о 4800 4800 4600 Ф Ф СЛ 00 03 03 СЛ СЛ Ор 00 о to *- — со СЛ О О О О СЛ СЛ о о о о о о о о оо 7700 7950 5500 з,Тз 5,89 5,1 5,59 6,08 4,41 СЛ Ф Ф СО Ф Ф Ф СЛ СО ел **4 СО со Ф со со ( to Ф -ч to to ~ 4,56 4,41 4,41 при одном рабо- тающем нагнета- теле Давление на входе в первый нагнетатель, МПа н to н Гй Ь (* » 4,71 СО Ф СЛ СЛ <0 to СО *4 СЛ СО СО СО СО со ю сл ф со 1 сл ел о> сл СЛ -4 со со со So СО со со 03 “Ч 00 00 со *ч при двух рабо- тающих нагнета- телях 4,32 JO со СО со СО to СО СО 1 о О ~ *Н- Ф 00 Ф Ф со 03 со со со ~ tO СЛ Ф “Ч со цри трех рабо- тающих нагнета- телях^ . сл сл ф со 03 Ф СЛ м -4 сл ф to 01 — Ч СЛ ел сл сл ел ел со to Сл сл ел ел ел ел -ч *— со 1 СЛ СЛ ел [ел ел ел Конечное давление на выходе последнего наг- нетателя, МПа. 1,45 Ф to СЛ СЛ to to *- СЛ СО “Ч *— to to ф to to to io Ф *4 СЛ *4 -Ч сл СЛ to to io СЛ СЛ Степень сжатия нагне- тателя 84 00 00 Ф со 00 00 00 Ф СЛ СЛ 0е 00 00 00 00 00 0000 СЛ СЛ 03 СО со со -ч -ч 00 00 ОО Политропический к. п> А* нагнетателя, %
Основные данные газовой турбины Основные данные о <u 2 2 x Тип нагнетателя ГТК-10И (США) 9700 26,2 3250—6820 925 «Купер-Бессемер» (RF 288-30) «Ингерсол-Ренд» (CDP-224) «Нуово-Пиньони» (PCL-802/24) 6500 ГТН-25И (Италия) 25000 27,2 2800—4900 950 «Нуово-Пиньони» (PCL-1002/40) 4670 «Центавр» (США) 2650 27 11700—18700 840 С1688-564 15700 С3044-30 «Коберра- 182» (США) 12900 28,1 3000—5500 837 RF 2ВВ-30 5000 чий расход Qnp должен быть больше расхода, соответ- ствующего условиям помпажа, не менее чем на 10% (начало характеристик; на рис. 25 границе помпажа со- ответствует подача 175 м3/мин). Далее, в зависимости от Qnp и (п/пн)пр по соответствующим кривым определя- ют политронический к. п. д. г)ПОл, приведенную внутрен- нюю мощность (М7рв)пр и степень сжатия е. Используя (109), вычисляют индикаторную мощность Ni. Затраты мощности на муфте привода получим, если к найденно- му значению прибавить затраты мощности на механи- ческие потери А'мех- По результатам измерений рекомен- дуется принимать AfMex=100 кВт для газотурбинного привода и Л/мех=150 кВт для электропривода. Первый тип характеристик применяют для определе- ния рациональной загрузки агрегатов. Для диспетчер- 80
Продолжение табл. центробежных нагнетателей Подача, млн. м‘/сут Номинальная частота вращения, об/мин Давление на входе в первый нагнетатель, МПа Конечное давление на выходе последнего нагнетателя МПа Степень сжатия нагне- тателя Политропический к. п.д. нагнетателя, % при одном рабо- тающем нагнета- теле при двух рабо- тающих нагнета- телях прн трех рабо- тающих нагнета- телях 16,5 6200 3,7 — — 5,5 1,51 86 17,2 6200 4,88 7,38 1,51 86 17,2 6200 4,88 7,38 1,51 86 55 4600 4,88 — • — 7,38 1,51 84 1,2 20400 3,92 12,3 3,1 72 2,9 15700 2,45 5,5 2,2 74 21,8 5000 5 — — 7,46 1,5 81,2 ской службы более удобными являются газодинамичес- кие характеристики второго типа (рис. 26), которые строят по коммерческому расходу (QK)np. Указанные характеристики строят в зависимости от соединения наг- нетателей, причем характеристики для последовательно соединенных нагнетателей строят для последнего в груп- пе. Расчет режима работы ведут в следующем порядке. Вычисляют приведенный коммерческий расход (QK)npH приведенную относительную частоту вращения: (QK)np = Ок 1/ . (ПО) г 2прКпр/ пр Приведенную относительную частоту вращения вы- числяют по (109). В нижнем поле кривых находят точ- ку с координатами (Ок)пр, рв и от этой точки идут по 81
Тип газоперекачивающего агрегата АЗ-4500-1500 СДСЗ-4500-1500 СТМ-4000-2 СТД-4000-2 СТМП-4000-2 СТД-12500-2
Таблица 1$ [Техническая характеристика ГПА с электроприводом Мощ- ность, кВт Напряже- ние, В Частота вращения, об/мин К- П. д. электро- двигателя, % Тип центро- бежного нагнета- теля Степень сжатия Давление нагнета- ния, МПа Подача, млн. и*/сут Частота вращения нагнетате- ля, об/мин 4500 6000 1490 95,6 280-11-1 1,25 5,5 13 7980 4500 6000 1500 96,5 280-11-1 1,25 5,5 13 7980 4000 6000 3000 97,5 280-11-6 1,25 5,5 13 7980 4000 6000 3000 97,5 280-11-6 1,25 5,5 7980 10000 97,4 280-11-7 13 4000 6000 3000 96,7 280-11-7 1,25 5,5 13 7980- 12500 6000 10000 3000 97,9 97,8 370-18-2 1,23 7,46 37 4800
линии приведенного объемного расхода Qnp до пересече- ния с нужной линией (л/пн)пр- На шкале е определяют соответствующую степень сжатия. Для определения Рис. 25. Приведенная характеристика первого типа нагнетателя Н-300-1,23: (Tt-288 К; Rnp-490,5 Дж/(кг-К); гпр-0.91; (Л//1я)пр-0,74-1,1; пя-6150 об/мин местоположения и численного значения линии Qnp ис- пользуют правило интерполяции. По вертикали перехо- дят на верхнее поле графика и по точке пересечения с нужной линией («/«)пр определяют значение приведен- S3
Техническая характеристи Параметры 10ГКМ 1/25-55 1 огкм 1/23-42 1 огкм 1/17-35 10ГКМ 1 /55-125 Мощность, кВт 735 735 735 735 Подача, млн. м’/сут .... 0,554 0,726 0,59 0,576 Степень сжатия ...... 2,2 1,83 2,06- 2,27 Давление на входе, МПа 2,45 2,26 1,67 5,4 Давление на выходе, МПа Частота вращения коленча- 5,4 4,12 3,43 12,26 того вала, об/мин .... Число и диаметр (в мм) ком- 300 300 300 300 прессорных цилиндров 3x197 4X197 5X197 3x140 Число ступеней сжатия 1 1 1 1 К- п. д. привода ГПА . . . 0,23 0,23 0,23 0,23 К- п. д. адиабатический . . 0,65- 0,82 ' 0,65— 0,82 0,65— 0,82 0,65— 0,82 ной внутренней мощности (Л/(-)Пр и вычисляют внутрен- нюю мощность по формуле = W)n₽-^1/ Рн г ZjlP^npT’nP (111) Давление нагнетания рн равно либо 5,5 МПа, либо 7,5 МПа в зависимости от типа нагнетателя (величина рн указывается на газодинамической характеристике). Мощность на валу привода, как и по характеристикам первого типа, равна N = Nt + Nw* (ключ к пользованию характеристиками второго типа указан на рис. 26 пунк- тирными линиями). Для конкретных условий данной КС и газопровода в целом газодинамические характери- стики можно построить и не в приведенных координатах, но эти характеристики будут пригодны только для дан- ных объектов. Для центробежных нагнетателей с электроприводом можно пользоваться приведенными газодинамическими характеристиками, но для какого-то вполне определен- ного значения (n/ns)np, так как для газопроводов элек- тродвигатели с регулируемой частотой вращения пока не выпускаются. Естественно при этом, что показатели по загрузке нагнетателей с электроприводом могут ока- заться хуже газотурбинных. Поэтому для ГПА с элек- тродвигателями на давление 5,5 МПа предназначены 84
Таблица 14 la газомотокомпрессоров 10ГКН 1/25-65 10ГКН 1/23-42 10ГКН 1/17-35 10ГКН 1/55-125 МК8Д25— 43)-56 ' ГПА-5000 компрессор 6М26/(38— 44)-56 (привод 61 ГА) 990 1100 990 1100 2060 3700 0,856 1,08 0,9 0,845 1,538—5,28 6,9—8,5 2,2 1,83 2,06 2,27 2,24—1,3 1,47—1,27 2,45 2,26 1,67 5,4 2,45—4,22 3,73—4,32 5,4 4,12 3,43 12,26 5,49 5,49 300 300 300 300 300 375 5X197 4x250 4X270 4X150 4X360 6 1 1 1 1 . 1 1 0,29 0,29 0,29 0,29 0,36 — 0,65— 0,82 0,65— 0,82 0,65— 0,82 0,65—0,82 0,8—0,85 нагнетатели в основном типа «280», которые имеют ро- торы диаметрами 564, 590, 600 и 620 мм (каждый диа- метр имеет различные модификации). В зависимости от производительности и входного давления КС варьируют диаметром и конструкцией (модификацией) ротора. На давление 7,5 МПа применяется нагнетатель типа 370- 18-2 с электроприводом. Высокая эксплуатационная надежность поршневых компрессоров, их способность работать в широком диа- пазоне рабочих давлений, возможность регулирования производительности частотой вращения и изменением «мертвого» пространства обусловили их применение на объектах транспорта и хранения газа. Применяемые газокомпрессоры типа 10ГК имеют большое число мо- дификаций по числу и размерам компрессорных цилинд- ров, а также они обладают возможностью варьирования числом ступеней сжатия. Кроме этого, производитель- ность можно регулировать открытием части всасываю-, щих клапанов. Поэтому на КС подземных хранилищ газа указанные ГПА на сегодняший день являются основным и единственным видом оборудования. На магистральных газопроводах данные агрегаты применяются только при малых производительностях (до 10 млн. м3/сут из-за больших удельных затрат металла. При этом компрессо- ры работают в одну ступень сжатия и соединяются 85
I 20 30 /6?к)пр,млн.м’/сут Рис. 26. Приведенная характеристика второго типа нагнетателя Н-300-1,23: '7,-288 К; Явр-490,5 Дж/(кг К); гвр-0,91; (п/пв)вр-°.7ч-1,1; ли-6150 об/мнц S6
Между собой параллельно. Производительность и Мощ- ность на валу поршневого компрессора определяется по загрузочным кривым (рис. 27). Загрузочные кривые на различные модификации 10ГК приводятся в справочной литературе. По заданной степени сжатия по соответству- Рис. 27. Загрузочные кривые одного компрессорного цилиндра диаметром 197 мм, оборудованного прямоточными (1—4) и кольце- выми (1'—4'} клапанами: 1, 1', 3, 3' — «карман» закрыт; 2, 2', 4, 4' — «карман» открыт (ла-*300 об/миы) ющим зависимостям определяют объемную часовую по- дачу одного цилиндра Q4 при условии всасывания и удельные затраты индикаторной мощности М. Часовая объемная подача компрессора при пц работающих ци- линдрах будет равна Qk.4 = (112) Потребляемая компрессором мощность вычисляется сле- дующим образом: N =* pBnuNl + пц12,5. (ИЗ) Здесь 12,5 кВт — потери мощности на трение в одном компрессорном цилиндре. Гаэомотокомпрессор типа 87
ЮГК позволяет изменять частоту вращения в диайазоНё 250—315 об/мин. При работе с частотой вращения п, отличающейся от номинальной лн = 300 об/мин, режим работы компрессора рассчитывают по этим же загрузоч- ным кривым, но в расчеты подачи и удельной индика- торной мощности вносится поправка на частоту враще- ния, а именно, расчетные значения QK.H и Ni надо ум- ножить на (п/300). Независимо от типа ГПА при компримировании ре- ального газа происходит повышение его температуры. Величину повышения можно подсчитать по политропического (адиабатического) сжатия т— 1 . ---- т— 1 \ tn ------ 1 н _ / Рн \ _ о т тв \Рв) формуле (Н4) где т — показатель политропы (адиабаты), для природ- ных газов меняется в пределах 1,25—1,4, в среднем т=1,32; индексы «в» и «н» соответственно относятся к входному и нагнетательному трубопроводам ГПА. Увеличение пропускной способности газопроводов G необходимостью увеличения пропускной способно- сти газопроводов приходится сталкиваться как в процес- се проектирования, так и при эксплуатации их..’Наращи- вание пропускной способности обусловлено стадийностью ввода в эксплуатацию газопроводов. Большую роль ока- зывают также изменения, происходящие в направлении и мощности потоков газа вследствие открытия новых га- зовых месторождений, строительства новых промышлен- ных объектов, городов и т. п. В общем случае при уве- личении пропускной способности системы начальное и конечное давления могут измениться. Это зависит от степени загруженности действующей части системы, от характеристик установленного основного оборудования, а также от того, потребуется или не потребуется рас- ширение действующих КС. Так как местоположение КС предопределено, то расчет увеличения пропускной способности приходится проводить, как правило, по каж- дому перегону между КС, и в последующем все пара- метры будут относиться к одному перегону. Увеличить пропускную способность газопровода мож- но прокладкой лупингов или увеличением числа КС. 88
В настоящее время проектируется и находится в экс- плуатации значительное число многониточных газопро- водов. Каждая последующая строящаяся нитка системы подключается к действующим частям по мере готовно- сти; при этом будет происходить определенное нараста- ние пропускной способности. Таким образом, подклю- ченная часть строящейся нитки может рассматриваться -как лупинг. Расчетная схема увеличения пропускной способности многониточной системы газопроводов с по- мощью лупинга изображена на рис. 28. Система состоит Рис. 28. Расчетная схема увеличения пропускной спо- собности многони- точных систем га- зопроводов с по- мощью лупинга из п параллельных газопроводов, работающих совмест- но. Первоначальная пропускная способность системы Qo (115) Индекс «О» означает параметры до увеличения пропуск- ной способности. Если к «т» ниткам системы (m^n) подключить лупинг диаметром £)л и длиной хл, то про- пускная способность увеличится до Q(Q>Qo): /2 2 -Ра~Рк- X L
V Zj, vk (116) где кя — коэффициент гидравлического сопротивления лупинга; %*, и X, — соответственно коэффициенты гид- равлического сопротивления i-й нИтки системы после увеличения пропускной способности на лупингованном и нелупингованном участках. Обозначив степень увели- чения пропускной способности x = Q/Qo, после преобра- зований получим L , (Н7) где 2 2 - = _PhZ_Pk Рно-Рко В большинстве случаев газопроводы работают в квадратичной зоне. Тогда при одинаковой абсолютной шероховатости т 2 °?'* 1=1________ tf-6 + 2^2'6 р2.в (118) w
По зависимостям (117) и (118) по заданной степени увеличения пропускной способности можно определить необходимую длину лупинга или, наоборот, при подклю- чении к системе лупинга длиной хл найти величину при- роста пропускной способности. Магистральные газопроводы сооружаются многони- точными не только по соображениям надежности, но, главным образом, потому, что выпускаемые промышлен- ностью трубы самого большого диаметра не могут обес- печить заданной пропускной способности. Поэтому мно- гониточные газопроводы в большинстве случаев стро- ятся из труб одного диаметра (т. е. и коэффициенты гидравлического сопротивления будут практически всег- да одинаковыми для всех зон течения). Тогда формулы (117) и (118) упрощаются: *л _ (т Ч~ О* L 2т + 1 (И9) Предельно возможное увеличение пропускной спо- собности определяется из (117) при условии хл/А=1: (120) Для квадратичного закона сопротивления Если к тому же все диаметры одинаковы, то xnp=-^bL/7- (122) п На рис. 29 изображен график эффективности приме- нения лупингов для многониточной системы газопрово- 91
дов одинакового диаметра (по формуле lid). На графи- ке показаны два предельных варианта: лупинг подклю- чен ко всем ниткам системы (сплошные линии) и лупинг Подключен к одной нитке (пунктирные линии). Осталь- ные варианты подключения лупинга (больше, чем к Рис. 29. График эффективности применения лупингов для много- ниточных систем газопроводов: — лупинг подключен ко всем ниткам (п = т); —----лупннг подклю- чен к одной нитке (^=1); п — число ниток газопровода ниями, расположенными между предельными варианта- ми. Эффективность лупинга снижается с увеличением числа ниток газопроводной системы. Например, если для однониточного газопровода хпр = 2 V^p, то при п = 2 хпр = 1,5 1/р, а при п = 5 хпр = 1,2 V р [см. рис. 29 и формулу (122)]. При любом п лупинг, подключенный ко всем ниткам, является более эффективным в сравне- нии с подключением к одной нитке (при заданной сте- 92 .
пени увеличения пропускной способности это будет лу- пинг наименьшей длины). Длина лупинга, подключен- ного ко всем ниткам системы, определяется из (119) при т=п ХЛ («+ О2 / J_____ L 2п+1 \ хг } ‘ (123) При п = т=\ приведенные зависимости переходят в из- вестные формулы. Лупинг можно применять не для повышения пропуск- ной способности, а для поднятия давления в конце пере- гона при сохранении неизменного (максимального) дав- ления в начале. Для этого в приведенных формулах следует положить х=1 и Р = „2 „2 РнО — Рк РнО - РкО '» (Рк > Рко)- Повышение конечного давления может потребоваться для обеспечения более лучших параметров работы КС. При наращивании пропускной способности газопро- водной системы путем увеличения КС необходимо согла- совать режимы работы смежных перегонов и КС. На пе- регоне между двумя КС можно дополнительно построить любое число КС. Исходя же из технико-экономических расчетов целесообразным оказывается, как правило, только удвоение КС. Исключение составляет пусковой период, который разбивается на несколько этапов. На- чальным этапом является бескомпрессорная подача газа по газопроводу за счет пластового давления. Затем в несколько этапов вводятся в эксплуатацию КС. Одновре- менно на различных этапах могут сооружаться парал- лельные нитки. Исходя из однотипности применяемого на КС оборудования увеличение числа КС на различных этапах развития газопровода может быть только крат- ным числом (коэффициент кратности «кс = 2, 3, 4, 5,...). При сооружении на перегоне дополнительных КС рас- четная длина перегона уменьшается в «кс раз, за счет чего возрастет пропускная способность перегона: 93
Имея в виду (115), получаем n D?-6 у —L— 1/ i=l Хкс = V пкср——— • (124) '=> Vkoi При квадратичном законе течения газа и для одина- ковых диаметров возможная степень увеличения про- пускной способности системы за счет увеличения КС «кс = КпКср. (125) При увеличении КС необходимо расширять существу- ющие КС. При этом стараются полнее использовать воз- можности трубопровода и КС, т. е. р=1. Приведем изме- нение пропускной способности газопроводной системы Q в зависимости от увеличения КС по этапам строитель- ства: Число сооружаемых Схема сооружения КС Q, % КС, % 20 Каждая пятая КС................ 45 25 Каждая четвертая................ 50 33 Каждая третья.................. 58 50 Каждая вторая.................. 71 100 Все КС . . ........................ 100 Приведенные значения пропускной способности полу- чены при условии, что на всех этапах развития газопро- вода входное и выходное давления на КС остаются не- изменными и равны давлениям при 100%-ной загрузке газопровода. Такой способ увеличения пропускной спо- собности газопровода возможен, если общее число КС и число КС, сооружаемых по этапам (хотя бы по одно- му этапу), кратны. Например, при общем числе КС, рав- ном 15, возможны два варианта сооружения: I вари- ант—на первом этапе 3, на втором—12; II вариант — на первом этапе — 5, на втором — 10. При общем числе КС, равном 12, возможны четыре варианта разбивки по этапам: I вариант — первый этап — 2; второй этап — 2; третий этап — 8; II вариант — 4 и 8; III вариант — 3,3 и 6; IV вариант —6 и 6. Число этапов обосновывается в каждом конкретном случае, исходя из графика поставки оборудования, плановых заданий по наращиванию про- 94
пускной способности и других причин. Наращивание про- изводительности КС по этапам будет обеспечиваться соответствующим числом рабочих агрегатов, подключае- мых параллельно. Как следует из приведенных числовых примеров, такая разбивка КС по этапам строительства возможна тогда, когда общее число КС можно разбить на простейшие множители и группы из них (15=3X5= = 5X3; 12 =2X2X3 =3X4 =4X3 =2X6). Для пер- вого этапа сооружения можно принять число КС, равное любому простейшему множителю или группе из них. Число КС, сооружаемых на каждом последующем эта- пе, должно быть кратно сумме КС, сооружаемых на предыдущих этапах. Легче всего разбивается на этапы общее число КС, состоящее из произведения двоек (на- пример, 4, 8, 16). В этом случае на каждом этапе про- исходит удваивание КС. При общем числе КС, выражае- мых простыми числами (например, 7, 11, 13, 17, 19), т. е. не разлагающимися на простейшие множители (кро- ме самого числа и единицы), также возможно поэтапное сооружение КС, но при этом часть КС (или вее КС) на разных этапах эксплуатации будут работать при различ- ных входных и выходных давлениях. Наращивание про- изводительности КС по разным этапам в данном случае будет происходить за счет дополнительных рабочих агре- гатов, включаемых как параллельно, так и последова- тельно, т. е. КС будут работать по разным схемам на различных этапах. В принципе возможна даже замена типа оборудования по мере выхода газопровода на про- ектную пропускную способность. При этом необходимо иметь в виду, что эксплуатация основного оборудования КС с давлениями, существенно отличающимися от номи- нальных значений, может значительно снижать технико- экономические показатели. Лучшие технико-экономичес- кие показатели могут быть обеспечены для строящихся многониточных газопроводов комбинированным спосо- бом, при котором наращивание пропускной способности можно производить за счет увеличения КС на части ни- ток с одновременным строительством параллельной нит- ки, подключаемой к системе как лупинг. При этом на каждом этапе можно выдержать условие постоянства входного и выходного давления КС, т. е. КС будут экс- плуатироваться в номинальных условиях. Необходимая длина лупинга определится из следую- щего выражения: 95
хл _ (п— m -|- 1)* ____(п — т)ар L 2'(п — т) + 1 1 “ ( —-\2 ’ (126) (ип-т^ рпкс) где п — общее число ниток системы; т — число ниток, на которых применяется увеличение КС; «кс — коэффи- циент кратности увеличения КС. Предельные значения увеличения пропускной способ- ности при комбинированном способе находятся из следу- ющих условий: xJL = 0, т = 0, xnp t = Vp — (127) изменение пропускной способности только за счет изме- нения давлений; хл/Ь= 1, т = п+\, хпр., = ±+1|/рПк.с (128) п — на всех нитках, включая лупинг предельной длины, одинаковое увеличение КС. При этом существует гра- ничное значение игр = —— [(и — 1)1^ Мкс + 2], (129) п которое получается при т = п—1 и хл/£=1. В интервале xnpi^x^xrp при любых значениях дав- лений (р) варьируем длиной лупинга, которую опреде- ляем по (126). При этом наибольшее возможное значе- ние т = п—1. В интервале же хгрО<иПр2 относитель- ная длина лупинга может быть равной либо нулю, либо единице и вариация выполняется по параметру р (дав- ления рн и рк произвольными быть не могут). Как частные случаи, из (126) получаем: при xaIL = Q _ )^р/п[т (/«ко — 1) + «]; (130) при Xn!L=\ _ X = Vp'ln [т (Упкс— 1) + П + 1]- (131) По последним варажениям можно определить степень увеличения пропускной способности посредством одина- кового увеличения КС на т нитках системы при гранич- ных значениях лупинга. При /п = 0 из (130) получаем за- висимость для изменения пропускной способности за счет изменения давления, при этом условии из (131), как и следовало ожидать, получаем зависимость (122). 96
При tn=n (130) переходит в (125), а из (131) получаем х = Ур (/«кс + 1/«). (132) Данное выражение определяет степень увеличения про- пускной способности при условии, что на всех п нитках произведено одинаковое увеличение КС и введена еще одна такая же нитка, но без КС. Если на последующих этапах на этой нитке произвести такое же увеличение КС, то получим зависимость (128). Пример 27. Обосновать диаметр газопровода для подачи Qr= = 9 млрд. м3/год газа относительной плотности Д=0,65. Коэффи- циент динамической вязкости, коэффициент сжимаемости и газовая постоянная газа соответственно равны г) = 12,3- 10-в Н с/м2, 2= =0,93, 7?=442 м2/с2 • К. Длина трассы газопровода А» = 1500 км, расчетная температура грунта на глубине укладки (до оси трубы) равна —3°С. По (107) определяем расчетную суточную пропускную способ- ность газопровода, при этом коэффициент годовой неравномерности транспорта газа принимаем + = 0,85: 9-10® Q = Т; = 29’ 10е м®/сут. 365-0,85 J По данным пропускной способности подбираем основное обору- дование. По рис. 24 определяем рекомендуемую степень сжатия га- за на КС, а именно ео= 1,365. В соответствии с табл. 12 принимаем ГПА ГТК-Ю-2 с нагнетателями типа 520-12-1; номинальная мощ- ность ГПА 10 000 кВт, номинальная подача 29,3 млн. м3/сут. При- нимаем к установке три последовательно соединенных нагнетателя — два рабочих и один резервный. При этом давление нагнетания рн = = 5,5 МПа, а па приеме в первый напнетатель рк=3,47 МПа. К рассмотрению принимаем диаметры труб /)и = 820, 1020 и 1220 мм. Трубы изготовлены из стали 17ГС и 17Г1С для которых рас- четное сопротивление равно = 260 МПа [за нормативное сопротив- ление принято временное сопротивление 7?1н = 510 МПа, коэффи- циент условий работы трубопровода принят т=0,9, коэффициент безопасности по материалу А, = 1,55 и коэффициент надежности + =1,1; Ri=«1,w/(W,)[. Определим необходимые толщины стенок труб; _ ирнРн__________1,1-5,5-0,82-Ю3 820 ~ г^ + прн)- 2 (260+ 1,1-5,5) = 9132 ни- где п— 1,1 — коэффициент перегрузки; е 1,1-5,5-1,02-10» отпел —- = 11,6 мм; 1020 2 ( 260+ 1,1-5,5) 1,1-5,5-1,22-10» о,„п =-----------------— = 13,9 мм. 1220 2 (260+ 1,1-5,5) Принимаем ио ГОСТ трубы размером 820X10 мм, 1020X12,5 мм и 1220X14 мм (см. табл. 9). 4—554 97
Определяем коэффициенты гидравлического сопротивления труб. В соответствии с рис. 10, трубы 820 и 1020 мм работают при квадратичном режиме, а труба 1220 мм — в переходной зоне. Сна- чала определим коэффициенты гидравлического сопротивления от трения для труб 820 и 1020 мм по (48): 1тР его = 0,03817/800°'2 = 0,01; ЛтР 1020 = 0,03817/995° 2 =0,0096. Для трубы 1220 мм используем формулу (45). Число Рейнольдса Re = ^ =-------------4-29-10е-1,206-0_,65 = 22,86.10.. лОт] 24-3600-3,14-1,192-12,3-10-6 Здесь рв= 1,206 кг/м3 — плотность воздуха при стандартных усло- виях. Приняв эквивалентную шероховатость для новых труб k = = 0,03 мм, найдем / 158 2-0,03>0-2 ХтР122о = 0,067 ^ 228б 1()в + П92 ) =0,0095. С учетом местных сопротивлений расчетные значения коэффи- циентов гидравлических сопротивлений Л будут на 2—5 % выше ХТр, а именно Ая2о=0,0105, Х1О2о=0,01; 2ii22o=0,01. Из (44) определяем расстояние между КС: , (5,52 — 3,472)-8005-3,322 L820 -------------------------------= 45,63 км; 20 0,0105-0,93-0,65-270-292-1012 (5,52 — 3,472) 9955-3,322 , „ Д*1п<2л — 142,6 км* 020 0,01-0,93-0,65-270-292-1012 (5,52 — 3,472)•1192°-3,322 L,„„o =-----------------------------= 351,9 км. 122 0,01-0,93-0,65-270-292-1012 Также по (44) определяем длину последнего перегона, приняв давление в конце газопровода 2 МПа: _ (5,52 — 22)-8005-3,328 _ П82° 0,0105 0,93-0,65-270-292-1012 ’ КМ' Аналогично получим Лпю2о = 2О5,6 км, Z.ni22o=5O7,3 км. Определяем необходимое число промежуточных КС: LT ^-п 820 1500 — 65,78 "820 — , — . , — 01,4. /-его 45,63 Аналогично находим л|020 = 9,1, п|22о=2,82. К строительству принимаем п82о = 32, /11020= 10, «1220 = 3. Проведем экономическое сравнение рассматриваемых диаметров (вариантов) по укрупненным показателям. Капитальные затраты в линейную часть. Согласно табл. 9, стои- мость строительства I км трубопровода равна /<Л82о = 89,11 тыс. руб/км; _ Клю20 = 137,77 тыс. руб/км; Клшо = 180,97 тыс. р\б/км. 98
Тогда Ял взо = Ял вго^-т = 89,11 • 10 3-1500 = 133,665 млн. руб. Ял loan — 137,77-10-3-1500 = 206,655 млн. руб; Ял изо = 180,97-10-3-1500 = 271,455 млн. руб- Капитальные затраты на сооружение КС. Согласно табл. 10, стоимость строительства одной КС на три агрегата типа ГТК-Ю равна Ккс = 4,98 млн. руб. Тогда Я^с 820 = Якелвзо = 4,98-32 = 159,36 млн. руб; Яке 1020 = 4,98-10 = 49,8 млн. руб; Яке 1220 = 4,98-3 = 14,94 млн. руб. Стоимость строительства и эксплуатации головных сооружений не учитываем, так как эти показатели от диаметра трубопровода не зависят. Полные капитальные затраты Яя3о = Ял 820 + KKCJ820 = 133,665 159,36 = 293,025 млн. руб; Я1П20 = 206,655 4- 49,8 = 256,455 млн. руб; Я1220 = 271,455 + 14,94 = 286,395 млн. руб. Стоимость эксплуатации линейной части. Из табл. 9 находим 5лвго = 4,14 тыс. руб/(год-км); 3Л102в = 6,14 тыс. руб/(год-км); ЭЛ122о = 7,91 тыс. руб/(год-км). Тогда •9л аге =-Яп 82<Лт = 4,14-10~3-1500 = 6,21 млн. руб/год; Эл mao = 6,14-10-3-1500 = 9,21 млн руб/год; Эл 1220 = 7,91 • 10-3-1500 = 11,865 млн. руб/год. Стоимость эксплуатации КС. По табл._10 стоимость эксплуата- ции типовой КС на три агрегата ГТК-Ю Зкс = 0,95 млн. руб/год. Тогда Зкс 820 = 5ксп82о = 0,95-32 = 30,4 млн. руб/год; Зкс 1 ого = °’95'10 = 9,5 млн- руб/год; Экс 1220 = 0,95-3 = 2,85 млн. руб/год. Полные эксплуатационные расходы -Э82о = -Эл82о + 5КС 820 = 6,21 + 3°,4 = 36,61 млн. руб/год; 31020= 9,21 4- 9,5 =18,71 млн. руб/год; 31220 = 11,865 + 2,85 = 14,715 млн. руб/год. 4* 99
По (108) вычисляем приведенные затраты по вариантам: Sum = ЕКвго + Эв20 — 0,15-293,025 + 36,61 = 80,56 млн. руб/год; •$шо = 0,15-256,455 + 18,71 = 57,18 млн. руб/год; Sjjjo = 0,15-286,395 + 14,715 = 57,67 млн. руб/год. Таким образом, по приведенным затратам выгодным является диаметр 1020 мм. Но необходимо рассмотреть и другие конкурен- тоспособные варианты. Сделаем экономическое сравнение следующих наиболее веро- ятных конкурентоспособных вариантов. Трехступенчатое сжатие газа на КС. Из табл. 12 для ГТК-10 имеем ри=2,94 МПа. Проведя гидравлические расчеты аналогично изложенному получим, nS20=27; пюго = 8; л122о = 3. Стоимость строительства и эксплуатации линейной части будет такой же, как и в предыдущем случае, а именно Кпвгч— 133,665 млн. руб., Эл вго= = 6,21 млн. руб/год, Кл ю2о=206,655 млн. руб., Элю2о=9,21 млн. руб/год, Л’п 1220=271,455 млн. руб., Эл 1220= 11,865 млн. руб/год. Так как в данном случае применяется другой типоразмер КС, то будут и другие экономические показатели (см. табл. 10); ^КС = 6102 тыс. руб, Зкс = 1293 тыс. руб/год. Поэтому стоимость строительства и эксплуатации всех КС по ва- риантам будет иной как за счет другого числа КС, так и за счет других единичных экономических показателей, а именно: Ккс820= 6,102-27 = 164,754 млн. руб, Экс 820 = 1,293-27 = 34,911 млн. руб/год; Ккс Ю20 = 48,816 млн. руб; r3KCIU20 = 10,344 млн. руб/год; Krci220 = '8,306 млн. руб; ЭКС1220 = 3,879 млн. руб/год. Полные капитальные затраты Кв20 = 133,655 + 164,754 = 298,419 млн. руб; К1920 = 255,471 млн. руб; К122о = 289,761 млн. руб. Полные эксплуатационные расходы ЭЬ20 = 6,21 + 34,911 = 41,121 млн. руб/год; Э1020 = 19,554 млн. руб/год; Э1220 = 15,774 млн. руб/год. Приведенные затраты Зеге = 0,15-298,419+ 41,121 = 85,88 млн. руб/год; S1020 = 57,87 млн. руб/год; 5122о = 59,24 млн. руб/год. На КС в качестве основного оборудования применяем газопе- рекачивающие агрегаты типа ГТК-5 (см. табл. 12): номинальная мощность 4400 кВт, подача 14 млн. м3/сут, тип нагнетателя 260-13-2, давление нагнетания рн = 5,5 МПа, давление на приеме КС рк= = 3,68 МПа при двух последовательно соединенных нагнетателях. Принимаем на КС пять агрегатов со смешанным соединением; две параллельные группы, в каждой по два последовательно соединен- 100
ных нагнетателя, один агрегат — резервный. В результате технико- экономического расчета имеем л82о=35, пни = 10, «1220=3, Эск — 0,913 млн. руб/год, Ккс = 4,949 млн. руб ;К82о=306,88 млн. руб., Э820 = 38,165 млн. руб/год, Kio2o=256,145 млн. руб., 3|020= = 18,34 млн. руб/год, /<1220=286,302 млн. руб., Э1220 = 14,604 млн. руб/год, />820=84,20 млн. руб/год, $1020=56,76 млн. руб/год, />1220 = 57,55 млн. руб/год. На КС агрегаты ГТК-5 работают в три ступени сжатия газа, т. е. на каждой станции установлено по семь агрегатов (две парал- лельных группы, по три нагнетателя последовательно в каждой группе плюс один резервный агрегат, рк = 3,14 МПа). При этом тех- нико-экономические показатели будут следующие: ге82о=29, п1020 = =9, Д|22о=3, 7<кс=6,283 млн. руб., Экс= 1,263 млн. руб/год, К82о==315,872 млн. руб., 582о = 42,837 млн. руб/год, Кю2о = 263,202 млн. руб., Эю2о=2О,577 млн. руб/год, К,22о=29О,ЗО4 млн. руб., 31220=15,654 млн. руб/год, 3820=90,22 млн, руб/год, Sio2o = 60,06 млн. руб/год, Si22o=59,2 млн. руб/год. Для ГТК-5 можно рассматривать варианты с двумя резервны- ми агрегатами, а именно: при двухступенчатом сжатии четыре ра- бочих агрегатов и два резервных; при трехступенчатом сжатии шесть рабочих агрегатов и два резервных. В обоих случаях агрегаты скомпонованы в две параллельные группы по три или четыре маши- ны, в пределах каждой группы агрегаты соединены последовательно (т. е. на каждую группу свой резервный агрегат). Оба указанных варианта будут менее выгодны, так как при неизменном числе КС удваивается число резервных агрегатов, что приводит к увеличению затрат. Конечно, два резервных агрегата на каждой КС повышают надежность всего газопровода, но стоимостные показатели строи- тельства и эксплуатации будут хуже. Экономический расчет с дву- мя резервными агрегатами производится аналогично изложенному при соответствующих укрупненных показателях. Значения приве- денных затрат по рассмотренным вариантам показаны в табл. 15. Таблица 15 Приведенные затраты 3 для различных вариантов сооружения газопровода, млн. руб/год Dxa ГТК-10, (2+1) ГТК-10, (3+D ГТК-5, (2Х2+1) ГТК-5, (2X3+1) ГТК-5, (2X2+2) ГТК-5, (2ХЗ+2) 820X10 80,56 85,88 84,20 90,22 90,29 95,27 1020X12, 5 57,1 8 I 57,87 II 56,76 III 60,06 58,5 IV 61,62 1220X 14 57,67 V 59,24 VI 57,55 VII 59, 2 VIII 58, 07 IX 59,72 1420X17,5 — — — 81,42 81,05 81,6 Самым выгодным является вариант с газопроводом диаметром 1020X12,5 мм и КС, оборудованными ГТК-5. На каждой КС сле- дует установить пять агрегатов (включая резервный); нагнетатели соединены в две параллельные группы, в каждой по две последо- вательно включенных машины. Приведенные затраты выгодного варианта 3 = 56,76 млн. руб/год. Исходя из конкретных местных ус- ловий к строительству можно рекомендовать и такие варианты, при- веденные затраты которых не превышают наименьшие больше, чем 101
на 5 %. Для данного примера предельно допустимые приведенные затраты Snp *= 1,05-56,76 = 59,598 млн. руб/год. Как следует из табл. 15, конкуренто-способными являются девять вариантов сооружения газопровода, обозначенных цифрами I—IX. Пример 28. Рассчитать режим работы КС, работающей двумя параллельными группами нагнетателей типа Н-300-1,23 с приводом от ГТН-6 номинальной мощностью 6000 кВт; номинальная частота вращения нагнетателя пн = 6150 об/мин. Плановое задание на пере- качку газа составляет <2кс = 35 млн. м’/сут при давлении и темпе- ратуре на входе КС соответственно pBi = 3,8 МПа, TBi=278 К. От- носительная плотность перекачиваемого газа Д=0,72; коэффициент сжимаемости z=0,92; показатель адиабаты т=1,31. Определяем газовую постоянную газа: R = RB/A = 278,1/0,72 = 398,75 Дж/(кг-К), где RB — газовая постоянная воздуха. Определяем плотности газа при стандартных условиях и при условиях входа (всасывания) в нагнетатель первой ступени: рст = Дрв = 0,72-1,206 = 0,868 кг/м3; Рв1 3,8-10° Рв1 zRTB1 0,92-398,75-278 37,26 КГ/М’' Здесь рв = 1,206 кг/м° — плотность воздуха при стандартных усло- виях. Производительность одной группы последовательно соединен- ных нагнетателей будет QKC 35-10° Qi = —-— =---------— = 17,5-10° м3/сут. Объемная производительность нагнетателя первой ступени при условиях всасывания п ____ Qi Рст Чв1~ 24-60-рв1 17,5-10°-0,868 24-60-37,26 = 283,2 м3/мин. Как следует из характеристики нагнетателя Н-300-1,23, зона на- ивысшего к.п.д. соответствует интервалу Qnp = 300—350 м3/мин (см. рис. 25). Используя соотношение для Qnp, найдем возможный диа- пазон изменения частоты оборотов нагнетателя первой ступени: Ои, 283,2 п, = п„------= 6150 ----------= 5800 = 5000 об/мин. (?пр 300 = 350 Примем П| = 5500 об/мин и по (109) находим 6150 Опр 1 = 283,2 = 316,7 м3/мин; / Hi \ 5500 , / 0,91-490,5-288 = \ ян /Пр = 6150 V 0,92-398,75-278 102
Здесь 0,91; 490,5; 288 — значения приведенных величин для гра- фика на рис. 25. По графику находим = 1,26; (Л^,-1/Рв1)пр = 183,5 кВт/(кг/м3). Потребляемая нагнетателем внутренняя мощность по (109) Мг1 = Рв1(-^М (“У = 37,26-183,5-1,0043= 6920 кВт. \ Рв1 /пр\ Пн /пр Так как потребляемая мощность оказалась выше номинальной (6000 кВт), то частоту вращения надо уменьшить и в такой же пос- ледовательности заново провести расчет. Аналогичные расчеты про- водят до тех пор, пока не будут получены наилучшие параметры по загрузке нагнетателя. Примем ni=5050 об/мин и определим параметры загрузки: 6150 QnP , = 283,2-----= 345 м3/мин; р 1 5050 / п, \ 5050 , / 0,91-490,5-288 I —— I =---------- 1/ —----------------= 0,922. к Пн Лр 6150 к 0,92-398,75-278 По графику рис. 25 находим е=1,2; (A'ii/pBi)u1J= 193 кВт/(кг/м3). Потребляемая внутренняя мощность при л, =5050 об/мин Nn = 37,26-193-0,9223 = 5636,3 кВт. Мощность на валу привода нагнетателя первой ступени Nt = Ni 1 + ЮО = 5636,3 + 100 = 5740 кВт. Здесь 100 — мощность (в кВт), расходуемая на преодоление ме- ханических потерь при газотурбинном приводе. Давление газа на выходе из нагнетателя первой ступени Phi = в]РВ1 = 1,2-3,8 = 4,56 МПа. Температура газа после нагнетателя первой ступени по (114) 1,31 — 1 ТН1 = 278-1,2 1,31 = 290,3 К- Давление газа на входе в нагнетатель второй ступени Рв2 = Рн1— (0,034-0,05) = 4,56 — 0,04 = 4,52 МПа. Здесь 0,034-0,05 МПа — потери в обвязке между первой и второй ступенями. Плотность газа на входе в нагнетатель второй ступени (Тн|=- в2): 4,52-10“ Рва = —~~~“ 42,44 кг/м3. zRTb2 0,92-398,75-290,3 Объемная производительность нагнетателя второй ступени при условиях входа (всасывания) <2грст 17,5-10“-0,868 =----------=------------------ = 248,6 мя/мин. 2 2460рв2 24-60-42,44 103
Определим возможный диапазон изменения частоты вращения нагнетателя второй ступени для зоны наивысшего клад.: пг — пн ПМ = 6150 ——— = 5100-+- 4400 об/мин. Чпр »5vU -5- oOU Необходимо иметь в виду, что по паспорту для данного типа наг- нетателя nmin=4600 об/мин. Примем и2 = п1 = 5050 об/мин и выполним аналогичный расчет для нагнетателя второй ступени. Приведенная производительность „ 6250 „ <2 пр г = “Епеп 248,6 = 302,8 м’/мин. OUOU Приведенная частота вращения п3 \ 5050 - / 0,91-490,5.288 —— I =---------I / -----:------:______ _ о 9022 пн Лр 6150 И 0,92.398,25.290,3 По графику рис. 25 находим е2=1,21, (Wi2/pB2)Up= 181,5 кВт/ (кг/м3). Внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем второй сту- пени Ni3 = 42,44.181,5.0,9022» = 5657 кВт. Мощность на валу привода нагнетателя второй ступени N3 = 5657 -J- 100 = 5760 кВт. Давление газа на выходе из нагнетателя второй ступени рН2 = е2рв2 = 1,21-4,52 = 5,47 МПа. Предельно допустимое давление на выходе КС 5,494-5,5 МПа. Та- ким образом, по давлению газопровод загружен практически пол- ностью. Температура газа на выходе из нагнетателя второй ступени т—1 1,31-1 Тн2 = ТВ2в2т =290,3-1,21 1,31 =303,7 К. В принципе нагнетатели разных ступеней сжатия могут рабо- тать при различных частотах вращения, необходимо, чтобы показа- тели работы нагнетателей всегда были в области наивысших зна- чений К.П.Д. Пример 29. Построить совмещенную характеристику КС и газо- провода. На КС установлены три центробежных нагнетателя типа Н-16-75/1,25, соединенных последовательно (из них один агрегат резервный). Диаметр газопровода 1220x15 мм, его длина 125 км. По газопроводу перекачивается газ относительной плотностью Д = = 0,63. Разрешенное давление нагнетания на КС рн = 7,36 МПа. Коэффициент сжимаемости газа принять 2=0,9. Температура грун- та на глубине заложения газопровода 280 К. Используя соотношения для приведенных параметров (109), пе- ресчитываем характеристику второго типа одного нагнетателя для условий данного газопровода (кривые 1 на рис. 30). На графике 104
п/па — относительная (а не приведенная) частота вращения. Сле- дует отметить, что наиболее достоверные характеристики нагнета- теля можно получить путем натурных замеров с учетом соедине- ния нагнетателед. Построим характеристику двух последовательно соединенных нанимателей. Так как степени сжатия нагнетателей небольшие, то влияние изменения температуры газа при компримировании будет Р = 7,36 мпа Рис. 30. Совмещенная ха- рактеристика нагнетателя Н-16-75/1,25 и газопровода: 1 — характеристика одного нагнета- теля; 2 — характеристика двух по- следовательно соединенных нагне- тателей; 3 — характеристика газо- провода несущественным. Тогда процесс построения будет следующий.' Возь- мем, к примеру, точку Q = 50 млн.м3/сут при n/nH=4,l. При этом давление газа на входе в нагнетатель при одном работающем аг- регате будет рВ1=5,61 МПа, а степень сжатия ei — 7,36/5,61= 1,31 (см. рис. 30). Считая, что Si«=e2, найдем давление на входе в пер- вый нагнетатель при работе двух последовательно соединенных аг- регатов: рв2 = 5,61/1,31 = 4,28 МПа. Имея в виду, что в обвязке между первым и вторым нагнета- телями теряется 0,03—0,05 МПа, входное давление газа в первый нагнетатель при работе двух последовательно соединенных агрега- тов следует увеличивать по крайней мере на величину потерь, а то и больше, если учесть сжимаемость газа. Другими славами, чтобы уложиться в нормативную величину потерь давления между первой и второй ступенями сжатия, необходимо на входе в первую сту- пень иметь несколько больший запас по давлению. Для данного конкретного случая входное давление газа при двухступенчатой ра- боте нагнетателей при Q = 50 млн. м3/сут и п/пн=1,1 должно быть рв2 = 4,33—4,34 МПа. Аналогичным образом определяются значения входного давле- ния при двухступенчатой работе нагнетателей для других значений Q и п/па. По полученным, данным строим характеристику двух пос- ледовательно соединенных нагнетателей (линии 2 на рис. 30). 5-554 105
Построим характеристику газопровода. Предполагая квадра- тичный закон сопротивления, по зависимости (53) найдем конечное давление на участке газопровода: _ 1 / 2 Q2MTaL Рк— У Рн (дуа. ю~12 D5,2 Коэффициенты а, <р, Е приняты равными единице как для вновь строящегося газопровода. Все участки газопровода должны быть равноценными по гидравлическому сопротивлению, конечные давле- ния на перегонах и входные давления газа на всех КС будут прак- тически одинаковыми. Поэтому рк = рв- Тогда д ’ 0,630,9-280-125-Q2 Рв — Рк=. |/ 7,36* — 16 7Я. 10—12 ! 1905,2 ~= = ]/ 54,1696 — 7,234 • 10—3Qa. Возьмем, к примеру, Q = 50 млн м3/сут и вычислим ра = У 54,1696-7,234- 10~ 3-502 = 6,01 МПа. Вычислив р0 для других значений Q, строим характеристику газо- провода (на рис. 30 линия 3). Точки пересечения с характеристика- ми нагнетателей будут являться рабочими точками. Видим, что про- изводительность КС может меняться в данном случае от 43 до 67 млн. м3/сут. Из графика также видно, что работать в две сту- пени сжатия при /г/ля = 0,8 невыгодно, так как указанный диапазон производительностей обеспечивается одним нагнетателем при п/пи = 1,1 (см. точки А и В на графике рис. 30). В заключение необходимо сделать проверку правильности выб- ранного режима. Пример 30. Определить параметры загрузки поршневого комп- рессора типа 10 ГКМ1/25-55 при условии, что на прием газ посту- пает при давлении рв = 2,7 МПа и температуре Гв = 270К. Показа- тель адиабаты принят т=1,35. Агрегат имеет три компрессорных цилиндра (пц = 3) диаметром 197 мм, оборудованных прямоточны- ми клапанами. Из табл. 14 устанавливаем номинальную мощность NH = = 735 кВт, частота вращения коленчатого вала пн=300 об/мин, но- минальное давление газа на выходе из компрессора рн = 5,4 МПа. Определяем фактическую степень сжатия: е = Рн/Рв = 5,4/2,7 = 2. По графику рис. 27 при 8 = 2 устанавливаем производительность и индикаторную удельную мощность одного цилиндра (при усло- виях на приеме): <?ч = 315 м3/ч, А, = 73 кВт/МПа. По (ИЗ) вычисляем потребляемую компрессором мощность: Az = 2,7-3-73 + 3-12,5 = 628,8 кВт. Компрессор недогружен, так как номинальная мощность 735 кВт. Определим частоту вращения коленчатого вала При полной заг- рузке компрессора по мощности: 735 = 2,7-3-73— + 3-12,5, 300 106
откуда /оО — 0-12,0 п =------------- 300 = 354 об/мин. 2.7-3-73 Допустимый диапазон изменения частоты вращения коленчатого ва- ла данного типа компрессора равен 250—315 об/мин. Следователь- но, режим работы компрессора при п=354 об/мин невозможен. Принимаем максимально возможную частоту вращения колен- чатого вала за рабочую п = 315 об/мин. При этом показатели ра- боты одного цилиндра будут следующие: 315 315 кВт (Л = 315-----= 330,75 м3/ч; ЛО = 73--------= 76,65 —— - 4 300 ‘ 300 МПа Определяем потребляемую компрессором мощность при п = = 315 об/мин: М = 2,7-3-76,65 4-3-12,5 = 658,4 кВт < 735 кВт, т. е. при данных давлениях газа на выходе и входе из компрессора полной загрузки по мощности не может быть. Определяем суточную подачу газа одним компрессором при л = 315 об/мин: „ <2чРв7’стпц24 330,75-2,7-293-3-24 млн. м3 РстТ’в 0,102-270-10е сут. По (114) определяем температуру газа после компримирования (на нагнетании): 1,35-1 Тн = 270-2 1,35 =323,2 К, т. е. газ с такой температурой на выходе из компрессора можно без охлаждения пускать в магистральный газопровод. Пример 31. К четырехниточной параллельной системе магист- ральных газопроводов длиной 120 км одинакового диаметра подклю- чен лупинг такого же диаметра длиной 90 км. Определить возмож- ную степень увеличения пропускной способности системы при ус- ловии, что давления на входе и нагнетании КС останутся неизмен- ными. По условию р=1. На основании (119) имеем 90 120 откуда I)3 2m 4- 1 5! 107
Если лупинг подключить к одной нитке (т=1), то xj - 1 + 4 1 —0,75 -1 =1,128. 2-1 + 1 (1 + 1)а Аналогично определяем степень увеличения пропускной способ- ности при подключении лупинга к двум, трем и четырем ниткам: х2= 1,155, х3= 1,165, х4=1,17. Видим, что подключение лупинга ко всем ниткам более эффективно, так как дает большую степень уве- личения пропускной способности. Пример 32. По условиям предыдущего примера определить эф- фективность лупинга для двухниточной газопроводной системы. На основании (119) при условии р=\ имеем для т=\ 1 х = 1 + — 1 2 = 1,26. Аналогично для случая подсоединения лупинга к обеим ниткам (т = 2) х=1,31. Сравнивая с предыдущим примером, видим, что эффективность лупинга с увеличением числа параллельных ниток уменьшается. Пример 33. Четырехниточная система магистральных газопро- водов одинакового диаметра эксплуатировалась при рно = 7,5 МПа и рк о = 2,5 МПа. Потребовалось увеличить конечное давление до рн = 4,5 МПа. Определить необходимую длину лупинга. По (117) вычисляем безразмерный параметр: о О Рн-Рк _ 7,5°-4,52 Рио-Рио 7,52- 2,52 ’ При х= 1 по (119) вычисляем необходимую длину лупинга при подключении его к одной нитке (т=1): Аналогично вычисляем необходимые длины лупингов при под- соединении их к двум, трем и четырем ниткам: (хл/£) 2=0,823; (Хл/L)з = 0,794; (хл/Ь)4=0,778. Данные расчета свидетельствуют о том, что лупинг целесообразно подключать ко всем ниткам. Пример 34. По условиям предыдущего примера определить не- обходимую длину лупинга для двухниточной параллельной системы. При х=1 по (119) вычисляем необходимую длину лупинга при подключении его к одной нитке (т=1): (=—11 —----------------------------1 = 0,61. \ L 3 । [(1/Ко,72 —1) 2/1 + I]2 । 108
Аналогично определяем длину лупинга, если его подключить к обеим ниткам (Хл/£)а = 0,504. Сравнивая с предыдущим примером, убеждаемся в том, что лупинг более эффективен для параллельных систем газопроводов с малым числом ниток, но во всех случаях лупинг лучше подключать ко всем ниткам. Пример 35. Для семиниточной параллельной системы магист- ральных газопроводов одинакового диаметра рассмотреть возмож- ность увеличения пропускной способности в 1,1 раза. До увеличе- ния пропускной способности система работала при рио=7,5 МПа и р„ о = 3,5 МПа. При увеличении пропускной способности необхо- димо предусмотреть повышение конечного давления до рк= = 5,5 МПа. Определим безразмерный комплекс по (117): р = (7,53 — 5,52)/(7,5® — 3,52) = 0,591. Не сооружая лупинг (хлД)=0, из (127) найдем измен .не пропускной способности вследствие повышения конечного дав ния. хпр ! = ]/"₽= Ко,591 =0,769, т. е. пропускная способность снизится на 23,1 %. По (131) при т = 0 или по (132) вычислим предельно возмож- ную степень увеличения пропускной способности посредством соору- жения еще одной нитки газопровода таг .го же диаметра (лупинг предельной длины): и= (7+ 1)/7У”,591 = '!? 79, т. е. пропускная способность вырастет, по все равно не достигнет даже исходного значения. Приняв коэффициент кратности «кс = 2, по (128) определяем предельно возможную степень увеличения пропускной способности (хл//.= 1): *;iP2= (?+ 1)/7/2-О,59Г= 1,243. Так как zHpi =0,769<х = 1,10<Xupj = 1,243, то надо применить комбинированный способ с удвоением числа КС. По (129) находим граничное значение хгР = /0,591/7[(7-l)/F+2] = 1,152. Так как заданная степень увеличения пропускной способности мень- ше граничного значения, то необходимую длину лупинга будем оп- ределять по (126). Из (130) найдем необходимое число ниток, на которых следует сделать удвоение КС (без лупинга): 1,1 =/0,591 /7[т (/2 — 1) +7], откуда т = 7,28. Так как т не может быть больше п—1=6, то без лупинга не обойтись. Из (131) при предельной длине лупинга найдем необходимое число ниток, на которых следует сделать удвоение КС: 1,1 = К0,591/7[т (/2—1) |-7 -)- 1], 109
откуда т = 4,87. Примем т = 5, так как округление т сделано в большую сторону, то длина лупинга должна уменьшиться. По (126) необходимая длина лупинга = (7-5+1)2 j _ (7-5)2-0,591 _ 1 0 97 L 2(7—5) + 1[ (1,1-7 — 5 У 2-0.591)2 Таким образом, чтобы для заданной семитрубной системы газо- проводов увеличить пропускную способность на 10 % с существен- ным поднятием конечного давления, необходимо удвоить КС на пя- ти нитках и построить практически еще одну такую же трубу. Если принять хл/Е = 1 и zn = 5, то по (131) фактическое уве- личение пропускной способности к = У 0,591/7 [5 (УГ— 1) + 7 + 1] = 1,106. Пример 36. По данным предыдущего примера сделать расчет для х= 1,2. Так как заданная степень расширения х= 1,2>хгр= 1,152, то необходимо варьировать давлениями. Поэтому по (132) определим необходимый параметр 1,2 = Ур (/2 , откуда р = 0,594. Таким должен быть параметр р при условии, что на семи нитках выполнено удвоение КС и поставлен лупинг пре- дельной длины (хл/Е=1). На основании (117) можно записать: _ Р.^-5,52 7,52-р* 0,594 =-------------=-------------> 7,52 — 3,52 7,52 — 3,52 откуда находим два варианта: I — рн = 7,51 МПа, рк = 5,5 МПа; II — р„ = 7,5 МПа, рк = 5,49 МПа. Для обоих вариантов перепад давлений Др = ря — рк = 2,01 МПа- Можно удвоить КС на всех нитках, включая лупинг. Для этого случая по (128) находим 1,2 = (7-ф 1)/7 У 2^р, откуда р=0,551. На основании (117) определим рн = 7,38 МПа, рк = 5,5 МПа, Др = 7,38 — 5,5 = 1,88 МПа; р,, = 7,5 МПа, рк = 5,66 МПа, Др = 7,5 — 5,66= 1,84 МПа• Исходя из затрат энергии на перекачку, целесообразно удвоить КС на всех нитках системы, включая лупинг. Это обеспечит наи- меньший перепад давлений (1,84 МПа) на перекачку газа. 110
Глава 5 НЕРАВНОМЕРНОСТЬ ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ И ХРАНЕНИЕ ГАЗА Нормы газопотребления и расчетные расходы газа Годовое потребление газа городом, районом города или поселком рассчитывают по нормам. Все виды по- требления газа подразделяются следующим образом: бытовое (потребление газа в квартирах), в коммуналь- ных и общественных предприятиях, на отопление и вен- тиляцию зданий, промышленное. Годовые расходы газа на хозяйственно-бытовые и ком- мунальные нужды жилых и общественных зданий, пред- приятий общественного питания и объектов коммуналь- но-бытового назначения следует определять в соответст- вии с главой СНиП по проектированию газоснабжения (табл. 16). При составлении проектов генеральных пла- нов городов и других населенных пунктов нормами до- пускается для этой цели также применять укрупненные показатели газопотребления в тепловых единицах (МДж/(год-чел)): при наличии централизованного го- рячего водоснабжения — 3360, при горячем водоснабже- нии от газовых водонагревателей — 6720, при отсутствии всяких видов горячего водоснабжения — 4190 (5520 в сельской местности). Годовые расходы газа для нужд других предприятий бытового обслуживания населения (ателье, мастерские, парикмахерские, магазины и др.) принимаются в раз- мере до 10% суммарного расхода газа потребителями, указанными в позициях 1—2 табл. 16. Расходы на технологические и другие нужды промыш- ленных, коммунально-бытовых и сельскохозяйственных предприятий следует определять по действующим удель- ным нормам расхода топлива и объему выпускаемой продукции или по данным фактического топливопотреб- ления с учетом к. п. д. оборудования и приборов для пе- ревода его на газовое топливо (табл. 17). Формула пересчета для перевода с любого применяе- мого топлива на газ: У = 6 Фи.прН QuHr (133) 111
Таблица 16 Нормы расхода газа (в тепловых единицах) на хозяйственно-бытовые и коммунальные нужды (СНиП 11-37—76) Назначение расходуемого газа Единица измерения Расход газа, МДж 1. Жилые здания На приготовление пищи (при наличии в квартире газовой плиты и центра- лизованного горячего водоснабже- ния) На 1 человека в год 2680 На приготовление пищи и горячей во- ды для хозяйственных нужд без стирки белья (при наличии в квар- тире газовой плиты и отсутствии централизованного горячего водо- снабжения и газового водонагрева- теля) 3400 На приготовление пищи и горячей во- ды для хозяйственных и санитар- но-гигиенических нужд без стирки белья (при наличии в квартире га- зовой плиты и газового водонагре- вателя) На стирку белья в домашних условиях На 1 т сухого белья 5320 8790 2. Коммунально-бытовые предприятия и учреждения Прачечные: На 1 т сухого белья 8790 в немеханизированных прачечных с сушильными шкафами в механизированных прачечных, включая сушку и глаженье . . . Дезкамеры. Дезинфекция белья и одежды: в паровых дезкамерах в огневых дезкэмерах Бани: мытье без ванн На 1 помывку 12570 20100 2240 1260 38 мытье в ваннах 3. Учреждения здравоохранения Больницы: на приготовление пищи На 1 койку в год 50 3180 на приготовление горячей воды для хозяйственно-бытовых нужд н лечебные процедуры (без стир- ки белья) Поликлиники — на лечебные процеду- ры (без стирки белья) На 1 посетителя 9210 84 в год 112
Продолжение табл. 16 Назначение расходуемого газа Единица измерения Расход газа, МДж 4. Предприятия общественного питания Приготовление пищи в общественных столовых и ресторанах: приготовление обедов (вне зави- симости от пропускной способно- сти столовых и ресторанов) . . . приготовление завтраков или ужи- нов 5. Хлебопекарные и кондитерские предприятия Выпечка хлебобулочных и кондитер- ских изделий: хлеба формового хлеба подового батонов, булок, сдобы кондитерских изделий (тортов, пирожных, печенья и т. п.) 6. Гостиницы Без ресторанов, с ваннами во всех номерах Без ресторанов, с ваннами до 25% номеров . 7. Детские учреждения Детские ясли: на приготовление пищи на приготовление горячей воды для хозяйственно-бытовых нужд (без стирки белья) Детские ясли: на приготовление пищи на приготовление горячей воды 8. Школы и специальные учебные заведения Школы, вузы и техникумы на подо- грев завтраков и лабораторные нужды Учебные заведения трудовых резервов и школы-интернаты: на лаборатор- ные нужды, приготовление пищи и' горячей воды для хозяйственно-бы- товых нужд Общежития высших и средних спе- циальных учебных заведений: на приготовление пищи и горячей воды для хозяйственно-бытовых нужд На 1 обед На 1 завтрак или ужин На 1 т изделий На 1 место в год На 1 место в год На 1 ребенка в год На 1 обучающе- гося в год 4,2 2,1 1760 4560 4000 6070 5020 3560 2050 1800 2390 1340 170 2900 2090 113
где V—расход газа; G — расход, применяемого потреби- телем топлива; QH.np — рабочая теплота сгорания приме- няемого топлива; QB — рабочая теплота сгорания газа, на который переводится потребитель; т), т)г — к. п. д. ус- тановок потребителя при работе на другом топливе и на газе. Усредненная теплота сгорания различных топлив QH.np> кДж/кг Каменный уголь В среднем для всех марок и сортов .... Для антрацитовых марок: А.................................. Д ............................. АК............................. АШ............................. АРШ............................ видов 27100 27400 22100 29700 25400 27000 Нефтяное топливо Мазут............................. 41100 Дизельное и моторное топливо........ 41900 Бензин.............................. 43750 Керосин............................. 43000 Торф Кусковой........................... 11450 Фрезерный........................... 10260 Дрова складские всех пород 33%-ной влажности, м3 ....................... 5460 Кокс...................................... 27200 Годовые расходы газа на отопление, вентиляцию и го- рячее водоснабжение для всех категорий потребителей следует определять в соответствии с указаниями глав СНиП П-ЗЗ—75 «Отопление, вентиляция и кондицио- нирования воздуха», СНиП 11-34—76 «Горячее водоснаб- жение» СНиП П-Г.10—66 «Тепловые сети». Расход газа на отопление и вентиляцию определяется по расходу тепла на эти нужды: Vo.b = ^(°,o + Qb) - (134> <ЭнП где Qo и QB — расходы тепла соответственно на отопле- ние и вентиляцию каждого здания; ц— к. п. д. отопи- тельной системы, т] = 0,84-0,85 для местных котельных, г] = 0,8 —для районных котельных. Н4
Расход тепла на отопление определяется по удельным отопительным характеристикам зданий по формуле Qo = (/вн -Л.о) 24«ОТ, (135) где а — коэффициент, учитывающий изменение удельной отопительной характеристики здания q0 в зависимости от расчетной температуры наружного воздуха при про- ектировании систем отопления /н.0> ^н.о принимается по СНиП II-A.6—72 «Строительная климатология и геофи- зика» и СНиП П-ЗЗ—75; при /н.о = —30°С <7о, кДж/(м3 ч °С) 2,51—2,91 1,67—2,09 1,46—1,67 1,26—1,67 Этажность застрой- ки .............. 1 2—3 4—5 6 и более Ун— геометрический объем отапливаемых зданий; /вн — температура внутреннего воздуха отапливаемых помеще- ний, принимается по СНиП П-Г.10—66 и СНиП П-ЗЗ— 75; Пот — продолжительность отопительного периода (по СНиП II-A.6—72). Для печного отопления зданий (с периодической топ- кой и аккумуляцией тепла в теплоемких печах) расход тепла составляет 7% суточного расхода и определяется по формуле & = 0,07azyo (4Н - /н.о) 24потУн. (136) При —10 °C поправочный коэффициент а= 1,2, при tH.Q = — 20°C а= 1,1 и при /н.о^—40°C а = 0,9. При от- сутствии сведений об этажности общественных зданий удельную отопительную характеристику q0 принимают равной 1,67 кДж/(м3-ч-К). Расход тепла на вентиляцию без ограничения опреде- ляется по формуле Qb = 7в (^вн—/н.о) 24иотун, (137) где qB— удельная вентиляционная характеристика зда- ния. При отсутствии перечня общественных зданий qB при- нимается равной 0,84 кДж/(м3-ч-°С). Для общественных и коммунальных зданий, некото- рых производственных зданий с незначительным выде- лением тепла и влаги, в которых применяется вентиля- ция с ограничением, расход тепла на вентиляцию опре- деляется по формуле Qb — qB (^вн ^н.в) 24потУч, (138) 115
где /н.в —расчетная температура наружного воздуха для проектирования вентиляции, принимается по СНиП II- А.б— 72. «в- кДж/(м«.ч°С) Административные, научно-исследователь- ские и проектные институты............... 0,75 Клубы.................................... 0,84 Театры, кинотеатры....................... 1,76 Магазины, учебные заведения, пожарное депо.................................... 0,42 Поликлинтки, диспансеры, амбулатории 1,05 Больницы................................. 1,26 Бани, лаборатории........................ 4,19 Предприятия общественного питания . . 2,94 Прачечные................................ 3,35 Детские сады, ясли...................... 0,42 Школы общеобразовательные................ 0,34 Наружный строительный объем отапливаемых поме- щений (по наружному обмеру без чердаков и подвалов) принимается по типовым проектам или определяется по формуле V„ = nfk, (139) где п — число жителей; f — норма жилой площади на жителя; k — коэффициент строительной кубатуры, опре- деляемый как отношение кубатуры здания к его жилой площади по проектам типовых серий домов района, при их отсутствии k = 6 м. Строительный объем отдельных общественных зда- ний можно определить по удельной кубатуре, приходя- щейся на расчетную единицу, а строительный объем об- щественных зданий в населенном пункте — по кубатуре общественных зданий, приходящихся на 1 тыс. жителей. Расход тепла на горячее водоснабжение определяется по нормам расхода горячей воды на 1 жителя в сутки по формуле Qr.B =/и (а+ 6) (65— Zt) 365-4,19, (140) где т — число жителей в населенном пункте, охвачен- ных централизованным горячим водоснабжением; а — норма расхода горячей воды (при температуре 65 °C для жилых зданий) по СНиП П-34—76 (можно принять 80—100 л на 1 жителя в сутки); b — норма расхода го- рячей воды (при температуре 65 °C) для всех общест- венных зданий (принимается 20 л на 1 жителя в сутки); te— температура водопроводной воды (при отсутствии точных данных принимается tx = 5 °C). 116
При неполном охвате жителей ваннами расход горя- чей воды для жилых зданий, определяют из выражения а = 55ЛОХ + 35,' (141 где kax —; коэффициент охвата ваннами. Годовой расход газа на централизованное горячее во- доснабжение от котельных в расчете на одного человека можно принять равным 9600 МДж/(год-чел) (с учетом к. п. д. отопительной системы и тепловых сетей). Сум- марный годовой расход газа котельными с горячим во- доснабжением у _ Qo ~Ь Qb ~Ь Qr-в (142) СнЛ Неравномерность потребления. Режимы потребления газа. Аккумулирующая способность последнего участка газопровода Поскольку все потребители — бытовые, коммунальные, общественные и промышленные — потребляют газ нерав- номерно, различают сезонную неравномерность, или не- равномерность по месяцам года; суточную неравномер- ность, или неравномерность по дням недели; часовую неравномерность, или неравномерность по часам суток. Неравномерность потребления газа характеризуется коэффициентами неравномерности. При изучении режи- ма потребления газа в промышленных городах и насе- ленных пунктах обнаружено, что наибольшей сезонной Таблица 17 Нормы расхода газа на производственные нужды сельских населенных пунктов (СНиП 11-37—76) Назначение расходуемого газа Единица измерения Расход газа, . МДж/год Приготовление кормов и подогрев воды ДЛЯ животных 1 корова 840 Приготовление кормов с учетом запари- вания грубых кормов и корнеклубне- ( 1 лошадь 1680 ПЛОДОВ j 1 корова 8380 1, 1 свинья 4190 Подогрев воды для питья и санитарных f 1 овца или 420 целей . ) 1 коза 420 П7
Расходы газа по месяцам (в % Показатель I II Меся III Бытовое потребление (в квартирах) ...... 10,9 10,1 10,2 Коммунальное-бытовое потребление 11,1 11,1 10,7 Отопительные котельные, включая нагрузку на горячее водоснабжение 19,2 16 14,2 Промышленность 9,2 8,5 9,2 Расход всеми потребителями 12,6 11,4 11,1 ku для всех потребителей 1,48 1,49 1,35 неравномерностью обладают потребители, расходующие газ на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение (табл. 18). Режим потребления газа на отопление и вентиляцию зависит от климатических условий района, в котором расположен город. Расход газа по месяцам в процентах от годового потребления определяется по формуле „ _ ( /ср.м) Мм ЮО /14Q4 Чм — —------------------ > । (^ВН ^ср.мЛ'Мм/ 1=1 где пы — число отопительных дней в месяце; /Ср.м — сред- немесячная температура. В табл. 19 представлены результаты расчета по фор- муле (143) для г. Уфы. Длительность отопительного пе- риода 211 сут., /вн=18°С. Сезонная неравномерность газопотребления характе- ризуется двумя показателями: долей годового расхода га- за, которая является избыточной по отношению к сред- ней равномерной подаче газа по месяцам или которой недостает в период наибольшего газопотребления над средней подачей аГОд; максимальным (минимальным) коэффициентом сезонной неравномерности потребления в месяц наибольшего (наименьшего) потребления газа. Коэффициент сезонной (месячной) неравномерности по- требления газа определяется как отношение расхода газа за данный месяц к среднемесячному за год. Так, из табл. 18 можно получить . 12,6 365 , .о , 11,4 365 /гМ] - —— .----------= 1,48; /гмц = —:------------------ 31 100 28 100 118
Таблица 18 от годового потребления) ЦЫ IV V VI VII VIII IX X XI XII 9,6 9 7 5,9 5,1 6,1 7,8 8,7 9,6 9 6,7 5,3 5 4,7 5,6 8,2 10,7 11,9 9,1 2,4 1,1 1 0,9 1,9 7,7 12 14,5 8,8 7,5 7,2 7,3 7,2 7,4 9,4 9 9,3 9,1 6,4 5 4,8 4,5 5,4 8,3 10 11,4 1,11 0,75 0,61 0,56 0,53 0,66 0,9 1,22 1,34 1,49= £max м; kKVlll = = 0,53 = kmin м. Коэффициенты для потребления газа на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение отличаются еще больше, &тах м. от = 2,26, ku, от mln — 0,12. Коэффициент годовой неравномерности газопотребле- ния аГОд рассчитывают по формуле 2 kini~ X tii «год=2^1-------^—100%, (144) 1 Для центральных районов (включая Москву) расчеты показывают, что при удельном весе отопительной нагруз- ки, равном 2%, аг = 7,5%, 15% аг=13,8% и при 50% аг = 35 %. Знание коэффициента сезонной неравномерности и годовой неравномерности потребления необходимо при подборе и расчете подземного хранилища газа, предна- значенного для компенсации пиковых сезонных нагру- зок. В течение дней недели и месяца наблюдается нерав- номерность потребления газа, которая связана с укла- дом жизни населения, режимом работы предприятий, изменением температуры наружного воздуха. Режим по- требления газа, связанный с двумя первыми причина- ми, легко прогнозируется. Третий фактор учесть слож- нее, так как сложно прогнозировать изменение темпе- ратуры по дням недели и месяца. Однако по 119
климатологическим данным (СНиП ПА.6—72) можно определить максимальное значение коэффициента су- точной неравномерности, связанной с отоплением: _________ ^вн — ^тах ср СУТ / uci max с.от.м — “ , • к пи) ‘вн — «сР-мес Так, для Уфы средняя максимальная температура наи- более холодных суток /тахср.сут = —36 °C, среднемесяч- ная температура наиболее холодного месяца января *ср.мес =—14,1 °C. Тогда при /ВН=18°С , _ 18 -- (-36) ___ . тахс.от.м — )g_ ’ Наблюдения в Москве показали, что значения макси- мального коэффициента суточной неравномерности за год Атах с,г= 1,96 для квартир, где газ используется только для приготовления пищи, АШах с.г = 2,88, где газ используется для приготовления пищи и горячей воды. Максимальные коэффициенты суточной неравномерно- сти для различных отраслей промышленности колеблют- ся в пределах 1,1 —1,2. Городские газовые сети, снабжаемые газом через ГРС от магистрального газопровода, рассчитываются на максимальные часовые расходы газа, которые мож- но получить, лишь имея достоверные сведения о часо- вых колебаниях расхода газа. Эти сведения необходи- мы и для организации мероприятий по подбору акку- мулирующей емкости для выравнивания суточного графика. Режим потребления газа в течение суток характери- зуется неравномерностью аСуТ и максимальным значени- ем коэффициента неравномерности kmax ч.с. Максималь- ные коэффициенты часовой неравномерности потребле- ния газа в течение суток характеризуются следующими цифрами: в квартирах городов и поселков Атахч.с = = 1,64-2,2, для предприятий и учреждений коммунально- бытового И культурного обслуживания Атах ч.с = 2,62, в банях ^тах ч.с= 1,65, в прачечных Атах ч.с = 2,25, на печ- ное отопление Атах ч.с = 2,4. Одним из способов обеспечения газом потребителя в требуемом количестве является использование последне- го участка газопровода в качестве аккумулирующей ем- кости. Характер работы последнего участка газопровода имеет свои особенности. Это связано с тем, что послед- 120
няя КС работает на постоянном по производительности режиме, а расход газа в конце последнего участка сов- падает с графиком газопотребления города (при отсут- ствии подземных хранилищ газа и других аккумулиру- ющих емкостей). В периоды, когда потребление газа городом меньше производительности последней КС (почти совпадающей со среднесуточной производительностью), газ аккумули- руется в самом газопроводе. При этом давление на вы- ходе КС незначительно повышается до значения pmax ь а давление в конце газопровода может достигнуть свое- го наибольшего значения рШах 2. В период наибольшего газопотребления недостающий газ компенсируется за счет саккумулированного газа и отбором дополнитель- ного количества газа со снижением давления в конце газопровода до ртш 2- При этом давление КС снизится ДО Pmln 1- Используя метод последовательной смены стационар- ных состояний, можно получить аккумулирующую спо- собность последнего участка газопровода длиной 1К'. V = л^2 Гс* * Г з з ЭКК 6 ‘ РстТср2ср ‘ cQ* [PmaX1 +Pmin2 - /(Ртах 1 —c/Q2)3 - Z(pmin2+C/KQ2)3 ( 146) где c — коэффициент, определяемый по формуле (55); Q — производительность газопровода при стационарном режиме. Оптимальная длина последнего участка газопровода, при которой обеспечивается максимальная аккумулиру- ющая способность участка, определяется по формуле i ____ Pmaxi — Pmin2 копт“ 2cQa При этом максимальная аккумулирующая такого участка будет равна у _ * акк та* — ~ О (147) способность Гст РстТсР2ср । 3 I / (Ртах 1 Pmjn 2^ Ртах 1 i pmin 2 — 1 с<22 (148) 2 Максимальное давление в начале последнего участка газопровода pmaxi определяется прочностью газопрово- 121-
да или возможностью последней КС. Минимальное дав- ление в конце последнего участка зависит от режима работы газораспределительной станции (ГРС), снабжа- ющей город газом. В свою очередь, давление газа на входе в ГРС лимитируется давлением в городских газо- распределительных сетях и, в основном, в промышлен- ных системах газоснабжения. Необходимо также учи- тывать возможность бескомпрессорной подачи газа в подземное хранилище. В основных газопроводах круп- ных городов абсолютное давление составляет 1,3 МПа. Подземное хранение газа Для подземного хранения газа используются естест- венные пористые и проницаемые коллекторы, а также непористые и непроницаемые породы. Подземное хра- нение газа является наиболее приемлемым и основным средством аккумулирования значительных объемов газа и регулирования подачи газа в соответствии с сезонной неравномерностью газопотребления. В процессе подземного хранения газа могут быть ре- шены следующие основные задачи: удовлетворение спроса на газ в период наибольшего газопотребления (пиковые нагрузки), связанного с ото- пительной нагрузкой в зимнее время; уменьшение капитальных вложений в магистральный газопровод и компрессорные станции; обеспечение благоприятных условий для наиболее эко- номичного режима работы источников газа и маги- стрального газопровода с постоянной пропускной способ- ностью; создание необходимых запасов газа в определенных районах страны; увеличение нефтеотдачи при создании газохранилищ в истощенных нефтяных месторождениях. Наилучшими с точки зрения экономики и аккумулиру- ющей способности являются хранилища, созданные в истощенных газовых и нефтяных месторождениях, так как отпадает необходимость детального изучения этого уже эксплуатируемого ранее месторождения и соору- жения большего числа эксплуатационных скважин. Циклической эксплуатацией такого хранилища является промышленное заполнение его газом. 122
Сооружение подземных хранилищ в водоносных плас- тах связано с детальным изучением самого пласта и раз- ведывательно-промышленной закачкой газа после стро- ительства большого числа новых скважин. На стадии планового задания на строительство маги- стрального газопровода рассматривается вопрос о наи- более приемлемых способах обеспечения равномерной работы газопровода независимо от сезонной неравномер- ности газопотребления. В связи с этим решается вопрос о необходимости, возможности и целесообразности стро- ительства подземного хранилища газа. Решение этого вопроса связано с определением графика потребления газа по месяцам,неделям,суткам и часам. На основании этих данных определяется объем газа, необходимый для выравнивания сезонной неравномерности газопотребле- ния, который может быть определен тремя методами: по числу градусной недостаточности и температуре и ко- личеству тепла, необходимого на один градусодень недо- статка температуры; по нормам расхода газа на отопле- ние по всем категориям потребителей; по коэффициентам месячной неравномерности газопотребления. Наиболее надежным способом определения активной емкости подземного хранилища газа является определе- ние ее по коэффициентам месячной неравномерности с использованием формулы (143). При отсутствии данных о годовом потреблении газа для ориентировочных рас- четов активной емкости газохранилища используют формулу Qa = Qr.0T«P + Qr.H.oT], ( 149) где Qr.oT — годовое потребление газа на отопление; <2г.и.о — годовая потребность в газе за исключением отопления; а — коэффициент, учитывающий, что не весь газ, идущий на отопление, входит в активный объем газохранилища (а = 0,44-0,8); 0 — коэффициент, учиты- вающий изменения климата в рассматриваемом районе (0=1,24-1,5); т] — коэффициент, учитывающий повыше- ние расхода газа на технологические нужды зимой (т] = 0,014-0,02). Производительность газохранилища определяется гра- фиком годового потребления газа. При этом макси- мальная производительность ^ах = (1,5^2)<2а//г0, (150) где п0 — число дней отбора газа из газохранилища. 123
При определении общего объема газохранилища не- обходимо учитывать наличие буферного (остаточного) газа, постоянно находящегося в хранилище в период его эксплуатации, количество которого зависит от режима работы подземного хранилища газа. При газовом режиме эксплуатации, когда во время работы вода в хранилище не поступает, объем буфер- ного газа можно определить по формуле = О2ст Pmin6 (J51) Рст гб где Qo — объем буферного газа, приведенный к стан- дартному давлению рст и пластовой температуре Тпл; Q — объем порового пространства газонасыщенного кол- лектора; Ртш б — минимальное (буферное) рабочее дав- ление в конце периода отбора газа; 2б— коэффициент сжимаемости природного газа при ртшб и ТП]1 zCT=l. При упруговодонапорном режиме, когда при работе хранилища подошвенная вода будет продвигаться вверх при отборе и вниз при закачке газа, объем буферного газа определяется по формуле Q6 = Q^£L. . _РпЦ2б_4-ав(£2н—(152) Рст гвРст где и Q — соответственно начальный и конечный не- обводненные объемы порового пространства залежи; рв — средневзвешенное по обводненной части порового пространства залежи давление; ав—-коэффициент объ- емной газонасыщенности обводненной зоны; гв— коэф- фициент сжимаемости газа при рв и Гпл. С учетом технических и экономических факторов объ- ем буферного газа лежит в пределах 60—120% от объ- ема газа, подлежащего хранению. Максимально допустимое давление в хранилище опре- деляется по формуле Ртах д С Рб.г — Т]гРг.с> ( 153) где Рб.г — боковое горное давление; т]г — коэффициент, зависящий от угла внутреннего трения <р горной породы; Рг.с — гидростатическое давление, Pr.c = pcPg#o, рсР — средняя плотность пород, рср = 2,65 т/м3; Нй — общая мощность пород разреза под кровлей газохранилища, 124
Для пластичных пород т]г=-1’73~-g-(p . (154) 1 l,73 + 2tgq> ' При наличии глинистой покрышки мощностью более 3 м максимально допустимое давление можно опреде- лить по формуле Ртах д = Т)оРв£^О> (1^5) где т|0 — коэффициент, зависящий от степени надежно- сти покрышки, доброкачественности цементажа и тех- нологии хранения газа, т]0= 1,34-1,5; рв — плотность воды- Пример 37. Определить годовое потребление газа городом. Об- щее число жителей 970 000 чел.; из них в существующей зоне ин- дивидуальной застройки проживают 20 500, в двух- трехэтажной зо- не — 85 400, в четырех- пятиэтажной зоне — 385 100 и в шести- и более этажной зоне — 479 000 чел. Для газоснабжения используется природный газ с теплотой сгорания 33 020 кДж/м3. Степень охвата городских потребителей газоснабжением следующая: 100 % населения расходует газ на при- готовление пищи в квартире; 20 % квартир оборудовано горячим во- доснабжением от газовых водонагревателей; 75 % квартир имеют центральное горячее водоснабжение; горячее водоснабжение и ото- пительно-вентиляционная нагрузка падает на долю ТЭЦ — 95 % и районных котельных — 5 %, использующих газ в качестве топлива; газифицировано 70 % всех коммунальных и общественных предприя- тий, учебных и медицинских учреждений; 10 % газифицированных предприятий и учреждений используют газ для горячего водоснаб- жения. Норма жилой площади на жителя /=8м2. Расчетная на- ружная температура для проектирования отопления /н о=—6,4 °C, «от =211 сут (СНиП ПА-6—72). Находим численность жителей и условных единиц, пользующих- ся газом, по табл. 20. При расчете используем табл. 16. Результаты Таблица 19 Расчет режима потребления газа на отопление и вентиляцию для Уфы Показатели Месяцы X XI XII I II Ш IV V Среднемесячная темпе- ратура, °C .... 3 -5,5 -11,9 —14,1 -13,4 -6,7 4 12,8 Число отопительных дней в месяце . . . 25 30 31 31 28 31 30 5 7м. % 6,57 14,25 18,73 19,42 17,76 15,47 7,27 0,53 125
Таблица 20 Нормы пропускной способности некоторых предприятий Предприятия (учреждения) Расчетные показатели Охват обслуживанием Число потребителей или условных единиц на 1 тыс. жите- лей (в год) Детские ясли Число детей ясельно- го возраста 8—10% всего населения 0,4 30—10 чел. Детские ясли Число детей в возрас- те от 4 до 7 лет — 10% всего населе- ния 0,4—0,5 40—50 чел. Больницы и ле- чебные уч- реждения Общая вместимость из расчета 12 коек на 1000 жителей 1 12 коек Поликлиники Каждый житель посе- щает поликлинику примерно 8 раз в год. Одно годовое (ежедневное) посе- щение обеспечат зю п 1000-8 = 39 жителей 1 = 26 Школы 8 Число учащихся — 310 посещений 19% всего населе- ния 0,9 (100%—1- 180 Гостиницы 5 мест на 1 тыс. жи- телей 8 классы и 80% 9—10 классы 1 5 мест Механические прачечные Норма 100 кг сухого белья на I жителя в год 100% в прачеч- 100 т Бани 52 посещения в год ных или домаш- них условиях 100% посещений 52 000 Столовые и рес- тораны Для регулярно поль- зующихся столовы- ми 360 обедов в год 0,25—0,3 посещений 90000 обедов 360 ужинов (завтра- ков) в год .... 0,25—0,3 90000 ужинов Хлебозаводы или пекарни 0,6—0,8 т суточной выпечки на 1 тыс. жителей или (0,6— —0,8) 365 т на 1 тыс. жителей в год 1 220—290 т Техникумы Из расчета 50—60 уча- щихся на 1 тыс. жителей , , , , . 0,5 25—30 чел- 126
Продолжение табл. 20 Предприятия (учреждения) Расчетные показатели Охват обслуживанием Число потребителей или условных единиц на 1 тыс. жите- лей (в год) Институты Из расчета 30—40 сту- дентов на 1 тыс. жи- телей (в городах с населением более 100 тыс. жителей) 0,5 15—20 чел. сводим в табл. 21. При расчете расхода газа на стирку белья пред- положено, что 50 % населения стирает белье в квартирах и 50 % сдает в прачечную. Нагрузка на баню определена в предположении, что ей пользуются 10 % населения. По расчетам городского потребления газа на хозяйственно-бы- товые и коммунальные нужды требуется газа (в тепловых едини- цах) на 1 тыс. жителей 6126,3-103 МДж, что составит 61263-103-. : 33,02= 185,5-103 м3/год на 1 тыс. жителей, или 185,5-103-970 = = 180-10» м3/год на город. Для расчета расхода газа на отопление и вентиляцию опреде- ляем следующие показатели: строительный объем жилых зданий по формуле (139) VH = (85 400 + 365100 + 479 000) 8 • 6 =| • = 4,1 - 10е + 18,5 - 10е + 23 • 10е = 45,6 • 10е м3. В зоне индивидуальной застройки с печным отоплением Ун = 20 500 8 6 = 0,95 • 10» м3. Строительный объем всех отапливаемых общественных зданий принимаем Ин.о = 20,6 • 970 000 = 20 • 10» м3. Расход тепла на отопление в двух- и более этажной зоне опре- деляем по формуле (135) Qo = (1,2 • 2 • 4,1 10»+ 1,2 - 1,5 • 18,5 -10» + + 1,2 • 1,4 • 23 - 10») [18— (—6,4)] 24 • 211 = = 10104,87 10е кДж/год. Для одноэтажной застройки с печным отоплением — по форму- ле (136) Qo = 0,07 - 1,2 - 2,7 0,92 • 10» [18 — (— 6,4)] • 24 - 211 = = 25,78 • 10е кДж/год. Для общественных зданий расход тепла на отопление Qq = 1,2 • 1,67 • 20 • 10» [18 — (—6,4)] . 24 211 = = 4952,3 • 109 кДж/год. 127
Таблица 2t Расчет годового потребления газа на хозяйственно-бытовые и коммунальные нужды (на 1 тыс. жителей в тепловых единицах) Назначение расходуемого газа Количество единиц на 1 тыс. жителей Норма расхода газа, МДж Расход газа, МДж Бытовое потребление газа в квартирах Приготовление пищи в квартирах с центральным 2680 2010- 10s горячим водоснабжением 0,75-1000=750 чел. Приготовление пищи и горячей воды в квартирах 1064-10» с газовыми водонагревателями 0,2-1000=200 чел. 5320 Приготовление пищи и горячей воды в квартирах, 3400 170-10» не имеющих горячего водоснабжения 0,05-1000=50 чел. Стирка белья в квартирных условиях 0,5-100=50 8790 439,5-10» Итого ... — 1 | 3683,5-10» Потребление коммунальными и общественными предприятиями Детские ясли: Приготовление пищи 0,7-0,9-40=25,2 детей 2050 51,6-10» Приготовление пищи и горячей воды 0,7-0,1-40=2,8 детей 3850 10,8-10» Итого . . . — — 62,4-10» Детские сады: 75,3-10» Приготовление пищи 0,7-0,9-50=31,5 детей 2390 Р Приготовление пищи и горячей воды 0,7-0,1-50=3,5 детей т 3730 13,0-10» Итого . . . 88,3-10»
Б льницы и больничные учреждения: Приготовление пищи 0,7-0,9-12=7,56 койки 3160 23,9-10» Приготовление пищи и горячей воды 0,7-0,1-12=0,84 койки 12390 10,4-10» Итого. . . 34,3-10» Поликлиники 0,7-26=18,2 посещения в год 80 1,5-10» Вузы 0,7-20=14 чел. 170 2,4-10» Школы 0,7-180=126 чел. 170 21,4-10» Техникумы 0,7-30=21 чел. 170 3,6-10»; Гостиницы 0,7-5=3,5 места 5020 17,6-10» Итого на предприятиях . . . 231,5-10» Потребление крупными коммунальными предприятиями Столовые и рестораны 0,7-90000=63000 обедов 4,2 265-10» 0,7-90000=63000 ужинов 2,1 132,5-10» Хлебозаводы 0,7-250=175 т 2920 511-10» Бани 0,7-0,1-52000=3640 посещений 40 146-10» Прачечные 0,7-0,5-100= 35 т белья 20100 703,5-10» Всего крупными потребителями . . . 1758-10» Общий расход на хозяйственно-бытовые нужды и 5673-10» коммунальные Расход на предприятия бытового обслуживания — — населения— 10%*: 0,1 (3683,5+146+703,5) — — 453,3-10» Общий расход — . — 6126,3-10» * По п. 3.4 СНиП П-37—76
Суммарный расход тепла на отопление Qo=(10104, 87+25,78 + 4952,3)-109= 15083-JO9 кДж/год. Расход тепла на вентиляцию общественных зданий определя- ем по формуле (138) (?в= 0,84 [18—(—6,4)] • 24 • 211 • 20 • 10» = 2076 • 109 кДж/год, где из-за отсутствия перечня общественных зданий qB принимается равной 0,84 кДж/(м3-ч-К). Далее определяем расход тепла на централизованное горячее водоснабжение. Так как в зонах различной этажности охват центра- лизованным горячим водоснабжением различный, расчет ведем от- дельно для каждой зоны. Зона шести- и более этажной застройки го- рячей водой охвачены полностью. Расход горячей воды определяем по формуле (141) а = 55 • 1 + 35 = 90 л/(сут-чел). По условию задачи 100 % —20 % —75 % = 5 % квартир не охвачено никакими видами горячего водоснабжения, в них прожи- вает 970 000-0,05 = 48 500 чел. Среди них 20 500 чел. в зоне инди- видуальной застройки и 48 500—20 500 = 28 000 чел. в двух—трех- этажной зоне. Тогда в двух—трехэтажной зоне застройки использу- ют горячую воду от газовых водонагревателей 85 400—28 000 = = 57 400 чел. Из условия задачи известно, что 970 000'02 = = 194 000 чел. пользуются горячим водоснабжением от газовых во- донагревателей. Тогда в четырех—пятиэтажной застройке от газо- вых водонагревателей используют воду 194 000—57 400= 136 600 чел. Таким образом, коэффициент охвата централизованным горя- чим водоснабжением с ваннами в четырех—пятиэтажной зоне ра- вен 385100— 136600 = 0,645 и норма расхода горячей воды а = 55 • 0,645 + 35 = 70,5 л/ (сут-чел). Расход тепла на приготовление горячей воды в квартирах двух— трехэтажной и зоны индивидуальной застройки был учтен в табл. 21. Расход горячей воды для общественных зданий всех зон при- нимается 5 = 20 л/(сут-чел). Расход тепла на горячее водоснабжение определяем по формуле (140): <?,.в = [479 000 (90 + 20) + 385 100 (70,5 + 20) +85 400-20 + + 20 500 • 20] (65—5) 365 • 4,14 = 8227,3 • 109 кДж/год. Суммарный годовой расход газа на отопление, вентиляцию и централизованное горячее водоснабжение определяется по формуле (142): (15083 + 2076 + 8227,3) • 109 1/о в г =----------------------------= 0,961 109 м3/год. овг 33020-0,8 Основные результаты расчета сводим в табл. 22. 130
Таблица 22 Расход газа городом на хозяйственно-бытовые и коммунальные нужды, отопление, вентиляцию и централизованное горячее водоснабжение Назначение расходуемого газа Расход тепла, МДж/год Расход газа, м#/год на 1 жителя • на город на 1 жителя на город Хозяйственно бытовые и коммунальные нужды Отопление и вентиляция Централизованное горя- чее водоснабжение 6126,3 17689,7 8481,7 5942,5 1 0« 17159-10» 8227,3-10® 185,5 669,6 321,1 180,0-10’* 649,610’ 311,410’ Итого... 31328-10’ 1141,0-10’ • Без учета к. п. д. газовых приборов. Пример 38. Для условий примера 37 определить расход газа на хозяйственно-бытовые и коммунальные нужды и на централизован- ное горячее водоснабжение. Определяем расход газа на хозяйственно-бытовые и коммуналь- ные нужды по укрупненным показателям в соответствии со СНиП 11-37—76. Централизованным горячим водоснабжением обеспечены 75 % квартир, где проживает 970 000-0,75 = 727 500 чел., среди которых 479 000 чел. проживают в шести- и более этажной зоне и 248 500 чел. — в четырех-пятиэтажной зоне. Горячим водоснабже- нием от газовых водонагревателей - снабжены 20 % жителей — 970 000-0,2=194 000 чел. Это 385 100—248 500=136 600 чел. в че- тырех—пятиэтажной зоне и 194 000—136 600 = 57 400 чел. в двух— трехэтажной зоне. Остальные 970 000-0,05 = 48 500 жителей — 20 500 чел. в зоне индивидуальной застройки и 28 000 чел. в двух— трехэтажной зоне не имеют никаких видов горячего водоснабжения. Итак, при наличии централизованного водоснабжения 3360-727 500 = 2444 ,4 10» МДж/год; при наличии газовых водонагревателей 6720-194 000 = 1303,7 10е МДж/год; при отсутствии всяких видов горячего водоснабжения 4190- 48 500= 203,7 10» МДж/год. Суммарный расход газа в тепловых единицах на хозяйственно- бытовые и коммунальные нужды составит (2444,4+ 1303,7 + 203,7) - 10» = 3951,8 10е МДж/год или 119,7- 10» м3/год. Расход газа на горячее водоснабжение определится как 9600 970 000 = 9312 • 10е МДж/год 9312 • 10» или —---------- = 282,0-10» м-’/год. 33,02 131
Расходы газа по месяцам (в % от годового Показатели ' Меся 1 II Ш Расход газа всеми потребителями, q, % . . . . kM для всех потребителей м, 10,306 1,21 37,51 9,366 1,22 34,16 9,77 1,15 35,65 Всего будет расходоваться газа (119,7 + 282) • 10" =401,7 10л м3/год. Для сравнения по результатам расчета в примере (37) на эти же нужды имеем (180+ 311 ,4) • 10е = 491,4 • 10е м3/год. Пример 39. Определить годовую неравномерности потребления газа городом аГОд при следующих данных. Бытовые потребления в квартирах — 4 %; коммунально-бытовое потребление — 2 %; отоп- ление, вентиляция и горячее водоснабжение — 10 %; промышлен- ность — 84 %. Расходы газа по месяцам представлены в табл. 23. Расчет ведем по формуле (144), предварительно определив ко- эффициенты неравномерности Лм для всех потребителей с учетом условий примера. Результаты расчетов сводим в табл. 23. Распре- деление потребления газа по месяцам всеми потребителями (в % от годового потребления) определяем по формуле Ям ~ ^Ям^ t > где — расход газа за рассматриваемый месяц, в % от годо- вого потребления по каждому i-му виду потребления; с, — доля Лго вида потребления газа от общего годового расхода; 7м1 = Ю,9 • 0,04+ 11,1 0,02+ 19,2 0,1 + 9,2 - 0,84=10,306; ?мц = 10,1 0,04+ 11,1 0,02+ 16 • 0,1 +8,5-0,84 = 9,366; 9мХП = 9,6-0,04+ 11,9 • 0,02 + 14,5-0,1 + 9,3-0,84 = 9,884; = (31 + 28 + 31 + 30) + (31 + 30 + 31) = 212; *>1 ^tnt = (37,51 + 34,16+ 35,65 + 32,40) + *> 1 + (33,48 + 33,90 + 36,96) = 243,06. XII kj/ii = 365. 1 132
Таблица 23 потребления по каждому виду потребления) ЦЫ IV V VI VII VIII IX X XI XII 8,866 7т034 6,544 6,568 6,436 6,774 9,142 9,322 9,884 1,08 0,83 0,8 0,77 0,76 0,82 1,08 1,13 1,16 32,4 25,73 24 23,87 23,56 24,6 33,48 33,9 35,96 По формуле (144) получим агод — 243,06 — 212 365 100% = 8,66%. Пример 40. Определить аккумулирующую емкость, необходимую для выравнивания суточного графика потребления газа, который за- дан в процентах от суточного расхода газа. Часовой Часовой Часы суток расход, % Часы суток расход, % 0—1 3,1 12—13 4,9 1-2 2,6 13—14 5 2-3 2,5 14—15 4 3—4 2,2 15—16 5,2 4—5 2,5 16—17 4,7 5—6 2,7 17—18 5 6—7 3,5 18—19 5,2 7—8 5 19—20 5,4 8—9 5,2 20—21 4,7 9—10 5,2 21—22 4,2 10—11 5,4 22—23 3,5 11—12 5,2 23—24 3,1 Суточную неравномерность аСут определяем по формуле, ана- логичной (144): аСуТ = — 100%. С учетом того, что коэффициент часовой неравномерности пот- ребления газа определяется как &ч.с ~ 0Ч//^Ч.сР-С » можно записать: 2 ?Ч1-4,17М асут = J? Ю0% или асут = 2 <?Ч|—4.17Л/, %, 44i>4,17 133
где q4i — часовые потребления газа, в % от суточного; N — число часов, когда потребление больше среднечасового в течение суток ^ч.ср.с — 4,17 %; S = (5 + 5,2 + 5,2 + 5,4 + 5,2 + 5 + 5,2 + 4,7 + 5 + <?ч;>4,1 7 4-5,2 + 5,4 +4,7 + 4,2) =65,4; Емкость хранилища, обеспечивающая выравнивание суточного графика, асут = (65,4 — 4,17 100 13) 11,19% суточного расхода газа. Пример 41. Определить аккумулирующую способность последне- го участка газопровода длиной /к=140 км, диаметром D= 1220 мм. Перекачивается природный газ с относительной плотностью по воз- духу Д=0,6. Пропускная способность газопровода Q=55 млн. м3/ сут. Толщина стенки труб газопровода 15 мм. Максимально допус- тимое давление в трубопроводе ртаи = 7,6 МПа, минимальное дав- ление газа перед ГРС Pmin2 — 1,3 МПа. Средние расчетные величи- ны: температура 7,Ср = 288К, коэффициент сжимаемости zCp=0,9; Х = 0,01. Определяем вспомогательные величины. По формуле (44) опре- деляем 3,14-293/287J м’(К)1/2 К = —'------------- = 0,0385 -----—------- . 4-101,3-Ю3 Н-с По формуле (55) 1 0,9 • 288 • 0,01 • 0,6 Н2с2 с =------------ —--------------— = 439,7--------- . (0,0385)2 (l,19)s м" Расчетная пропускная способность 55 • 10я Q = 55- 10е м3/сут = ------= 636,6 м’/с. у 24-3600 Определяем аккумулирующую способность последнего участка по формуле (146): 3,14-1,19= 293 V = —1:----------.--------------------у ahK 6 101,3 - 103 288 • 0,9 X --------Ц:----{(7,6 • 10е)3 + (1,3 • IO»)3 — 439,7 636,62 ’ v ' — V[(7,6 • 103)2 — 439,7 • 140 • 10s • 636,6а]3 — — 1^1(1 ,3 • 103)2 + 439,7 • 140 • 103 • 636,62]3| =5,39- 10я м8. Итак, получили Ганк = 5,39 • 106 м3 газа. Пример 42. Для условий примера 41 определить оптимальную, с точки зрения обеспечения максимальной аккумулирующей способ- ности, длину последнего участка газопровода. 134
^^^Определяем оптимальную длину последнего участка по формуле (7,6-10»)»-(1,3. 10»)» копт~ 2 • 439,7 - 636,6» ~ 157323 М’ По формуле (148) определяем максимальную аккумулирующую способность этого участка: 3,14 1,19» ________293_______ акк.нах- 0 • 101 >3 . 10з . 288 • 0 ,9 * 1 ( х ’ W.7.633.6- |(7'6-№)•+ <'-3 - ю-»•“ 5,45-10«-100 ftoin. Это составит----—--------= У,У1% суточной пропускной способ- ности газопровода. Пример 43. Определить активную емкость подземного храни- лища газа по коэффициентам сезонной неравномерности, определен- ных по условиям примера 39 при пропускной способности газопро- вода Qr = l,6-109 м3/год.. Используя значение годовой неравномерности аГОд. вычислен- ное в примере 39 (аГОд = 8,66 %), определяем Qa = Qrar(W = 1,6 • 10» • 0,0866 = 138,6 • 10е м8. Пример 44. Определить активный объем ПХГ для газопровода пропускной способностью Qr=l,6-109 м3/год, если нагрузка состав- ляет 10 % от годового потребления городом. Определяем Qr.0T= 1,6 • 10е • 0,1 =0,16 10° мэ/год; <?г.и.о= 1-6 • 10е • 0,9= 1,44 • 109 м3/год. По формуле (149) определяем активную емкость газохранилища, принимая а = 0,5, р = 1,25, т) = 0,013: Qa = 0,16 • 10в • 1,25 • 0,5 +1,44- 10» • 0,013 = 118,7 • 10е м3. 1351
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Александров А. В., Яковлев Е. И. Проектирование и эксплуа- тация систем дальнего транспорта газа. М., Недра, 1974. 2. Деточенко А. В., Михеев А. Л., Волков М. М. Спутник га- зовика. М., Недра, 1978. 3. Ионин А. А. Газоснабжение. М., Стройиздат, 1975. 4. Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М., Недра, 1979. 5. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. Под ред. А. К. Дерцакяна. Л., Недра, 1977. 6. Трубопроводный транспорт газа / С. А. Бобровский, С. Г. Щербаков, Е. И. Яковлев и др., М., Наука, 1976. 7. Трубопроводный транспорт нефти и газа. Под ред. В. А. Юфи- на. М., Недра, 1978. 8. Ходанович Е. И., Кривошеин Б. Л., Бикчентай Р. Н. Тепло- вые режимы магистральных газопроводов. М, Недра, 1971. 9. Экономика строительства магистральных трубопроводов. Под ред. Б. Н. Семенова. М., Недра, 1977.
ОГЛАВЛЕНИЕ Предисловие......................................................... 3 Глава 1. Основные физические свойства и законы для газов ... 5 Основные физические свойства газа............................... 5 Основные законы газового состояния............................. 12 Глава 2. Подготовка газа к транспорту................................. 14 Очистка газа от механических примесей.......................... 14 Осушка газа.................................................... 17 Очистка газа от сероводорода................................... 21 Одоризация газа................................................ 21 Глава 3. Гидравлический расчет газопроводов........................... 24 Расчет простых газопроводов..............................' . 24 Расчет сложных газопроводов.................................... 34 Неустановившееся движение газа в газопроводах.................. 43 Глава 4. Технологический расчет газопроводов.......................... 70 Исходные данные н принцип технологического расчета ... 70 Характеристика компрессорно-силового оборудования КС маги- стральных газопроводов ........................................ 72 ^увеличение пропускной способности газопроводов................ 88 Глава 5. Неравномерность газопотребления и хранения газа . . 111 Нормы газопотребления и расчетные расходы газа................ 111 Неравномерность потребления. Режимы потребления газа. Акку- мулирующая способность последнего участка газопровода . . 117 Подземное хранение газа ...................................... 122 Синеок литературы............................................... , 136 Виктор Федорович Новоселов, Андрей Иванович Гольянов, Евгений Махмутович Муфтахов Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов Редактор издательства Н. В. Сергеева. Обложка художника В. Ф. Крохотинова. Художественный редактор О. Н. Зайцева. Технический редактор А. В. Трофимов. Корректор В. П. Крымова ИБ № 3413 Сдано в набор 01.04.82, Подписано в печать 17.06.82 г. Т-13410. Формат 84Х108’/за Бумага тип. № 2. Гарнитура «Литературная». Печать высокая. Усл.-печ. л. 7.14. Усл. кр.-отт. 7,45. Уч.-изд. л. 7,5. Тираж 6800 экз. Заказ 554/6040—6. Цена 25 коп. Ордена «Знак Почета» издательство «Недра», 103633, Москва, К-12. Третьяковский проезд, 1/19. Московская типография № 32 Союзполиграфпрома при Государственном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжкой торговли. Москва, 103061, Цветной бульвар, 26» Л ’