ОНТП 51-1-85, часть 7
12.15. Участки
газопроводов, на которых условие, указанное в п.12.14 не соблюдается,
должны рассчитываться с учетом рельефа трассы. При этом газопровод
следует рассматривать как состоящий из наклонных прямолинейных
участков с усредненным постоянным уклоном. Расчетная схема такого
газопровода представлена на рис.2. Отметка начальной точки
принимается равной нулю (
=0).
Отметки характерных точек на газопроводе, расположенных выше начальной точки, имеют знак плюс, ниже начальной - знак минус.
12.16. Пропускная способность (млн. м3 /сутки при 293,15К и 0,1013 МПа) однониточного участка газопровода для всех режимов течения газа должны вычисляться по формуле: без учета рельефа трассы газопровода -
(12.8)
с учетом рельефа трассы -
(12.9)
где:
(12.10)
Значения коэффициента следует принимать:
1. В международной СИ:
=105,087 при
,
(МПа);
,
,
(м);
(К);
(км)
2. В смешанной системе:
=0,326
при
,
(кгс/см
);
(мм),
,
(м);
(К);
(км)
где:
- внутренний диаметр трубы;
- соответственно
абсолютные давления в начале и конце участка газопровода;
- коэффициент
гидравлического сопротивления участка газопровода, безразмерный;
- относительная
плотность газа по воздуху;
- средняя по
длине участка газопровода температура транспортируемого газа;
- средний по
длине газопровода коэффициент сжимаемости газа, безразмерный;
- длина участка
газопровода;
- превышение
или снижение конечной точки расчетного участка относительно начальной
точки;
- превышение
или снижение
-ой
точки трассы относительно начальной точки;
- длина
-го
элемента участка газопровода.
12.17. Давление
,
в начале участка необходимо вычислять по формуле:
,
(12.11)
где
- давление нагнетания на выходе компрессорного цеха;
- потери
давления в трубопроводах между компрессорным цехом и узлом
подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета
потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа); следует
определять согласно требованиям п.3.12 настоящих норм;
- потери
давления в системе охлаждения газа, включая ее обвязку. Для аппаратов
воздушного охлаждения следует принять
=0,0588 МПа (0,6 кгс/см
).
При отсутствии
охлаждения газа
= 0.
12.18.
Коэффициент сжимаемости природных газов
следует определять по осредненным значениям давления и температуры в
соответствии с формулой:
,
(12.12)
где:
; (12.13)
(12.14)
(12.15)
(12.16)
- вычисляется
согласно требованиям п.12.24 настоящих норм.
Псевдокритические
давления
и температуру
следует определять:
по заданному составу газа
(12.17)
(12.18)
по заданной
плотности
газовой смеси
(12.19)
(12.20)
или при
в кгс/см
(12.21)
где:
- критические значения соответственно давления и температуры
-го
компонента смеси, которые необходимо определять по табл. 21;
- молярная доля
-го
компонента смеси (=1,
2, ...
);
- плотность
газа (кг/м
)
при
=0,1013
МПа и
=293,15 К.
Таблица 21
Основные критические параметры индивидуальных газов и веществ
|
Газ, вещество |
________________ кгс/см2 |
|
|
|
|
|
кгс/м |
МПа |
|
|
|
Метан |
47,32 |
4,640 |
190,66 |
162 |
|
Этан |
49,80 |
4,884 |
305,46 |
203 |
|
Пропан |
43,39 |
4,255 |
369,90 |
220 |
|
-Бутан |
38,74 |
3,799 |
425,20 |
228 |
|
-Бутан |
37,19 |
3,647 |
408,10 |
221 |
|
-Пентан |
34,40 |
3,373 |
469,50 |
232 |
|
-Пентан |
34,59 |
3,392 |
460,40 |
236 |
|
Гексан |
30,89 |
3,029 |
507,30 |
234 |
|
Гептан |
27,90 |
2,736 |
540,30 |
235 |
|
Октан |
25,42 |
2,493 |
568,60 |
235 |
|
Азот |
34,61 |
3,394 |
126,20 |
311 |
|
Водород |
13,22 |
1,296 |
33,26 |
30,7 |
|
Воздух |
38,43 |
3,769 |
132,46 |
335 |
|
Водяной пар |
225,55 |
22,119 |
647,30 |
316 |
|
Кислород |
51,76 |
5,076 |
154,80 |
430 |
|
Сероводород |
91,85 |
9,007 |
373,60 |
359 |
|
Двуокись углерода |
75,32 |
7,386 |
304,26 |
468 |
|
Окись углерода |
35,64 |
3,495 |
132,96 |
301 |
|
Двуокись азота |
103,32 |
10,132 |
431,00 |
561 |
|
Окись азота |
68,85 |
6,752 |
180,30 |
520 |
|
Двуокись серы |
80,28 |
7,873 |
430,70 |
525 |
|
Гелий |
2,33 |
0,228 |
5,26 |
69,2 |
|
Аргон |
49,59 |
4,863 |
150,76 |
531 |
|
Криптон |
56,10 |
5,501 |
209,40 |
908 |
|
Фтор |
56,83 |
5,573 |
144,00 |
630 |
|
Хлор |
78,83 |
7,711 |
417,20 |
573 |
|
Этилмеркаптан |
56,00 |
5,492 |
499,10 |
- |
|
Вода |
230,04 |
22,853 |
647,40 |
325 |
|
Ртуть |
1188,18 |
116,521 |
1750,00 |
- |
,
К
,
кг/м
12.19.
Допускается определять коэффициент сжимаемости природных газов
по графикам рис. 2, 3, 4, 5.
Рис.2. Зависимость коэффициентов сжимаемости газов от приведенных давлений и температур
Рис.3. Зависимость коэффициентов сжимаемости газов от приведенных давлений и температур
Рис.4. Псевдокритические параметры газовых смесей в зависимости от их плотности (плотность при 0,1013 МПа и 293 К)
Рис. 5. Поправки
и
для псевдокритических параметров
и
газовых смесей на содержание азота, двуокиси углерода и сероводорода
Поправки
и
(рис.5) алгебраически суммируются с псевдокритическими параметрами
и
,
определяемыми в зависимости от
(рис. 4).
12.20.
Коэффициент гидравлического сопротивления для участка газопровода с
учетом его усредненных местных сопротивлений (краны, переходы)
допускается принимать на 5 % выше коэффициента сопротивления трения
.
Величину
следует вычислять по выражению:
(12.22)
где:
- коэффициент
гидравлической эффективности принимается равным 0,95, если на
газопроводе имеются устройства для периодической очистки внутренней
полости трубопроводов, а при отсутствии указанных устройств
принимается равным 0,92;
- коэффициент
сопротивления трения, который для всех режимов течения газа в
газопроводе должен определяться по формуле:
(12.23)
где:
- эквивалентная
шероховатость труб: для монолитных труб без внутреннего
антикоррозийного покрытия следует принимать 0,03 мм;
- число
Рейнольдса, которое следует вычислять по формуле:
(12.24)
Значение
следует принимать:
1. В международной СИ
=17,75 при
(Па.с) определяемой по формуле:
(12.25)
или допускается
определять
по табл.22 для газов, содержащих метана не менее 85 % (об.) в
зависимости от
(МПа) и
(К).
2. В смешанной системе
=1,81 ·
10
при
(кгс · с/м).
Таблица 22
Динамический коэффициент вязкости метана
|
|
|
||||||
|
|
2,0 |
3,0 |
4,0 |
5,0 |
6,0 |
8,0 |
10,0 |
|
250 |
9,83 |
10,03 |
10,28 |
10,60 |
11,04 |
12,47 |
14,10 |
|
260 |
10,15 |
10,34 |
10,56 |
10,85 |
11,24 |
12,40 |
13,75 |
|
270 |
10,46 |
10,63 |
10,85 |
11,12 |
11,47 |
12,40 |
13,56 |
|
280 |
10,77 |
10,94 |
11,15 |
11,40 |
11,70 |
12,46 |
13,48 |
|
290 |
11,08 |
11,24 |
11,43 |
11,66 |
11,92 |
12,60 |
13,50 |
|
300 |
11,38 |
11,54 |
11,72 |
11,92 |
12,16 |
12,78 |
13,58 |
|
310 |
11,67 |
11,82 |
12,00 |
12,19 |
12,42 |
13,02 |
13,74 |
|
320 |
11,98 |
12,12 |
12,27 |
12,45 |
12,68 |
13,22 |
13,86 |
|
330 |
12,27 |
12,40 |
12,55 |
12,73 |
12,95 |
13,49 |
14,07 |
|
340 |
12,56 |
12,68 |
12,82 |
13,00 |
13,22 |
13,73 |
14,28 |
|
350 |
12,84 |
12,97 |
13,11 |
13,29 |
13,48 |
13,96 |
14,58 |
10
12.21. Гидравлический расчет линейных участков между двумя смежными компрессорными станциями необходимо выполнять с закрытыми перемычками между нитками участка.
12.22. Для оценочных расчетов гидравлический расчет сложных участков газопроводов без учета рельефа трассы допускается выполнять исходя из гидравлически эквивалентного однониточного участка.
Гидравлически эквивалентным однониточным участком называется такой участок постоянного диаметра, который имеет такую же пропускную способность при тех же начальном и конечном давлениях, что и сложный участок.
Расчет стационарных режимов работы линейных участков
12.23.
Температуру газа
в любой точке однониточного газопровода при любом способе прокладки
следует определять по формуле:
(12.27)
где:
(12.28)
Значение коэффициента следует принимать:
1. В международной СИ -
=0,225·10
при
(м);
(МПа);
2. В смешанной системе-
=62,6 при
(мм);
(кгс/см);
где:
- расчетная температура окружающей среды;
- температура
газа в начале участка газопровода, при отсутствии охлаждения газа на
КС температуру
следует принимать равной температуре газа на выходе из компрессорного
цеха;
при наличии
охлаждения газа величина
должна приниматься равной температуре газа на выходе из системы
охлаждения;
-
соответственно начальное и конечное абсолютное давление газа на
участке;
- среднее
давление газа на участке, определяется согласно требованиям пункта
12.18 настоящих норм;
- расстояние от
начала газопровода до рассматриваемой точки, км;
- наружный
диаметр газопровода;
- средний на
участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду;
- средняя
изобарная теплоемкость газа;
- среднее на
участке значение коэффициента Джоуля-Томсона.
Тепловой расчет многониточных газопроводов следует производить по формуле (12.26) отдельно для каждой нитки при соответствующем расходе газа.
12.24. Среднюю
температуру газа
на участке газопровода следует определять по формуле:
(12.28)
12.25. Среднюю
изобарную теплоемкость природного газа
с содержанием метана более 85 % следует определять по формуле:
(12.29)
Значение
коэффициентов
следует принимать:
1. В международной СИ
;
2. В смешанной системе:
.
Значение
для метана допускается определять также по рис.6.
Рис.6. Зависимость теплоемкости метана от давления и температуры газа
При содержании
метана в природном газе менее 85 %, значение
следует определять по составу газа.
12.26. Среднее
значение коэффициента Джоуля-Томсона
для газов с содержанием метана более 85 %, следует определять по
формуле:
.
(12.30)
Значение
коэффициентов
следует принимать:
1. В международной СИ -
2. В смешанной системе -
Значение
для газа с содержанием метана более 85 % допускается определять
по рис.7
Рис.7. Зависимость коэффициента Джоуля-Томсона от давления и температуры газа
12.27. Выбор
расчетной температуры окружающей среды
и коэффициента теплопередачи
производится в зависимости от способа прокладки газопровода -
подземного, надземного, наземного.
12.28. При
подземной прокладке газопровода значение
должно приниматься равным среднему за рассматриваемый период значению
температуры грунта
на глубине заложения оси трубопровода в естественном тепловом
состоянии в соответствии со справочниками по климату СССР или данным
ближайших метеостанций.
12.29. При
надземной прокладке газопровода расчетную температуру внешней среды
следует определять по формуле:
,
(12.31)
где:
(12.32)
Значения
коэффициентов
,
следует принимать:
1. В международной СИ:
=4,45;
=5,0
при
2. В смешанной системе:
=3,83;
=68,14
при
где:
- коэффициент поглощения солнечной радиации наружной поверхностью
трубопровода, определяется в соответствии с главой СНиП II-3-79;
- температура
атмосферного воздуха;
- суммарная
солнечная радиация;
- скорость
ветра;
Значения
,
,
следует определять в соответствии с главой СНиП 2.01.01-82;
- коэффициент,
учитывающий условия работы газопровода; при наличии снежного покрова
следует принимать
=2,6,
при отсутствии
=1,5.
12.30. При
наземной прикладке газопровода расчетную температуру окружающей среды
следует определять по формуле:
,
(12.33)
где
(12,34)
(12.35)
(12.36)
(12.37)
(12.38)
(12.39)
(12.40)
(12.41)
Значение
коэффициента
следует принимать:
1. В международной СИ -
=1 при
(м);
2. В смешанной системе -
=10
при
(мм);
(м);
где
- наружный диаметр теплоизолированного газопровода;
- коэффициенты
теплопередачи от газопровода вверх и вниз;
- естественная
температура грунта на глубине
;
следует определять в соответствии со справочником по климату СССР.
- ширина насыпи
в сечении ее основания и в верхней части;
- ширина насыпи
в сечении, на уровне оси трубы следует определять по формуле:
(12.42)
- высота насыпи;
- глубина
заложения оси трубы, (расстояние от поверхности насыпи до оси трубы);
- коэффициент
теплоотдачи от поверхности насыпи в воздух; допускается определять по
формуле:
(12.43)
где
=10,8 при
,
(м),
или
=147,18 при
,
(м),
- толщина
снежного покрова;
- коэффициент
теплопроводности снежного покрова, допускается принимать в
зависимости от состояния снега:
снег свежевыпавший - 0,1 Вт/(м·К); снег уплотненный - 0,35 Вт/(м·К); снег тающий - 0,64 Вт/(м·К);
- коэффициент
теплопроводности грунта насыпи. Величину коэффициента
следует определять в зависимости от температуры грунта и
температурного режима газопровода. При положительных температурах
грунта (
>273К) и газа (
>273К) значение коэффициента теплопроводности должно приниматься
для грунта в талом состоянии
,
при отрицательных температурах грунта (
>273K) и газа (<273K)
значение коэффициента теплопроводности должно приниматься для грунта
в мерзлом состоянии
.
Влияние
неоднородности грунта на тепловой режим при образовании зон
протаивания или промерзания вокруг газопровода следует учитывать
путем умножения расчетной температуры окружающей среды
на отношение
(при протаивании грунта) или
( при промерзании грунта). В этом случае величина коэффициента
теплопроводности грунта, входящая в формулы (12.37) и (12.40) должна
приниматься соответственно для грунта в мерзлом состоянии
(при промерзании) и для грунта в талом состоянии
(при протаивании).
Значения
коэффициентов теплопроводности талых
и мерзлых
грунтов следует определять в соответствии с главой СНиП II-18-76.
Расчетная
температура окружающей среды для наземного газопровода без
теплоизоляции определяется также, как и для газопровода с
теплоизоляцией, принимая
=0,
.
12.31.
Коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду
для подземных газопроводов следует определять по формуле:
(12.44)
где:
(12.45)
(12.46)
Значение
коэффициента
следует принимать:
в международной СИ:
=1 при
(м);
(м);
в смешанной системе:
=10
при
(м);
(мм);
где:
- термическое сопротивление изоляции трубопровода, определяется
согласно требованиям п.12.30 настоящих норм;
- глубина
заложения оси трубопровода от поверхности грунта;
- коэффициент
теплоотдачи от трубопровода в грунт;
- коэффициент
теплопроводности грунта; определяется согласно требованиям п.12.30
настоящих норм;
- коэффициент
теплопроводности снежного покрова; определяется согласно требованиям
п.12.30 настоящих норм;
- коэффициент
теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу следует определять по
формуле:
(12.47)
где
=6,2;
=4,2 при
или
=5,3
=3,6 при
12.32. Общий
коэффициент теплопередачи
от газа в окружающую среду для надземных газопроводов следует
определять по формуле:
,
(12.48)
где
- коэффициент теплопередачи от поверхности трубы в атмосферу, следует
определять согласно требованиям п.12.29 настоящих норм;
- определяется согласно требованиям п.12.30 настоящих норм.
Значение общего
коэффициента теплопередачи нетеплоизолированного надземного
газопровода определяется также, как и для газопровода с
теплоизоляцией, принимая
=0,
.
12.33. Общий
коэффициент теплопередачи
от газа в окружающую среду для наземных газопроводов в насыпи следует
определять по формуле:
,
(12.49)
где:
и
- коэффициенты теплопередачи от газопровода вверх и вниз, должны
определяться согласно требованиям п.12.30 настоящих норм.
Расчет режимов работы компрессорных станций
12.34. Давление
газа
на входе компрессорного цеха следует вычислять по формуле:
(12.50)
где:
- потери давления во входных технологических коммуникациях
компрессорной станции. Величину
следует определять согласно требованиям п.3.12 настоящих норм.
Точкой (сечением), определяемым как вход компрессорного цеха , считается точка (сечение) измерения давления в районе (не более 3 м) входного патрубка нагнетателя (или первого в группе последовательно соединенных нагнетателей).
Температуру газа
на входе компрессорного цеха следует принимать равной температуре
газа
в конце предшествующего линейного участка газопровода.
12.35. Объемную
производительность при параметрах на входе в нагнетатель
м
/мин.,
необходимо вычислять по формуле:
(12.51)
где
- производительность центробежного нагнетателя, млн. м
/сут
(при 293,15 К и 0,1013 МПа),
коэффициент сжимаемости, абсолютное давление (МПа) и температура (К)
газа на входе в нагнетатель.
12.36. Мощность
,
кВт, потребляемую нагнетателем, необходимо вычислять по формуле:
(12.52)
где:
- внутренняя мощность нагнетателя, определяемая по приведенным
характеристикам нагнетателей;
0,95 - коэффициент, учитывающий допуски и техническое состояние нагнетателя;
- механический
коэффициент полезного действия нагнетателя и редуктора (если
имеется), для газотурбинных ГПА должен определяться по табл.23; для
электроприводных ГПА должен приниматься равным 0,96.
При отсутствии приведенных характеристик нагнетателя допускается приближенное расчетное определение внутренней мощности нагнетателя, кВт, по формуле:
(12.53)
где
- степень повышения давления в нагнетателе;
-
политропический к.п.д. нагнетателя, при отсутствии данных,
принимаемый равным 0,80.
12.37. Расчет
рабочих параметров центробежных нагнетателей необходимо выполнять по
их приведенным характеристикам, позволяющим учитывать: отклонение
параметров газа на входе нагнетателя, а именно
от их приведенных значений
и
,
указанных на характеристиках, где
- газовая постоянная компримируемого газа,
,
определяемая по формуле:
.
(12.54)
Величина
относительной плотности газа по воздуху
должна приниматься согласно исходным данным для расчетного состава
транспортируемого газа.
12.38. При расчете рабочих параметров центробежных нагнетателей необходимо использовать следующие приведенные характеристики:
Характеристика
центробежного нагнетателя в форме зависимостей степени повышения
давления
,
политропического коэффициента полезного действия
и приведенной относительной внутренней мощности
от приведенной
объемной производительности
,
м
/мин.,
при различных значениях приведенных относительных оборотов
где
- плотность газа при условиях на входе в нагнетатель, кг/м
.
Характеристики отдельного центробежного нагнетателя и групп из двух и трех последовательно включенных нагнетателей в форме зависимостей степени повышения давления и приведенной внутренней мощности
кВт,
от приведенной производительности
млн.
м/сутки,
и
давления на входе при различных значениях приведенных относительных оборотов
.
При расчетах по
групповым приведенным характеристикам значение
следует определять для последнего нагнетателя в группе.
Параметры работы
нагнетателей при давлении на выходе, отличающемся от номинального
значения, следует находить с помощью линий постоянной приведенной
объемной производительности
,
нанесенных на полях приведенных характеристик;
Характеристика
отдельного центробежного нагнетателя в форме зависимости повышения
температуры газа в нагнетателе
от его приведенной объемной производительности для различных
значений приведенных относительных оборотов
.
12.39. Расчет рабочих параметров центробежных нагнетателей необходимо выполнять в следующем порядке:
определение приведенных значений заданных параметров;
определение рабочих точек КС на приведенных характеристиках расчетного элемента (нагнетатель или группа последовательно включенных нагнетателей);
определение приведенных значений искомых параметров по координатам рабочих точек КС на приведенных характеристиках;
определение истинных значений искомых параметров.
Политропический к.п.д. нагнетателя для линейных КС на расчетном режиме, определенный по приведенным характеристикам, должен быть не менее 0,80. Режим с рабочей точкой, имеющей меньшее значение к.п.д., допускается при соответствующем технико-экономическом обосновании.
12.40.
Температуру газа на выходе нагнетателя
,
К, следует вычислять по формуле:
,
(12.55)
где
- повышение температуры, определенное по характеристикам нагнетателя;
допускается его вычисление по формуле:
.
(12.56)
Расчет рабочих параметров поршневых газоперекачивающих агрегатов
12.41. Потребляемую мощность и производительность поршневых ГПА необходимо определять по их загрузочным характеристикам.
При отсутствии загрузочных характеристик допускается определение параметров поршневых ГПА расчетным путем:
а) объемная
производительность, м
/с
(при параметрах на входе в одноступенчатый поршневый компрессор)
,
(12.57)
где
- объем, описываемый поршнями компрессора за один оборот вала
(рабочий объем), м;
- частота вращения вала компрессора, с
;
- соответственно коэффициенты сжимаемости газа при условиях на входе
и выходе компрессора;
- степень
повышения давления в компрессоре;
-
суммарный относительный объем мертвого пространства, вычисленный по
формуле:
(12.58)
где
- собственный относительный объем мертвого пространства цилиндра;
- суммарный объем подключенных регуляторов производительности.
б) потребляемая мощность, кВт, поршневого ГПА
(12.59)
где
- давление на входе компрессорного цеха, МПа, определяемое по
уравнению (12.50);
-
объемная производительность, м
/с;
- адиабатический к.п.д. компрессора, принимаемый равным: 0,8-0,82 для
степеней повышения давления
=1,3-1,5; 0,82-0,85 для
=1,51-1,7; 0,85-0,88 для
=1,71-2,5.
в) повышение температуры для расчета температуры газа на выходе поршневого ГПА по формуле (12.55)
.
(12.60)
12.42.
Потребляемая мощность компрессора поршневого ГПА должна находится в
пределах располагаемой мощности привода
.
Расчет располагаемой мощности привода газоперекачивающих агрегатов
12.43. Располагаемая мощность - это максимальная рабочая мощность на муфте нагнетателя (компрессора), которую может развивать привод в конкретных расчетных станционных условиях.
12.44.
Располагаемую мощность
,
кВт газотурбинной установки (ГТУ) для привода центробежного
нагнетателя в зависимости от условий работы необходимо вычислять по
формуле:
,
(12.61)
где:
- номинальная мощность ГТУ, кВт;
- коэффициент,
учитывающий допуски и техническое состояние ГТУ;
- коэффициент,
учитывающий влияние температуры наружного воздуха;
- расчетная и
номинальная температуры воздуха на входе ГТУ, К;
- коэффициент,
учитывающий влияние противообледенительной системы;
- коэффициент,
учитывающий влияние системы утилизации тепла выхлопных газов;
- расчетное
давление наружного воздуха, МПа.
Значения
должны приниматься по табл.23.
Таблица 23
|
Обозначение показателя |
Размерность |
ГТ-700-5 |
Тип ГТУ |
ГПА-Ц-6,3 |
ГТК-10 |
ГПУ-10 |
ГТН-10И |
|
|
|
|
|
ГТ-750-6 (ГТК-5) |
ГТ-6-750 (ГТН-6) |
|
|
|
|
|
|
кВт |
4,250 (4,400) |
6000 |
6300 |
6300 |
10000 |
10000 |
10200 |
|
|
К (°С) |
288 (15) |
288 (15) |
288 (15) |
288 (15) |
288 (15) |
298 (25) |
288 (15) |
|
|
|
1,88 |
2,45 |
2,82 |
3,28 |
3,70 |
4,05 |
4,22 |
|
|
- |
4,4 |
3,7 |
2,8 |
1,3 |
3,7 |
3,7 |
2,0 |
|
|
- |
0,85 |
0,85 |
0,95 |
0,95 |
0,95 |
0,95 |
0,95 |
|
|
- |
0,95 (0,977) |
0,983 |
0,975 (0,984) |
0,984 |
0,990 |
0,990 |
0,990 |
