Определение коэффициента гидравлической эффективности МГ

Несмотря на тщательную подготовку газа к дальнему транспорту, в трубопровод попадает значительное количество воды и конденсата. Кроме того, в газе содержатся продукты коррозии металла и масло из уплотнений нагнетателей. Посторонние примеси постепенно накапливаются во внутренней полости газопровода, увеличивая его гидравлическое сопротивление. Состояние внутренней полости участка газопровода характеризуется величиной коэффициента гидравлической эффективности Е, представляющего собой отношение фактической производительности участка к его пропускной способности при тех же параметрах работы:

. (6.63)

Чаще всего гидравлическая эффективность работы МГ определяется наличием жидкости в газе. При движении жидкости в потоке газа часть ее движется в виде пленки по стенкам труб. Толщина пристенного слоя зависит от содержания жидкости в газе и скорости движения газа в трубопроводе. Количество жидкости в пристенном слое не может превысить величину, определяемую соотношением этих факторов. Следовательно, каждому их сочетанию соответствует своя минимальная величина Е_min:

, (6.64)

где W_B - объемное содержание жидкости в газе; W - средняя скорость течения газа в участке, м/с.

Достигнув минимального значения, гидравлическая эффективность в дальнейшем меняется вслед за изменением производительности МГ и содержания жидкости в газе. Содержание жидкости при нормальной работе установок подготовки газа является величиной достаточно стабильной, и изменения Е происходят в основном за счет изменения производительности газопровода. При нарушении работы установок подготовки газа содержание жидкости меняется скачкообразно, что приводит к резкому снижению эффективности головных участков. Производительность газопровода меняется синусообразно в соответствии с сезонным изменением потребления газа, достигая максимума в холодный период и минимума в теплый.

Объем отложений в трубопроводе можно ориентировочно определить, исходя из равномерного их распределения по длине участка:

, (6.65)

где V_OT - объем отложений в участке газопровода; V_TP - геометрический объем внутренней полости труб участка; a - постоянный для данного участка коэффициент, = 1,8-2,0 .

Уравнение (6.65) позволяет решить обратную задачу, определить эффективность участка при известном объеме отложений. Объем жидкости, накопившийся в участке, можно оценить по разности содержания воды в газе на входе и выходе участка.

Точность определения эффективности работы участка δE по одному режиму будет определяться точностью измерения производительности δQ и точностью определения пропускной способности δq участка:

. (6.66)

В свою очередь, точность определения пропускной способности зависит от достоверности информации о длине и диаметре участка, свойствах транспортируемого газа, точности измерения давления и температуры и точности определения коэффициента гидравлического сопротивления. Принимая во внимание, что ошибка в определении длины и диаметра является систематической и может быть откорректирована по результатам расчетов, δq можно представить следующим образом:

, (6.67)

где δP - средняя точность измерения давления; δT - средняя точность измерения температуры; δΔ - точность определения плотности газа; δλ - точность определения коэффициента гидравлического сопротивления участка.

Следовательно, обработка одного режима работы участка не позволит определить Е с точностью не менее 5%. Для получения результата с достаточной точностью, порядка (0,1-0,2)%, необходимо определять Е статистической обработкой серии из n режимов:

, (6.68)

где δE₀ - требуемая точность определения Е.

Если производить обработку выбранных подряд режимов из периода стабильной работы МГ в течение 2-3 суток, то нужную точность обеспечат 10-12 режимов.

Постепенное засорение газопровода приводит к снижению Е и снижению его пропускной способности. Если МГ работает с недогрузкой, то уменьшение Е сопровождается увеличением степени сжатия КС и, соответственно, возрастанием затрат энергии на транспорт газа. В этом случае все мероприятия, направленные на поддержание Е на более высоком уровне, приводят к снижению затрат на компримирование газа, следовательно, к снижению затрат топливного газа или электроэнергии. В условиях эксплуатации МГ основными мероприятиями по повышению Е являются периодическая очистка и продувка участков.

В общем случае убытки при продувке участка связаны с потерей газа. При многониточных газопроводах продувку осуществляют поочередным отключением отдельных ниток, что исключает безвозвратные потери газа, и в этом случае ущерб связан со снижением производительности МГ и увеличением затрат на компремирование газа. При работе газопровода с недогрузкой убытков от недопоставки газа может не быть.

В случае очистки газопровода дополнительные затраты связаны с приобретением очистных устройств, снижением производительности МГ, безвозвратными потерями газа при сбросе продуктов очистки и заработной платой дополнительного персонала.

Увеличение затрат на поддержание на высоком уровне эффективности работы газопровода приводит к росту прибыли от транспортной работы. Оптимальной величине гидравлической эффективности должна соответствовать максимальная прибыль от транспорта газа.

Для данного случая изменение прибыли от транспорта газа по МГ ΔП можно представить следующим образом:

, (6.69)

где T - тариф на транспорт газа по данному газопроводу, руб/млн м³; Q₁ и Q₂ - годовая производительность МГ до и после проведения мероприятия, млн м³; S_M1 и S_M2 - затраты, связанные с проведением данного мероприятия (очистка, продувка и т.п.), руб.

Если проводимое мероприятие не преследует цель повышения производительности МГ, то оптимальному варианту соответствует минимум затрат S_M. При очистке участка они будут состоять из стоимости энергии на транспорт газа и стоимости очисток:

, (6.70)

где Q_T - годовой объем топливного газа, затраченный на транспорт газа, при n очисток участка в год; C_T - стоимость топливного газа; C_O - стоимость одной очистки.

Потребляемое количество топливного газа зависит от мощности, затрачиваемой ГТУ на сжатие газа:

, (6.71)

где T₀ - число рабочих дней МГ в году; Q_H - низшая теплотворная способность газа, кДж/м³; η_Т - КПД двигателя.

Потребляемая мощность N_D определяется из уравнений (6.23) и (6.26). Степень сжатия КС определяется из уравнения пропускной способности:

, (6.72)

где , (6.73)

E_С - среднее значение коэффициента эффективности участка за межочистной период.

В общем случае, после очистки участка Е снижается от начального значения Е₀ экспоненциально до минимального значения и, достигнув его, остается относительно постоянной величиной. Так как это изменение происходит медленно, а при определении оптимальной периодичности не требуется высокой точности, то для достаточно большого промежутка времени работы МН можно представить изменение эффективности линейной зависимостью, тогда

, (6.74)

где E₁ и E₂ - эффективность работы участка в начале и в конце межочистного периода.

Практически на большом промежутке времени монотонное изменение Е происходит редко. По истечению какого то времени, экспоненциальное снижение эффективности переходит в синусоидальное или какое то другое, обусловленное действующими факторами. В этом случае можно представить изменение эффективности ломаной линией и тогда средняя эффективность определяется зависимостью

. (6.75)

где E_i- среднеарифметическая эффективность работы участка в i-ом периоде; τ_i - продолжительность i-го периода.

Значения E₁ и E₂ принимаются по результатам анализа работы МГ.

Основной причиной установки АВО на КС является необходимость обеспечения сохранности антикоррозионной изоляции и устойчивости трубопровода. С другой стороны, охлаждение приводит к снижению средней температуры газа в участке, что сопровождается снижением гидравлического сопротивления и, как следствие, повышением пропускной способности участка или при неизменной производительности снижением затрат энергии. Снижение средней температуры на 3-4 градуса приводит к повышению пропускной способности на 1%. Следовательно, охлаждение газа является достаточно эффективным способом повышения экономичности работы МГ.

Оптимизация температурного режима МГ может рассматриваться в двух аспектах:

- оборудование КС установками охлаждения газа;

- выбор оптимального числа работающих вентиляторов на установленных АВО.

Установка новых АВО приводит к повышению стоимости основных фондов КС. Доля АВО в стоимости станции составляет (3-4)%. В соответствии с (6.69), охлаждение газа приведет к снижению затрат мощности ГПА на его транспорт и, как следствие, к снижению стоимости энергии на перемещение газа по участку. В АВО газ охлаждается воздухом, подаваемым вентиляторами с приводом от электродвигателей, что увеличивает затраты электроэнергии на КС.

Увеличение суммарной стоимости затрат энергии на транспорт газа по участку однозначно свидетельствует о нецелесообразности оборудования КС аппаратами воздушного охлаждения.

При снижении затрат энергии целесообразность оборудования КС АВО оценивается сроком окупаемости дополнительных капиталовложений:

, (6.76)

где K_A - капитальные затраты на дооборудование КС; S₁ и S₂ - стоимость энергии до и после дооборудования КС.

Для случая оборудования КС газотурбинными перекачивающими агрегатами энергозатраты представлены топливным газом и электроэнергией:

, (6.77)

где A_E - затраты электроэнергии на охлаждение газа, кВт час:

; (6.78)

n_B - количество работающих вентиляторов на всех АВО, при котором обеспечивается оптимальное значение температуры Т₁; N_B - мощность, потребляемая одним электродвигателем, вращающим вентилятор, кВт; T_B - время работы вентиляторов, час.

Температура газа на выходе КС и средняя температура газа в участке определяются уравнениями (6.48) и (6.55).

Оптимальная температура газа на выходе КС и соответствующая ей схема работы АВО определяются минимумом затрат энергии (6.76).

Примеры решения задач

Особенностью расчета газопровода является то, что чаще всего имеется недостаток информации о параметрах его работы. Обычно невозможно определить гидравлический режим течения газа или определить среднюю температуру и среднее давление газа в участке. В этом случае задача решается методом последовательных приближений. Режимом течения газа или недостающими параметрами задаются на основании имеющего опыта или рекомендаций. Затем принятые параметры определяются, и проверяется сходимость полученных значений с принятыми. Если расхождение превышает требуемую точность расчета или режим отличается от предположенного, то расчеты повторяются с новыми значениями параметров или при новом режиме.

Пример 6.1.Оценить диапазон изменения коэффициента сжимаемости газа и промежуточных величин его определяющих.

Относительная плотность газа может меняться от 0,55 до 0,62. Давление газа в газопроводе может принимать значения от 2,0 МПа в конце газопровода до 7,36 МПа на выходе КС. Температура газа изменяется от -2°С в конце участка до 50° С на выходе КС.

Решение

Определим плотность газа при стандартах условиях и его критические параметры для минимальных значений параметров D = 0,55, t= -2° С, Р=2,0 МПа:

абсолютное значение температуры Т = - 2 + 273 = 271 К;

абсолютное значение давления Р = 2,0 + 0,1 = 2,1МПа;

Р_кр = 0,1773 (26,831 – 0,663) = 4,64 МПа;

Т_кр =155,24 (0,564 + 0,663) = 191,7 К.

Определим приведенные параметры и τ:

Р_ПР =2,1/4,64 = 0,43;

Т_ПР = 271/191,7 = 1,41;

t = 1 – 1,68 × 1,41 + 0,78 Р_кр 1,41² + 0,0107 × 1,41³ = 0,21.

Коэффициент сжимаемости газа Z_max

= 0,949

При максимальных значениях D = 0,62, Р=7,46 МПа и Т = 323 К:

r_ст = 0,62; Р_кр = 4,62МПа; Т_кр = 204,8 К; Р_ПР =1,59; Т_ПР =1,58;

t = 0,33 и z_min = 0,885.

Вывод. В условиях МГ параметры меняются в следующих пределах:

r_ст = 0,663 ¸ 0,747 кг/м³;

Р_КР = 4,64 ¸ 4,62 МПа; Т_КР = 191,7 ¸ 204,8 К;

Р_КР = 0,45 ¸ 1,59; Т_ПР = l,47 ¸ 1,58;

t =0,21÷ 0,33;

z = 0,951 ¸ 0.825.

Пример 6.2.Определить физические свойства газа при условиях в начале и в конце участка МГ.

Примем для газопровода с рабочим давлением 7,36 МПа абсолютное давление в начале участка P₁ = 7,46 МПа и температуру Т₁=300 К и, соответственно, в конце участка Р₂ = 5,1 МПа и Т₂ = 280 К. Относительная плотность транспортируемого газа D = 0,58.

Решение

Аналогично примера 6.1 определим плотность газа при стандартных условиях и коэффициент сжимаемости газа при условиях начала (z₁) и конца (z₂) участка:

Дж/(кг×град);

К/МПа;

= 12∙10^-6 Па×с.

В конце участка: С_Р2 = 2,66 Дж/(кг×град); D_i2 = 4,14 K/МПа; h₂=11,5·10^-6Па×с.

Прмер 6.3.По участку газопровода с внутренним диаметром 1400 мм перекачивается 90 млн. м³ газа в сутки. Давление и температура газа в начале участка P₁ = 7,36 МПа, Т₁ = 300 К. В конце участка Р₂ = 5,1 МПа, Т₂==280 К. Относительная плотность транспортируемого газа Δ=0,58. Оценить влияние изменения скорости течения газа по длине участка на общее изменение давления в нем.

Решение

Из примера 6.2 имеем: r_ст = 0,699 кг/м³, z₁ = 0,869, z₂=0,878.

Определим секундную производительность участка

.

Используя уравнение состояния газа, и приняв коэффициент сжимаемости газа при стандартных условиях равным единице, получим следующее уравнение для определения объемной производительности при рабочих условиях

,

м³/с,

м³/с.

Для определения скорости течения газа в трубопроводе воспользуемся следующей зависимостью

,

,

.

Для определения снижения давления за счет изменения скорости течения газа воспользуемся зависимостью

.

Плотность газа при рабочих условиях определим аналогично тому, как определили производительность

,

кг/м³,

кг/м³,

Па.

Оценим в процентах долю снижения давления от изменения скорости течения газа в общих потерях давления в участке

,

откуда

.

Вывод. Влияние изменения кинетической энергии газа в участке на общие потери давления в нем незначительно и им, при решении инженерных задач, можно пренебречь.

Пример 6.4.Определить давление и температуру газа в конце участка МГ длиной 100 км и диаметром 1000 мм, если давление и температура в начале участка P₁ = 5,0 МПа и Т₁ = 30 °С. Производительность газопровода Q = 30 млн. м³/сут. Температура грунта на глубине заложения трубопровода Т₀ = 0° С. Транспортируется газ с относительной плотностью Δ = 0,58.

Решение

1. Точность определения давления и температуры.

Точностью определения параметров работы участка зададимся с учетом точности установленных на газопроводе приборов. Примем точность определения давления ΔР = 0,1 МПа и температуры ΔТ =1 К.

2. Определение средних значений давления и температуры в участке.

Зададимся значениями давления и температуры в конце участка:

P₂ =3,5 МПа, Т₁ = 273 K,

.

где P₁ – абсолютное давление газа в начале участка, МПа P₂ – абсолютное давление газа в конце участка, МПа.

Примем атмосферное давление Р_а = 0,1 МПа, тогда P₁ = 5,1 МПа

МПа.

Так как значения температуры грунта и полного коэффициента теплопередачи неизвестны, то ориентировочное значение средней температуры газа в участке Т_ср определим из уравнения

,

где Т₁, Т₂ - температура газа в начале и в конце участка, К

К.

3.Определение физических свойств газа при среднем значение температуры и давления в участке

где ρ_ст - плотность газа при стандартных условиях, кг/м³,

ρ_в - плотность воздуха при стандартных условиях, кг/м³

кг/м³,

кг/м³.

Определим критические значения давления P_кр и температуры Т_кр газа

P_кр = 0, 1773(26, 831- ρ_ст), МПа,

Т_кр = 156,24(0,564+ ρ_ст), К

Р_кр =0,1773(26,831-0,699) = 4,63 МПа,

Т_кр =156,24(0,564+0,699)= 197 К.

Приведенные значения Р_пр и Т_пр

Р_пр = P_ср / P_кр = 4,35/4,63 = 0,939,

Т_пр = Т_ср / Т_кр = 283/197 = 1,434.

Найдем значение τ

τ = 1-1,68Т_пр +0,78 Т_пр² +0,0107 Т_пр³ =

= 1-1,68 ·1,434+078·1434²+0,0107·1 434³ = 0,226.

Определим коэффициент сжимаемости газа z

.

Динамическая вязкость газа η

,

Па·с.

Удельная теплоёмкость газа

.

Коэффициент Джоуля-Томсона

К/Па.

4. Определение коэффициента гидравлического сопротивления λ

Для оценки гидравлического режима течения газа найдём значение переходной производительности Q_П

млн. м³/сут,

Q › Q_П - газ течет при квадратичном режиме.

Тогда при эквивалентной шероховатости труб k_э = 0,03 мм

,

где D - внутренний диаметр труб, мм

.

Расчетное значение λ_р

где Е - коэффициент гидравлической эффективности участка.

В соответствии с ОНТП примем Е = 0,95

5.Определение давления в конце участка.

Из уравнения пропускной способности участка

млн. м³/сут

определим P₂

МПа.

6.Определение температуры газа.

,

.

Массовая производительность участка

кг/с.

Примем полный коэффициент теплопередачи к = 1,5 Вт/(м²·град) и найдем значение коэффициента а

1/кг

7. Оценка сходимости результатов.

МПа,

К.

Сходимость результатов неудовлетворительная, следовательно, требуется уточнение значений Р₂ и Т_ср.

Принимаем Р₂ = 3,34 МПа, Т_ср = 291,6 К и повторяем расчет. Результаты расчета приведены в табл. 6.1.

Таблица 6.1

Параметры работы участка

Температура в конце участка

Вывод: Р₂ = 3,46 МПа, Т₂ = 282,7 К.

Пример 6.5. Оценить влияние коэффициента теплопередачи на величину конечной и средней температуры газа в участке.

Оценку произведем на примере участка МГ диаметром 1400 мм и длиной 100 км. Производительность газопровода 90 млн. м³ в сутки при начальных значениях температуры T₁ = 290 К и давления P₁ = 7,36 МПа. Температура грунта Т₀ =273 К. Относительная плотность газа D = 0,58.

Решение

Зададимся для конца участка Р₂ = 5,0 МПа и T₂ = 273 К. Рассчитаем средние значения давления и температуры в участке.

МПа.

К.

Физические свойства газа при Р_СР и Т_СР: r_ст = 0,699 кг/м³, z = 0,846, h=12∙10^-6 Па×с, с_р = 2,77 кДж/(кг×К), D_i = 4,01 К/МПа.

Для определения гидравлического режима течения газа найдем Q_ПЕР

Q_ПЕР = 1,333 млн. м³/сут.

Так как Q_ПЕР < Q, то газопровод будет работать в квадратичной зоне и для определения коэффициента гидравлического сопротивления воспользуемся уравнением

.

Расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления составит

.

Определим давление в конце участка

,

МПа.

Для определения температуры газа в конце участка и средней температуры газа в участке необходимо предварительно найти значения массовой секундной производительности МГ М и коэффициента а.

кг/с.

Примем κ = 1,0 Вт/(м²К)

1/м.

Температура газа в конце участка:

К

Средняя температура газа в участке:

Полученные значения давления в конце участка и средней температуры газа значительно отличаются от принятых величин и требуется их уточнение.

Примем Р₂ = 6,02 МПа и Т_СР =285,4 К и повторим приведенные выше расчеты.

Результаты уточненного расчета: Р_СР=6,76МПа, z=0,85, с_Р=2,78 КДж/(кг^.К), D_i=3,78 К/МПа, Р₂=5,97 МПа, a=2,17^.10^-3 1/км, Т₂=281,6 К, Т_СР=285,7 К.

Примем к=2 Вт/(м²К).

Результаты уточненного расчета: z=0.849, с_Р=2,78 кДж/(кгК), D_i=3,81К/МПа, a=4,341^.10^-31/км, Р₂=5,98 МПа, Т₂=279,4 К, Т_СР=284,4 К.

Вывод. При увеличении коэффициента теплопередачи в два раза средняя температура газа снизилась всего на 1,3 градуса, что позволяет сделать вывод о допустимости использования при эксплуатационных расчетах МГ к=(1,5-2,0) Вт/(м²К).

Пример 6.6. Оценить влияние числа ниток и длины лупинга на увеличение пропускной способности участка.

Примем, что участок состоит из n ниток и на одной из ниток имеется лупинг длиной х, при полной длине участка l. Все трубопроводы имеют одинаковый диаметр D. В этом случае расчетная схема участка будет иметь следующий вид (рис. 5.4):

Рис. 6.4. Расчетная схема участка

Решение

Приняв D₀ = D, получим k_P1 = k_P2 = ... = k_Pn = 1.

Определим k_Р при закрытой перемычке

.

Разделив выражение в квадратных скобках на l и преобразовав его, получим:

.

Определив теперь k_Р при открытой перемычке

.

Примем n = 2, x/l = 0,25 и определим значения , и Х: = 2,155, = 2,109, Х = 1,022.

Результаты определения эффективности перемычки при различных п и х/l представлены в табл. 6.2.

Оценим абсолютную величину увеличения пропускной способности участка DQ при максимальной эффективности перемычки и пропускной способности одной нитки Q = 30 млн. м³/суг:

п = 2, DQ = 230 (1,042 - 1) = 2,52 млн. м³/суг;

п = 3, DQ = 330 (1,042 - 1) = 3,78 млн. м³/суг;

п = 6, DQ = 630 (1,029 - 1) = 5,22 млн. м³/суг.

Таблица 6.2

Эффективность перемычки

Вывод. Максимальна эффективность перемычки соответствует длине лупинга, составляющей 75% от длины участка. Увеличение числа ниток сопровождается снижением эффективности перемычки при одновременном возрастание абсолютной величины роста пропускной способности участка.

Пример 6.7.Определить во сколько раз увеличится пропускная способность участка двухниточного газопровода после открытия на 30 км перемычки между нитками. Длина участка 100 км. Диаметр первой нитки D₁= 1400 мм, второй D₂= 1200 мм. На второй нитке имеется лупинг длиной l₂= 20 км (рис. 6.5).

Рис. 6.5. Расчетная схема газопровода

Решение

1. Определение коэффициентов расхода простых трубопроводов.

Примем эталонный диаметр D₀ = D₂. В этом случае k_р2 =1.

Определим коэффициент расхода первого трубопровода (6.41). Так как режим течения газа определить невозможно, принимаем квадратичный.

.

2.Определение коэффициента расхода участка при закрытой перемычке (6.42).

.

Вторая нитка состоит из двух последовательно соединенных участков: простого трубопровода k_р2 =1 и участка с лупингом k_рл = 2 (6.42). Используя формулу для последовательного соединения участков, получаем

.

3.Определение коэффициента расхода участка при открытой перемычке.

Перемычка рассекает участок на две части A и B, соединенных последовательно.

4.Определение степени повышения пропускной способности.

Вывод. Пропускная способность участка повысится в 1,0008 раза.

Пример 6.8. Оценить влияние топливного газа на расстановку КС по трассе МГ. Длина газопровода 1000 км, длина участка между КС 100 км, длина последнего участка 180 км. Потребление газа на собственные нужды КС составляет 0,5% от объема транспортируемого газа.

Решение

Определим соотношение длин участков

α = 180 / 100 = 1,8.

Соотношение объемов газа собственных нужд и транспортируемого газа обозначим через a_t = 0,005. С использованием a_t уравнение можно представить в следующем виде:

.

Определим теоретическое число КС

.

К строительству примем п = 10, тогда длины участков будут составлять:

км,

км.

Найдем величину отношения длины первого участка с учетом газа на собственные нужды к средней длине промежуточных участков

.

Для конечного участка это соотношение будет равно

.

Результаты остальных расчетов представлены в табл. 6.3.

Таблица 6.3

Расстановка КС по трассе

i	Li/ l	li	li		DL
	1,010	88,1	88,1	92,6	-4,5
	1,020	88,9		185,2	-8,2
	1,031	89,9	266,9	277,8	-11,1
	1,041	90,8	357,7	370,4	-12.7
	1,052	91,7	449,4	463,0	-13.6
	1,063	92,7	542,1	555,6	-15.5
	1,074	93,6	635,7	648,2	-12,5
	1,085	94,6	730,3	740,8	-10,5
	1,096	95,6	825,9	833,4	-7,5
	1,994	174,1

Таким образом, при расстановке КС с учетом потребления газа на собственные нужды все станции перемещаются к началу газопровода. Такая расстановка станций позволит повысить пропускную способность МГ на величину

%.

Вывод. Расстановка КС с учетом изменения производительности МГ позволяет повысить эффективность его работы. При большой длине МГ учет потребления газа на собственные нужды может позволить уменьшить число КС.

Пример 6.9. Определить максимальную аккумулирующую способность послед­него участка МГ диаметром 1400мм, работающего с производительностью 100 млн. м³/год, если максимальное давление P₁ = 7,36 МПа и минимальное давление в конце газопровода P_MIN = 1,5 МПа. Транспортируется газ с относительной плотностью Δ=0,58 при средней температуре 280 К.

Плотность газа при стандартных условиях ρ_СТ = 0,699 кг/м³.

Среднее давление газа в участке Р_ср= 5,16 МПа.

Коэффициент сжимаемости газа при Р_ср и Т_ср z= 0,877.

Коэффициент гидравлического сопротивления l = 0,01.

Максимальная длина конечного участка l_kmax = 211 км.

Примем длину конечного участка l_К = l_kmax / 2 = 105,5 км.

Решение

Определяем максимальное давление в конце участка

МПа.

Определяем минимальное давление в начале участка

МПа.

Находим максимальное и минимальное среднее давление в участке:

.

Плотность газа в участке при этих давлениях: r_max=56 кг/м³; r_min=31кг/м³.

Аккумулирующая способность последнего участка составит

млн. м³.

Вывод. Аккумулирующая способность последнего участка достигает 8,1% суточной производительности МГ, что не всегда может гарантировать сглаживание часовой неравномерности

Задачи для самостоятельного решения

Задача 6.1. Определить пропускную способность участка МГ длиной l = (100+2n*) км и диаметром D = (1400-10n) мм. Давление и температура газа в начале участка P₁ = (7,36-0,05n) МПа и Т₁ = (290-0,5n) К, в конце участка Р₂ = 5,0 МПа и Т₂ = (273+0,25n) К. Транспортируется газ с относительной плотностью Δ = (0,56+0,005n).

Оценить влияние точности определения пропускной способности участка.

n^* - номер варианта

Задача 6.2. Определите, каким должно быть расстояние между перемычками, при равномерной их расстановке, чтобы при аварии на одной из ниток газопровода производительность его снизилась не более чем на δ = (10+0,5n) %, если на одной из ниток имеется, начиная с (10+n) километра лупинг длиной Χ = (0,4+n/100) км. Количество ниток m^* = (5-n/6) штук. Диаметры всех ниток и лупинга одинаковы. Длину участка и диаметр труб принять из задачи 1.

m^* - число ниток округлить в большую сторону.

Задача 6.3. Определить стоимость энергии затрачиваемой на транспорт газа по участку газопровода длиной l = (170+2n) км и диаметром 1400 мм при минимальной температуре газа при выходе КС. Давление и температура газа на входе КС Р₂ = 4,0Мпа и Т₂ = 273 К, давление газа в конце участка Р_κ = 2,0 МПа. Температура грунта Т_ο = 273 К, воздуха Т_a = 265 К. Газопровод работает с производительностью Q = (90-n) млн.м³/сут. Транспортируется газ с относительной плотностью Δ = 0,6. Типом и количеством АВО задаться самостоятельно. Стоимость электроэнергии и топливного газа задаются преподавателем.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: