Материал: Проектирование и эксплуатация магистральных газопроводов, Методичка

Для Тюменской области можно принять следующие значения районного и топографического коэффициентов:

1) районный коэффициент:

– юг области: капитальные вложения в линейную часть – 2,0; капиталовложения в КС – 2,0; эксплуатационные расходы – 1,5;

– Ханты-Мансийский национальный округ:

капитальные вложения в линейную часть – 2,8; капиталовложения в КС – 2,5; эксплуатационные расходы – 1,8;

– Ямало-Ненецкий национальный округ:

капитальные вложения в линейную часть – 2,8; капиталовложения в КС – 2,6; эксплуатационные расходы – 1,9;

2) топографический коэффициент:

– болотистый участок: линейная часть – 1,7;

КС – 1,07;

– водные преграды: русловая часть – 4,8; пойменная часть – 2,0.

Если толщина стенки труб отличается от указанной в Приложении 1, то приближенно стоимость строительства 1 км трубопровода может быть определена по формуле

сЛ 0,5сЛО (1 ) ,

0

где сЛО – стоимость строительства 1 км трубопровода при толщине стенки δ0 (прил. 1);

δ– толщина стенки трубопровода.

Взависимости от типа ГПА и наличия в составе КС АВО в технологическом процессе транспорта газа может использоваться топливный газ, электроэнергия или и то, и другое.

Стоимость топливного газа определяется зависимостью

SТГ QТГ сТГ ,

где QТГ – расход топливного газа за анализируемый период (прил. 6).

6

Стоимость электроэнергии определяется в зависимости от величины заявленной мощности силовых установок и количества потребленной электроэнергии.

Если заявленная мощность превышает 750 кВт, то стоимость электроэнергии рассчитывается по двухставочному тарифу

SЭЛ сЭЛ1 N3 n сЭЛ 2 N Т ,

где Nз – заявленная мощность КС, кВт;

n – количество месяцев в анализируемом периоде;

N – потребляемая электродвигателями КС мощность [7]; Т – продолжительность анализируемого периода, час.

1.2. Выбор типа газоперекачивающих агрегатов, определение числа КС и расстояния между ними

Исходя из расчетной суточной производительности газопровода, подбирается основное оборудование компрессорной станции (нагнетатель, АВО, ПУ).

Суточная производительность газопровода при стандартных условиях Q (млн. м3/сут) определяется по формуле:

где QГ – годовая производительность газопровода, млрд м3/год;

КИ – оценочный коэффициент использования пропускной способности газопровода, который ориентировочного можно принять КИ = 0,85–0,9.

Расчет выполняется в соответствии с требованиями норм технологического проектирования [8].

Для определения числа компрессорных станций необходимо уточнить рабочее давление в газопроводе на входе и выходе компрессорной станции. Выбранные давления должны соответствовать нормативным давлениям на входе и выходе центробежных нагнетателей в соответствии с их характеристиками.

Выбор рабочего давления и типа газоперекачивающего агрегата. Со-

временные магистральные газопроводы проектируются на рабочее давление Р = 7,5 МПа. Проектирование газопроводов на рабочее давление Р = 5,6 МПа производится только для случаев соединения проектируемых газопроводов с системой существующих газопроводов такого же рабочего давления. Далее, исходя из расчетной суточной производительности и принятого рабочего давле-

7

ния, выбирается тип газоперекачивающего агрегата. По паспортным данным центробежного нагнетателя (ЦН) определяются номинальные значения давления всасывания РВС и нагнетания РНАГ.

Расчет свойств транспортируемого газа. Основными свойствами газа,

необходимыми для выполнения технологического расчета газопровода, являются: плотность, молярная масса, газовая постоянная, псевдокритические температура и давление, относительная плотность газа по воздуху. Некоторые свойства компонентов природных газов приведены в таблице 2.

Плотность газа при стандартных условиях (293 К и 0,101325 МПа) определяется по формуле аддитивности (сложения)

где а1, …, аn – доля каждого компонента в смеси для данного состава газа; ρ1,…, ρn – плотность компонента при стандартных условиях, кг/м3.

8

Молярная масса

где М1,…, Мn – молярная масса компонента, кг/кмоль. Газовая постоянная (Дж/(кг·К)):

где R = 8314,4 – универсальная газовая постоянная, Дж/(кмоль·К). Псевдокритическая температура ТПК (К) и давление рПК (МПа) для при-

родных газов с содержанием метана 85 % и более могут быть найдены по известной плотности газа при стандартных условиях [8]:

Относительная плотность газа по воздуху

Определение расстояния между компрессорными станциями

Пользуясь формулой пропускной способности газопровода

выразим длину линейного участка между компрессорными станциями

где DВН – внутренний диаметр газопровода, м;

рН и рК – соответственно давления в начале и в конце линейного участка газопровода, МПа;

λ – коэффициент гидравлического сопротивления;

ZСР – средний по длине коэффициент сжимаемости газа ZСР = f (рСТ, ТСР);

– относительная плотность газа.

9