Определение температуры природного газа на выходе из системы компримирования

Системой компримирования природного газа называют установку, осуществляющую операцию по повышению давления в газопроводе с помощью компрессора при его транспортировке.

При движении газа по трубопроводу происходит потеря давления из-за разного гидравлического сопротивления по длине газопровода. Падение давления ведет к снижению пропускной способности газопровода.

Одновременно понижается температура транспортируемого газа, главным образом, из-за передачи теплоты от газа через стенку трубопровода в почву и атмосферу. Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа путём повышения давления через определённые расстояния вдоль трассы газопровода, как отмечалось в пункте 1.2, устанавливаются компрессорные станции.

Согласно СТО Газпром 2−3.5−051−2006 «Нормы технологического проектирования газопроводов» температура газа в любой точке однониточного газопровода при любом способе прокладки определяется по формуле (7):

(7).

где Т₀ — расчётная температура грунта при подземной прокладке, К,.

7 =280,15 К.

Т_н — температура газа в начале участка газопровода, К,.

= 33 + 273,15 = 306,15 К;

Т_К — температура газа в конце участка газопровода, К,.

= 15 + 273,15 = 288,15 К;

Р_н, Р_к, Р_ср — соответственно начальное, конечное и среднее абсолютные давления газа на рассматриваемом участке газопровода, МПа. По условию задачи дано только начальное давление на линейном участке Р_н=7,3 МПа, конечное давление (давление перед входом в компрессорную станцию) необходимо определить самостоятельно.

х — расстояние от начала газопровода до рассматриваемой точки, км;

L — длина участка магистрального газопровода, км;

D_i — среднее на участке газопровода значение коэффициента ДжоуляТомсона, К/МПа;

d_н— наружный диаметр газопровода, м;

К_ср — средний на участке газопровода общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/м² · К;

q — пропускная способность участка газопровода, млн м³ /сут.;

С_р — средняя изобарная теплоёмкость газа, кДж/кг· К.

В результате преобразования данной формулы получим выражение для определения конечного давления (8):

(8).

где — начальное давление газа в газопроводе, МПа, = 7,3 МПа;

— относительная плотность газа по воздуху (14);

d — внутренний диаметр участка магистрального газопровода, м, d =1,18 м;

L — дина участка магистрального газопровода, км, L = 140 км;

q — коммерческий расход газа, млн. м³/сут.

средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа (9):

(9).

Где.

= 1−1,68· ·, (10).

где — приведенная температура (11), размерности не имеет.

— приведенное давление (13), размерности не имеет.

(11).

Где — псевдокритическая температура газа, К;

Под критической температурой понимают температуру, выше которой газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении. Применительно к нефтяным газам, состоящим из смеси углеводородов, имеющих различные критические температуры и давления, пользуются псевдокритическими давлением и температурой.

Псевдокритические P и T представляют собой суммы произведений относительного содержания данного углеводорода в смеси (в долях единицы, если задано объемное содержание, или в молях) и значений критических давлений и температур этих же углеводородов.

Отношение давления (температуры), под которым находится смесь газов, к псевдокритическому давлению (температуре) называется приведенным псевдокритическим давлением (температурой), зная которые можно найти значения коэффициенты сжимаемости реальных газов.

Псевдокритические параметры определяются по рисунку 1.

Рисунок 1 — Номограмма для определения псевдокритических температуры и давления.

В первом приближении определим среднюю температуру по формуле (12):

(12).

= 297,15 К.

= 1−1,68· ·.

(13).

Относительную плотность газа по воздуху вычисляют по формуле (14):

(14).

где ?₀ — плотность природного газа при 20 °C, кг/м³ (15).

(15).

Где М — молярная масса газа, М=16,2.

кг/м³

= 0,602.

Среднее давление на участке газопровода определится по формуле (16):

(16).

Конечное давление неизвестно, в I приближении задаемся давлением в конце участка P_к = 5,6 МПа:

МПа.

=1,40.

=0,88.

(17).

где E — коэффициент гидравлической эффективности Е = 0,95;

коэффициент сопротивления трению (18), по формуле Шифрисона:

=0,11* (18).

где? — абсолютная шероховатость трубы, для стальных труб после нескольких лет эксплуатации =0,2 мм.

d — внутренний диаметр трубы;

Re — критерий Рейнольдса (19).

(19).

где — коэффициент динамической вязкости газа (20);

— пропускная способность газопровода, млн. м³/сут (21);

(21).

(20).

=12,51*10^-6 Па.

=4,15*10⁶

=0,11*.

=0,11*.

Давление газа в первом приближении:

=5,58 МПа Определим давление газа в конце участка трубопровода во II приближении, пересчитав среднее давление, температуру, коэффициенте сжимаемости газа, а также коэффициента гидравлического сопротивления.

Средняя по длине участка газопровода температура во втором приближении определится по формуле (7).

а = 0,225· (22).

Средняя изобарная теплоемкость газа, кДж/кг*К определяется по формуле (23):

(23).

В cоответствии с международной системой СИ выбирается значение.

Подставляем коэффициенты в формулу (23):

кДж/кг*К Средний коэффициент Джоуля-Томсона. К/кгс/см² (24):

(24).

Где С — средняя изобарная теплоёмкость газа, кДж/кг· К.

T — средняя температура, К.

= 3,53.

а = 0,225· .

=296,20 К.

= 1−1,68· ·.

— приведенная температура, безразмерен.

Примем.

= 1−1,68· ·.

— приведенное давление.

Среднее давление на участке газопровода определится по формуле:

Конечное давление неизвестно, в I приближении задаемся давлением в конце участка Pк = 5,5 МПа.

МПа.

=1,40.

.

=0, 90.

=0,067*.

=5,52 МПа Определим температуру газа после нагнетателя по формуле:

.

где — степень повышения давления (степень сжатия) — это отношение абсолютных давлений газа, измеренных в сечениях выходного и входного патрубков (фланцев) компрессора.

=316,17 К = 43,02.

Разница между полученными в первом и втором приближении давлениями в конце участка магистрального газопровода должна быть меньше или равна 1%.

Полученное расхождение удовлетворяет требованиям, расчет в третьем приближении не требуется.