Проектирование газонефтепроводов. шпоры. 25 Состав сооружений и классификация магистральных газопроводов
 Скачать 430.48 Kb.
|
|
25 Состав сооружений и классификация магистральных газопроводов ППСГ – промысловый пункт сбора газа ДКС – дожимная компрессорная станция УКПГ – установки комплексной подготовки газа ГКС – головная компрессорная станция Рвх = 5 МПа, Рвых = 7,5 МПа СПХГ - станция подземного хранения газа (для компенсации сезонной неравномерности потребления газа) К линейным сооружениям МГП от-ся: 1) МГП с отводами, резервными нитками и лупингами; 2 Переходы ч/з естественные и искусственные преграды; 3 Перемычки: Е  сли МГП проложены в 1 технологическом коридоре, то на них в установленном порядке устанавливается запорная арматура, регулятор давления, предохранительный запорный клапанDпер/D ≥ 0,7 Для сброса в соседнюю нитку газа при ремонте, аварии. 4 узлы очистки линейной части газопровода и узлы сбора продуктов очистки; 5 крановые узлы; 6 система электроснабжения линейных потребителей; 7 устройства контроля и автоматики; 8 система телемеханизации; 9 система оперативно – технологической связи; 10 система электро-хим. защиты; 11 здания и сооружения для обслуживания линейной части Классы МГП: I кл Р=2,5..10 МПа; II кл Р=1,2..2,5 МПа. 26 Основные физические свойства газов Плотность газа (газовой смеси) определяется по правилу аддитивности (сложения)  (2.1)где a1an – объемные (молярные) концентрации компонентов смеси; 1n – плотности компонентов смеси. В расчетах часто пользуются понятием относительной плотности газа, то есть отношением плотности газа к плотности воздуха В при одних и тех же условиях  (2.2)При этом различают нормальные (T=273,15 K и P=0,1013 МПа) и стандартные (T=293,15 K и P=0,1013 МПа) условия. При нормальных условиях плотность газа можно определить по его молярной массе  , (2.3)где 22,41 – объем одного киломоля газа при нормальных условиях, м3/кмоль  – молярная масса природного газа, кг/кмоль;ai , Mi – соответственно объемная доля и молярная масса i-го компонента Пересчет плотности газа с одних параметров состояния (P1, T1, z1) на другие (P, T, z) можно осуществить по формуле  , (2.4) где P и P1 – абсолютные давления газа;T и T1 – абсолютные температуры газа; z и z1 –коэффициенты сжимаемости газа; Газовая постоянная природного газа (Дж/(кгК)) зависит от состава газовой смеси  ,(2.5) где R– универсальная газовая постоянная R=8314,3 Нм/(кмольК).Псевдокрититические температура и давление газовой смеси определяются по формулам  ,(2.6)  ,(2.7)где TКР i и PКР i – соответственно абсолютные критические температура и давление i-го компонента газовой смеси. Критическая температура TКР – температура при которой и выше которой при повышении давления нельзя сконденсировать пар. Критическое давление PКР – давление при котором и выше которого нельзя испарить жидкость. Псевдокритические параметры природного газа в соответствии с нормами технологического проектирования могут быть найдены по известной плотности при стандартных условиях СТ  ; (2.8) . (2.9)Коэффициент сжимаемости  ; (2.10) . (2.11)Динамическая вязкость газа (Пас) определяется по формуле  Кинематическая вязкость газа определяется из соотношения  .(2.13)Теплоемкость газа зависит от его состава, давления и температуры. Изобарная теплоемкость (кДж/(кгК)) природного газа с содержанием метана 85% и более согласно отраслевым нормам ОНТП 51-1-85 определяется по формуле  .Понижение давления по длине газопровода и дросселирование газа на ГРС сопровождается охлаждением газа. Это явление учитывается коэффициентом Джоуля-Томпсона (К/МПа), для определения которого отраслевыми нормами [13] рекомендуется зависимость (для природных газов с содержанием метана 85% и более)  где CP – средняя изобарная теплоемкость газа, определяемая для средних значений температуры и давления в процессе дросселированияПриродные газы Газы газовых месторождений 82 – 98 % СН4 Газы газо-конденсатных месторождений 80 – 90% СН4 + конденсат Попутные нефтяные газы 30 – 70 % СН4 + примеси |