Проектирование газонефтепроводов. шпоры. 25 Состав сооружений и классификация магистральных газопроводов

• Название: 25 Состав сооружений и классификация магистральных газопроводов
• Анкор: Проектирование газонефтепроводов
• Дата: 04.12.2021
• Размер: 430.48 Kb.
• Имя файла: шпоры.docx
• Тип: Документы; #291424
• страница: 3 из 5

28. Изменение давления по длине газопровода

Рассмотрим участок газопровода протяженностью L, с давлением в начале P_Н и конце участка P_К (рис 2.3).





Рис. 2.3. Расчетная схема газопровода

Если газопровод не имеет сбросов и подкачек, то массовый расход газа в нем неизменен. На этом основании можно записать

, (2.32)

откуда следует

, (2.33)

где x, P_X – соответственно расстояние от начального пункта газопровода до произвольного сечения и давление в этом сечении.

Освобождаясь от знаменателей и решая (2.33) относительно Px, получим формулу распределения давления по длине газопровода

. (2.34)

Зависимость (2.33) является уравнением параболы (рис. 2.4). По мере удаления от начала газопровода, интенсивность падения давления возрастает. Это объясняется тем, что с понижением давления уменьшается плотность газа. В соответствии с уравнением неразрывности, при уменьшении плотности газа увеличивается скорость его движения, то есть возрастают потери на трение и, следовательно, возрастает гидравлический уклон. Таким образом, потери давления на трение пропорциональны квадрату скорости газа.

С
увеличением расстояния между компрессорными станциями возрастают удельные потери давления, а значит, и потери энергии на перекачку газа. Следовательно, для уменьшения удельных энергозатрат на перекачку газа – одной из основных статей эксплуатационных расходов на газопроводах, целесообразно работать с высокими давлениями на входе КС. Несмотря на то, что при этом возрастает количество компрессорных станций, экономия энергозатрат весьма существенна.

29. Среднее давление в газопроводе

Среднее давление газа в газопроводе необходимо для определения его физических характеристик, а также для нахождения количества газа, заключенного в объеме трубопровода.

Поскольку изменение давления по длине газопровода происходит по закону параболы (рис. 2.5), то среднее давление необходимо определять как его среднеинтегральное значение

. (2.35)

Р
ис. 2.5. Среднее давление в газопроводе

Введем новую переменную

. (2.36)

Тогда

, (2.37)

откуда

. (2.38)

Подставляя (2.36) и (2.38) в исходное выражение (2.35), получим

. (2.39)

Найдем пределы интегрирования



Следовательно, среднее давление в газопроводе составит



. (2.40)

30. Изменение температуры газа по длине газопровода

При стационарном движении газа массовый расход в газопроводе составляет

. (2.41)

Фактически движение газа в газопроводе всегда является неизотермическим. В процессе компримирования газ нагревается. Даже после его охлаждения на КС температура поступающего в трубопровод газа составляет порядка 2040С, что существенно выше температуры окружающей среды (T₀). Практически температура газа становится близкой к температуре окружающей среды лишь у газопроводов малого диаметра (Dу<500 мм) на удалении 2040 км от компрессорной станции, а для газопроводов большего диаметра всегда выше T₀. Кроме того следует учесть, что транспортируемый по трубопроводу газ является реальным газом, которому присущ эффект Джоуля-Томпсона, учитывающий поглощение тепла при расширении газа.

При изменении температуры по длине газопровода движение газа описывается системой уравнений:

удельной энергии ,

неразрывности ,

состояния ,

теплового баланса .

Рассмотрим в первом приближении уравнение теплового баланса без учета эффекта Джоуля-Томпсона. Интегрируя уравнение теплового баланса

,

получим

, (2.42)

где ;

K_СР – средний на участке полный коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду;

G – массовый расход газа;

c_P – средняя изобарная теплоемкость газа.

Величина a_tL называется безразмерным критерием Шухова

(2.43)

Таким образом, температура газа в конце газопровода составит

. (2.44)

На удалении x от начала газопровода температура газа определяется по формуле

. (2.45)

Изменение температуры по длине газопровода имеет экспоненциальный характер (рис. 2.6).

Р
ассмотрим влияние изменения температуры газа на производительность газопровода.

Умножив обе части уравнения удельной энергии на ² и выразив , получим

. (2.46)

Выразим плотность газа в левой части выражения (2.46) из уравнения состояния , произведение w из уравнения неразрывности , dx из уравнения теплового баланса .

С учетом этого уравнение удельной энергии принимает вид

(2.47)

или

. (2.48)

Обозначив и интегрируя левую часть уравнения (2.48) от P_Н до P_К , а правую от T_Н до T_К , получим

. (2.49)

Произведя замену

, (2.50)

имеем

. (2.51)

Произведя интегрирование в указанных пределах, получим



. (2.52)

С учетом (2.42)



или

, (2.53)

где – поправочный коэффициент, учитывающий изменение температуры по длине газопровода (неизотермичность газового потока).

С учетом (2.53) зависимость для определения массового расхода газа примет вид

. (2.54)

Значение _Н всегда больше единицы, следовательно, массовый расход газа при изменении температуры по длине газопровода (неизотермическом режиме течения) всегда меньше, чем при изотермическом режиме (T₀=idem). Произведение T₀_Н называется среднеинтегральной температурой газа в газопроводе.

При значениях числа Шухова Шу4 течение газа в трубопроводе можно считать практически изотермическим при T₀=idem. Такой температурный режим возможен при перекачке газа с небольшими расходами по газопроводам малого (менее 500 мм) диаметра на значительное расстояние.

Влияние изменения температуры газа проявляется при значениях числа Шухова Шу<4, то есть в подавляющем большинстве случаев. Чем больше диаметр газопровода, тем меньше интенсивность теплообмена между газовым потоком и окружающей средой. Конечная температура газа определяется методом последовательных приближений, из-за чего теплогидравлический расчет газопровода становится итерационным процессом.

П
ри перекачке газа наличие дроссельного эффекта приводит к более глубокому охлаждению газа, чем только при теплообмене с грунтом. В этом случае температура газа может даже опуститься ниже температуры T₀ (рис. 2.7).

Рис. 2.7. Влияние эффекта Джоуля-Томпсона на распределение температуры газа по длине газопровода

1 – без учета Di; 2 – с учетом Di

Тогда с учетом коэффициента Джоуля-Томпсона закон изменения температуры по длине принимает вид

, (2.55)

31. Влияние изменения t-ры газа на производительность ГП. Необходимость охлаждения газа на КС

При компримировании газа в газоперекачивающих агрегатах происходит значительное повышение температуры газа. Температура газа на выходе из центробежных нагнетателей может достигать 6070С.

Охлаждение газа на компрессорных станциях применяется:

• 
  для уменьшения температурных напряжений стенки трубопровода вследствие значительной разницы температуры укладки газопровода в траншею и температуры транспортируемого газа;
  
• 
  для предупреждения выхода из строя противокоррозионной изоляции газопровода (битумная изоляция плавится при температуре 6080С, пленочное изоляционное покрытие отслаивается);
  
• 
  для увеличения производительности магистрального газопровода. Например, для газопровода протяженностью L=100 км, диаметром D=1420 мм c толщиной стенки =17,5 мм, по которому перекачивается газ плотностью _СТ=0,7 кг/м³ при P_Н=7,5 МПа , P_К=5,2 МПа, Т_Н=303 К , производительность (коммерческий расход) составляет Q=101,42 млн.м³/сут. При снижении начальной температуры до Т_Н=298 К, производительность газопровода увеличится до Q=102,69 млн.м³/сут , что составляет относительный прирост расхода на 1,25 %.
  

Охлаждение газа на компрессорных станциях в настоящее время производится с помощью аппаратов воздушного охлаждения газа (АВО газа). Установка охлаждения газа должна быть общей для всех газоперекачивающих агрегатов компрессорного цеха, иметь коллекторную обвязку и обводную линию. Количество АВО газа выбирается исходя из расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха, среднегодовой температуры грунта и оптимальной среднегодовой температуры охлаждения газа. Последняя принимается на 10…15С выше расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха.

В районах с холодным климатом для участков с многолетнемерзлыми грунтами перекачиваемый газ должен быть охлажден до температуры грунта. Стабильный уровень температуры обеспечивается станциями охлаждения газа, которые размещаются на площадках компрессорных станций с выделением их в отдельную производственную зону [13]. Охлаждение газа до заданного уровня производится в испарителях холодильной установки после пред­варительной очистки и охлаждения в АВО газа компрессорной станции.


32. Влияние разности высотных отметок на пропускную способность газопровода.

Р
ассмотрим элемент профиля трассы газопровода ABC, состоящий из двух равновеликих ветвей – восходящей AB и нисходящей BC (рис. 2.8).

Рис. 2.8. Расчетная схема элемента профиля газопровода

Начальная и конечная высотные отметки элемента профиля одинаковы (y_A=y_C). Поскольку давление газа по длине газопровода снижается, то и плотность газа также уменьшается. Поэтому масса газа M₁, заключенная в участке AB, больше массы газа M₂ на участке BC. Следовательно, сила тяжести, которую необходимо преодолеть для перемещения массы газа по участку AB, больше силы тяжести, способствующей движению массы газа по участку BC.

Наоборот, если начальный участок является нисходящим, а конечный восходящим (на рис. 2.8 пунктирной линией показан элемент профиля AB'C, зеркально отображающий элемент ABC), энергия, способствующая движению газа по первому участку AB' будет превышать энергию, затрачиваемую на подъем газа по участку B'C.

Таким образом, при расчете газопроводов, проходящих в условиях сильно пересеченной местности, необходимо учитывать не только начальную и конечную высотные отметки, но и высотные отметки промежуточных точек трассы.

Согласно нормам технологического проектирования газопрово­дов влияние рельефа следует учитывать в тех случаях, когда на трассе имеются точки, расположенные выше или ниже начального пункта газопровода более чем на 100 м. Расчет следует выполнять с учетом слагаемого gdy в уравнении удельной энергии. При этом отметка начальной точки газопровода принимается равной нулю (y_Н=0). Отметки характерных точек профиля, находящихся выше начальной точки будут иметь положительные значения, ниже – отрицательные.

Наклонный газопровод

Рассмотрим установившееся движение газа в наклонном газопроводе постоянного диаметра D и протяженностью L (рис. 2.9).




Рис. 2.9. Расчетная схема наклонного газопровода
Движение газа в наклонном газопроводе описывается систе­мой уравнений:

удельной энергии ; (2.57)

неразрывности ; (2.58)

состояния . (2.59)
Для наклонного газопровода

. (2.60)

Умножив левую и правую части уравнения удельной энергии (2.57) на 2² и выразив , с учетом (2.58) и (2.60) получим

. (2.61)

Выразим плотность газа из уравнения состояния . Тогда выражение (2.61) примет вид

. (2.62)

Умножим все слагаемые (2.62) на zRT и, группируя их, получим

. (2.63)

Обозначив и , запишем урав­нение удельной энергии в виде

. (2.64)

Разделяя переменные, проинтегрируем выражение (2.64)

. (2.65)

Производная знаменателя правой части выражения (2.65) равна

, (2.66)

то есть достаточно умножить числитель (2.65) на и будем иметь дифференциал знаменателя. Следовательно, правая часть (2.65) представляет собой интеграл вида . Интегрируя (2.65) в указанных пределах, получим

. (2.67)

Потенцируя и освобождаясь от знаменателя, получим

, (2.68)

откуда

. (2.69)

Массовый расход газа в наклонном газопроводе составит

. (2.70)

Если рассматриваемый участок газопровода восходящий (y>0), то величина , следовательно, активная движущая сила

при прочих равных условиях уменьшается, то есть перекачка на подъем создает дополнительное противодавление. Кроме того, на восходящем участке газопровода возрастает сопротивление трению, так как множитель

Таким образом, массовый расход газа в восходящем газопроводе будет меньше, чем в горизонтальном газопроводе при прочих равных условиях. Для газопроводов, идущих под уклон, массовый расход газа наоборот будет больше, чем в горизонтальном газопроводе.

34. Коэффициент гидравлического сопротивления.

Закономерности изменения гидравлического сопротивления для капельной жидкости и для газа одни и те же. Поэтому нет принципиальных различий в расчете коэффициента гидрав­лического сопротивления для нефтепроводов и газопроводов. Как и для капельной жидкости, коэффициент гидравлического сопротивления при перекачке газа является функцией числа Рейнольдса и шероховатости внутренней поверхности стенки трубы. В настоящее время для расчета коэффициента сопротивления трения отраслевыми нормами проектирования [13] рекомендуется универсальная формула ВНИИГаза

, (2.78)

которая по своей структуре аналогична известной формуле Альтшуля для зоны смешанного трения.

В магистральных газопроводах наиболее распространен квадратичный режим течения газа. Режим смешанного трения возможен при неполной загрузке газопровода. Режим гидравлически гладких труб характерен для распределительных газопроводов малого диаметра (газовые сети в населенных пунктах).

Из формулы (2.78) следуют частные случаи:

• 
  в зоне гидравлически гладких труб при
  

; (2.79)

• 
  в зоне квадратичного трения при
  

. (2.80)

Как и в нефтепроводах, режим течения газа характеризуется числом Рейнольдса

, (2.81)

где Q – коммерческий расход газа, млн. м³/сут ;

D – внутренний диаметр газопровода, м;

 – динамическая вязкость газа, Пас.

Переходное (от смешанного трения к квадратичному трению) значение числа Рейнольдса определяется по формуле

. (2.82)

По данным ВНИИГаза среднее значение эквивалентной шероховатости стенки трубопровода рекомендуется принимать k_Э=0,03 мм.

Для учета местных сопротивлений на линейной части газопровода рекомендуется принимать коэффициент гидравлического сопротивления на 5% больше коэффициента сопротивления трения _ТР. Величина коэффициента гидравлического сопротивления газопровода рассчитывается из выражения

,

где E – коэффициент гидравлической эффективности газопровода.


35. Коэффициент эффективности
Для учета местных сопротивлений на линейной части газопровода рекомендуется принимать коэффициент гидравлического сопротивления на 5% больше коэффициента сопротивления трения _ТР. Величина коэффициента гидравлического сопротивления газопровода рассчитывается из выражения

, (2.83)
где E – коэффициент гидравлической эффективности газопровода.

Коэффициент гидравлической эффективности характеризует уменьшение производительности в результате повышения гидравлического сопротивления газопровода, вызванного образованием скоплений влаги, конденсата и выпадением гидратов. Согласно нормам ОНТП 51-1-85, для расчета  значение коэффициента гидравлической эффективности принимается равным 0,95 при наличии на газопроводе устройства для периодической очистки внутренней полости трубопровода, а при отсутствии указанных устройств принимается равным 0,92.

Коэффициент гидравлической эффективности в процессе эксплуатации определяется для каждого участка между КС не реже одного раза в год. По величине E судят о загрязненности линейной части газопровода. При превышении указанных значений Е необходимо проводить очистку полости газопровода. Скопления воды и конденсата удаляют продувкой. Если это не приводит к необходимому эффекту, по газопроводу пропускают очистные поршни.

36. Расчет однониточного газопровода с участками различного диаметра

Р
ассмотрим однониточный газопровод с участками различного диаметра (рис. 2.11).

Рис. 2.11. Схема сложного однониточного газопровода

Воспользуемся формулой для определения пропускной способности простого газопровода

. (2.84)

Тогда из выражения (2.84) очевидно соотношение

(2.85)

Исходя из определения эквивалентного газопровода, предполагающего равенство температуры и давления газа в начале и в конце реального и эквивалентного газопровода, можно записать

, (2.86)

откуда

, (2.87)

Сделав допущение, что , и предположив, что режим течения квадратичный, можно записать
. (2.88)

Выражая диаметр эквивалентного газопровода через диаметр первого участка, найдем эквивалентную длину

. (2.89)


37. Параллельные газопроводы

Рассмотрим сложный газопровод, состоящий из нескольких параллельных ниток различного диаметра (рис. 2.12).





Рис. 2.12. Схема параллельных газопроводов

Поскольку начальное и конечное давление для каждой нитки параллельной системы газопроводов одинаково, из уравнения неразрывности следует, что

. (2.90)

В этом случае для эквивалентного газопровода будет справедливо соотношение

. (2.91)

Полагая, что режим течения квадратичный и , из (2.90) получим

. (2.92)

Эквивалентная длина параллельной системы газопроводов составит

. (2.93)

Пользуясь уравнением расхода (2.84), можно записать

, (2.94)

откуда из условия квадратичного закона сопротивления и выполнения условия , расход в любой параллельной нитке составит

. (2.95)

Если длины параллельных ниток одинаковы, справедливо соотношение

. (2.96)


38. Газопровод со сбросами и подкачками газа

Рассмотрим участок газопровода постоянного диаметра с путевыми отборами и подкачками газа (рис. 2.13).

Р
ис. 2.13. Схема газопровода с путевыми отборами (подкачками)

На основании уравнения объемной производительности газопровода можно записать

. (2.97)

Обозначив , для простого эквивалентного газопровода диаметром D_Э = D и длиной L_Э = , получим

. (2.98)

Эквивалентный расход в этом случае определяется из равенства

. (2.99)

Давления в точках подключения отводов (узловых точках) можно найти из соотношения

. (2.100)

39. Типы и характеристики центробежных нагнетателей

В настоящее время на предприятиях магистрального транспорта газа применяются центробежные газоперекачивающие агрегаты (ГПА) с приводом от газовых турбин и реже с приводом от электродвигателей. Различают полнонапорные центробежные нагнетатели (ЦН) со степенью повышения давления (степенью сжатия) в одном агрегате =1,451,5 и неполнонапорные нагнетатели, степень повышения давления которых составляет =1,21,3.

Различают параллельное и последовательно-параллельное соединение ГПА (рис. 2.14).

Р
ис. 2.14. Схемы соединения ГПА на компрессорных станциях

а – параллельное соединение полнонапорных ГПА

б – последовательно-параллельное соединение неполнонапорных ГПА

Полнонапорные центробежные нагнетатели соединяются параллельно (одноступенчатое сжатие). Неполнонапорные ЦН соединяются последовательно в группу. Группы в свою очередь соединяются параллельно (двухступенчатое сжатие).

На рис. 2.14 введены следующие обозначения:

P_ВС, P_НАГ – соответственно давление во всасывающей и нагнетательной линии ЦН;

P_ВС – потери давления во всасывающей линии КС. P_ВС зависят от рабочего давления в газопроводе и числе ступеней очистки газа в блоке пылеуловителей (ПУ). При P=7,5 МПа и одноступенчатой очистке P_ВС=0,12 МПа;

P_НАГ=P_НАГ + P_ОХЛ – потери давления в нагнетательной линии КС и обвязке АВО, P_НАГ=0,11 МПа, P_ОХЛ=0,06 МПа;

P_Н=P_НАГ - P_НАГ – давление газа в начале линейного участка;

P_К=P_ВС + P_ВС – давление газа в конце линейного участка.

Под степенью повышения давления (степенью сжатия) КС понимается отношение давления нагнетания P_НАГ к давлению на входе P_ВС ЦН (группы ЦН).

Для полнонапорных нагнетателей

. (2.101)

Для неполнонапорных нагнетателей

, (2.102)

где ₁, ₂ – соответственно степень сжатия первой и второй ступени нагнетания.

При равномерной загрузке ступеней нагнетания

. (2.103)

Для расчетов режимов работы КС применяются характерис­тики ЦН, представляющие зависимость степени повышения давления , политропического к. п. д. _ПОЛ и приведенной относительной внутренней мощности [1]

(2.104)

от приведенной объемной производительности

(2.105)

при различных значениях приведенных относительных оборотов

, (2.106)

где _ВС, z_ВС, T_ВС, Q _ВС – соответственно плотность газа, коэффициент сжимаемости, температура газа и объемная производительность ЦН, приведенные к условиям всасывания;

R – газовая постоянная;

z_ПР, R_ПР, T_ПР – условия приведения, для которых построены характеристики;

N_i – внутренняя (индикаторная) мощность;

n, n_Н – соответственно рабочая частота вращения вала ЦН и номинальная частота вращения.

Одним из универсальных видов характеристик ЦН является приведенная характеристика ВНИИГАЗа (рис. 2.15).




Рис. 2.15. Приведенная характеристика ВНИИГаза

Порядок определения рабочих параметров следующий:

1. 
   По известному составу газа, температуре и давлению на входе в ЦН определяется коэффициент сжимаемости z_ВС;
   
2. 
   Определяется плотность газа _ВС и производительность нагнетателя при условиях всасывания
   

; (2.107)

; (2.108)

, (2.109)

где Q_КС, Q_ЦН – соответственно производительность КС и ЦН при стандартных условиях;

m_Н – число параллельно работающих ЦН (групп ЦН).

3. 
   Задаваясь несколькими (не менее трех) значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяются Q_ПР и [n/n_Н]_ПР. Полученные точки наносятся на характеристику и соединяются линией (плавная кривая abc на рис. 2.15).
   
4. 
   Определяется требуемая степень повышения давления . Проведя горизонтальную линию из  до кривой abc найдем точку пересечения. Восстанавливая перпендикуляр до пересечения с горизонтальной осью, находим Q_ПР. Аналогично определяются _ПОЛ и [N_i/_ВС]_ПР. Значение Q_ПР должно удовлетворять условию Q_ПР  Q_{ПР min}, где Q_{ПР min} – приведенная объемная производитель­ность на границе зоны помпажа (расход, соответствующий левой границе характеристик ЦН).
   
5. 
   Определяется внутренняя мощность, потребляемая ЦН
   

. (2.110)

6. 
   Определяется мощность на муфте привода
   

, (2.111)

где N_МЕХ – потери мощности (определяются по паспортным данным ГПА).

40. Определение числа компрессорных станций

Расчет выполняется в следующем порядке.

1. Определяются основные физические свойства газа:

1. 
   плотность газа при стандартных условиях _СТ;
   
2. 
   относительная плотность газа по воздуху ;
   
3. 
   молярная масса газа M;
   
4. 
   псевдокритические температура T_ПК и давление P_ПК;
   
5. 
   газовая постоянная R.
   
1. 
   Расчетное значение расхода газа (коммерческий расход, млн.м³/сут)
   

; (2.112)

где k_Н = k_РО  k_ЭТ  k_НД – оценочный коэффициент пропускной способности газопровода, k_Н=0,8750,992;

k_РО – коэффициент расчетной обеспеченности потребителей, k_РО =0,95;

k_ЭТ – коэффициент учета экстремальных температур, k_ЭТ=0,98;

k_НД – оценочный коэффициент надежности газопровода, зависящий от длины и диаметра газопровода, а также от типа нагнетателей, k_НД =0,940,99.

3. 
   В зависимости от величины Q_Г и принятого рабочего давления определяется ориентировочный диаметр газопровода (табл. 2.1). В настоящее время магистральные газопроводы проектируются на рабочее давление P=7,5 МПа. Проектирование газопроводов на рабочее давление P=5,6 МПа производится только для случаев соединения проектируемых газопроводов с системой существующих газопроводов такого же рабочего давления.
   
4. 
   Выбирается тип центробежного нагнетателя и привода. Полагая, что рабочее давление в газопроводе равно номинальному давлению нагнетания ЦН (по паспортным данным ЦН), вычисляется толщина стенки газопровода
   

где D_Н – Принятый в соответствии со стандартом наружный диаметр газопровода;

n_p – коэффициент надежности по нагрузке (n_p=1,1);

Вычисленное значение толщины стенки _о округляется в большую сторону до стандартной величины  из рассматриваемого сортамента труб, после чего определяется значение внутреннего диаметра D.

5. 
   Рассчитывается среднее давление в линейном участке газопровода.
   
6. 
   При P=P_СР рассчитываются приведенные температура T_ПР и давление P_ПР, определяется коэффициент сжимаемости z_СР и динамическая вязкость газа .
   
7. 
   Рассчитывается число Рейнольдса Re и коэффициент гидравлического сопротивления .
   
8. 
   Для расчета расстояния между КС задаемся в первом приближении ориентировочным значением средней температуры
   

, (2.113)

где T_Н – начальная температура на входе в линейный участок. В первом приближении можно принять T_Н =293303 К (2030C);

T_О – температура окружающей среды на уровне оси газопровода.

9. 
   Определяются давления в начале и в конце линейного участка газопровода
   

P_Н=P_НАГ - P_НАГ

P_К=P_ВС + P_ВС

10. 
    Определяется среднее ориентировочное расстояние между КС
    

, (2.114)

11. 
    Определяется число компрессорных станций
    

, (2.115)

которое округляется до целого n_КС (как правило, в большую сторону).

12. 
    уточняется расстояние между КС
    

. (2.116)

На этом первый этап технологического расчета газопровода завершается.

41. Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями
Абсолютное давление в конце участка газопровода определяется из формулы расхода (2.30)

. (2.117)

В этом уравнении величина  рассчитывается с учетом коэффициента динамической вязкости  при средних значениях температуры и давления.

Уточненный расчет участка газопровода выполняется в следующем порядке:

1. Принимаем в качестве первого приближения значения  и Z_cp и Т_ср из предварительных вычислений.

2. Определяем в первом приближении значение Р_к .

3. По известным значениям Р_Н и Р_к определяется среднее давление Р_СР.

4. Определяются средние приведенные давление P_ПР и температура T_ПР.

5. 
   Для расчета конечного давления во втором приближении вычисляются уточненное значение Т_ср. Для этого будем использовать величины средней удельной теплоемкости С_р, эффекта Джоуля-Томсона D _i и коэффициента а _t, вычисленные при найденных значениях Р_ср и Т_ср первого приближения.
   

;

;

;

,

где К_ср - средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/(м²К).

6. Во втором приближении вычисляются P_ПР , T_ПР ,  и Z_cp.

7. Определяются значения Re, _ТР и .

8. Определяем конечное давление P_К во втором приближении.

9. Если полученный результат отличается от предыдущего приближения более, чем на 1 %, имеет смысл уточнить расчеты, выполняя третье приближение, начиная с пункта 3. Если результат удовлетворяет требованиям точности расчетов, переходим к следующему пункту.

10. Уточняется среднее давление P_СР.

11. 
    Определяется конечная температура газа
    

.

На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопровода заканчивается.