Всі інші вхідні дані наведені у розділі 1 при розрахунку режиму роботи пер-шої КС газопроводу, що проектується.

За формулами (2.1) та (2.2) визначаємо тиск на початку і в кінці лінійної ді-льниці газопроводу

Pн = 7,46 - 0,11 - 0,06 = 7,29 МПа,

Рк = 5,45 + 0,12 = 5,57 МПа.

За формулою (2.3) обчислюємо орієнтовне значення середньої температури газу на ділянці між КС

Тсро = , К

Визначаємо орієнтовне значення середнього тиску газу на ділянці газопро-воду між сусідніми КС за формулою (2.4)

Рсро = , МПа

За формулами (2.5) знаходимо зведені тиск і температуру газу на ділянці га-зопроводу між КС

,

Визначаємо комплекс ф за формулою (2.7)

Обчислюємо коефіцієнт стисливості газу для лінійної ділянки газопроводу за формулою (2.6)

Коефіцієнт динамічної в'язкості газу визначається за формулою (2.8)

Для прокладання газопроводу вибираємо труби з сталі марки 17ГС, межа міцності якої складає у вр = 520 МПа.

Використовуючи [3], формуємо вхідні дані для механічного розрахунку газопроводу:

коефіцієнт умов роботи трубопроводу m = 0,9;

коефіцієнт надійності за призначенням трубопроводу кн =1,05;

коефіцієнт надійності за матеріалом к1 =1,55;

коефіцієнт перевищення робочого тиску n =1,1.

За формулою (2.9) визначаємо розрахунковий опір сталі, з якої виготовле-ний трубопровід

, МПа

Необхідну товщину стінки труби обчислюємо за формулою (2.10)

мм.

Найближче більше стандартне значення товщини стінки трубопроводу дст =14,5 мм. Внутрішній діаметр газопроводу становить

d = 1020 - 2•14,5 = 991мм.

Визначаємо число Рейнольдса у газопроводі за формулою (2.12)

Коефіцієнт опору тертя у газопроводі знаходимо за формулою (2.13)

Коефіцієнт гідравлічного опору ділянки газопроводу з врахуванням його усереднених місцевих опорів обчислюємо за формулою (2.14)

Визначаємо довжину ділянки газопроводу з основного рівняння руху газу у газопроводі

Знаходимо довжину кінцевої ділянки магістрального газопроводу за форму-лою (2.17)

Визначаємо необхідну кількість компресорних станцій за формулою (2.18)

Приймаємо кількість компресорних станцій газопроводу пкс = 8.

За формулою (2.19) знаходимо уточнене значення довжини ділянки газо-проводу між КС з врахуванням заокруглення кількості КС у більшу сторону

Знаходимо уточнене значення тиску газу в кінці ділянки газопроводу за формулою (2.20)

Отже, необхідна товщина стінки магістрального газопроводу, який має зов-нішній діаметр 1020 мм, становить 14,5 мм, довжина лінійної ділянки газопро-воду 116,7 км, довжина кінцевої ділянки газопроводу 233,1 км, уточнене значен-ня тиску в кінці лінійної ділянки становить 5,57 МПа.

2.3 Характеристика програми для механічного і гідравлічного розрахунку

газопроводу

Описаний вище алгоритм механічного і гідравлічного розрахунку магістра-льного газопроводу реалізований у програмі РG2. Вхідні ідентифікатори програми РG2 наведені у таблиці 2.1. Роздруківка розрахунку за програмою РG2 наведена у додатку Б.

Таблиця 2.1 - Вхідні ідентифікатори програми РG2 для механічного і гідравлічного

розрахунку газопроводу

Назва параметра | Позначення | Одиниця вимірю-вання | Числове значення у прикладі

в алгоритмі | у програмі

Пропускна здатність газопроводу | q | QO | млн.м3 /д | 33,88

Газова стала | R | RG | Дж/(кг К) | 505,9

Густина газу за нормальних умов | сн | RON | кг/м3 | 0,7336

Відносна густина газу за повітрям | Д | DE | - | 0,5673

Псевдокритична температура газу | Тпк | TKR | К | 191

Псевдокритичний тиск газу | Рпк | РКR | МПа | 4,59

Абсолютний тиск газу на нагнітанні | Pнаг | РN | МПа | 7,46

Втрати тиску у трубопровідних комуні-каціях на вході КС | дРвх | DP1 | МПа | 0,12

Втрати тиску у трубопровідних комуні-каціях на виході КС | дРвих | DР2 | МПа | 0,11

Втрати тиску в системі охолодження газу на виході КС | дРохл | DРО | МПа | 0,06

Температура газу на початку перегону між КС | Тн | TN | К | 313

Температура газу у кінці перегону між КС | Тк | TK | К | 295

Номінальний тиск газу на вході вибра-ного типу ГПА | Рвсн | PVSN | МПа | 5,45

Закінчення таблиці 2.1

Назва параметра |

Позначення | Одиниця вимірюван-ня |

Числове зна-чення у при-кладі

в алгоритмі | у програмі

Довжина газопроводу | Lmp | LT | км | 1050

Номінальний тиск газу у кінці останньої ділянки газопооводу | Ркд | РКО | МПа | 3,0

Зовнішній діаметр газопроводу | dн | DN | м | 1,02

Межа міцності трубної сталі | увр | SVR | МПа | 520

Коефіцієнт умов роботи трубопроводу | m | М | - | 0,9

Коефіцієнт надійності за призначенням трубопроводу | кн | KN | - | 1,05

Коефіцієнт надійності за матеріалом | к1 | К1 | - | 1,55

Коефіцієнт перевантаження робочого

тиску | n | N1 | - | 1,1

2.4 Техніко-економічне обґрунтування вибору оптимального варіанту параметрів газопроводу

За критерій оптимальності приймається мінімальне значення приведених витрат на будівництво та експлуатацію магістральних газопроводів. Розрахунок будемо вести за укрупненими техніко-економічними показниками.

2.4.1 Алгоритм техніко-економічного розрахунку

Для визначення приведених витрат попередньо необхідно обчислити капітальні вкладення і експлуатаційні витрати. Капіталовкладення в ЛВУМГ рахуємо за формулою

, (2.21)

де - вартість будівництва 1км першої нитки газопроводу;

Lтр – довжина газопроводу.

Капіталовкладення в КС розраховуються за формулою

, (2.22)

де Ккс – кількість компресорних станцій;

- вартість будівництва однієї КС.

Вартість будівництва однієї компресорної станції розраховуємо по формулі

, (2.23)

де nу – кількість встановлених агрегатів;

- частина вартості КС, яка залежить від потужності;

- частина вартості КС, яка не залежить від потужності.

Загальні капіталовкладення розраховуємо за формулою

, (2.24)

Затрати на експлуатацію П рахуємо за формулою

, (2.25)

де - експлуатаційні затрати на 1км першої нитки газопроводу.

Експлуатаційні затрати на КС