Давление является основным параметром, по которому контролируется режим работы трубопроводов. Газ поступает на КС с давлением и температурой в конце подводящего трубопровода (головная КС) или предшествующего участка (промежуточные КС) Р₂ и Т₂. На выходе станции (в начале следующего участка) давление будет Р₁. Степень сжатия станции при этом составит

. (2.9)

Учитывая потери во входном и выходном коллекторах, степень сжатия нагнетателей должна быть более высокой:

, (2.10)

где - потери давления во входном и выходном коллекторах КС (приложение 3);

- потери давления в аппаратах воздушного охлаждения, = 0,0588 МПа.

Возможность реализации требуемой степени сжатия определяется располагаемой мощностью привода нагнетателя :

, (2.11)

где - потребляемая мощность двигателя и внутренняя мощность нагнетателя;

- механический кпд нагнетателя (приложение 4).

Для электроприводных ГПА .

Внутренняя мощность нагнетателя определяется с помощью приведенных характеристик:

, (2.12)

где - приведенная мощность нагнетателя,

- фактическая и номинальная частота вращения ротора нагнетателя;

- плотность газа при условиях входа в нагнетатель, кг/м³.

, (2.13)

где - давление (абсолютное) газа на входе нагнетателя и при стандартных условиях, Па;

- температура газа на входе нагнетателя и при стандартных условиях, Т;

- коэффициент сжимаемости газа при условиях входа в нагнетатель;

R - газовая постоянная, Дж/ (кгК):

. (2.14)

Допускается определение внутренней мощности из (2.15)

, (2.15)

где - внутренняя мощность, кВт;

Q - производительность нагнетателя, млн. м³/сут;

- политропический кпд нагнетателя;

- показатель адиабаты сжатия, =1,31.

Располагаемая мощность ГТУ и электродвигателя зависит от условий их работы и для ГТУ определяется по формуле (4.7).

Используя (2.11) и (2.15), можно определить максимальную производительность нагнетателя, а соответственно и КС, при требуемой степени сжатия и располагаемой мощности ГПА или максимальную степень сжатия при заданной производительности. Полученный таким образом результат не всегда может быть реализован при использовании конкретного типа нагнетателя с заданной проточной частью. Реализуемые значения степени сжатия определяются только по приведенным характеристикам ЦН.

Приведенная характеристика нагнетателя представляет собой графическое изображение трех функций:

.

Аналитически эти функции можно аппроксимировать полиномами

(2.16)

где Q_ЛР - приведенная производительность, м³/мин:

, (2.17)

где - номинальная и фактическая частота вращения рабочего колеса нагнетателя;

Q_В - производительность при условиях входа в нагнетатель, м³/мин

, (2.18)

где - производительность нагнетателя при стандартных условиях, млн. м³/сут.

Для определения коэффициентов a, b и с достаточно использовать значения при производительностях нагнетателя:

_ПРmin - минимальная производительность;

_ПРmax - максимальная производительность;

_ПРmax1 - производительность при максимальном значении политропического кпд;

_ПРmax2 - производительность при максимальном значении приведенной мощности.

Зависимость описывается для случая

, (2.19)

где - приведенные параметры нагнетателя (приложение 6);

- приведенная частота вращения рабочего колеса ЦН.

Развиваемая ЦН степень сжатия при любой частоте вращения может быть пересчитана по уравнению

, (2.20)

где - степень сжатия ЦН при приведенной частоте вращения, равной 1,00.

Уравнение (2.20) позволяет определить частоту вращения рабочего колеса, при которой ЦН создает требуемую степень сжатия:

. (2.21)

При этом должны соблюдаться условия (2.11), (2.22), (2.23) и

, (2.22)

. (2.23)

Давление на выходе КС не должно превышать рабочего давления МГ :

. (2.24)

После компримирования газ, пройдя через АВО (на МГ большого диаметра), поступает в участок с параметрами Р₁ и Т₁.

Основным расчетным уравнением для участка МГ является уравнение пропускной способности. В общем случае пропускная способность участка зависит от его длины, внутреннего диаметра труб, перепада давления, физических свойств газа и рельефа трассы. Учитывая, что плотность газа мала, влиянием рельефа чаще всего можно пренебречь. Согласно ОНТП газопровод рассчитывается как горизонтальный при разности геодезических отметок менее 100 м. В этом случае уравнение пропускной способности используется в следующем виде:

, (2.25)

где - пропускная способность участка, млн. м³/сут;

- давление в начале и в конце участка, МПа;

- эквивалентный диаметр труб, м;

- коэффициент сжимаемости газа при среднем значении давления и температуры в участке;

- средняя температура газа в участке, К;

- длина участка, км;

- расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления.

Для определения теоретического значения при турбулентном течении газа рекомендуется формула ВНИИгаза:

, (2.26)

где - эквивалентная шероховатость труб;

- число Рейнольдса:

. (2.27)

При полной загрузке МГ чаще всего работают в квадратичной зоне, и в этом случае (2.26) при рекомендуемом значении k=0,03 мм принимает вид

, (2.28)

где - внутренний диаметр труб, мм.

Работа газопровода в квадратичной зоне наблюдается при производительностях, превышающих переходное значение :

. (2.29)

При определении гидравлического сопротивления учитывают возможность засорения трубопровода в процессе эксплуатации и наличие местных сопротивлений:

, (2.30)

где - коэффициент эффективности работы участка, принимаемый при регулярной очистке МГ равным 0, 95.

В связи с тем, что давление по длине участка меняется нелинейно, среднее давление P определяется как среднегеометрическое:

. (2.31)

Практически участок между КС представляет собой либо несколько параллельных трубопроводов, каждый из которых состоит из нескольких подучастков с различным внутренним диаметром, либо несколько подучастков, отличающихся числом ниток или внутренним диаметром. Расчет таких сложных трубопроводов заменяют расчетом простого, используя понятия эквивалентного диаметра или коэффициента расхода.

Эквивалентным диаметром называется диаметр простого трубопровода, имеющего пропускную способность, равную пропускной способности реального трубопровода при прочих равных условиях.

Коэффициентом расхода называют отношение пропускной способности реального трубопровода к пропускной способности эталонного трубопровода с произвольно выбранным эталонным диаметром при прочих равных условиях:

. (2.32)

Для случая простого трубопровода

, (2.33)

где и - диаметр и коэффициент гидравлического сопротивления простого трубопровода;

и - диаметр и коэффициент гидравлического сопротивления эталонного трубопровода.

При квадратичном режиме течения газа

. (2.34)

При параллельном соединении простых трубопроводов

, (2.35)

. (2.36)

При последовательном соединении трубопроводов

, (2.37)

, (2.38)

где - длина участка и подучастков.

Для сложного газопровода с последовательным и параллельным соединением участков коэффициент расхода или эквивалентный диаметр определяются последовательным использованием формул (2.35) и (2.37) или (2.36) и (2.38).

При расчете МГ с применением коэффициента расхода (2.25) имеет следующий вид:

, (2.39)

где - диаметр и коэффициент гидравлического сопротивления эталонного трубопровода.

Уравнения (2.25) и (2.39) позволяют определить давление газа в конце участка Р_{2 (}на входе в следующую КС).

2.3 Расчет температуры