После определения параметров смеси определяются экономически наивыгоднейшие параметры транспорта газа – диаметр трубы D, рабочее давление р н и степени сжатия ε. Среди различных методов определения оптимальных параметров наиболее простым и в то же время надежным является метод сравнения конкурирующих вариантов. При этом используют известные рекомендации о рациональной области применения труб, рабочего давления и различных типоразмеров КС. Для сравнения назначают несколько вариантов по диаметру. При пропускной способности больше 5 млрд. м3/год рассматривают варианты с рабочим давлением 5,5 и 7,5 МПа, а в отношении степени сжатия - схемы одно- и двухступенчатого компримирования газа на КС. Число конкурирующих вариантов часто сужается из-за ограниченности выбора основных параметров газопроводов с учетом возможностей поставки труб и ГПА в установленные сроки строительства. По каждому из намеченных вариантов проводят комплекс механических, тепловых, гидравлических и экономических расчетов. К строительству принимают вариант с наименьшими приведенными затратами. В общем виде приведенные расходы Р (в у.е./год) выражаются формулой:
Р = Э + ЕК, (178)
где Э - эксплуатационные расходы, К - капиталовложения, определяемые для соответствующего вида транспорта, Е - нормативный коэффициент капитальных вложений (для нефтегазовой промышленности Е = 0,12 1/год). Е =1/ Т, где Т - нормативный срок окупаемости (для нефтегазовой промышленности Т = 8,3 года).
Если какие-либо варианты по приведенным затратам отличаются несущественно (не более 5 %), то для выбора можно использовать дополнительные критерии (капитальные затраты, металловложения и т.п.). Для вычисления приведенных затрат по вариантам используют укрупненные технико-экономические показатели, полученные в результате обобщения опыта строительства и эксплуатации магистральных газопроводов.
Основной расчетной зависимостью для приведенных затрат является формула (178), где капитальные К и эксплуатационные Э расходы для газопроводов определяются по следующим формулам:
K = cL тр+ c ст n, (179)
Э = э л L тр+ э ст n. (180)
Здесь с, э л - удельные соответственно капитальные и эксплуатационные затраты по линейной части газопровода, приходящиеся на 1 км; c ст, э ст - соответственно капитальные вложения и эксплуатационные расходы на КС.
По выбранному оборудованию (рабочее давление и степень сжатия) определяют давление в конце перегона, т.е. на приеме следующей КС. Давление в конце трубопровода на входе в ГРС также нормируют в зависимости от характера потребителя газа.
Количество компрессорных станции п определяется в результате технологических расчетов в зависимости от диаметра газопровода и параметров выбранного оборудования станции.
К исходным данным задачи проектирования газопровода относятся объем газовой смеси Q год, перекачиваемые газопроводом за год, длина трассы L тр, физико - химические свойства перекачиваемой газовой смеси, разность начального и конечнего нивелирных высот Δ z, рабочая температура, рабочие характеристики предлагаемых компрессорных агрегатов, стоимостные параметры компрессорных станций и газопровода. Зная этих исходных данных можно рассчитать количество компрессорных станций (КС), точки их расположения на трассе, внешнего и внутреннего диаметров трубы газопровода. Необходимые физико - химические свойства газовой смеси включают следующих параметров: молярная масса M, псевдокритическая температура Т кр, псевдокритическое давление Р кр, удельная теплоемкость газа при постоянном давлении, динамическая вязкость 
и коэффициент теплопроводности λ. Они определяются согласно нормами технологического проектирования магистральных газопроводов.
Технологическая задача магистрального газопровода для выбранного варианта диаметра трубы и оборудований КС решается в такой последовательности.
1. Сперва определим значение суточной коммерческой пропускной способности, которая находится через значения годовой пропускной способности Q год:
, (181)
здесь k и= k 1 k 2 k 3 - оценочный коэффициент пропускной способности газопровода, k 1– коэффициент повышеннего спроса газа (k 1=0,95), k 2– коэффициент экстремальных температур (k 2=0,98), k 3– коэффициент надежности магистрального газопровода (зависит от его длины и диаметра, от оборудования на КС).
2. Из таблицы по значению Q сут выбирается ГПА и выбирается определенный тип соединении ГПА. Для выбранного варианта из той же таблицы приблизительно определяются степень сжатия газа, выходное давление Р вых и входное давление Р вх. При этом:
. (182)
Температура газа до и после выхода КС связаны соотношениями:
, (183)
Для предварительного расчета можно считать, что температура газа в начале и в конце перегона между КС:
Т н≈ T вых, (184)
Т к≈ T 0, (185)
То есть,
, (186)
Давления газа в начале и в конце перегона между КС:
Р н≈ Р вых, Р к≈ Р вх. (187)
Заметим, что полученные значения температуры и давлении газа приближенные, номинальные. Их уточненные значения в дальнейшем будут найдены в ходе расчета работы КС. Средную значению температуры в первом приближении берем как:
. (188)
- начальная температура газа после КС, 
- температура окружающей среды газопровода. Для этого варианта производится расчет газовой смеси.
3. Определяется значение суточной переходной пропускной способности газопровода:
, (189)
здесь [ D ] =мм, [ μ ] =Па∙с, [ Q пер]= млн.м3/сут.
4. Находится расстояние между смежными КС (длина участка, или перегона):
,
где 
если Q сут <Q пер,
если Q сут ≥ Q пер.
Если течение во 2 зоне турбулентности, то необходимо рассчитывать коэффициент гидравлического сопротивления от трения во 2 – зоне: 
. Коэффициент гидравлического сопротивления при учете местных сопротивлений λ =(1,02÷1,05)·λтр, обычно принимает λ =1,035·λтр. Поэтому (1,035·0,067≈0,0693)
. (190)
Для практических расчетов число Рейнольдса определяется по формуле (51), где [ Q сут]=млн.м3 /час, [ D ]=мм:
.
Есть такое затруднение. Значение T ср должно определяться через L, но оно пока не найдено. Поэтому в 1-приближении берем как 
, и найдем L. После нахождения длины перегона заново определяется более точное значение T ср по формуле:
. (191)
; (192)
В этих выражениях использованы практические единицы измерения:
[ Q сут] = млн. м3 /сут, [ L ]=км, [ D ] =мм; Шу - параметр Шухова, D – внутренний диаметр газопровода, k - коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду. Через новое значение T ср найдем L 0. Затем через это значения в следующем приближении найдем T ср еще раз. Если разность значений T ср в двух смежных приближениях превышает 5 К, то продолжаем процесс последовательных приближений.
5. Находится расчетное число КС газопровода:
. (193)
После округления значения n до целого числа находится конечное (фактическое) значение длины перегона:
. (194)
Соответствующее значение давлений в конце участка между смежными КС:
. (195)
Если же заранее известны длина перегона и значения давлений, то суточная коммерческая пропускная способность находится по следующей формуле коммерческого расхода:
.
если Q сут <Q пер,
если Q сут ≥ Q пер.
Здесь также есть затруднение следующего характера. Значение T ср должно определяться через Q сут, но оно пока не найдено. Поэтому в 1-приближении берем как , как и прежде. Но К пер тоже неизвестно. Также в 1-приближении будем считать, что Q сут ≥ Q пер и 
. После приблизительного нахождения Q сут заново определяются более точные значения искомых параметров и методом процесса последовательных приближений (итерации) окончательно найдем (когда разность значений T ср в двух смежных приближениях не превышает 5 К) значение суточной коммерческой пропускной способности.
Простым газопроводом принято называть газопровод постоянного диаметра, по которому транспортируется газ с неизменным расходом Q. Газопроводы, отличающиеся от простого, называются сложными.
Любая сложная система газопроводов может быть разделена на элементарные участки, размеры которых (li, Di) и производительности (Qi) являются исходными данными для расчета системы в целом. При этом в узловых точках должны выполняться следующие условия: равенство давлений, сохранение массы газа и его теплосодержания. Такой поэтапный метод расчета весьма трудоемок, но достаточно просто реализуется с помощью ЭВМ.
Нормами технологического проектирования допускается в первом приближении с достаточной для практических расчетов точностью заменять сложный газопровод эквивалентным простым, который имеет такую же пропускную способность при аналогичных граничных условиях, что и простой газопровод.
При гидравлическом расчете сложного газопровода (как и простого) решается одна из задач:
- определение пропускной способности Qi при заданных начальном и конечном давлениях и геометрических размерах участков (li, Di);
- определение конечного давления при заданных расходах и геометрических размерах участков;
- определение диаметров отдельных участков по заданным перепаду давления и расходам для участков известной длины;
Для расчета сложных газотранспортных систем применяются следующие способы:
- замена сложного газопровода эквивалентным простым газопроводом (применяется при отсутствии сбросов и подкачек);
- замена сложного газопровода с различными расходами по участкам эквивалентным простым газопроводом с постоянным эквивалентным расходом (применяется в случае сбросов и подкачек газа).
Рассмотрим наиболее часто встречающиеся случаи расчета сложных газопроводов (однониточный газопровод с участками различного диаметра, параллельные газопроводы и газопровод со сбросами и подкачками газа).
Рассмотрим однониточный газопровод с участками различного диаметра (рис. 20) с постоянным линейным коммерческим расходом Q.
Уравнение связи параметров эквивалентного и реального газопроводов:
. (196)
При квадратичном режиме величина λi обратно пропорциональна 
. Следовательно, можем переписать (97) в виде:
. (197)
В соотношении (197) сразу две неизвестные величины: L э и D э. Задаваясь одной из них, например L э= L 1+ L 2+...+ Lп, легко найти вторую D э.
Рассмотрим сложный газопровод, состоящий из нескольких параллельных ниток различного диаметра (рис. 21).
Поскольку начальное и конечное давление для каждой нитки параллельной системы газопроводов одинаково, то расход газа в каждой отдельной нитке газопровода описывается формулой коммерческого расхода. Для 1-нитки:
,
где 
.
Аналогично для остальных ниток:
,
,...,
.
Суммарная величина расхода газа:
. (198)
Для эквивалентного газопровода величина расхода газа также описывается этим же уравнением, где вместо L и D подставлены соответственно L э и D э:
. (199)
Приравняв правые части данных выражений и сократив одинаковые сомножители, получаем:
. (200)
Для і -й параллельной нитки газопровода:
. (201)
Решая совместно (99) и (102), получаем связь расхода в i -й нитке и системе параллельных газопроводов в целом при квадратичном режиме течения:
. (202)
Если длины параллельных ниток одинаковы, то справедливо соотношение:
. (203)
Рассмотрим участок газопровода постоянного диаметра с путевыми отборами и подкачками газа (рис. 16).
Для каждого из участков сложного газопровода воспользуемся формулой падения квадрата давления в виде:
,
,...,
.
Проведя почленное сложение данных выражений, получим:
. (204)
Для эквивалентного газопровода данное выражение имеет вид:
. (205)
Из равенства левых частей формул (204) и (205) следует равенство и их правых частей. После сокращения одинаковых сомножителей получаем:
. (206)
Приняв 
равной общей длине газопровода 
, получаем, что расход в эквивалентной магистрали равен:
. (207)
Давление j -й узловой точке с учетом принятых допущений составляет:
. (208)
Основная литература: 1 осн. [140-158], 2 осн. [140-163], 3 осн. [173-189],
7 осн. [34-78]
Дополнительная литература: 2 доп. [353-356], 3 доп. [24-29]
Контрольные вопросы:
- Что принято называть простым газопроводом?
- Что принято называть сложным газопроводом?
- Что относятся исходным данным задачи проектирования газопровода?
- В такой последовательности решается технологическая задача магистрального газопровода?
Планы практических занятий
