РАСЧЕТ ДИАМЕТРА ГАЗОПРОВОДА И ДОПУСТИМЫХ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ
3.21 Пропускная способность газопроводов может приниматься из условий создания при максимально допустимых потерях давления газа наиболее экономичной и надежной в эксплуатации системы, обеспечивающей устойчивость работы ГРП и газорегуляторных установок (ГРУ), а также работы горелок потребителей в допустимых диапазонах давления газа.
3.22 Расчетные внутренние диаметры газопроводов определяются исходя из условия обеспечения бесперебойного газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления газа.
3.23 Расчет диаметра газопровода следует выполнять, как правило, на компьютере с оптимальным распределением расчетной потери давления между участками сети.
При невозможности или нецелесообразности выполнения расчета на компьютере (отсутствие соответствующей программы, отдельные участки газопроводов и т.п.) гидравлический расчет допускается производить по приведенным ниже формулам или по номограммам (приложение Б), составленным по этим формулам.
3.24 Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего давления принимаются в пределах категории давления, принятой для газопровода.
3.25 Расчетные суммарные потери давления газа в газопроводах низкого давления (от источника газоснабжения до наиболее удаленного прибора) принимаются не более 180 даПа, в том числе в распределительных газопроводах 120 даПа, в газопроводах-вводах и внутренних газопроводах - 60 даПа.
3.26 Значения расчетной потери давления газа при проектировании газопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и бытовых предприятий и организаций коммунально-бытового обслуживания принимаются в зависимости от давления газа в месте подключения с учетом технических характеристик принимаемого к установке газового оборудования, устройств автоматики безопасности и автоматики регулирования технологического режима тепловых агрегатов.
3.27 Падение давления на участке газовой сети можно определять:
- для сетей среднего и высокого давлений по формуле
(3)
где Рн - абсолютное давление в начале газопровода, МПа;
Рк - абсолютное давление в конце газопровода, МПа; Р0 = 0,101325 МПа;
l - коэффициент гидравлического трения;
l- расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;
d - внутренний диаметр газопровода, см;
Р0 - плотность газа при нормальных условиях, кг/м3;
Q0 - расход газа, м3/ч, при нормальных условиях; - для сетей низкого давления по формуле
где Рн - давление в начале газопровода, Па; Рк - давление в конце газопровода, Па; l, l, d, Р0_ Q0 - обозначения те же, что и в формуле (3).
3.28 Коэффициент гидравлического трения l определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса,
(5)
где
v - коэффициент кинематической вязкости газа, м2/с, при нормальных условиях;
Q0, d - обозначения те же, что и в формуле (3), и гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода, определяемой по условию (6),
(6)
где Re - число Рейнольдса;
п - эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая равной для новых стальных - 0,01 см, для бывших в эксплуатации стальных - 0,1 см, для полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации - 0,0007 см;
d - обозначение то же, что и в формуле (3).
В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического трения l определяется:
- для ламинарного режима движения газа Re < 2000
l= 64/Re
- для критического режима движения газа Re = 2000-4000
l = 0,0025 Re0-333;
(8)
- при Re > 4000 - в зависимости от выполнения условия (6);
- для гидравлически гладкой стенки (неравенство (6) справедливо):
- при 4000 < Re < 100 000 по формуле
- при Re > 100 000
(9)
(10)
- для шероховатых стенок (неравенство (6) несправедливо) при Re > 4000
(Н)
где п - обозначение то же, что и в формуле (6);
d - обозначение то же, что и в формуле (3).
3.29 Расчетный расход газа на участках распределительных наружных газопроводов низкого давления, имеющих путевые расходы газа, следует определять как сумму транзитного и 0,5 путевого расходов газа на данном участке.
3.30 Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения фактической длины газопровода на 5-10 %.
3.31 Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчетную длину газопроводов определяю по формуле (12)
(12) где /, - действительная длина газопровода, м;
2^ - сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода;
d - обозначение то же, что и в формуле (3);
А - коэффициент гидравлического трения, определяемый в зависимости от режима течения и гидравлической гладкости стенок газопровода по формулам (7)-(И).
3.32 В тех случаях когда газоснабжение СУГ является временным (с последующим переводом на снабжение природным газом), газопроводы проектируются из условий возможности
их использования в будущем на природном газе.
При этом количество газа определяется как эквивалентное (по теплоте сгорания) расчетному расходу СУГ.
3.33 Падение давления в трубопроводах жидкой фазы СУГ определяется по формуле (13)
(13)
где Л - коэффициент гидравлического трения;
V - средняя скорость движения сжиженных газов, м/с.
С учетом противокавитационного запаса средние скорости движения жидкой фазы принимаются: во всасывающих трубопроводах - не более 1,2 м/с; в напорных трубопроводах - не более 3 м/с.
Коэффициент гидравлического трения А определяется по формуле (11).
3.34 Расчет диаметра газопровода паровой фазы СУГ выполняется в соответствии с указаниями по расчету газопроводов природного газа соответствующего давления.
3.35 При расчете внутренних газопроводов низкого давления для жилых домов допускается определять потери давления газа на местные сопротивления в размере, %:
- на газопроводах от вводов в здание: до стояка - 25 линейных потерь на стояках - 20 » »
- на внутриквартирной разводке:
при длине разводки 1-2 м - 450 линейных потерь
» » » 3-4 - 300 » »
» » » 5-7 - 120 » »
» » » 8-12 - 50 » »
3.36 При расчете газопроводов низкого давления учитывается гидростатический напор Я, даПа, определяемый по формуле (14)
(И)
где g - ускорение свободного падения, 9,81 м/с2;
h - разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м;
ря - плотность воздуха, кг/м3, при температуре О °С и давлении 0,10132 МПа;
Р0 - обозначение то же, что в формуле (3).
3.37 Расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10 %.
3.38 При выполнении гидравлического расчета надземных и внутренних газопроводов с учетом степени шума, создаваемого движением газа, следует принимать скорости движения газа не более 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с для газопроводов среднего давления, 25 м/с для газопроводов высокого давления.
3.39 При выполнении гидравлического расчета газопроводов, проведенного по формулам (5)-(14), а также по различным методикам и программам для электронно-вычислительных машин, составленным на основе этих формул, расчетный внутренний диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле (15)
(15)
где dp - расчетный диаметр, см; А, В, - коэффициенты, определяемые по т, т] таблицам 6 и 7 в зависимости от категории сети (по давлению) и материала газопровода; Q0 - расчетный расход газа, м3/ч, при
нормальных условиях;
ΔРуд - удельные потери давления (Па/м - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей среднего и высокого давления), определяемые по формуле (16)
(16)
ΔР доп - допустимые потери давления (Па - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей среднего и высокого давления);
L - расстояние до самой удаленной точки, м.
Таблица 6
Категория сети | А |
Сети низкого давления | 106/(162я2)=626 |
Сети среднего и высокого давления | 106/ (162π2), Р0=0,101325МПа, Рт - усредненное давление газа (абсолютное) в сети, МПа. |
Таблица 7
Материал | В | т | т' |
Сталь | 0,022 | 2 | 5 |
Полиэтилен | 0,31 64 (9πv)°'25= 0,0446, | 1,75 | 4,75 |
v - кинематическая вяз- | |||
кость газа при нормальных условиях, м2/с. |
3.40 Внутренний диаметр газопровода принимается из стандартного ряда внутренних диаметров трубопроводов: ближайший больший - для стальных газопроводов и ближайший меньший - для полиэтиленовых.