5.4.2. Газопроводы низкого давления

В настоящее время газопроводы низкого давления эксплуатируются с максимальным избыточным давлением, не превышающем 5000 Па. При этом расчетный перепад газа от ГРП или другого регулирующего устройства до наиболее удаленного газоиспользующего агрегата не должен превышать 1800 Па, в том числе в распределительных газопроводах 1200 Па, газопроводах-вводах и внутренних газопроводах 600 Па. [8]

Если принять изотермический режим газопровода с температурой Т₀, то для низких давлений в газопроводах можно принять .

Из уравнения состояния

,

,

Откуда

.

Максимальное изменение давления газа в газопроводе низкого давления dP=1800 Па при среднем давлении

Тогда

, т.е. порядка 1,8%

Учитывая, что относительное изменение плотности не велико и не превышает 2%, в гидравлических расчетах газопроводов низкого давления плотность газа принимается постоянной величиной, и расчеты ведут по обычным формулам гидравлики для несжимаемой жидкости.

При расчете газовых вертикальных газопроводов низкого давления учитывается гидростатический напор Н_g, Па, определяемый по формуле

(5.24)

где g- ускорение свободного падения, 9,81 м/с²;

h- разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м;

ρ_в- плотность воздуха, кг/м³, при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа.

Расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10%.

При выполнении гидравлического расчета надземных и внутренних газопроводов с учетом степени шума, создаваемого движением газа, следует принимать скорости движения газа не более 7м/с.

5.5. Методы расчёта тупиковой распределительной сети

Расчет газораспределительной сети сводится к расчету диаметров участков сети и давлений в узловых точках.

При расчете диаметров определяющей операцией является распределение расчетного перепада давлений по участкам сети. Выбор расчетного перепада на участке при зафиксированном расходе газа однозначно определяет диаметр участка газовой сети.

В мировой практике различают три метода распределения расчетного перепада по участкам тупиковой газораспределительной сети:

- традиционный метод;

- метод оптимальных диаметров;

- комбинированный метод.

5.5.1. Традиционный метод расчета тупиковой сети

Метод основан на принципе равномерного расчетного перепада давления по участкам сети. Указанный принцип заключается в том, что при расчете диаметров участков сети используются соотношения: [8]

- для высокого (среднего) давления:

- для низкого давления:

где - расчетная длина приоритетного направления, состоящего из N участков:

l_i=(1,05…1,10)·l_фi- расчетная длина i-го участка, учитывающая падение давления в местных сопротивлениях- колена, тройники, запорная арматура и др., путем увеличения фактической длины участков газопровода l_фi на 5…10%.

Тогда расчетный перепад на i-ом участке определится из соотношения

- для высокого (среднего) давления

- для низкого давления

Дальнейшая процедура расчета состоит в проведении последовательных операций определения теоретического диаметра участка, выбора ближайшего стандартного диаметра, расчета перепада давления на каждом участке с учетом реального внутреннего диаметра трубы, оценке суммарного перепада давления и последующей, при необходимости, корректировке диаметра одного из участков с целью приведения суммарного перепада давления в соответствие с допускаемым расчетным перепадом. С учетом указанной процедуры и остаточного давления в узлах переходят к расчету диаметров вспомогательных направлений.

Для упрощения расчетов широко используются номограммы (рис.5.1 и 5.2).

Некоторые неопределенности при расчете тупиковой сети по традиционному методу

При первом же знакомстве с традиционным методом расчета возникает ВОПРОС1: Почему принято условие постоянства удельного перепада давления A= const?

В ответ можно лишь предположить, что это одна из самых простых возможностей избежать неопределенности при определении диаметров участков сети. Ведь условие A=cost однозначно распределяет суммарный допустимый перепад давления между участками сети. При этом не может быть никакой речи об оптимальности распределения этого перепада

А_н10^-1, Па/м

Рис. 5.1. Номограмма для определения потерь давления в газопроводах низкого давления. Природный газ ρ=0,73 кг/м³,ν=14,3·10^-6 м²/с (при 0°С и 101,3 кПа)

А_В10¹⁰, Па²/км

Рис. 5.2. Номограмма для определения потерь давления в газопроводах высокого и среднего давления. Природный газ ρ=0,73 кг/м³,ν=14,3·10^-6 м²/с (при 0°С и 101,3 кПа)

давления с точки зрения, например, минимальных затрат на строительство сети.

Рассмотрим порядок расчета.

1. При заданных начальном и конечном давлениях (или суммарном перепаде давления) для главного направления определяется суммарная расчетная длина направления, а затем значение А_Н для выбранного направления.

2. По известной теперь величине А и расходу газа с помощью номограммы определяются расчетные значения диаметров для участков заданного направления.

3. Назначаются стандартные диаметры на участках направления. Выбор стандартных диаметров проводится в большую сторону с определением внутреннего диаметра d_вн=d_Н -2.

4. По известному расходу и выбранному стандартному диаметру с помощью номограммы определяется фактическое значения А_{Н факт}.

5. По фактическому значению А_Н и расчетной длине участка определяется перепад давления на участке сети.

6. С учетом потерь давления на участках направления определяются давления в узлах и конечное давление.

Рис. 5.3. Распределение расчетного перепада давления при традиционном методе расчета

7. Проверяется степень отличия расчетного конечного давления от заданного. В случае большой разницы, т.е. Р_{К рас}  ± 10% Р_{К задан} следует изменять диаметр, чтобы расчетное конечное давление соответствовало заданному.

8. Переходят к расчету ответвлений, взяв за начальное давление- давление в узле ответвления.