Определение потерь давления в газопроводах


Пред.		След.

Расчет потерь давления на участках газовой сети низкого, среднего и высокого давления можно выполнять, с учетом температуры соответствующей нормальным условиям по СП 42-101-2003, так и с учетом температуры отличающейся от нормальных условий.

Потери давления

ZuluGaz позволяет проводит гидравлический расчет газовой сети по различным методикам, которые выбираются пользователем в настройках расчета:

по своду правил СП 42.101-2003 с учетом нормальных условий при температуре газа 0 °С;
с учетом температуры газа отличной от нормальных условий;

В случае выбора гидравлического расчета газопровода С учетом температуры газа необходимо указать в окне значение этой температуры, например, 10 °С.
СТО ГАЗПРОМ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ 12.2.2-1-2013.

В случае выбора метода СТО ГП ГР 12.2.2-1-2013 для сетей высокого и среднего давления надо установить опцию Учитывать сжатие, для сетей низкого давления считается что газ среда несжимаемая.

СП 42.101-2003

Расчет потерь давления на участках газовой сети среднего и высокого давления можно выполнять по формуле 3 п.3.27 СП 42.101-2003. Преобразуем эту формулу в систему СИ:

Рисунок 301. (18)

Где:

p_н – абсолютное давление газа в начале газопровода, МПа;
p_к – абсолютное давление газа в конце газопровода, МПа;
P₀ – 0.101325 МПа;
– коэффициент гидравлического трения;
G₀ – расход газа, м³/c, при нормальных условиях;
d – внутренний диаметр газопровода, м;
– плотность газа при нормальных условиях, кг/м³;
– расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м.

Для газопроводов низкого давления потери давления определяются по формуле 4 п.3.27 СП 42.101-2003. Преобразуем эту формулу в систему СИ:

Рисунок 302. (19)

Где:

p_н – давление газа в начале газопровода, Па;
p_к – давление газа в конце газопровода, Па;
остальные обозначения как в формуле Рисунок 301, «(18)».

Определение потерь давления при расчетах с учетом температуры газа

Формулы для определения потерь давления, учитывающие отличие температуры газа от 0 градусов Цельсия, имеют вид:

Для сетей среднего и высокого давления:

Рисунок 303. (20)

Для сетей низкого давления

Рисунок 304. (21)

Где:

T – температура газа, K;
T₀ – температура газа при нормальных условиях, K.
остальные обозначения как в формуле Рисунок 301, «(18)».

Число Рейнольдса, определяющее режим движения газ по газопроводу, с учетом температуры газа вычисляется по формуле:

Рисунок 305. (23)

где

— скорость течения газа, м/с;
d — внутренний диаметр газопровода, м;
— коэффициент кинематической вязкости газа при температуре T, м²/с;
G — объемный расход газа при температуре, м³/с.

Число Рейнольдса

Число Рейнольдса, определяющее режим движения газ по газопроводу, при расчетах по СП 42-101-2003 вычисляется по формуле 5 п.3.27 СП 42.101-2003:

Рисунок 306. (22)

Где:

G₀ – расход газа, м³/ч, при температуре 0 °С и давлении 0,10132 МПа (760 мм. рт. ст.);
d – внутренний диаметр газопровода, см;
– коэффициент кинематической вязкости газа, м²/с (при температуре 0 °С и давлении 0,10132 МПа).

Гидравлическая гладкость внутренней стенки трубопровода определяется по условию из формулы 6 п.3.27 СП 42.101-2003:

Рисунок 307. (24)

Где:

— шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, см.

В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического трения можно определять:

В области ламинарного режима движения газа при по формуле 7 п.3.27 СП 42.101-2003:

Рисунок 308. (25)

для критического режима работы при по формуле 8 п.3.27 СП 42.101-2003:

Рисунок 309. (26)

— при в зависимости от выполнения условия формулы 6 п.3.27 СП 42.101-2003 *- Для гидравлически гладкой стенки (неравенство * справедливо):

При расчет по формуле 9 п.3.27 СП 42.101-2003:

Рисунок 310. (27)

при расчет по формуле 10 п.3.27 СП 42.101-2003:

Рисунок 311. (28)

Для шероховатых стенок (неравенство * из формулы 6 п.3.27 СП 42.101-2003 несправедливо) при расчет по формуле 11 п.3.27 СП 42.101-2003:

Рисунок 312. (29)

Гидростатическое давление

При расчете газопроводов низкого давления учитывается гидростатическое давление (на участках это поле Pg, Гидростатическое давление), определяемое по формуле 14 СП 42-101-2003 п.3.36, но с учетом плотности воздуха и газа при заданных условиях (например, температуре — в настройках расчета):

Рисунок 313. (30)

Где:

h - разность геодезических отметок участка газопровода, м.
ρ_г - плотность газа при заданных условиях, кг/м³;
ρ_в - плотность газа при заданных условиях, кг/м³;

Пример расчета по СП при 0℃

Исходные данные:

h = 30 м, ρ_в =1,293 кг/м³, ρ_г = 0,71747 кг/м³

Результаты расчета:

Пример расчета по СП при 20℃.

Исходные данные:

h = 30 м, ρ_в =1,2041 кг/м³, ρ_г = 0,688 кг/м³

Результаты расчета:

Местные сопротивления

Общие потери давления с учетом местных сопротивлений (колена, тройники, запорная арматура, компенсаторы, и др.) допускается определять путем увеличения фактической длины газопровода на 5 – 10% по формуле:

Рисунок 314. (31)

Где:

— потери давления по длине газопровода, Па;
=(1.05-1.1) - коэффициент местных потерь давления, указывается на участках в поле kz, Коэффициент местных потерь давления.

В случае, когда все местные сопротивления известны, расчетную длину участка газопровода можно определить по формуле аналогичной формуле 12 СП 42-101-2003 п.3.36:

Рисунок 315. (32)

Где:

- действительная длина участка, м;
- эквивалентная длина прямолинейного участка газопровода, м, потери давления на котором равны потерям давления в местном сопротивлении со значением коэффициента =1.

Эквивалентная длина прямолинейного участка газопровода может быть определена по формуле аналогичной формуле 12 СП 42-101-2003 п.3.36:

Рисунок 316. (33)

Где:

— сумма коэффициентов местных сопротивлений расчетного участка;
— коэффициент гидравлического трения;
d — внутренний диаметр газопровода, м.