Гидравлический расчет газопровода

В основе гидравлического расчета газопроводной сети лежит определение оптимальных диаметров газопроводов, обеспечивающих пропуск необходимых количеств газа при допустимых перепадах давления. Расчет ведется исходя из максимально возможных расходов газа в часы максимального газопотребления. При этом учитываются часовые расходы газа на нужды производственных (промышленных и сельскохозяйственных), коммунально-бытовых потребителей, а также на индивидуально-бытовые нужды населения (отопление, горячее водоснабжение).

Как правило, при гидравлическом расчете газопроводов среднего и высокого давления расчетные расходы газа потребителями принимаются в качестве сосредоточенных нагрузок, для сетей низкого давления учитывается также и равномерно распределенная нагрузка. Отличительной особенностью систем газоснабжения среднего давления с установкой газорегуляторных пунктов у каждого потребителя или небольшой группы потребителей населенного пункта является применимость к ним принципа расчета сетей с равномерно распределенными нагрузками.

При движении газа по трубопроводам происходит постепенное снижение первоначального давления за счет преодоления сил трения и местных сопротивлений.

При проектировании трубопроводов выбор размеров труб осуществляется на основании гидравлического расчета, определяющего внутренний диаметр труб для пропуска необходимого количества газа при допустимых потерях давления или, наоборот, потери давления при транспорте необходимого количества газа по срубам заданного диаметра.

Сопротивление движению газа в трубопроводах слагается из линейных сопротивлений трения и местных сопротивлений: сопротивления трения «работают» на всей протяженности трубопроводов, а местные создаются только в пунктах изменения скоростей и направления движения газа (углы, тройники и т.д.). Подробный гидравлический расчет газопроводов осуществляется по формулам, приведенным в СП 42-101–2003, в которых учтены как режим движения газа, так и коэффициенты гидравлического сопротивления газопроводов. Здесь приводится сокращенный вариант.
Для расчетов внутреннего диаметра газопровода следует воспользоваться формулой:

dp = (626Аρ0Q0/ΔPуд)1/m1 (5.1)

где dp — расчетный диаметр, см; А, m, m1 — коэффициенты, зависящие 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)

ΔPуд = ΔPдоп /1,1L (5.2)

Здесь ΔРдоп — допустимые потери давления (Па); L — расстояние до самой удаленной точки, м. Коэффициенты А, m, m1 определяются по приведенной ниже таблице.

Внутренний диаметр газопровода принимается из стандартного ряда внутренних диаметров трубопроводов: ближайший больший — для стальных газопроводов и ближайший меньший — для полиэтиленовых.

Расчетные суммарные потери давления газа в газопроводах низкого давления (от источника газоснабжения до наиболее удаленного прибора) принимаются не более 1,80 кПа (в том числе в распределительных газопроводах — 1,20 кПа), в газопроводах-вводах и внутренних газопроводах — 0,60 кПа.

Для расчета падения давления необходимо определить такие параметры, как число Рейнольдса, зависящее от характера движения газа, и коэффициент гидравлического трения λ. Число Рейнольдса — безразмерное соотношение, отражающее, в каком режиме движется жидкость или газ: ламинарном или турбулентном.

Переход от ламинарного к турбулентному режиму происходит по достижении так называемого критического числа Рейнольдса Reкp. При Re < Reкp течение происходит в ламинарном режиме, при Re > Reкp — возможно возникновение турбулентности. Критическое значение числа Рейнольдса зависит от конкретного вида течения.

Число Рейнольдса как критерий перехода от ламинарного к турбулентному режиму течения и обратно относительно хорошо действует для напорных потоков. При переходе к безнапорным потокам переходная зона между ламинарным и турбулентным режимами возрастает, и использование числа Рейнольдса как критерия не всегда правомерно.

Число Рейнольдса есть отношение сил инерции, действующих в потоке, к силам вязкости. Также число Рейнольдса можно рассматривать как отношение кинетической энергии жидкости к потерям энергии на характерной длине.
Число Рейнольдса применительно к углеводородным газам определяется по следующему соотношению:

Re = Q/9πdπν (5.3)

где Q — расход газа, м3/ч, при нормальных условиях; d — внутренний диаметр газопровода, см; π - число пи; ν — коэффициент кинематической вязкости газа при нормальных условиях, м2/с (см. таб. 2.3).
Диаметр газопровода d должен отвечать условию:

(n/d) < 23 (5.4)

где n — 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.

Коэффициент гидравлического трения λ определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса. Для ламинарного режима движения газа (Re ≤ 2000):

λ = 64/Re (5.5)

Для критического режима движения газа (Re = 2000–4000):

λ = 0,0025 Re0,333 (5.6)

Eсли значение числа Рейнольдса превышает 4000 (Re > 4000), возможны следующие ситуации. Для гидравлически гладкой стенки при соотношении 4000 < Re < 100000:

λ = 0,3164/25 Re0,25 (5.7)

При значении Re > 100000:

λ = 1/(1,82lgRe – 1,64)2 (5.8)

Для шероховатых стенок при Re > 4000:

λ = 0,11[(n/d) + (68/Re)]0,25 (5.9)

После определения вышеперечисленных параметров падение давления для сетей низкого давления вычисляется по формуле

Pн – Pк = 626,1λQ2ρ0l/d5 (5.10)

где Pн — абсолютное давление в начале газопровода, Па; Рк — абсолютное давление в конце газопровода, Па; λ — коэффициент гидравлического трения; l — расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м; d — внутренний диаметр газопровода, см; ρ0 — плотность газа при нормальных условиях, кг/м3; Q — расход газа, м3/ч, при нормальных условиях;

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. Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) учитываются путем увеличения фактической длины газопровода на 5–10%.

Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчетная длина газопроводов определяется по формуле:

l = l1 + (d/100λ)Σξ (5.11)

где l1 — действительная длина газопровода, м; Σξ — сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода; d — внутренний диаметр газопровода, см; λ — коэффициент гидравлического трения, определяемый в зависимости от режима течения и гидравлической гладкости стенок газопровода.

Местные гидравлические сопротивления в газопроводах и вызываемые ими потери давления возникают при изменении направления движения газа, а также в местах разделения и слияния потоков. Источники местных сопротивлений — переходы с одного размера газопровода на другой, колена, отводы, тройники, крестовины, компенсаторы, запорная, регулирующая и предохранительная арматура, конденсатосборники, гидравлические затворы и другие устройства, приводящие к сжатию, расширению и изгибу потоков газа. Падение давления в местных сопротивлениях, перечисленных выше, допускается учитывать путем увеличения расчетной длины газопровода на 5–10%. Расчетная длина наружных надземных и внутренних газопроводов

l = l1 + Σξlэ (5.12)

где l1 — действительная длина газопровода, м; Σξ — сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода длиной l1, lэ — условная эквивалентная длина прямолинейного участка газопровода, м, потери давления на котором равны потерям давления в местном сопротивлении со значением коэффициента ξ = 1.

Эквивалентная длина газопровода в зависимости от режима движения газа в газопроводе:
— для ламинарного режима движения

lэ = 5,5•10-6Q/v (5.13)

— для критического режима движения газа

lэ = 12,15d1,333v0,333/Q0,333 (5.14)

— для всей области турбулентного режима движения газа

lэ = d/[11(kэ /d + 1922vd/Q)0,25] (5.15)

При расчете внутренних газопроводов низкого давления для жилых домов допустимые потери давления газа на местные сопротивления, % от линейных потерь:
- на газопроводах от вводов в здание до стояка — 25;
- на стояках — 20;
- на внутриквартирной разводке — 450 (при длине разводки 1–2 м), 300 (3–4 м), 120 (5–7 м) и 50 (8–12 м),

Приближенные значения коэффициента ξ для наиболее распространенных видов местных сопротивлений приведены в табл. 5.2.
Падение давления в трубопроводах жидкой фазы СУГ определяется по формуле:

H = 50λV2ρ/d (5.12)

где λ — коэффициент гидравлического трения (определяется по формуле 5.7); 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.

При расчете газопроводов низкого давления учитывается гидростатический напор Нg, даПа, определяемый по формуле

Hg = ±lgh(ρa – ρ0) (5.13)

где g — ускорение свободного падения, 9,81 м/с2; h — разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м; ρа — плотность воздуха, кг/м3, при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа; ρ0 — плотность газа при нормальных условиях кг/м3.

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.

Таблица 5.2. Коэффициенты местных сопротивлений ξ при турбулентном движении газа (Re > 3500)

Вид местного сопротивления Значение Вид местного сопротивления Значение
Отводы: Сборники конденсата 0,5–2,0
гнутые плавные 0,20–0,15 Гидравлические затворы 1,5–3,0
сварные сегментные 0,25–0,20 Внезапное расширение трубопроводов 0,60–0,25
Кран пробочный 3,0–2,0 Внезапное сужение трубопроводов 0,4
Задвижки: Плавное расширение трубопроводов (диффузоры) 0,25–0,80
параллельная 0,25–0,50 Плавное сужение трубопроводов (конфузоры) 0,25–0,30
с симметричным сужением стенки 1,30–1,50 Тройники  
Компенсаторы: потоков слияния 1,7
волнистые 1,7–2,3 разделения потоков 1,0
лирообразные 1,7–2,4  
П-образные 2,1–2,7