Страница 14: ОНТП 51-1-85. Магистральные трубопроводы часть i. газопроводы (31340)

- оценочный коэффициент использования пропускной способности, определенный по формуле:

(12.2)

в которой: - коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, отражающий необходимость увеличения пропускной способности газопровода для обеспечения газоснабжения потребителей в периоды повышенного спроса на газ. Повышенный спрос на газ может быть обусловлен похолоданиями в течение отопительного сезона (понижением температуры наружного воздуха относительно среднемесячных многолетних значений), а также возможным опережением потребности народного хозяйства в газе по сравнению с прогнозом.

Следует принимать =0,95;

- коэффициент экстремальных температур, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода, связанного с влиянием экстремально высоких температур наружного воздуха (превышающих среднемесячные многолетние значения) на располагаемую мощность газоперекачивающих агрегатов и глубину охлаждения транспортируемого газа аппаратами воздушного охлаждения.

Следует принимать =0,98;

- оценочный коэффициент надежности газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода при отказах линейных участков и оборудования компрессорных станций.

Значения коэффициента следует принимать по табл. 19.

Таблица 19

Оценочные коэффициенты магистральных газопроводов

12.9. Оценочную пропускную способность распределительных и маневренных магистральных газопроводов следует определять для периода максимальной подачи газа

(млн. м/сут при 293,15 К и 0,1013 МПа) (12.3)

где - среднее суточное количество газа, поступающего в газопровод за период максимальной подачи газа.

Коэффициент должен определяться согласно требованиям п.12.8 настоящих норм.

12.10. Оценочную пропускную способность отводов следует определять по формуле

, (млн. м/сут при 293,15 К и 0,1013 МПа) (12.4)

где - максимальное часовое потребление газа (м/ч), определяемое по совмещенному графику газопотребления всеми потребителями, расположенными за рассчитываемым линейным участком.

Коэффициент использования пропускной способности для отводов должен определяться по формуле

. (12.5)

При этом необходимо принимать =0,95, =0,99.

12.11. Расчет технологических вариантов транспорта газа должен производиться:

- для базовых газопроводов - по оценочной пропускной способности, найденной по формуле 12.1, при среднегодовой температуре окружающей среды (наружный воздух и грунт);

-для распределительных и маневренных газопроводов и отводов - по оценочной пропускной способности для периода максимальной подачи газа, найденной по формулам 12.3 и 12.4, при средней для указанного периода температуре окружающего воздуха и грунта.

12.12. Проектную производительность базовых и распределительных магистральных газопроводов следует определять по формуле:

(млрд. м/год при 293,15 К и 0,1013 МПа), (12.6)

где - пропускная способность газопровода в -том расчетном периоде; - число дней в -том расчетном периоде.

- коэффициент использования пропускной способности магистрального газопровода.

Для базовых, распределительных и маневренных газопроводов в качестве расчетного периода следует принимать месяц ( =12). Для распределительных и маневренных газопроводов допускается в качестве расчетного периода принимать квартал ( =4).

Для отводов проектная производительность не определяется. Коэффициент использования пропускной способности должен определяться по формуле

(12.7)

Для базовых, распределительных и маневренных газопроводов значения коэффициента надежности должны определяться по "Методике расчета магистральных газопроводов", М., 1980 г. с использованием программы для ЭВМ, разработанной ВНИИГАЗом. При определении необходимо учитывать полную протяженность газопровода даже в том случае, если проектируется его отдельный участок.

Значения остальных коэффициентов, входящих в формулу 12.7 должны приниматься следующими:

= 0,95 - для всех газопроводов,

= 0,98 - для базовых, распределительных и маневренных газопроводов.

12.13. Соотношение количества рабочих и резервных ГПА на КС однониточных газопроводов следует выбирать согласно табл.20.

Таблица 20

Для вариантов оснащения КС, отмеченных звездочкой, допускается сокращать число резервных ГПА на единицу, прежде всего в компрессорных цехах второй и последующих очередей многоточечных газопроводов, если вариант сокращенного резервирования обоснован технико-экономически.

Расчет стационарных гидравлических режимов работы линейных участков

12.14. Гидравлический расчет участка газопровода, на протяжении которого отсутствуют точки с разницей вертикальных отметок, более чем 100 м, следует выполнять без учета рельефа трассы.

12.15. Участки газопроводов, на которых условие, указанное в п.12.14 не соблюдается, должны рассчитываться с учетом рельефа трассы. При этом газопровод следует рассматривать как состоящий из наклонных прямолинейных участков с усредненным постоянным уклоном. Расчетная схема такого газопровода представлена на рис.2. Отметка начальной точки принимается равной нулю ( =0).

Отметки характерных точек на газопроводе, расположенных выше начальной точки, имеют знак плюс, ниже начальной - знак минус.

12.16. Пропускная способность (млн. м3/сутки при 293,15К и 0,1013 МПа) однониточного участка газопровода для всех режимов течения газа должны вычисляться по формуле: без учета рельефа трассы газопровода -

(12.8)

с учетом рельефа трассы -

(12.9)

где: (12.10)

Значения коэффициента следует принимать:

1. В международной СИ:

=105,087 при , (МПа);

, , (м); (К); (км)

2. В смешанной системе:

=0,326 при , (кгс/см);

(мм), , (м); (К); (км)

где: - внутренний диаметр трубы;

- соответственно абсолютные давления в начале и конце участка газопровода;

- коэффициент гидравлического сопротивления участка газопровода, безразмерный;

- относительная плотность газа по воздуху;

- средняя по длине участка газопровода температура транспортируемого газа;

- средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа, безразмерный;

- длина участка газопровода;

- превышение или снижение конечной точки расчетного участка относительно начальной точки;

- превышение или снижение -ой точки трассы относительно начальной точки;

- длина -го элемента участка газопровода.

12.17. Давление , в начале участка необходимо вычислять по формуле:

, (12.11)

где - давление нагнетания на выходе компрессорного цеха;

- потери давления в трубопроводах между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа); следует определять согласно требованиям п.3.12 настоящих норм;

- потери давления в системе охлаждения газа, включая ее обвязку. Для аппаратов воздушного охлаждения следует принять =0,0588 МПа (0,6 кгс/см).

При отсутствии охлаждения газа = 0.

12.18. Коэффициент сжимаемости природных газов следует определять по осредненным значениям давления и температуры в соответствии с формулой:

, (12.12)

где: ; (12.13)

(12.14)

(12.15)

(12.16)

- вычисляется согласно требованиям п.12.24 настоящих норм.

Псевдокритические давления и температуру следует определять:

по заданному составу газа

(12.17)

(12.18)

по заданной плотности газовой смеси

(12.19)

(12.20)

или при в кгс/см

(12.21)

где: - критические значения соответственно давления и температуры -го компонента смеси, которые необходимо определять по табл. 21;

- молярная доля -го компонента смеси (=1, 2, ... );

- плотность газа (кг/м) при =0,1013 МПа и =293,15 К.

Таблица 21

Основные критические параметры индивидуальных газов и веществ