Роль базы данных в ведении газораспределительных систем на примере ООО Метан

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 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

 

 

 

 

7.2 Программа гидравлического расчета  газопроводов

 

 

 
      Программа предназначена для расчета диаметра газопровода участка газовой сети.   
Распределительными газопроводами следует считать наружные газопроводы, обеспечивающие подачу газа от источников газоснабжения до газопроводов-вводов, а также газопроводы высокого и среднего давления, предназначенные для подачи газа к одному объекту (ГРП, промышленное предприятие . котельная и т. п.) .  
Газопроводом-вводом следует считать газопровод от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства на вводе.  

Вводным газопроводом следует  считать участок газопровода  от отключающего устройства на вводе  в здание (при установке отключающего устройства снаружи здания) до внутреннего  газопровода, включая газопровод, проложенный  в футляре через стену здания.  

Межпоселковыми газопроводами  следует считать распределительные  газопроводы, прокладываемые вне территории населенных пунктов.  
Внутренним газопроводом следует считать участок газопровода от газопровода-ввода (при установке отключающего устройства внутри здания) или от вводного газопровода до места подключения прибора, теплового агрегата и др.  

Расчет диаметра газопровода  и допустимых потерь давления согласно СП 42-101-2003.  
При выполнении гидравлического расчета газопроводов, проведенного по формулам (5)-(14) СП 42-101-2003, а также по различным методикам и программам для электронно-вычислительных машин, составленным на основе этих формул, расчетный внутренний диаметр газопровода следует предварительно определять с помощью данной программы.  

Падение давления в местных  сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать  путем увеличения расчетной длины  газопроводов на 5 - 10 %.  
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, для ламинарного режима движения газа.  

Эквивалентная абсолютная шероховатость  внутренней поверхности стенки трубы  принимается равной:  
- для стальных труб - 0,01;  
- для полиэтиленовых труб - 0,002;  
Внутренний диаметр газопровода принимается из стандартного ряда внутренних диаметров трубопроводов:  
ближайший больший - для стальных газопроводов и ближайший меньший - для полиэтиленовых.

 

 

8 Контроль режимов газоснабжения  и расхода газа

8.1 Задачи решаемые системой

"Система сбора информации  телеметрической ИНДЕЛ" реализована в качестве системы контроля режимов газоснабжения и учета расхода газа.

В рамках системы контроля режимов  газоснабжения и учета расхода  газа осуществляется дистанционный  контроль следующих технологических параметров:

• входное давление газа;
• выходное давление газа;
• перепад давления на фильтре;
• защитный потенциал на газопроводе.

 

Дискретные сигналы (телесигнализация)

• контроль доступа в ГРП (открытие дверей технологических помещений);
• загазованность помещений ГРП;
• контроль аварии датчика загазованности;
• контроль наличия напряжения питания 220 вольт;
• контроль понижения  температуры.

 

Кроме того имеется возможность управления:

• электроприводами задвижек либо эл.клапапанов;
• устройствами звуковой сигнализации;
• освещением.

Наряду с контролем технологических  параметров предусмотрена возможность  подключения (интерфейс RS232/RS485) различных  вычислителей расхода газа.

 

8.2 Состав системы

Каждый объект телеметрии (ГРП) оснащен удаленным терминалом (RTU) на базе промышленного контроллера  ИНДЕЛ-1708 (1708/1). В качестве среды передачи данных используются радиоканал и GSM-связь (возможно использование проводной  линии). Кроме ИНДЕЛ-1708 в состав RTU входит блок бесперебойного питания, при  необходимости модуль бесперебойного эл. питания датчиков (24В), модуль измерения температуры.

В состав системы телеметрии входит диспетчерский терминал на базе контроллера  ИНДЕЛ-1700 (ИНДЕЛ1700/1), подключаемый по RS-232 к персональному компьютеру с установленным программным обеспечением, позволяющий программным образом по различным каналам  связи произвести соединение с одним или несколькими удаленными объектами.

Непосредственно на объектах устанавливаются  удаленные терминалы (RTU) на основе промышленных контролеров ИНДЕЛ 1708.

 

 

8.3 Возможности системы

Каждый RTU обеспечивает получение, хранение в энергонезависимой памяти с привязкой к реальному времени, и передачу телеметрической информации с 8-ми аналоговых входов (датчики давления, температуры и проч.), 8-ми дискретных входов (доступ на объект, телесигнализация, наличие питающего напряжения и проч.), а также осуществляет дистанционное управление на объекте по 4-м выходам (телеуправление, звуковая сигнализация). Передача данных осуществляется в событийном режиме (по инициативе RTU).