7. Как осуществляется регулирование неравномерности потребление газа.

Все городские потребители — бытовые, коммунальные общественные и промышленные — потребляют газ неравномерно. Потребление газа изменяется по месяцам года, дням недели и календарным дням, а также по часам суток.

В зависимости от периода, в течение которого потребление принимают постоянным, различают: 1) сезонную неравномерность, или неравномерность по месяцам года; 2) суточную неравномерность, или неравномерность по дням недели, месяца или года; 3) часовую неравномерность, или неравномерность по часам суток или часам года. Режим расхода газа городом зависит от режима отдельных категорий потребителей и их удельного веса в общем потреблении.

Неравномерность расходования газа отдельными категориями потребителей определяется рядом факторов: климатическими условиями, укладом жизни населения, режимом работы предприятий и учреждений, характеристикой газооборудования зданий и промышленных цехов. В большинстве случаев теоретический учет влияния отдельных факторов на неравномерность потребления оказывается невозможным. Наиболее достоверный путь — это накопление и систематизация опытных данных в течение длительного периода. Только при достаточном количестве экспериментального материала можно говорить о надежных сведениях по режимам потребления.

Неравномерность потребления оказывает большое влияние на экономические показатели систем газоснабжения. Наличие пиков и провалов в потреблении газа приводит к неполному использованию мощностей газовых промыслов и пропускной способности магистральных газопроводов, что повышает себестоимость газа, приводит к необходимости строительства подземных хранилищ и создания потребителей — регуляторов, что связано с дополнительными капитальными вложениями в газотранспортные системы и вторые топливные хозяйства потребителей.

Для регулирования сезонной неравномерности газопотребления применяют следующие способы:

1) подземное хранение газа;

2) использование потребителей-регуляторов, которым сбрасывают излишки в летний период;

3) резервные мощности промыслов и газопроводов.

В результате технико-экономического анализа определяют оптимальный состав средств регулирования неравномерности газопотребления.

Магистральные газопроводы обычно проектируют с коэффициентом загрузки годового графика [см. формулу (3.1)] К3=0,85. Это значит, что фактическое количество газа, подаваемого за год по газопроводу, составляет 85% максимально возможного количества или производительности магистрального газопровода.

При регулировании неравномерности годового графика сначала выявляют возможную степень его выравнивания путем использования подземных хранилищ. В периоды провалов потребления газ закачивают в хранилища, в результате увеличивается суммарное потребление, а в месяцы наибольшего потребления газ отбирают из хранилищ и срезают тем самым максимумы потребления.

8. Определение потерь давления в газопроводах с помощью номограмм.

Для облегчения расчетов на основании формул разработаны таблицы и номограммы .По ним с достаточной для практических целей точностью определяют:

• по заданному расходу и потерям давления - необходимый диаметр газопровода;

• по заданным диаметру и потерям - пропускную способность газопровода;

• по заданным диаметру и расходу - потери давления;

• по известным местным сопротивлениям - эквивалентные длины.

Каждая таблица и номограмма составлены для газа с определенными плотностью и вязкостью и отдельно для низкого или среднего и высокого давления. Для расчета газопроводов низкого давления чаще всего пользуются таблицами, структура которых хорошо иллюстрируется таблицей VI.2. Сортамент труб в них характеризуется наружным диаметромdн, толщиной стенки s и внутренним диаметром d. Каждому диаметру соответствуют удельные потери давления ∆p и эквивалентная длина lэкв, зависящие от определенного расхода газа V. Номограммы являются графическим эквивалентом данных, приведенных в таблицах.

Рис. 1.7: номограмма для определения удельных потерь давления в газопроводах низкого давления (природный газ, ρ = 0,73 кг/м3, ν = 14,3 × 10-6 м2/сек)

Рис.1.8: номограмма для определения удельных потерь, давления в газопроводах низкого давления (газовая фаза пропана, ρ = 2 кг/м3; ν = 3,7 × 10-6 м2/сек)

Рис.1.9: номограмма для определения потерь давления в газопроводах Dу = 15 ÷ 100 мм среднего и высокого давлении (природный газ, ρ = 0,73 кг/м3, ν = 14,3 ∙ 10-6 м2/сек)

Рис.2: номограммы для определения эквивалентных длин (а)

Рис.2.1: номограммы для определения эквивалентных длин

а - природный газ, ρ = 0,73 кг/м3, ν = 14,3∙10-6 м2/сек;

б - газовая фаза пропана, ρ = 2 кг/м3, ν = 3,7 ∙ 10-6 м2/сек

Рис.2.2: номограмма для определения потерь давления в газопроводах Dу = 100 ÷ 600 мм среднего и высокого давлений (природный газ, ρ = 0,73 кг/м3, ν = 14,3 ∙ 10-6 м2/сек)