Газоснабжение района города

VALIGN=BOTTOM>42,70 60,20 26-27 250,00 1 250,00
35,00 17,50 7,70 25,20 27-О3 110,00 2 55,00
7,70 3,85 0 3,85 22-28 200,00 2 100,00
14,00 7,00 141,40 148,40 28-29 200,00 2 100,00
14,00 7,00 127,40 134,40 29-30 250,00 2 250,00
35,00 17,50 25,20 42,70 30-31 180,00 2 90,00
12,60 6,30 12,60 18,90 31-О3 180,00 2 90,00
12,60 6,30 0 6,30 25-32 250,00 1 125,00
17,50 8,75 16,80 25,55 32-ОI 240,00 1 120,00
16,80 8,40 0 8,40 23-33 180,00 2 180,00
25,20 12,60 193,90 206,50 33-ОII 230,00 2 230,00
32,20 16,10 0 16,10 29-34 170,00 2 170,00
23,80 11,90 43,40 55,30 34-35 170,00 1 85,00
11,90 5,95 31,50 37,45 35-36 200,00 1 100,00
14,00 7,00 17,50 24,50 36-О4 250,00 2 125,00
17,50 8,75 0 8,75 33-37 240,00 2 240,00
33,60 16,80 128,10 144,90 37-38 190,00 2 190,00
26,60 13,30 101,50 114,80 38-ОIII 80,00 2 80,00
11,20 5,60 0 5,60 38-39 250,00 2 250,00
35,00 17,50 55,30 72,80 39-40 240,00 2 240,00
33,60 16,80 21,70 38,50 40-О4 155,00 2 155,00
21,70 10,85 0 10,85
5075,00
4085,00





Находим средние удельные потери давления от ГРП до наиболее удаленного потребителя:


, Па/м (35)


ΔРдоп – располагаемый перепад давления сетей низкого давления, Па:

ΔРдоп = 1200 Па по [3, п. 3.25];

lд – длина уличной сети от ГРП до наиболее удаленного потребителя, м.

Средние удельные потери давления дают возможность принять диаметры ориентировочно близкими к необходимым. Расчетный внутренний диаметр газопровода предварительно определяем по формуле:


, см (36)


где А, В, т, т1 – коэффициенты, определяемые по [3, табл. 6 и 7] в зависимости от категории сети (по давлению) и материала газопровода. Для сооружения газопроводов применяем стальные бесшовные горячедеформированные трубы по ГОСТ 8732 – 78*.

Окончательно внутренний диаметр газопровода принимаем из стандартного ряда внутренних диаметров трубопроводов: ближайший больший – для стальных газопроводов. При подземной прокладке допускается минимальный диаметр dу = 50 мм.

Падение давления на участке газовой сети определяем по формулам, приведённым в [3, п.3.27 – 3.40]. Для сетей низкого давления:


, Па/м (37)


где l – коэффициент гидравлического трения;

d – внутренний диаметр газопровода, см;

ρ0 – плотность газа при нормальных условиях, кг/м3.

Коэффициент гидравлического трения l определяем в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса:


, (38)


где v – коэффициент кинематической вязкости газа, м2/с, при нормальных условиях:


v = 14,3 ∙ 10-6 м2/с по [11, табл. VIII];


Эквивалентную абсолютную шероховатость внутренней поверхности стенки трубы принимаем равной для новых стальных труб – 0,01 см, т.е. расчёт ведём для гидравлически гладкой стенки.

В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического трения l определяется:

для ламинарного режима движения газа (Re 2000):


l= 64/Re, (39)

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


, (40)


для турбулентного режима движения газа:

При 4000 < Re < 100 000:


, (41)


При Re > 100 000:


, (42)


Определяем потери давления на участках. Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) учитываем путем увеличения фактической длины газопровода на 5—10 %:


, Па (43)


1,1 – коэффициент, учитывающий потери давления в местных сопротивлениях.

Суммарные потери давления по участкам сравниваем с располагаемым перепадом давления, добиваясь условия:


, Па (44)


Расчет кольцевых сетей газопроводов выполняем с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10 %. Уравнивание начинаем с точек встречи между ГРП и с более протяжённых, резко отличающихся друг от друга уравниваемых между собой участков как по длине, так и по нагрузке.

Расчетный перепад давления ΔРдоп в распределительной сети должен быть израсходован максимально, делая запас 10 – 15%. Но в ряде случаев для участков, расположенных вблизи ГРП, при малых расходах и в силу существующих нормативных указаний о минимальных диаметрах труб, допускаемых к укладке в землю возможно недоиспользование располагаемого перепада и более 15%.

Результаты расчета сводим в таблицу 3.


Таблица 3. Гидравлический расчёт газопроводов низкого давления.

№№

участка

 Длина, м

Δhуд,ф,

Па / м

Вр,

м3/ч

Δhф,

Па / м

 dнxδ, мм ΔР, Па

ΣΔР,

Па

Невяз-

ка

lд lр






1 2 3 4 5
6 9 11 12
ГРП1-1-2-3-4-5-6-7-О1
ГРП 1-1 21 21 1,233 571,68 0,85 219х7 19,635 922,79 9,468
1-2 110 55
424,78 2,18 159х5,5 131,89

2-3 250 125
192,73 1,29 133х5,5 177,375

3-4 150 75
140,08 0,94 133х5,5 77,55

4-5 140 70
130,65 2,09 108х5 160,93

5-6 250 250
52,65 1,08 89х3,5 297

6-7 250 250
20,15 0,21 89х3,5 57,75

7-О1 30 30
1,95 0,02 76x3 0,66

ГРП1-1-8-9-10-О1
ГРП 1-1 21 21 2,188 571,68 0,85 219х7 19,635 835,423
1-8 200 100
136,83 0,81 133х5,5 89,1

8-9 245 122,5
122,36 4,75 89х3,5 640,0625

9-10 250 125
24,38 0,29 89х3,5 39,875

10-О1 250 125
8,13 0,34 57x3,5 46,75

ГРП1-1-2-11-12-13-14-15-О2
ГРП1-1 21 21 0,942 571,68 0,85 219х7 19,635 929,61 4,643159
1-2 110 55
424,78 2,18 159х5,5 131,89

2-11 210 105
213,53 1,75 133х5,5 202,125

11-12 190 95
119,28 0,62 133х5,5 64,79

12-13 250 250
96,85 1,00 108х5 275

13-14 250 250
64,35 0,58 108х5 159,5

14-15 210 210
34,45 0,21 108х5 48,51

15-О2 160 160
10,40 0,16 76x3 28,16

ГРП1-1-8-9-16-17-О2
ГРП1-1 21 21 1,236 571,68 0,85 219х7 19,635 974,875
1-8 200 100
136,83 0,81 133х5,5 89,1

8-9 245 122,5
122,36 1,96 108х5 264,11

9-16 250 250
65,65 1,52 89х3,5 418

16-17 130 130
40,95 0,71 89х3,5 101,53

17-О2 250 250
16,25 0,30 76x3 82,5

ГРП2-22-23-24-25-26-27-О3
ГРП2-22 21 23,1 0,791 571,90 0,85 219х7 21,5985 827,458 8,247
22-23 250 275
399,00 1,92 159х5,5 580,8

23-24 150 165
151,90 0,40 159х5,5 72,6

24-25 210 231
126,70 0,28 159х5,5 71,148

25-26 250 275
60,20 0,20 133х5,5 60,5

26-27 250 275
25,20 0,06 133х5,5 18,15

27-О3 110 121
3,85 0,02 89х3,5 2,662

ГРП2-22-28-29-30-31-О3
ГРП2-22 21 21 1,659 571,90 0,85 219х7 19,635 901,835
22-28 200 100
148,40 0,94 133х5,5 103,4

28-29 200 100
134,40 2,24 108х5 246,4

29-30 250 250
42,70 1,72 76x3 473

30-31 180 90
18,90 0,40 76x3 39,6

31-О3 180 90
6,30 0,20 57x3,5 19,8

ГРП2-22-28-29-34-35-36-О4
ГРП2-22 21 21 1,541 571,90 0,85 219х7 19,635 1011,62 3,702495
22-28 200 100
148,40 0,94 133х5,5 103,4

28-29 200 100
134,40 2,24 108х5 246,4

29-34 170 170
55,30 1,24 89х3,5 231,88

34-35 170 85
37,45 1,30 76x3 121,55

35-36 200 100
24,50 2,20 57x3,5 242

36-О4 250 125
8,75 0,34 57x3,5 46,75

ГРП2-22-23-33-37-38-39-40-О4
ГРП2-22 21 21 0,708 571,90 0,85 219х7 19,635 974,16
22-23 250 250
399,00 1,92 159х5,5 528

23-33 180 180
206,50 0,68 159х5,5 134,64

33-37 240 240
144,90 0,37 159х5,5 97,68

37-38 190 190
114,80 0,23 159х5,5 48,07

38-39 250 250
72,80 0,27 133х5,5 74,25

39-40 240 240
38,50 0,24 108х5 63,36

40-О4 155 155
10,85 0,05 89х3,5 8,525

ГРП1-1-2-3-4-5-18-ОI
ГРП1-1 21 21 1,145 571,68 0,85 219х7 19,635 683,43 8,997700
1-2 110 55
424,78 2,18 159х5,5 131,89

2-3 250 125
192,73 1,29 133х5,5 177,375

3-4 150 75
140,08 0,94 133х5,5 77,55

4-5 140 70
130,65 2,09 108х5 160,93

5-18 250 250
40,95 0,27 108х5 74,25

18-ОI 190 190
12,35 0,20 76x3 41,8

ГРП2-22-23-24-25-32-ОI
ГРП2-22 21 21 0,961 571,90 0,85 219х7 19,635 751,003
22-23 250 275
399,00 1,92 159х5,5 580,8

23-24 150 165
151,90 0,40 159х5,5 72,6

24-25 210 231
126,70 0,28 159х5,5 71,148

25-32 250 125
25,55 0,04 133х5,5 5,5

32-ОI 250 120
8,40 0,01 108х5 1,32

ГРП1-1-2-3-19-ОII
ГРП 1-1 21 21 1,779 571,68 0,85 219х7 19,635 631,345 9,149189
1-2 110 55
424,78 2,18 159х5,5 131,89

2-3 250 125
192,73 1,29 108х5 177,375

3-19 150 150
29,90 1,12 57x3,5 184,8

19-ОII 155 155
10,08 0,69 57x3,5 117,645

ГРП2-22-23-33-ОII
ГРП2-22 21 21 1,322 571,90 0,85 219х7 19,635 694,925
22-23 250 250
399,00 1,92 159х5,5 528

23-33 180 180
206,50 0,68 159х5,5 134,64

33-ОII 230 230
16,10 0,05 108х5 12,65

ГРП1-1-2-11-20-21-ОIII
ГРП 1-1 21 21 1,117 571,68 0,85 219х7 19,635 807,4 8,152412
1-2 110 55
424,78 2,18 159х5,5 131,89

2-11 210 105
213,53 1,75 133х5,5 202,125

11-20 250 250
65,00 1,03 108х5 283,25

20-21 250 250
32,50 0,47 89х3,5 129,25

21-ОIII 125 125
8,13 0,30 57x3,5 41,25

ГРП2-22-23-33-37-38-ОIII
ГРП2-22 21 21 0,913 571,90 0,85 219х7 19,635 879,065
22-23 250 275
399,00 1,92 159х5,5 580,8

23-33 180 180
151,90 0,68 159х5,5 134,64

33-37 240 240
144,90 0,36 159х5,5 95,04

37-38 190 190
114,80 0,23 159х5,5 48,07

38-ОIII 80 80
5,60 0,01 108х5 0,88


1.5.2 РАСЧЁТ ГАЗОПРОВОДОВ СРЕДНЕГО ДАВЛЕНИЯ

Сети среднего давления состоят из одного кольца с отводами к ГРП и сосредоточенным потребителям. Намечаем направление движения газа по сети и определяем резервирующую перемычку – участок III - IV.

Расчет кольцевой сети среднего давления производим при 3 режимах работы:

аварийный режим 1, при котором считаем, что повреждён и выключен участок I – II. Потребители, присоединённые к повреждённой половине кольца (КУ, ПП), при данном аварийном режиме получают 50% от нормальной потребности в газе, а остальные (ГРП1, ХЗ, БПК,ГРП2) – 100%;

аварийный режим 2, при котором считаем, что повреждён и выключен участок I –II. Потребители, присоединённые к повреждённой половине кольца (ГРП1, ХЗ, БПК, ГРП2) при данном аварийном режиме получают 50% от нормальной потребности в газе, а остальные (КУ, ПП),– 100%;

нормальный режим, при котором часть потребителей питается по первой половине кольца, а другая – по второй при 100% нагрузке потребителей.

Потребители газа среднего давления всегда сосредоточенны и расходы газа по участкам определяем как для обычной тупиковой сети суммированием расходов по участкам.

Расчетный перепад в газопроводе среднего давления определяем в зависимости от конечного требуемого давления перед наиболее удаленным потребителем:


, МПа 2 / м (45)


где Рн – давление газа после ГРС (абсолютное), МПа:

Рн = 0,4 МПа по заданию;

Рк тр – требуемое конечное давление (абсолютное), МПа:

Рк тр = 0,25 МПа для КУ и ПП;

Рк тр = 0,15 МПа для ХЗ, БПК, ГРП;

lд – расстояние до самой удалённой точки, м.

Диаметры участков предварительно определяем по формуле (38), ориентируясь на полученное среднее значение ΔРуд. При расчётах кольца по аварийным режимам на последних участках кольца принимаем завышенные диаметры, т.к. при расчёте по другому аварийному режиму по последним участкам будут значительно большие расходы газа.

Падение давления на участке газовой сети определяем по формулам, приведённым в [3, п.3.27 – 3.40]. Для сетей среднего давления:


, Па/м (46)


где Рн – абсолютное давление в начале рассчитываемого участка газопровода, МПа;

Рк – абсолютное давление в конце рассчитываемого участка газопровода, МПа;

Р0 – давление газа при нормальных физических условиях, МПа:

Р0 = 0,101325 МПа;

lр – расчётная длина газопровода, м:

lр = 1,1 ∙ lд, м.

l – то же, что в формуле (37). Находим аналогично по формулам (39) – (42) в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса, определяемого по формуле (38).

Расчет начинаем с участка, для которого известно начальное давление Рн. Конечное давление расчетного участка определяем по формуле:


, Мпа (47)


Принимая конечное давление за начало последующего участка, находим Рк перед каждым потребителем и сравниваем с требуемым, добиваясь выполнения условия:


, Мпа (48)


При невыполнении условия, расчет частично повторяем, изменяя диаметр на отдельных участках. Диаметр газопроводов сети принимаем максимальный из двух аварийных.

После расчёта по нормальному режиму выполняем расчёт всех ответвлений и отводов к потребителям.

Результаты расчета сводим в таблицу 4.


Таблица 4.

№№

участка

 Длина, км

Аф,

ата2 /км

Вр,

м3/ч

 dнxδ, мм

А,

ата2 /км

 Рн, ата

Рк,

ата

lд lр





1 2 3 4 5 6 7 8 9
Аварийный режим 1 (отключён участок I - II)
ГРС - I 1,00 1,10 1,297751 2177 159x5,5 1,13 4,00 3,84
I - VII 0,47 0,52
2177 159x5,5 1,13 3,84 3,76
VII-VI 0,58 0,64
1605 159x5,5 0,70 3,76 3,70
VI - V 0,72 0,79
1564 133х5,5 1,80 3,70 3,51
V - IV 0,55 0,61
1552 133х5,5 1,78 3,51 3,35
IV - III 1,27 1,40
981 133х5,5 0,80 3,35 3,18
III - II 2,20 2,42
891 133х5,5 0,60 3,18 2,94
II - КУ 0,04 0,04
891 133х5,5 0,80 2,94 2,94


7,5





Аварийный режим 2 (отключён участок I - VII)
ГРС - I 1,00 1,10 1,871257 2177 159x5,5 1,13 4,00 3,84
I - II 0,32 0,35
2177 159x5,5 1,13 3,84 3,79
II - III 2,20 2,42
1286 133х5,5 1,18 3,79 3,39
III - IV 1,27 1,40
1197 133х5,5 0,90 3,39 3,20
IV - V 0,55 0,61
625 133х5,5 0,25 3,20 3,18
V - VI 0,72 0,79
614 133х5,5 0,25 3,18 3,15
VI- VII 0,58 0,64
572 159x5,5 0,10 3,15 3,14
VII - ГРП1 0,04 0,04
572 108х5 1,20 3,14 3,13


7,3





Нормальный режим
Полукольцо ГРС - I - II - III - ПП
ГРС - I 1,00 1,10 2,489785 2177 159x5,5 1,13 4,00 3,84
I - II 0,32 0,35
980 159x5,5 0,26 3,84 3,83
II - III 2,20 2,42
89 133х5,5 0,03 3,83 3,82
III - ПП 0,04 0,04
89 108х5 0,02 3,82 3,82


3,9





Полукольцо ГРС - I - VII - VI - V - ГРП1
ГРС - I 1,00 1,10 3,720238 2177 159x5,5 1,13 4,00 3,84
I - VII 0,47 0,52
1197 159x5,5 0,35 3,84 3,82
VII - VI 0,58 0,64
625 159x5,5 0,13 3,82 3,81
VI - V 0,72 0,79
583 133х5,5 0,27 3,81 3,79
V -IV 0,55 0,61
572 133х5,5 0,26 3,79 3,77
IV -ГРП2 0,04 0,04
572 108х5 0,70 3,77 3,76


3,7





Расчёт ответвлений
V - БПК 0,04 0,04
11 108х5 0,0120 3,79 3,7886
VI - ХЗ 0,04 0,04
42 108х5 0,006 3,77 3,7678
VII - ГРП1 0,04 0,04
572 108х5 1,20 3,77 3,76
II - КУ 0,04 0,04
891 133х5,5 0,80 3,76 3,76

1.6 ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ СЕТЕВОГО ГАЗОРЕГУЛЯТОРНОГО ПУНКТА НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ


Оборудование ГРП включает в себя: газовый фильтр, предохранительный запорный клапан (ПЗК), регулятор давления (РД), предохранительный сбросной клапан (ПСК), отключающие устройства, байпас, контрольно-измерительные приборы и автоматы (КИПиА).


1.6.1 ПОДБОР РЕГУЛЯТОРА ДАВЛЕНИЯ

В паспортных данных регулятора приведена величина расхода газа при максимальном давлении с соответствующей плотностью, а при других значениях входного давления пропускную способность регулятора определяем по формуле. К установке принимаем регулятор давления типа РДБК1-50-25. Для (скорость истечения газа через седло достигает критической) и ρ = ρТ = 0,73 кг/м3:


, м3/ч (49)


где ВТ – табличное значение пропускной способности регулятора, м3/ч. Для РДБК1-25:

ВТ = 320 м3/ч;

Р1 Т – абсолютное входное давление газа (табличное), МПа. Для РДБК1-50-25:

Р1 Т = 0,1 МПа;

Р1 – абсолютное входное давление газа, МПа. По прил. 3:

Р1 = 0,313 МПа для ГРП - 1;

Р1 = 0,376 МПа для ГРП - 2.

м3/ч

м3/ч


Расчетная пропускная способность регулятора давления является максимально возможной при располагаемом перепаде давлений, т.к. соответствует полностью открытому клапану. Для нормальной работы регулятора он должен быть загружен при требуемой пропускной способности не более чем на 80%, а при минимальной – не менее чем на 10%.


(50)

Для ГРП - 1: , условие (50) выполняется.

Для ГРП - 2: , условие (50) выполняется.


Таблица 5 – Основные характеристики РДБК1-50-25

Диаметр условного прохода входного фланца, мм

Диаметр

седла, мм

 Максимальное входное давление, МПа

Диапазон настройки выходного давления, кПа

Пропускная способность,

м3/ч при входном

давлении 0,1 МПа
50 25

1,2

1–60

 300

1.6.2 ПОДБОР ГАЗОВОГО ФИЛЬТРА

На условный проход, что и регулятор давления, к установке принимаем сетчатый фильтр типа ФС - 25. Пропускную способность для действительных параметров определяем аналогично по формуле (49):

где ВТ – табличное значение пропускной способности фильтра, м3/ч. Для ФС - 25: ВТ = 300 м3/ч;

Р1 Т – абсолютное входное давление газа (табличное), МПа. Для ФС - 25:


Р1 Т = 0,1 МПа;

м3/ч

м3/ч


Максимальный перепад давления на кассете фильтра 0,005 МПа.


1.6.3 ПОДБОР ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНОГО ЗАПОРНОГО КЛАПАНА

ПЗК комплектуется с регулятором давления и подбирается по диаметру условного прохода регулятора. К установке принимаем предохранительный запорный клапан типа КПЗ-50 с условным диаметром 50 мм с рычажным приводом. Выписываем основные характеристики данного клапана:

Рабочее давление на входе — 1,2 MПа.

Климатическое исполнение — УХЛ категории 3 по ГОСТ 15150-69.

Температура окружающей среды — от −60 °C до +40 °С.

Температура рабочей среды — до +100° С.

Тип соединения — фланцевое по ГОСТ 12820-80.

Материал корпуса — сталь 20, сталь 09Г2С*.


1.6.4 ПОДБОР ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНОГО СБРОСНОГО КЛАПАНА

К установке принимаем предохранительный сбросной клапан ПСК – 25Н мембранно-пружинного типа, предназначенный для низкого давления. Диапазон настройки на срабатывание ПСК: 0,001 – 0,75 МПа.

Количество газа, подлежащего сбросу ПСК, в течение часа при наличии перед регулятором давления ПЗК определяем по формуле:


В 0,0005 ВРД, м3/ч (51)


где Вd — расчетная пропускная способность регулятора давления при расчётном входном и выходном давлениях газа, м3/ч.


0,0005 ∙ 1001,6 = 0,501 м3/ч

0,0005 ∙ 1203,2 = 0,602 м3/ч


Но данный минимальный сброс практически не может обеспечить удаление протечек газа через закрытый затвор регулятора. Для обеспечения безопасности системы целесообразно принимать сброс через ПСУ, близким к 0,005 ВРД.


м3/ч

2. Газоснабжение жилого дома


Данный жилой дом оборудован четырёхконфорочными унифицированными газовыми плитами ПГ4 и проточными газовыми (быстродействующими) водонагревателями ВПГ – 18. Расчетные расходы газа на участках определяем по формуле:


, м3/ч (52)


где qi – номинальный расход тепла одним или несколькими приборами, кДж/ч:

q = 4 299,2 кДж/ч для ВПГ – 18 по [7, прил. XVIII, табл. XVIII.1];

q = 2 292,9 кДж/ч для ПГ4 с духовым шкафом по [7, прил. XIХ, табл. XIХ.1];

ni – количество однотипных приборов;

m – количество типов приборов;

K0 – коэффициент одновременности действия для однотипных приборов по [3, табл. 5].

Результаты сводим в таблицу 6.


Таблица 6 - Определение расчётных расходов газа в домовой сети.

N уч-ка

Кол-во

квартир

Коэффициент

одновремен-

ности К0

 Расход газа, м3/ч




на все квартиры расчётный Вр
1 2 3 4 5 6
1-2 ВПГ 1 1 2,900 2,900
2-3 ВПГ+ПГ4 1 0,7 4,030 2,821
3-4 ВПГ+ПГ4 2 0,56 8,060 4,514
4-5 ВПГ+ПГ4 3 0,48 12,090 5,803
5-6 ВПГ+ПГ4 4 0,43 16,120 6,932
6-7 ВПГ+ПГ4 4 0,43 16,120 6,932
7-8 ВПГ+ПГ4 8 0,36 32,240 11,606
8-9 ВПГ+ПГ4 12 0,324 48,360 15,669
9-10 ВПГ+ПГ4 16 0,296 64,480 19,086
10-11 ВПГ+ПГ4 32 0,246 128,960 31,724

Гидравлический расчет проводим для всех участков от уличной сети до самого удаленного прибора в здании. Общие потери давление на участке составляют сумму линейных потерь и потерь давления в местных сопротивлениях:


, Па (53)


Линейные потери давления определяем по формулам (37) – (39), как для распределительных сетей низкого давления.

По [3, п. 3.35]при расчете внутренних газопроводов низкого давления для жилых домов допускается определять потери давления газа на местные сопротивления в размере, %:

- на газопроводах от вводов в здание: до стояка – 25 линейных потерь; на стояках – 20;

- на внутриквартирной разводке: при длине разводки 1,3 м – 450 линейных потерь.

Также при расчете газопроводов низкого давления учитывается гидростатический напор определяемый по формуле:


, Па (54)


где g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2;

h – разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м;

ра –