Page 64 - 1251s

Р П К = -У і, (9-17)

Т ПК = -У і. (9-18)

- заданій густині ρ Н газової суміші

Р ПК=0,1773 (26,831- ρ Н), (9.19)

Т ПК=155,24 (0,564 + ρ Н), (9.20)
або при Р ПК в кгс/см

Р ПК =1,808 (26,831 - рн), (9.21)

Де Р ПКі, Т ПКі- критичні значення відповідно тиску і температури і-того
компонента суміші, які приведені в таблицях 9.4, 9.5;
N і - молярна доля і-того компонента суміші (і=1, 2,.., п);
3
ρ Н - густина газу (кг/м ) при Р Н= 0,1013 МПа і Т Н = 293,15 К. Допускається
коефіцієнт стисливості природних газів Z CP знаходити за номограмами (рисунки
9.1, 9.2).
Коефіцієнт гідравлічного опору для ділянки газопроводу з врахуванням
його усереднених місцевих опорів (крани, переходи) приймається на 5% вище
коефіцієнта опору тертя λ ТР. Величину λ слід обчислювати за виразом :

λ = 1,05 (9.22)

де Е - коефіцієнт гідравлічної ефективності приймається рівним 0,95, якщо на
газопроводі є пристрої для періодичного очищення внутрішньої
порожнини трубопроводів, а при відсутності вказаних пристроїв
приймається рівним 0,92;

λ ТР - коефіцієнт опору течії.
Для всіх режимів течії газу в газопроводі Л ТР визначається за формулою :

λ ТР = 0,067 , (9.23)

де К — еквівалентна шорсткість труб: для монолітних труб без антикорозійного
покриття слід приймати 0,03 мм;
Re - число Рейнольда.
Число Рейнольда вираховується за формулою:

(9.24)
Re = С 2

де μ-коефіцієнт динамічної в'язкості газу.
Значення С 2 слід приймати:

64