Для облегчения построения и пользования номограммами, изображенными на рис. 4.8-4.13, принято:  = 0,6; z = 0,9, Т= 288. Режим течения газа принят квадратичным или близким к нему, что характерно для большинства эксплуатирующихся газопроводов. С помощью номограмм можно проводить графическое определение следующих величин: эффективности работы газопровода (см. рис. 4.8, 4.9 и 4.10), пропускной способности многониточного магистрального газопровода (см. рис. 4.11 и 4.12), пропускной способности эквивалентного газопровода и конечного давления (см. рис. 4.13), эквивалентной длины многониточного газопровода (рис. 4.14), соотношения между фактической и приведенной пропускными способностями участка газопровода (рис. 4.15); увеличения или уменьшения пропускной способности газопровода при вводе или отключении лупинга (см. рис. 4.8-4.14); изменения конечного давления при вводе или отключении лупинга или изменение количества транспортируемого газа на участке (см. рис. 4.8-4.14) и т. д. Эффективность работы газопровода определяют по номограммам на рис. 4.8 и 4.9 при начальном давлении  до 5,6 МПа и по номограмме на рис. 4.10 при начальном давлении до 7,5 МПа.

Рис. 4.8. Номограмма для определения эффективности работы газопровода (при  5,6 МПа):

Рис. 4.9. Номограмма для определения эффективности работы газопровода ( 5,6 МПа):

Рис. 4.10. Номограмма для определения эффективности работы газопровода (7,5 МПа):

Рис. 4.11. Номограмма для определения пропускной способности участка

газопровода и конечного давления газа ( 1200 мм,  1500 км )

Рис. 4.12. Номограмма для определения пропускной способности участка

 газопровода и конечного давления газа ( 1000 мм,  2000 км)

Рис. 4.13. Номограмма для определения пропускной способности эквивалентного газопровода и конечного давления газа

Рис. 4.14. Номограмма для определения эквивалентной длины многониточного газопровода:

1 - = 700 мм; 2 - = 1000 мм; 3 - = 1200 мм

Рис. 4.15. Номограмма для определения фактической и приведенной пропускной способности участка газопровода:

Пример 4.3. Определить эффективность работы газопровода диаметром 1220 мм протяженностью  = 125 км при начальном давлении  = 5,6 МПа, конечном давлении  = 3,8 МПа и пропускной способностью газа  = 45 млн. м /cyт.

Решение

По номограмме на рис. 4.8 определяем

 = 3,8 МПа   = 5,6 МПа   = 125 км    = 45 млн. м/сут = 1220 мм   = 92 %.

Пропускную способность участка многониточного газопровода и конечное давление газа определяют по номограмме на рис. 4.11 при диаметре ниток  = 1220 мм, длине участка = 1500 км, начальном давлении  = 5,6 МПа и по номограмме на рис. 4.12 при диаметре ниток более 1000 мм, длине участка до 2000 км, начальном давлении до 7,5 МПа.

Пример 4.4. Определить пропускную способность участка газопровода диаметром = 1200 мм протяженностью =140 км при начальном и конечном давлениях соответственно  = 5,6 МПа и   = 3,8 МПа и эффективности работы газопровода  = 0,9.

Решение

По номограмме на рис. 4.11 определяем

 = 3,8 МПа   = 5,6 МПа   = 140 км   = 1200 мм   = 0,9  = 41,7 млн. м/сут.

Пример 4.5. Определить конечное давление газа в трехниточном газопроводе ( = 1000 мм,  = 1200 мм и Dy = 1200 мм) протяженностью  = 140 км при начальном давлении = 5,6 МПа, пропускной способности газа  = 108 млн. м/сут и эффективности работы  = 0,9.

Решение

По номограмме на рис. 4.12 определяем

 = 108 млн. м/сут   = 0,9   = 1000 + 1200 + 1200 мм   = 140 км   = 5,6 МПа   = 3,8 МПа.

Номограммы 4.8-4.12 пригодны для определения гидравлических характеристик многониточного газопровода, состоящего из ниток постоянного диаметра протяженностью, равной протяженности рассчитываемого участка газопровода, т. е. для наиболее характерного случая. Однако в некоторых проектах и при поэтапном строительстве предусматривается прокладка лупингов протяженностью менее длины участка или переход с одного диаметра на другой. Для таких случаев предлагается определять пропускную способность газопровода, конечное давление газа и эффективность его работы по номограммам на рис. 4.8, 4.9, 4.10 и 4.13 с предварительным графическим определением эквивалентной длины такого газопровода по номограмме на рис. 4.14. При этом рекомендуется приводить реальный многониточный газопровод с лупингами к эквивалентному с диаметром , наиболее часто встречающемуся на рассчитываемом участке.

Эквивалентная длина такого газопровода определяется по формуле , где  - эквивалентная длина -го участка с постоянным диаметром и числом ниток;  - число таких участков.

Пример 4.6. Определить эквивалентную длину  газопровода диаметром  = 1200 мм протяженностью = 136 км при прокладке лупинга  = 1000 мм протяженностью  = 30 км. Определить пропускную способность  этого газопровода при начальном и конечном давлениях соответственно  = 5,6 МПа и  = 3,8 МПа и эффективности работы  = 0,9.

Решение

По номограмме на рис. 4.14 определяем эквивалентную длину газопровода на участке с лупингом, приводя его к однониточному с эквивалентным диаметром  = 1200; мм:  = 30   = 1000 + 1200 мм   = 14 км. Эквивалентная длина всего газопровода  = 136 - 30 + 14= 120 км. По номограмме на рис. 4.13 определяем

 = 3,8 МПа   = 5,6 МПа = 120 км   = 120 мм   = 0,9   = 44 млн. м/сут.

Пример 4.7. Определить эквивалентную длину газопровода диаметром  = 1200 мм протяженностью  = 157,8 км, имеющего два лупинга  = 1400 мм протяженностью = 20 км и = 1000 мм протяженностью  = 30 км. Кроме того, определить эффективность работы этого газопровода при начальном и конечном давлениях соответственно = 5,6 МПа,  = 3,8 МПа и пропускной способности газа = 45 млн. м/сут.

Решение

По номограмме на рис. 4.14 определяем эквивалентную длину газопровода на участке с лупингами, приводя их к однониточнону газопроводу с  = 1200 мм:

 = 20   = 1200 + 1400 мм  = 3,2 км;

= 30   = 1000 + 1200 мм  = 14 км.

Определяем эквивалентную длину газопровода

= 157,8 - (20+30) + (3,2 + 14)= 125 км.

По номограмме на рис. 4.8 определяем:

 = 3,8 МПа   = 5,6 МПа = 125 км  = 45 млн. м/сут  = 1200 мм   = 0,92.

Отклонение фактических значений относительной плотности газа по воздуху, средних коэффициентов сжимаемости и температуры от принятых при построении номограмм 4.8-4.13 значений в большинстве случаев дают погрешности при расчете не более 3 %. Для определения точных значений пропускной способности участка газопровода и, наоборот, для приведения фактической пропускной способности к указанным значениям можно воспользоваться номограммой на рис. 4.15.

Пример 4.8. Определить фактическую пропускную способность при = 200 млн. м/сут, = 0,55,  = 0,92, = 0 °С.

Решение

По номограмме на рис. 4.15 определяем

 = 100 млн. м/сут  = 0,55 = 0,92   = 273 К  = 212 млн. м/сут.