РУБРИКИ

Курсовая: Расчет систем газоснабжения района города

   РЕКЛАМА

Главная

Логика

Логистика

Маркетинг

Масс-медиа и реклама

Математика

Медицина

Международное публичное право

Международное частное право

Международные отношения

История

Искусство

Биология

Медицина

Педагогика

Психология

Авиация и космонавтика

Административное право

Арбитражный процесс

Архитектура

Экологическое право

Экология

Экономика

Экономико-мат. моделирование

Экономическая география

Экономическая теория

Эргономика

Этика

Языковедение

ПОДПИСАТЬСЯ

Рассылка E-mail

ПОИСК

Курсовая: Расчет систем газоснабжения района города

Откорректируем VКЧАС в соответствие с полученным числом ГРП:

VКЧАС = n ОПТV ОПТ (м3 / ч),

VКЧАС = 21883,52 = 3767,04 (м3 / ч).

9. Типовые схемы ГРП и ГРУ.

Газорегуляторные пункты (ГРП) размещают в отдельно стоящих зда­ниях из

кирпича или железобетонных блоков. Размещение ГРП в насе­ленных пунктах

регламентируется СНиП [2]. На промышленных предпри­ятиях ГРП размещаются на

местах вводов газопроводов на их терри­торию.

Здание ГРП имеет 4 отдельных помещения (рис. 8.1) [10] :

· основное помещение 2, где размещается все газо-регулирующее обо­рудование;

· помещение 3 для контрольно-измерительных приборов;

· помещение 4 для отопительного оборудования с газовым котлом;

· помещение 1 для вводного и выводного газопровода и ручного регу­лирования

давления газа.

В типовом ГРП, изображенном на рис. 8.1 [10] , можно выделить следующие узлы:

· узел ввода-вывода газа с байпасом 7 для ручного регулирования давления газа

после ГРП;

· узел механической очистки газа с фильтром 1;

· узел регулирования давления газа с регулятором 2 и предохранительно-

запорным клапаном 3;

· узел измерения расхода газа с диафрагмой 6 или счётчиком газа.

В помещении для контрольно-измерительных приборов размещаются са­мопишущие

манометры, измеряющие давление газа до и после ГРП, рас­ходомер газа,

дифманометр, измеряющий перепад давления на фильтре. В основном помещении ГРП

устанавливаются показывающие манометры, измеряющие давление газа до и после

ГРП; термометры расширения, измеряющие температуру газа на вводе газа в ГРП и

после узла из­мерения расхода газа.

Аксонометрическая схема газопроводов ГРП изображена на рис. 8.2. [ ] На схеме

в условных изображениях в соответствии с ГОСТ 21.609-83 показаны

трубопроводы, запорная арматура, регуляторы (2), предохрани­тельно-запорные

клапана (З), фильтр (1), гидроэатвор (5), свечи для сброса газа в атмосферу

(10,9,8), диафрагма (6) и байпас (7).

Газопровод от городской сети среднего или высокого давления подходит к ГРП

под землёй. Пройдя фундамент, газопровод поднимается в помещение (1).

Аналогично отводится газ из ГРП. На вводе и выводе газа в ГРП на газопроводе

устанавливается изолирующие фланцы (11).

Газ высокого иди среднего давления проходит в ГРП очистку от механических

примесей в фильтре (1). После фильтра газ направляет­ся к линии

регулирования. Здесь давление газа снижается до необхо­димого и

поддерживается постоянным с помощью регулятора (2). Предох­ранительно-

запорный клапан (3) закрывает линию регулирования в слу­чаях повышения и

понижения давления газа после регулятора более допустимых пределов. Верхний

предел срабатывания клапана составля­ет 120 % от давления, поддерживаемого

регулятором давления. Нижний предел настройки клапана для газопроводов

низкого давления составляет 300 - 3000 Па; для газопроводов среднего давления

- 0,003 - 0,03 МПа.

Предохранительно-сбросной клапан (ПСК) (4) защищает газовую сеть после ГРП от

кратковременного повышения давления в пределах 110 % от величины давления,

поддерживаемого регулятором давления. При срабатывании ПСК избыток газа

выбрасывается в атмосферу через га­зопровод безопасности (9).

В помещении ГРП необходимо поддерживать положительную темпера­туру воздуха не

менее 10 °С. Для этого ГРП оборудуется местной системой отопления или

подключается к системе отопления одного из ближайших зданий.

Для вентиляции ГРП на крыше устанавливается дефлектор, обеспечивающий

трёхкратный воздухообмен в основном помещении ГРП. Входная дверь в основное

помещение ГРП в нижней её части должна иметь щели для прохода воздуха.

Освещение ГРП чаще всего выполняется наружным путем установки источников

направленного света на окнах ГРП. Можно выполнять осве­щение ГРП во

взрывобезопасном исполнении. В любом случае включение освещения ГРП должно

осуществляться снаружи.

Возле здания ГРП оборудуется грозозащита и заземляющий контур.

9.2 Газорегуляторные установки.

Газорегуляторные установки (ГРУ) по своим задачам и принципу работы не

отличаются от ГРП. Основное их отличие от ГРП заключает­ся в том, что ГРУ

можно размещать непосредственно в тех помещени­ях, где используется газ, или

где-то рядом, обеспечивая свободный доступ к ГРУ. Отдельных зданий для ГРУ не

строят. ГРУ обносят заг­радительной сеткой и вывешивают возле ее

предупредительные плака­ты. ГРУ, как правило, сооружаются в производственных

цехах, в котель­ных, у коммунально-бытовых потребителей газа. ГРУ могут

выполняться в металлических шкафах, которые укрепляются на наружных стенах

производственных зданий. Правила размещения ГРУ регламентируются СНиП [2].

На рис. 8.3 [10] изображена аксонометрическая схема типового ГРУ. Зде­сь

приняты следующие обозначения :

1. фильтр для механической очистки газа;

2. стальные задвижки;

3. предохранительно-запорный клапан;

4. регулятор давления;

5.6.чугунные задвижки;

7. предохранительно-сбросной клапан;

8. расходомер газа;

9. самопишущие манометры;

10. показывающие манометры;

11. дифференциальный манометр на фильтре;

12. термометры расширения;

13. футляры;

14. диафрагма;

15. стальные вентили;

16. трехходовые краны;

17. пробковые краны на импульсных линиях;

18.19. пробковые краны.

К помещению, где расположено ГРУ, с точки зрения вентиляции и освещения

предъявляются те же требования, что и для ГРП.

10. Выбор оборудования газорегуляторных пунктов и установок.

Выбор оборудования ГРП и ГРУ начинается с определения типа регулятора

давления газа. После выбора регулятора давления определяются типы

предохранительно-запорных и предохранительно-сбросных клапа­нов. Далее

подбирается фильтр для очистки газа, а затем запорная арматура и контрольно-

измерительные приборы.

10.1 Выбор регулятора давления.

Регулятор давления должен обеспечивать пропуск через ГРП необходимого кол-во

газа и поддерживать постоянное давление его независимо от расхода.

Расчётное уравнение для определения пропускной способности регулятора

давления выбираются в зависимости от характера истечения газа через

регулирующий орган.

При докритическом истечении, когда скорость газа при проходе через клапан

регулятора не превышает скорость звука, расчётное уравнение записывается в

виде

VР = 5260K VeÖ DPP1 / rОTZ

При сверх критическом давлении, когда скорость газа в клапане регулятора

давления превышает скорость звука, расчётное уравнение имеет вид:

VР = 5260K Ve КРP1Ö (DP / P1) КР/ rОTZ

В формулах:

K V - коэффициент пропускной способности регулятора давления;

e - коэффициент, учитывающий неточность исходной модели для уравнений;

e = 1 - 0,46(DP / P1)

e КР = 1 - 0,46(DP / P1) КР

DP - перепад давлений в линии регулирования, МПа:

DP = P1 - P2 - DP КР, (МПа),

где P1 - абсолютное давление газа перед ГРП или ГРУ, МПа;

P2 - абсолютное давление газа после ГРП или ГРУ, МПа;

P 1 = 0,15 + 0,1 = 0,25 (МПа),

P 2 = 0,005 + 0,1 = 0,105 (МПа),

DP - потери давлении газа в линии регулирования, обычно равные 0,007 МПа;

(DP / P1) КР = 0,5

e КР = 1 - 0,46 • 0,5 = 0,77

rО = 0,73 -плотность газа при нормальном давлении, кг/м3;

Т - абсолютная температура газа равная 283 К;

Z - коэффициент, учитывающий отклонение свойств газа от свойств

идеального газа (при Р1 £ 1,2 МПа Z = 1).

Расчётный расход должен быть больше оптимального расхода

газа через ГРП на 15,20%, то есть:

VР = (1,15 ¸ 1,2)V ОПТ (м3/ч.),

VР = 1,2 • 1883,52 = 2260,224 (м3/ч.),

Определить режим истечения газа через клапан регулятора можно по соотношению

Р2 / Р1 = 0,105 / 0,25 = 0,42

Если Р2 / Р1 ³ 0,5 , то течение газа

будет докритическим и поэтому следует применять уравнение первое.

Так как Р2 / Р1 < 0,5 , то течение газа будет

сверхкритическим и поэтому следует применять уравнение второе.

Из вышеуказанных уравнений для определения типа регулятора определяем его

коэффициент пропускной способности K V.

K V = V Р / [ 5260e КРP1Ö ((DP / P1) КР/ rОTZ)]

K V = 2260,224 / [ 5260 • 0,77 • 0,25 • Ö (0,5/ 0,73 • 283 • 1)] = 45,37

Определив K V по таблице 9.1 [ ] выбираем тип регулятора с

K V ближайшим большим значением, чем получен по расчёту.

По расчёту получен K V = 45,37 Ближайший К V

в таблице равен 50 и относится к регулятору РДУ-50. Следовательно, этот

регулятор следует установить в ГРП.

10.2 Выбор предохранительно-запорного клапана.

Промышленность выпускает два типа ПЗК: ПКН и ПКВ. Первый следует применять в

случаях, когда после ГРП или ГРУ поддерживается низкое давление, второй -

среднее. Габариты и тип клапана определяются типом регулятора давления. ПЗК

обычно выбирают с таким же условным диаметром, как и регулятор.

Определен тип регулятора РДУК-50. Этот регулятор имеет условный

диаметр 50 мм. Следовательно, ПЗК будет или ПКН-50.

10.3 Выбор предохранительно-сбросного клапана.

Предохранительно-сбросной клапан подбирается по пропускной спо­собности

регулятора давления. Пропускная способность ПСК должна составлять не менее 10 %

от пропускной способности регулятора давления или не менее пропускной

способности наибольшего из клапанов. Выбираем ПСК-50Н/0,05.

10.4 Выбор фильтра.

Задачей фильтра в ГРП или ГРУ является отчистка от механических примесей. При

этом фильтр должен пропускать весь газовый поток, не превышая допустимую

потерю давления на себе в размере 10000 Па.

Промышленность выпускает два вида газовых фильтров: кассетные с литым

корпусом типа ФВ-100 и ФВ-200; кассетные со сварным корпусом типа ФГ7-50-6;

ФГ9-50-12; ФГ15-100-6; ФГ19-10-12; ФГ36-200-6; ФГ46-200-12; ФГ80-300-6;

ФГ100-300-12.

Первый тип фильтров предназначен для небольших до 3800 м3/ч расходов

газа. Второй тип фильтров предназначен для пропуска больших расходов газа.

Число после ФГ означает пропускную способность фильтра в тысячах кубических

метров в час.

Для подбора фильтра необходимо определить перепад давления газа на нем при

расчетном расходе газа через ГРП или ГРУ.

Для фильтров этот перепад давления определяют по формуле:

DР = 0,1DР ГР( V Р / V ГР)2r О / Р1 (Па),

где DР ГР - паспортное значение перепада давления газа на фильтре, Па;

V ГР - паспортное значение пропускной способности фильтра, м3/ч;

r О - плотность газа при нормальных условиях, кг/м3;

Р1 - абсолютное давление газа перед фильтром, МПа;

- расчетный расход газа через ГРП иди ГРУ, м3/ч.

DР ГР = 10000 (Па), V ГР = 7000 (м3/ч), r О = 0,73 (кг/м3),

За исходный возьмем фильтр ФГ 7 - 50 - 6

DР = 0,1 • 10000 • (2260,224 / 7000)2 • 0,73 / 0,25 = 304,43 (Па),

Перепад для фильтра ГРП не превышает допустимого значения 10000 Па ,

следовательно

выбран фильтр ФГ 7 - 50 - 6.

10.5 Выбор запорной арматуры.

Запорная арматура (задвижки, вентили, пробковые краны), применяются в ГРП и ГРУ

должна быть рассчитана на газовую среду. Главными критериями при выборе

запорной арматуры являются условный диаметр DУ и исполнительное

давление РУ.

Задвижки применяются как с выдвижными, так и с не выдвижными шпинделем.

Первые предпочтительней для надземной установки, вторые - для подземной.

Вентили применяют в тех случаях, когда повышенной потерей давления можно

пренебречь, например, на импульсных линиях.

Пробковые краны имеют значительно меньшее гидравлическое сопротивление, чем

вентили. Их различают по затяжке конической пробки на натяжные и сальниковые,

а по методу присоединения к трубам - на муфтовые и фланцевые.

Материалом для изготовления запорной арматуры служат: углеродистая сталь,

легированная сталь, серый и ковкий чугун, латунь и бронза.

Запорная арматура из серого чугуна применяется при рабочем давлении газа не

более 0,6 МПа. Стальная, латунная и бронзовая при давлении до 1,6 МПа.

Рабочая температура для чугунной и бронзовой арматуры должна быть не ниже -35

С, для стальной не менее -40 С.

На входе газа в ГРП следует применять стальную арматуру, или арматуру из

ковкого чугуна. На выходе из ГРП при низком давлении можно применять арматуру

из серого чугуна. Она дешевле стальной.

Условный диаметр задвижек в ГРП должен соответствовать диаметру газопроводов

на входе и выходе газа. Условный диаметр вентилей и кранов на импульсных

линиях ГРП или ГРУ рекомендуется выбирать равным 20 мм или 15 мм.

11. Конструктивные элементы газопроводов.

На газопроводах применяются следующие конструктивные элементы:

1.трубы;

2.запорно-регулирующая арматура;

3.линзовые компенсаторы;

4.сборники конденсата;

5.футляры;

6.колодцы;

7.опоры и кронштейны для наружных газопроводов;

8.системы защиты подземных газопроводов от коррозии;

9.контрольные пункты для измерения потенциала газопроводов относи­тельно

грунта и определения утечек газа.

Трубы составляют основную часть газопроводов, по ним транспортируется газ к

потребителям. Все соединения труб на газопроводах выполняются только

сварными. Фланцевые соединения допускаются только местах установки запорно-

регулирующей арматуры.

11.1 Трубы.

Для строительства систем газоснабжения следует применять стальные

прямошовные, спиральношовные сварные и бесшовные трубы изготавливаемые из

хорошо свариваемых сталей, содержащих не более 0,25 % углерода, 0,056 % серы

и 0,046 % фосфора. Для газопроводов, например, применяется сталь углеродистая

обыкновенного качества, спокойная, группы В ГОСТ 14637-89 и ГОСТ 16523-89 не

ниже второй категории марок Ст. 2, Ст. 3, а также Ст. 4 при содержании в ней

углерода не более 0,25 %.

А - нормирование (гарантия) механических свойств;

Б - нормирование (гарантия) химического состава;

В - нормирование (гарантия) химического состава и механических свойств;

Г - нормирование (гарантия) химического состава и механических свойств на

термообработанных образцах;

Д - без нормируемых показателей химического состава и механических свойств.

Согласно [2] рекомендуется применять трубы следующих групп пос­тавки:

- при расчетной температуре наружного воздуха до - 40 °С - группу В;

- при температуре - 40 °С и ниже - группы В и Г.

При выборе труб для строительства газопроводов следует применять, как

правило, трубы, изготовленные из более дешевой углеродистой стали по ГОСТ

380-88 или ГОСТ 1050-88.

11.2 Детали газопроводов.

К деталям газопроводов относятся: отводы, переходы, тройники, заглушки.

Отводы устанавливаются в местах поворотов газопроводов на углы 90° , 60° или

45°.

Переходы устанавливаются в местах изменения диаметров газопрово­дов. На

чертежах и схемах их изображают следующим образом

Тройники служат для закрытия и герметизации торцевых частей тупи­ковых

участков газопроводов. Их применяют в местах подключения к газопроводам

потребителей.

Заглушки служат для закрытия и герметизации торцевых частей тупиковых

участков газопроводов. Заглушки представляют собой круг со­ответствующего

диаметра, выполненный из стали тех же марок, что и газопровод. Обозначение

деталей газопроводов приводятся в приложении 4 [10].

12. Гидравлический расчёт газопроводов.

Основная задача гидравлических расчетов заключается в том, чтобы определить

диаметры газопроводов. С точки зрения методов гидравли­ческие расчеты

газопроводов можно разделить на следующие типы:

· расчет кольцевых сетей высокого и среднего давления;

· расчет тупиковых сетей высокого и среднего давления;

· расчет многокольцевых сетей низкого давления;

· расчет тупиковых сетей низкого давления.

Для проведения гидравлических расчётов необходимо иметь следующие исходные

данные:

· расчетную схему газопровода с указанием на ней номеров и длин участков;

· часовые расходы газа у всех потребителей, подключенных к данной сети;

·допустимые перепады давления газа в сети.

Расчетная схема газопровода составляется в упрощенном виде по плану

газифицируемого района. Все участки газопроводов как бы вып­рямляются и

указываются их полные длины со всеми изгибами и поворотами. Точки

расположения потребителей газа на плаке определяются местами расположения

соответствующих ГРП или ГРУ.

12.1 Гидравлический расчет кольцевых сетей высокого и среднего давления.

Гидравлический режим работы газопроводов высокого и среднего давления

назначается из условий максимального газопотребления.

Расчёт подобных сетей состоит из трёх этапов:

· расчет в аварийных режимах;

· расчет при нормальном потокораспределении ;

· расчёт ответвлений от кольцевого газопровода.

Курсовая: Расчет систем газоснабжения района города ГРП

Курсовая: Расчет систем газоснабжения района города

Курсовая: Расчет систем газоснабжения района города

рис.2. Расчётная схема кольцевого газопровода высокого давления.

Расчетная схема газопровода представлена на рис. 2 . Длины от­дельных участков

указаны в метрах. Номера расчетных участков указа­ны числами в кружках. Расход

газа отдельными потребителями обозначен буквой V и имеет размерность м3

/ч. Места изменения расхода газа на кольце обозначены цифрами 0, 1, 2, ..... , и

т. д.. Источник питания газом (ГРС) подключен к точке 0.

Газопровод высокого давления имеет в начальной точке 0 избыточ­ное давление газа

Р Н =0,6 МПа. Конечное давление газа Р К = 0,15

МПа. Это давление должно поддерживаться у всех потребителей, подключен­ных

к данному кольцу, одинаковым независимо от места их расположе­ния.

В расчетах используется абсолютное давление газа, поэтому расчет­ные Р

Н =0,7 МПа и РК=0,25 МПа. Длины участков переведены

в километры.

Для начало расчёта определяем среднюю удельную разность квадратов давлений:

А СР = (Р2н - Р2к) / 1,1å l i

где å l i - сумма длин всех участков по расчётному направлению, км.

Множитель 1,1 означает искусственное увеличение длинны газопровода для

компенсации различных местных сопротивлений (повороты, задвижки, компенсаторы

и т. п.).

Далее, используя среднее значение А СР и расчетный расход

газа на соответствующем участке, по номограмме рис. 11.2 [10] определяем

диаметр газопровода и по нему, используя ту же номограмму, уточняем значе­ние

А для выбранного стандартного диаметра газопровода. Затем по уточненному

значению А и расчетной длине, определяем точное значе­ние разности

Р2н - Р2к на участке. Все расчеты сводят в таблицы.

12.1.1 Расчет в аварийных режимах.

Аварийные режимы работы газопровода наступают тогда, когда откажут в работе

участки газопровода, примыкающие к точке питания 0. В нашем случае это участки

1 и 18. Питание потребителей в аварийных режимах должно осуществляться по

тупиковой сети с условием обязательного поддержания давления газа у последнего

потребителя Р К = 0,25 МПа.

Результаты расчетов сводим в табл. 2 и 3.

Расход газа на участках определяется по формуле:

VР = 0,59S (К ОБ iV i) (м3 / ч),

где К ОБ i - коэффициент обеспеченности различных потребителей газа;

V i - часовой расход газа у соответствующего потребителя, м3 / ч.

Для простоты коэффициент обеспеченности принят равным 0,8 у всех потребителей

газа.

Расчетную длину участков газопровода определяют по уравнению:

l Р = 1,1l Г (км),

Средняя удельная разность квадратов давлений в первом аварийном режиме составит:

А СР = (0,72 - 0,252) / 1,1• 6,06 = 0,064 (МПа2 / км),

å l i = 6,06 (км),

Табл. 2.

Отказал участок 1
№ уч.

d У

мм

l Р

км

V Р

м3 / ч

Р2н-Р2к

l Р

Р2н-Р2к ,

МПа2

123456
185000,07710053,8310,0450,003465
175001,8489849,45010,040,07392
165000,4079809,21920,040,01628
155000,7269796,5790,040,02904
144000,0779787,36320,190,01463
134000,4739785,69090,190,08987
124000,2539745,460,180,04554
112500,0442566,84030,10,0044
102500,1212554,20020,10,0121
92500,221665,17870,0530,01166
82500,1211663,50640,0530,006413
72500,1761459,12570,0450,00792
62500,1541449,90990,0450,00693
52500,9131437,26970,0450,041085
42000,451903,33390,0450,020295
31500,154901,66160,20,0308
21000,36312,640160,0310,011253

ålР=6,578

å(Р2н-Р2к)=0,425601

P К = Ö(0,7 2 - 0,425601) - 0,1 = 0,1537696 Ошибка: 1,5 % < 5 %

Отсюда следует, расчёт сделан правильно.

Переходим к расчету во втором аварийном режиме.

Табл. 3.

Отказал участок 18
№ уч.

d У

мм

l Р

км

V Р

м3 / ч

Р2н-Р2к

l Р

Р2н-Р2к ,

МПа2

123456
15000,2210053,8310,0450,0099
25000,23110041,1910,0450,010395
35000,1549152,16920,0380,005852
45000,4519150,49690,0380,017138
54000,9138616,56110,10,0913
64000,1548603,92090,10,0154
74000,1768594,70510,10,0176
84000,1218390,32440,10,0121
94000,228388,65210,10,022
104000,1217499,63070,0850,010285
114000,0447486,99050,0850,00374
121250,253308,370820,0850,021505
131250,473268,13990,060,02838
141250,077266,46760,060,00462
151250,726257,25180,060,04356
161250,407244,611690,060,02442
171251,903204,380720,0450,085635

ålР=6,644

å(Р2н-Р2к)=0,42383

P К = Ö(0,7 2 - 0,42383) - 0,1 = 0,1572353 Ошибка: 2,9 % < 5 %

Отсюда следует, расчёт сделан правильно.

На этом расчет во втором аварийном режиме заканчивается.

Зная потери давления на каждом участке, определяем абсолютное давление в

каждой точке в обоих аварийных режимах:

P i = Ö P 2Н - S(P 2Н - P 2К) i ,

где S(P 2Н - P 2К) - сумма

разности квадратов давлений на участках, предшествующих точке определения

давления.

Все расчеты по определению давлений в различных точках кольца можно свести в

таблицу.

Табл. 4.

Номер точки на кольцеОтказал участок 1Отказал участок 19
Давление газа, МПаДавление газа, МПа
00,70,7
10,25376960,6928925
20,27504910,6853503
30,32626986810675
40,35601540,6683674
50,4096730,5961669
60,4180550,5831081
70,42741310,567816
80,43485050,5570592
90,44805690,5369497
100,46136210,5272855
110,46610620,523727
120,51263530,5027773
130,5938560,473714
140,60604870,4688123
150,62955140,4197916
160,64235120,3896216
170,69752060,2572353

Давление газа в точках подключения к кольцу потребителей необходимо знать для

определения диаметров ответвлений при гидравлическом расчете последних.

12.1.2 Расчет ответвлений.

В этом расчете определяются диаметры газопроводов, подводящих газ от кольцевого

газопровода к потребителям V 1, V 2, ..... , и т. д..

Для этого используется расчет давления в точках изменения расходов 1, 2, 3,

.... 17 сведенный в таблицу ? . Перепад давлений в точке подключения

газопровода ответвления к кольцевому газопроводу и заданным конечным давлением

у потребителя.

Для определения начального давления из таблицы 2,3 для одной и той же точки

выбираем наименьшее абсолютное давление газа. Далее определяется удельная

разность квадратов давлений на участке:

A = (P 2Н - P 2К) / 1,1 • l Г i , (МПа2 / км),

По номограмме рис. 11.2 из [10] определяем диаметр газопровода.

Все расчеты по определению диаметров ответвлений сводим в таблицу:

А19 = 0,0145;

А20 = 0,1085;

А21 = 0,4997;

А22 = 0,3649;

А23 = 2,3944;

А24 = 0,8501;

А25 = 1,5606;

А26 = 1,1505;

А27 = 0,8376;

А28 = 0,9114;

А29 = 2,3447;

А30 = 2,4715;

А31 = 0,8657;

А32 = 1,7872;

А33 = 1,2924;

А34 = 1,3528;

А35 = 0,0664;

Табл. 5.

Номер ответв-ления.

Начальное давление,

МПа

Конечное давление, МПа

Длина участка,

Км

Расход газа,

м3 / ч

Диаметр условный,

мм

190,25380,250,1226,78125
200,2750,250,111883,52200
210,32630,250,083,543100
220,3560,250,161131,22150
230,40970,250,0426,78100
240,4180,250,1219,525100
250,42740,250,07433,01100
260,43480,250,13,543100
270,4480,250,151883,52250
280,46140,250,1526,78100
290,46610,250,0615208,94300
300,50280,250,0785,235100
310,47370,250,173,543100
320,46880,250,0819,525100
330,41980,250,0826,78100
340,38960,250,0685,235100
350,25720,250,05433,01150

12.1.3 Расчёт при нормальном потокораспределении.

Нормальное потокораспределение предполагает движение газа от питания кольца в

обе стороны.

Точка схода обоих потоков газа должна находиться где-то на кольце. Эта точка

определяется из следующих условий - расходы газа по обоим направлениям кольца

должны быть примерно одинаковыми.

Расчёты при нормальном потокораспределении рекомендуется свести в таблицу.

Таблица 6.

участка.

Расход на участке,

м3/ч

Диаметр газопровода,

мм

Длина участка,

км

Р2Н-Р2К/l,

МПа2/км

Р2Н-Р2К,

МПа2

Р2Н-Р2К/VУЧ,

• 10-6

1

2

3

4

5

6

7

1-10650,24455000,20,0520,01040,976
2-10623,46455000,210,0520,010921,026
3-8739,94455000,140,0340,004760,545
4-8736,40155000,410,0340,013941,596
5-7605,18154000,830,0850,070559,277
6-7578,40154000,140,0850,01191,57
7-7558,87654000,160,0850,01361,799
8-7125,86654000,110,0750,008251,158
9-7122,32354000,20,0750,0152,106
10-5238,80354000,110,0390,004290,819
11-5212,02354000,040,0390,001560,299
12+9996,91654000,230,1220,028062,807
13+10082,15154000,430,1220,052465,203
14+10085,69454000,070,1220,008540,847
15+10105,21955000,660,0450,02972,939
16+10131,99955000,370,0450,016651,643
17+10217,23455001,680,0450,07567,399
18+10650,24455000,070,050,00350,329
S= 0,37968

S= 42,34•10-6

+0,04934

* Знаки "+" и "-" означают условное деление потоков газа на положительные

(направление по часовой стрелке) и отрицательные (движение против часовой

стрелки).

Для определения ошибки надо просуммировать по модулю все числа в графе 6 и

оценить разность положительных и отрицательных чисел в этой же графе по

нижеприведенной формуле

Ошибка составляет: 0,04934 • 100 / 0,5 • 0,37968 = 25,99 %

Диаметры участков газопровода в этом режиме выбираются из таб­лицы расчетов в

аварийных режимах. Для каждого участка принимается наибольший из двух

диаметров. При этом размеры диаметров на голов­ных участках кольца будут

наибольшими. Далее размеры диаметров бу­дут монотонно убывать в направлении

точки схода потоков.

Для определения удельной разности квадратов давлений на участке используют

номограмму рис. 11.2. [10]. Их определяют по известным диаметру и расходу и

вносят в графу 5 таблицы . Зная расчетные длины участков, вычисляют разности

квадратов давлений на участках и вносят их в графу 6 таблицы .

Критерием правильности расчёта является равенство сумм положительных и

отрицательных значений Р2н - Р2к. Если равенства нет, то

разность этих значений не должна превышать 10 % от половины абсолютного

значения суммы чисел в графе 6 таблицы. В нашем примере эта разность составляет

25,99 %, что слишком много.

Следовательно, расчёт надо повторить.

Для снижения ошибки надо подсчитать так называемый круговой расход по формуле

DV = å(Р2н - Р2к)106 / 2å(Р2н - Р2к) / Vi.

DV = 0,04934 • 106 / 2 • 42,34 = 582,66 » 600 (м3/ч),

Сумма в знаменателе этой формулы берется из графы 7 таблицы 6.

Увеличим все положительные расходы на 600 м3/ч, а все отрицательные

расходы уменьшим также на 600 м2/ч. Повторим расчет при новых

зна­чениях расходов на участках

Таблица 7.

Участка.

Расход на участке,

м3/ч

Диаметр газопровода,

мм

Длина участка,

км

Р2Н-Р2К/l,

МПа2/км

Р2Н-Р2К,

МПа2

Р2Н-Р2К/VУЧ,

• 10-6

1

2

3

4

5

6

7

1-11250,24455000,20,060,0120,976
2-11223,46455000,210,060,01261,026
3- 9339,94455000,140,0370,005180,545
4-9336,40155000,410,0370,015171,596
5-8205,18154000,830,10,0839,277
6-8178,40154000,140,10,0141,57
7-8158,87654000,160,10,0161,799
8-7125,86654000,110,0850,009351,158
9-7725,32354000,20,0850,0172,106
10-5838,80354000,110,0480,005280,819
11-5812,02354000,040,0480,001920,299
12+9396,91654000,230,1170,026912,807
13+9482,15154000,430,1170,050315,203
14+9485,69454000,070,1170,008190,847
15+9505,21955000,660,0380,025082,939
16+9531,99955000,370,0380,014061,643
17+9617,23455001,680,0380,063847,399
18+10050,24455000,070,0450,003150,329
S= 0,38304

S= 43,5•10-6

+0,00004

Ошибка составляет: 0,00004 • 100 / 0,5 • 0,38304 = 0,02 %,

После введения кругового расхода ошибка снизилась до 0,02%, что приемлемо.

На этом гидравлический расчет газопровода высокого дав­ления заканчивается.

12.2. Гидравлический расчет многокольцевых газовых сетей низкого давления.

Гидравлический расчет газопроводов низкого давления (до 5 кПа) сводится к

решению транспортной задачи с последующей ее оптимизацией.

Исходные данные для расчета:

1. Общий расход газа через ГРП, питающее сеть низкого давления:

V0 = 1883,52 (м3 / ч).

2. Расчетная схема: рис. 3.

3. Расчетный перепад давления в сети:

DP = 1200 (Па).

Задачей гидравлического расчета сети низкого давления является определение

диаметров всех ее участков при соблюдении заданного DP. Минимальный

диаметр труб в сети должен быть равен 50 мм.

Путевые расходы газа на участках определяются по формуле:

VПУТ = l ПР i • V0 / Sl ПР i

где l ПР i - приведенная длина участка, м

l ПР i = l Р • К Э • К З

l Р - расчетная длина участка (l Р = 1,1 • l Г), м;

l Г - геометрическая длина участка по плану района газификации, м;

К Э - коэффициент этажности, учитывающий наличие зданий различной этажности;

К З - коэффициент застройки, учитывающий плотность жилой

застройки по трассе газопровода.

Расчет путевых расходов газа сводим в таблицу 8.

Табл. 8.

Номер участка

Геометрич.

Длина,

м

Расчетная

Длина,

м

Коэфф. Этажности

Коэфф.

Застройки

Приведеная

длина,

м

Путевой

расход,

м3 / ч

1

2

3

4

5

6

7

0-120221000
1-21001101111048,29538
2-32002201122096,59077
1-430033011330144,8862
4-530033011330144,8862
2-630033011330144,8862
3-730033011330144,8862
5-640044011440193,1815
6-72002201122096,59077
7-82002201122096,59077
6-92002201122096,59077
4-1030033011330144,8862
3-1230033011330144,8862
10-142002201122096,59077
10-112002201122096,59077
12-132002201122096,59077
12-142002201122096,59077

Sl ПР = 5940

Определяем узловые расходы газа:

V УЗЛ i = 0,5 • S V ПУТ i , (м3/ч),

где S V ПУТ i - сумма путевых расходов газа на

участках, примыкающих к узлу, (м3/ч),

V УЗЛ 1 = 96,59077 (м3/ ч),

V УЗЛ 2 = 144,8862 (м3/ ч),

V УЗЛ 3 = 193,1815 (м3/ ч),

V УЗЛ 4 = 217,3292 (м3/ ч),

V УЗЛ 5 = 169,0338 (м3/ ч),

V УЗЛ 6 = 265,6246 (м3/ ч),

V УЗЛ 7 = 169,0338 (м3/ ч),

V УЗЛ 8 = 48,0338 (м3/ ч),

V УЗЛ 9 = 48,29538 (м3/ ч),

V УЗЛ 10 = 169,0338 (м3/ ч),

V УЗЛ 11 = 48,29538 (м3/ ч),

V УЗЛ 12 = 169,0338 (м3/ ч),

V УЗЛ 13 = 48,29538 (м3/ ч),

V УЗЛ 14 = 96,59077 (м3/ ч),

Определяем расчетный расход газа на участках.

При вычислении расчетного расхода газа используют первое правило Кирхгофа для

сетей, которое можно сформулировать так: алгебраическая сумма всех потоков

газа в узле равна нулю.

Минимальное значение расчетного расхода газа на участке должно быть равно

половине путевого. Для обеспечения экономичности системы следует выделить

главные направления, по которым транспортируется большая часть газа.

Такими направлениями будут:

0-1-2-3-7-8

0-1-2-6-7-8

0-1-2-6-9

0-1-2-6-5

0-1-4-5

0-1-4-10-11

0-1-4-10-14

0-1-2-3-12-13

0-1-2-3-12-14

На этих направлениях можно выделить участки, по которым идут транзитные

потоки газа. Это участки:

1-2; 2-6; 2-3; 3-12; 1-4; 4-10.

Здесь расчетный расход определяется по правилу Кирхгофа.

На участках, где нет транзитных потоков газа:

VР = 0,5 • VПУТ (м3/ч),

VР 0-1 = 1786,929 (м3/ ч)

VР 1-2 = 1134,942 (м3/ ч)

VР 2-3 = 531,2492 (м3/ ч)

VР 1-4 = 555,3969 (м3/ ч)

VР 4-5 = 72,44308 (м3/ ч)

VР 2-6 = 458,8062 (м3/ ч)

VР 3-7 = 72,44308 (м3/ ч)

VР 5-6 = 96,59077 (м3/ ч)

VР 6-7 = 48,29538 (м3/ ч)

VР 7-8 = 48,29538 (м3/ ч)

VР 6-9 = 48,29538 (м3/ ч)

VР 4-10 = 265,6246 (м3/ ч)

VР 3-12 = 265,6246 (м3/ ч)

VР 10-14 = 48,29538 (м3/ ч)

VР 10-11 = 48,29538 (м3/ ч)

VР 12-13 = 48,29538 (м3/ ч)

VР 12-14 = 48,29538 (м3/ ч)

Определяем диаметры участков:

Для этого, используя заданный перепад давления DP, вычисляют среднюю

первоначальную удельную потерю давления на главных направлениях:

А = DР / S l Р i (Па/м)

где S l Р i - сумма расчетных длин участков,

входящих в данное главное направление.

По величине А и расчетному расходу газа на каждом участке по номограмме рис.11.4

[10] определяют диаметры газопровода. Действительное значение удельных потерь

давления на участке определяют при выборе стандартного значения условного

диаметра по той же номограмме. Действительное значение удельной потери на

участке умножают на расчётную длину участка и вычисляют, таким образом, потерю

давления на этом участке. Общая потеря давления на всех участках главного

направления не должна превышать заданного .

Все расчеты по определению диаметров участков газопровода низкого давления

сводят в таблицу.

Табл. 9.

Номер

Участка

Расчетн.

расход,

м3 / ч

Расчет

длина,

м

Средняя

потеря

давления,

Па / м

Диаметр

Условный,

Мм

Действит.

удельная

потеря давления,

Па/м

Потеря давления

на участке,

Па

Давл. В

конце

участка,

Па

1

2

3

4

5

6

7

8

0-11786,92221,33325 ´ 81,124,24975,8
1-21134,941101,33273 ´ 711104865,8
2-3531,252201,33219 ´ 60,71544711,8
3-772,443301,33108 ´ 40,91974414,8
7-848,292201,3388,5 ´ 41,38303,64111,2
2-6458,813301,33219 ´ 60,47155,14710,7
6-748,292201,3388,5 ´ 41,38303,64407,1

Невязка в узле 7: (4414,8-4407,1) / 4414,8 • 100 % = 0,17 %

3-12265,623301,33159 ´ 41,13634348,8
12-1448,292201,3388,5 ´ 41,32864062,8
1-4555,43301,33219 ´ 60,75247,54728,3
4-10265,623301,33159 ´ 41,13634365,3
10-1448,292201,3388,5 ´ 41,38303,64061,7

Невязка в узле 14: (4062,8-4061,7)/4062,8 • 100 % = 0,03 %

5-696,594401,33114 ´ 41,25284182,7
4-572,443301,7689 ´ 31,85944117,8

Невязка в узле 5: (4182,7-4117,8)/4182,7 • 100 % = 1,55 %

6-948,292201,7688,5 ´ 41,38303,64407,1
10-1148,292201,3388,5 ´ 41,38303,64061,7
12-1348,292201,3388,5 ´ 41,38303,64045,2

13

11

рис. 3. Расчётная схема многокольцевого газопровода низкого давления.

Первым критерием правильности расчёта является невязка давлений в узловых

точках, которая не должна быть более 10%. Давление в узловых точках

определяется путём вычитания потерь давления на участках из начального

давления от ГРП при движении потока газа до рассматриваемого узла по

кратчайшему расстоянию. Разность давлений образуется вследствие различных

направлений подхода газа к узлу.

Вторым критерием является оценка потерь давления от ГРП до самых удалённых

потребителей. Эта потеря не должна быть более расчётного перепада давления,

равного 1200 Па и отличатся от него не более чем на 10%.

Условия правильности расчета соблюдаются и на этом расчет многокольцевых

сетей низкого давления заканчивается.

12.3 Гидравлический расчет тупиковых газопроводов низкого давления.

Тупиковые газопроводы низкого давления прокладываются внутри жилых домов,

внутри производственных цехов и по территории небольших населенных пунктов

сельского типа.

Источником питания подобных газопроводов являются ГРП низкого давления.

Гидравлический расчет тупиковых газопроводов производят по номограмме рис.

11.4. из [10].Особенностью расчёта здесь является то, что при определении

потерь давления на вертикальных участках надо учитывать дополнительное

избыточное давление из-за разности плотностей газа и воздуха, то есть

DРД = ± h • (rВ - rГ) • g,

где h - разность геометрических отметок в конце и начале газопровода, м;

rВ, rГ - плотности воздуха и газа при нормальных условиях, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2.

Для природного газа, который легче воздуха, при движении его по газопроводу

вверх значение будет отрицательным, а при движении вниз

положительным.

Учет местных сопротивлений можно производить путем введения надбавок на трение

l Р = l Г * (1 + а/100), (м),

где а - процентная надбавка.

Рекомендуются следующие процентные надбавки:

на газопроводах от ввода в здание до стояка - 25%;

на стояках - 20%;

на внутри квартирной разводке:

при длине 1-2 м. - 450%,

при длине 3-4 м. - 200%,

при длине 5-7 м. - 120%,

при длине 8-12 м. - 50%.

Перепад давления в тупиковых газопроводах низкого давления

определяется начальным давлением после ГРП или ГРУ, которое равно 4-5 кПа, и

давлением необходимым для работы газогорелочных установок или газовых приборов.

Перепад давления , согласно рекомендациям таблицы 11.10. [10]

принимаем равным 350 Па.

1. Создаём расчётную схему газопровода: рис. 4.

2. Назначаем магистральное направление.

Курсовая: Расчет систем газоснабжения района города

рис. 4. Расчётная схема тупикового газопровода низкого давления.

3. Определяем для каждого участка магистрального направления расчётный расход

газа по формуле,

VР = VЧАС • КОД, (м3/ч),

где - максимальный часовой расход газа соответствующего потребителя, м3/ч,

VЧАС = 1,17 (м3/ч),

КОД - коэффициент одновременности, учитывающий вероятность

одновременной работы всех потребителей.

4. Определяем расчётную длину участков магистрального направления (l Р

i) по формуле,

l Р = l Г(1 + а/100), (м),

где а - процентная надбавка.

Рекомендуются следующие процентные надбавки:

на газопроводах от ввода в здание до стояка - 25%;

на стояках - 20%;

на внутри квартирной разводке:

при длине 1-2 м. - 450%,

при длине 3-4 м. - 200%,

при длине 5-7 м. - 120%,

при длине 8-12 м. - 50%.

5. Вычисляем расчётную длину магистрального направления в метрах, суммируя все

расчётные длины его участков (S l Р i).

6. Определяем удельный перепад давления на магистральном направлении

А = DР / S l Р i , (Па/м).

А = 8,1871345 (Па/м).

7. Используя диаграмму рис. 11.4. [10], определяем диаметры участков

газопровода магистрального направления и уточняют удельный перепад давления

на каждом участке в соответствии с выбранным стандартным диаметром.

8. Определяем действительный перепад давления газа на каждом участке, умножая

удельный перепад давления на расчётную длину участка.

9. Суммируем все потери на отдельных участках магистрального направления.

10. Определяем дополнительное избыточное давление в газопроводе,

DРД = ± h • (rВ - rГ) • g,

DРД = 110,26538

где h - разность геометрических отметок в конце и начале газопровода, м;

rВ, rГ - плотности воздуха и газа при нормальных условиях, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2.

h = 20,7 (м),

11. Вычисляем алгебраическую сумму потерь давления а магистрали и

дополнительного избыточного давления и сравниваем её с допустимой потерей

давления в газопроводе DР.

Критерием правильности расчёта будет условие

(SDРi ± DРД + DРПРИБ) £ DР,

где SDРi - сумма потерь давлений на всех участках магистрали, Па;

DРД - дополнительное избыточное давление в газопроводе, Па;

DРПРИБ - потеря давления газа в газоиспользующем приборе, Па;

- заданный перепад давления, Па.

(SDРi ± DРД + DРПРИБ) = 338,24462 Невязка составляет 3,36%.

Отклонение (SDРi ± DРД + DРПРИБ) от должно быть не больше 10%.

Расчёт сделан верно.

Все расчёты по определению диаметров газопровода сводим в таблицу.

Табл. 10.

NO

участка

Расход

газа,

м3/ч

Коэфф.

одно-

врем.

Расчёт.

расход,

м3/ч

Длина

участка

м

Надб.

на мес.

сопр.

Расчёт.

длина,

м

Усл.

диам.

мм

Потери давления

Па

на 1 мна уч-ке

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

10-151,170,651,17612013,221,3´2,82,229,04
9-100,340,451,5213203,621,3´2,8414,4
8-93,510,351,57953203,621,3´2,84,215,12
7-84,680,291,6383203,621,3´2,84,516,2
6-75,850,261,69657258,7521,3´2,8543,75
1-611,70,2553,042425521,3´2,81995
0-117,554,47525425521,3´2,835175
S42,75S388,51

Окончательно принимаем следующие диаметры газопровода на участках

магистрального направления:

10-15: 21,3´2,8 мм

9-10: 21,3´2,8 мм

8-9: 21,3´2,8 мм

7-8: 21,3´2,8 мм

6-7: 21,3´2,8 мм

1-6: 21,3´2,8 мм

0-1: 21,3´2,8 мм

Два других стояка несут аналогичную нагрузку и по конструкции идентичны

расчетному. Поэтому диаметры газопровода на этих стояках принимаем такими же,

как и у рассчитанного.

Исключение составят только участки подводящего газопровода 1-2, 6-11.

Определяем диаметры газопроводов на этих участках:

1. Расчётные длины ответвлений: 0-1-6-11-12-13-14, 0-1-2-3-4-5 соответственно

составят LP 6-11 = 40,25, LP 1-2 =

41,5 (м).

2. Расчетные расходы газа :

Участок 1-2 V Р = 1,6965 (м3/ ч)

Участок 6-11 V Р = 1,6965 (м3/ ч).

3.Средняя удельная потеря

А6-11 = 8,6956522, А1-2 = 8,4337349.

4. Диаметры участков по номограмме рис.11.4 из [10]:

Участок 2-16 = 21,3´2,8,

Участок 2-3 = 21,3´2,8.

На этом расчет тупикового газопровода низкого давления заканчивается.

13. Библиографический список.

1. СНиП 2.04.08-87 Газоснабжение. Госстрой СССР.-М: ЦИТП Госстроя СССР,

1988.-64с.

2. СНиП 2.04.05-91 Строительная климатология и геофизика. Госстрой СССР.-М:

Стройиздат, 1983. -136 с.

3. Ионин А.А. Газоснабжение. -М: Стройиздат, 1989. -439 с.

4. Филатов Ю.П., Клоков А.А., Марухин А.И. Системы газоснабжения: Учебное

пособие.-Н. Новгород, 1993. -97 с.

5. ГОСТ 21.609-83.

6. ГОСТ 21.610-85.

7. Правила безопасности в газовом хозяйстве. Госпроматомнадзор СССР. -М:

Недра, 1991. - 141 с.

8. Стаскевич Н.Л., Северинец Г.Н., Вигдорчик Д.Я. Справочник по газоснабжению

и использованию газа. -Л: Недра, 1990. -762 с.

9. Энергетическое топливо СССР. Справочник. -М: Энергоатомиздат, 1991. -184 с.

10. Курилов В.К. Расчет систем газоснабжения городов и населенных пунктов:

Учебное пособие. -Редакционно-издательский отдел Ивановской архитектурно-

строительной академии, 1998. -86 с.

Страницы: 1, 2


© 2007
Использовании материалов
запрещено.