Расчет диаметра газопровода пример расчета и особенности прокладки газовой сети


Содержание страницы:

Расчет диаметра газопровода: пример расчета и особенности прокладки газовой сети

Разработчик:

Модуль:

Версия:

Расход газа:

Избыточное давление газа:

Температура газа:

Фактор сжимаемости газа при рабочих условиях :

Фактор сжимаемости газа нормальных условиях :

Максимально допустимая скорость газа в газопроводе:

Расход газа при рабочих условиях:

Расчетный диаметр газопровода:

Расчет диаметра газопровода: пример расчета и особенности прокладки газовой сети

Разработчик:

Модуль:

Версия:

Расход газа:

Избыточное давление газа:

Температура газа:

Фактор сжимаемости газа при рабочих условиях :

Фактор сжимаемости газа нормальных условиях :

Максимально допустимая скорость газа в газопроводе:

Расход газа при рабочих условиях:

Расчетный диаметр газопровода:

Принцип гидравлического расчета газопроводов

I. Разновидности расчетов сетей:

1) Оптимизационные и технико-экономические расчеты решают задачи выбора основных параметров, включаемых в задание на проектирование, в частности: выбор оптимального направления и условий прокладки трубопровода, определение наиболее эффективной технологической схемы транспортировки и параметров трубопровода, определение целесообразного уровня резервирования в элементах систем и другие

2) Технологические расчеты включают выбор технологии и технологической схемы транспортировки, обоснование технологической структуры трубопровода, определение состава и типа используемого оборудования, режимов его работы и другие

3) Гидравлические расчеты предусматривают определение давления и скорости перемещаемой по трубопроводу среды в различных сечениях трубопровода, а также потери напора движущегося потока

4) Тепловые расчеты включают определение температуры транспортируемого продукта, оценку температуры стенок трубопроводов и оборудования, а также потерь тепла трубопроводами и их термических сопротивлений

5) Механические расчеты предполагают оценку прочности, устойчивости, и деформации трубопровода, конструкций, установок и оборудования под действием температуры, давления и других нагрузок и выбор значений параметров, обеспечивающих надежную работу в заданных условиях

6) Расчет внешних воздействий на процесс транспортировки включают определение температуры внешней среды, ветровых, снеговых и других механических нагрузок, оценку сейсмичности и другие

7) Расчет свойств транспортируемой среды предусматривает определение физических, химических, термодинамических и прочих характеристик, необходимых для проектирования трубопроводов и прогнозирования режимов его эксплуатации

II. Цель гидравлического расчета

Прямой задачей при проектировании газопроводов является определение внутреннего диаметра труб при пропуске необходимого количества газа при допустимых для конкретных условий потерях давления.

Обратная задача – определение потерь давления при заданном расходе, диаметре газопровода и давлении.

III. Уравнения, являющиеся основанием для вывода формул гидравлического расчета

Для большинства задач расчета газопроводов движение газа можно считать изотермическим, температура трубы принимается равной температуре грунта. Следовательно определяющими параметрами будут: давление газа р, его плотность ρ и скорость движения ω. Для их определения нам нужна система из 3 уравнений:

1) Уравнение Дарси в дифференциальной форме, определяющее потери давления на преодоление сопротивлений:

где – коэффициент трения, d – внутренний диаметр

2) Уравнение состояния для учета изменения плотности от изменения давления:

3) Уравнение неразрывности:

где М – массовый расход, Q0 – объемный расход, приведенный к нормальным условиям

Решая систему, получим основное уравнение для расчета газопроводов высокого и среднего давления:

Для расчета городских газопроводов Т≈Т0, следовательно:

Для расчета низкого давления подставим , а так как ≈Р0, то формула примет вид:

IV. Основные составляющие сопротивления движения газа

· Линейные сопротивления трения по всей длине газопровода

· Местные сопротивления в местах изменения скоростей и направления движения

По соотношению местных потерь и потерь давления по длине сети бывают:

— короткие – местные потери соизмеримые с потерями по длине

— длинные – местные потери пренебрежимо малы по отношению к потере по длине (5-10%)

V. Основные формулы для гидравлического расчета согласно
СП 42-101-2003

1. Падение давления на участке газовой сети можно определить по формулам:

а) Для среднего и высокого давления:

Рн — абсолютное давление в начале газопровода, МПа;

Рк — абсолютное давление в конце газопровода, МПа;

— коэффициент гидравлического трения;

l — расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;

d — внутренний диаметр газопровода, см;

— плотность газа при нормальных условиях, кг/м 3 ;

Q0 — расход газа, м 3 /ч, при нормальных условиях;

б) Для низкого давления:

Рн — избыточное давление в начале газопровода, Па;

Рк — избыточное давление в конце газопровода, Па

в) В трубопроводах жидкой фазы СУГ:

V – средняя скорость движения сжиженных газов, м/с: во всасывающих трубопроводах – не более 1,2 м/с; в напорных трубопроводах – не более 3 м/с

2. Режим движения газа по газопроводу, характеризуемый числом Рейнольдса:

где ν — коэффициент кинематической вязкости газа при нормальных условиях, 1,4•10 -6 м 2 /с

Условие гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода:

n — эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая равной для новых стальных — 0,01 см, для бывших в эксплуатации стальных — 0,1 см, для полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации — 0,0007 см/

3. Коэффициент гидравлического трения λ определяется в зависимости от значения Re:

а) для ламинарного режима движения газа Re ≤ 2000:

б) для критического режима движения газа 2000≤ Re ≤ 4000:

в) при Re > 4000 — в зависимости от выполнения условия гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода:

— для гидравлически гладкой стенки:

· при 4000 100000:

— для шероховатых стенок:

4. Предварительный подбор диаметров участков сети

· dp — расчетный диаметр [см]

· А, В, m, m1 — коэффициенты, определяемые по таблицам 6 и 7 СП 42-101-2003 в зависимости от категории сети (по давлению) и материала газопровода

· — расчетный расход газа, м 3 /ч, при нормальных условиях;

· ΔPуд — удельные потери давления (Па/м — для сетей низкого давления, МПа/м — для сетей среднего и высокого давления)

Категория сети А
сеть низкого давления 106/(162•p 2 ) = 626
сеть среднего и высокого давления P0 = 0,101325 МПа, Pm — усредненное давление газа (абсолютное) в сети, МПа
Материал В m m1
сталь 0,022
полиэтилен v – кинематическая вязкость газа при нормальных условиях, м 2 /с 1,75 4,75

Внутренний диаметр газопровода принимается из стандартного ряда внутренних диаметров трубопроводов: ближайший больший — для стальных газопроводов и ближайший меньший — для полиэтиленовых.

5. При расчете газопроводов низкого давления учитывается гидростатический напор Нg, даПа, определяемый по формуле:

где g — ускорение свободного падения, 9,81 м/с 2 ;

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

ρа — плотность воздуха, кг/м 3 , при температуре 0°С и давлении
0,10132 МПа;

ρ0 — плотность газа при нормальных условиях, кг/м 3

6. Местные сопротивления:

Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчетную длину газопроводов определяют по формуле:

где l1 – действительная длина газопровода, м;

Σξ – сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода

Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения фактической длины газопровода на 5 — 10 %

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% линейных потерь

— — на внутриквартирной разводке:

· при длине разводки 1 — 2 м – 450% линейных потерь

· при длине разводки 3 — 4 м – 300% линейных потерь

· при длине разводки 5 — 7 м – 120% линейных потерь

· при длине разводки 8 — 12 м – 50% линейных потерь

Более подробные данные о величине ξ приведены в справочнике С.А.Рысина:

7. Расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10 %. При выполнении гидравлического расчета надземных и внутренних газопроводов с учетом степени шума, создаваемого движением газа, следует принимать скорости движения газа не более 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с для газопроводов среднего давления, 25 м/с для газопроводов высокого давления.

VI. По конфигурации сети бывают:

1) Простые: трубопроводы с постоянным диаметром и не имеющие ответвлений

2) Сложные: имеющие хотя бы одно ответвление

а) Тупиковые (обычно сети низкого давления, позволяют сэкономить на трубопроводах, т. к. имеют минимальную длину)

б) Кольцевые (обычно сети высокого и среднего давления, имеют возможность резервирования, т.е. продолжения снабжения газом объектов в случае аварии на одном из участков путем перераспределения потоков)

в) Смешанные (сочетают возможности тупиковых и кольцевых сетей, обычно получаются из тупиковых сетей путем их закольцовки – добавления перемычки между стратегически важными точками)

Вопросы для самопроверки

11. Разновидности расчетов сетей

12. Цели гидравлического расчета

13. Понятие о сопротивлении движению газа

14. Определение основных констант и переменных, входящих в формулы гидравлического расчета

15. Учет местных сопротивлений при гидравлическом расчете газопроводов

16. Допустимые невязки и скорости газа в сетях

Лекция 3. РАСЧЕТ ДИАМЕТРА ГАЗОПРОВОДА И ДОПУСТИМЫХ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ

Пропускная способность газопроводов должна приниматься из условий создания при максимально допустимых потерях давления газа наиболее экономичной и надежной в эксплуатации системы, обеспечивающей устойчивость работы ГРП и газорегуляторных установок (ГРУ), а также работы горелок потребителей в допустимых диапазонах давления газа.

Расчет диаметра газопровода следует выполнять, как правило, на компьютере с оптимальным распределением расчетной потери давления между участками сети.

При невозможности или нецелесообразности выполнения расчета на компьютере (отсутствие соответствующей программы, отдельные участки газопроводов, и т.п.) гидравлический расчет допускается производить по приведенным ниже формулам или по номограммам, составленным по этим формулам (приложение 3).

Расчетные суммарные потери давления газа в газопроводах низкого давления (от источника газоснабжения до наиболее удаленного прибора) следует принимать не более 180 даПа, в том числе в распределительных газопроводах 120 даПа, в газопроводах-вводах и внутренних газопроводах – 60 даПа.

Падение давления на участке газовой сети следует определять:

— для сетей среднего и высокого давлений по формуле , (1.1)

где Рн — абсолютное давление в начале газопровода, МПа;

Рк — абсолютное давление в конце газопровода, МПа;

l — коэффициент гидравлического трения;

l — расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;

d — внутренний диаметр газопровода, см;

rо — плотность газа при нормальных условиях, кг/м 3 ;

Qo — расход газа, м 3 /ч, при нормальных условиях;

— для сетей низкого давления — по формуле

где Рн — давление в начале газопровода, Па;

Рк — давление в конце газопровода, Па.

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

где n — коэффициент кинематической вязкости газа, м 2 /с, при нормальных условиях;

где Re — число Рейнольдса;

n — эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая равной для новых стальных труб — 0,01 см , для бывших в эксплуатации стальных труб — 0,1 см, для полиэтиленовых труб независимо от времени эксплуатации — 0,0007 см.;

d – см. формулу (1.1).

В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического трения l следует определять:

— для ламинарного режима движения газа (Re

— для критического режима движения газа (Re = 2000-4000)

l=0,0025 Re 0,333 , (1.6)

— при 4000 100000

— для шероховатых стенок при Re>4000

n – см. формулу (1.4)

d – см. формулу (1.1).

Расчетный расход газа на участках распределительных наружных газопроводов низкого давления, имеющих путевые расходы газа, следует определять как сумму транзитного и 0,5 путевого расхода.

Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения фактической длины газопровода на 5-10 %.

При выполнении гидравлического расчета газопроводов по приведенным формулам (1.1)-(1.9) и по различным методикам, в том числе с использованием программ для электронно-вычислительных машин, составленным на основе этих формул, расчетный внутренний диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле

,(1.10)

где dp — расчетный диаметр, см;

коэффициенты А, В, m, m1 определяются по табл. 1.4 и 1.5 в зависимости от категории сети (по давлению) и материала газопровода;

Qo — расчетный расход газа, м 3 /ч, при нормальных условиях;

DPуд — удельные потери давления, (Па/м — для сетей низкого давления, МПа/м — для сетей среднего и высокого давления), определяемые по формуле

где DPдоп -допустимые потери давления (Па — для сетей низкого давления, МПа/м — для сетей среднего и высокого давления).

L — расстояние до самой удаленной точки, м.

Категория сети А
Сети низкого давления 10 6 /(162p 2 ) = 626
Сети среднего и высокого давления Ро/(Рт 162p 2 ) ; Ро = 0,101325 МПа, Рт — среднее давление газа (абсолютное) в сети, МПа
Материал В m m1
сталь 0,022
полиэтилен 0,3164(9pn) 0,25 = 0,0446 , n — кинематическая вязкость газа при нормальных условиях 1,75 4,75

Внутренний диаметр газопровода следует принимать из стандартного ряда внутренних диаметров трубопроводов (ближайший больший — для стальных газопроводов и меньший — для полиэтиленовых).

Пример расчета газопроводной сети

Приведем пример одного из вариантов расчета тупиковой газораспределительной сети. Расчет выполняется как вручную, так и на ЭВМ с помощью программы «РАСГАЗ». В качестве исходных данных используется структура сети, расчетный расход газа на сеть, длины участков, категория давления (рис. 1.3). Формулы гидравлического расчета газопроводов приведены выше и в методических указаниях по расчету газораспределительной сети [8].

Рис. 1.3.Тупиковая газораспределительная сеть

1. Расчетный расход газа на сеть низкого давления QШРП=1377,4 нм 3 /ч.

2. Определение удельного путевого расхода:

q= =1377,4/1900=0,725 нм 3 /ч·м.

3. Определение путевых расходов участков:

Qп1-2=0,725·140=101,5 нм 3 /ч; Qп2-6=0,725·340=246,5 нм 3 /ч;

Qп2-7=0,725·440=319,0 нм 3 /ч ; Qп2-3=0,725·220=159,5 нм 3 /ч;

Qп3-4=0,725·320=232,0 нм 3 /ч; Qп3-5=0,725·440=319,0 нм 3 /ч.

4. Определение транзитных расходов участков:

5. Определение расчетных расходов участков:

Qр3-4=0,5·232,0=116 нм 3 /ч; Qтр3-5=0,5·319,0=159,5 нм 3 /ч;

Qр2-6=0,5·246,5=123,25 нм 3 /ч; Qр2-7=0,5·319=159,5 нм 3 /ч;

1326,75+0,5·101,5=1377,5 нм 3 /ч,

6. Определение гидравлического уклона:

R 1-2-3-5 =1080/(140+220+440)=1,35 Па/м;

R 1-2-6 =(1080-1,35·140)/340=2,62 Па/м;

R 1-2-7 =(1080-1,35·140)/440=2,025 Па/м ;

R 1-2-3-4 =[1080-1,35·(140+220)]/320=1,856 Па/м.

7. Определение потерь давления на участках сети:

8. Определение давлений в конечных точках участков:

рк1-2=3000-189=2811 Па; рк2-3=2811-297=2514 Па; рк3-5=2514-594=1920 Па;

рк2-6=2811-890,8=1920,2 Па; рк2-7=2811-891=1920 Па; рк3-4=2514-594=1920 Па.

В результате ручного счета при помощи номограмм и вычислительного эксперимента на ЭВМ были подобраны диаметры на участках газораспределительной сети. Результаты расчета отражены в табл. 1.6.

Этапы решения задачи на ЭВМ представлены на рис. 1.4-1.6.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Гидравлический расчет газопровода

В основе гидравлического расчета газопроводной сети лежит определение оптимальных диаметров газопроводов, обеспечивающих пропуск необходимых количеств газа при допустимых перепадах давления. Расчет ведется исходя из максимально возможных расходов газа в часы максимального газопотребления. При этом учитываются часовые расходы газа на нужды производственных (промышленных и сельскохозяйственных), коммунально-бытовых потребителей, а также на индивидуально-бытовые нужды населения (отопление, горячее водоснабжение).

Как правило, при гидравлическом расчете газопроводов среднего и высокого давления расчетные расходы газа потребителями принимаются в качестве сосредоточенных нагрузок, для сетей низкого давления учитывается также и равномерно распределенная нагрузка. Отличительной особенностью систем газоснабжения среднего давления с установкой газорегуляторных пунктов у каждого потребителя или небольшой группы потребителей населенного пункта является применимость к ним принципа расчета сетей с равномерно распределенными нагрузками.

При движении газа по трубопроводам происходит постепенное снижение первоначального давления за счет преодоления сил трения и местных сопротивлений.

При проектировании трубопроводов выбор размеров труб осуществляется на основании гидравлического расчета, определяющего внутренний диаметр труб для пропуска необходимого количества газа при допустимых потерях давления или, наоборот, потери давления при транспорте необходимого количества газа по срубам заданного диаметра.

Сопротивление движению газа в трубопроводах слагается из линейных сопротивлений трения и местных сопротивлений: сопротивления трения «работают» на всей протяженности трубопроводов, а местные создаются только в пунктах изменения скоростей и направления движения газа (углы, тройники и т.д.). Подробный гидравлический расчет газопроводов осуществляется по формулам, приведенным в СП 42-101–2003, в которых учтены как режим движения газа, так и коэффициенты гидравлического сопротивления газопроводов. Здесь приводится сокращенный вариант.
Для расчетов внутреннего диаметра газопровода следует воспользоваться формулой:

где dp — расчетный диаметр, см; А, m, m1 — коэффициенты, зависящие от категории сети (по давлению) и материала газопровода; Q0 — расчетный расход газа, м 3 /ч, при нормальных условиях; ΔРуд — удельные потери давления (Па/м для сетей низкого давления)

Здесь ΔРдоп — допустимые потери давления (Па); L — расстояние до самой удаленной точки, м. Коэффициенты А, m, m1 определяются по приведенной ниже таблице.

Внутренний диаметр газопровода принимается из стандартного ряда внутренних диаметров трубопроводов: ближайший больший — для стальных газопроводов и ближайший меньший — для полиэтиленовых.

Расчетные суммарные потери давления газа в газопроводах низкого давления (от источника газоснабжения до наиболее удаленного прибора) принимаются не более 1,80 кПа (в том числе в распределительных газопроводах — 1,20 кПа), в газопроводах-вводах и внутренних газопроводах — 0,60 кПа.

Для расчета падения давления необходимо определить такие параметры, как число Рейнольдса, зависящее от характера движения газа, и коэффициент гидравлического трения λ. Число Рейнольдса — безразмерное соотношение, отражающее, в каком режиме движется жидкость или газ: ламинарном или турбулентном.

Переход от ламинарного к турбулентному режиму происходит по достижении так называемого критического числа Рейнольдса Reкp. При Re Reкp — возможно возникновение турбулентности. Критическое значение числа Рейнольдса зависит от конкретного вида течения.

Число Рейнольдса как критерий перехода от ламинарного к турбулентному режиму течения и обратно относительно хорошо действует для напорных потоков. При переходе к безнапорным потокам переходная зона между ламинарным и турбулентным режимами возрастает, и использование числа Рейнольдса как критерия не всегда правомерно.

Число Рейнольдса есть отношение сил инерции, действующих в потоке, к силам вязкости. Также число Рейнольдса можно рассматривать как отношение кинетической энергии жидкости к потерям энергии на характерной длине.
Число Рейнольдса применительно к углеводородным газам определяется по следующему соотношению:

где Q — расход газа, м 3 /ч, при нормальных условиях; d — внутренний диаметр газопровода, см; π — число пи; ν — коэффициент кинематической вязкости газа при нормальных условиях, м 2 /с (см. таб. 2.3).
Диаметр газопровода d должен отвечать условию:

где n — эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая равной:

— для новых стальных — 0,01 см;
— для бывших в эксплуатации стальных — 0,1 см;
— для полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации — 0,0007 см.

Коэффициент гидравлического трения λ определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса. Для ламинарного режима движения газа (Re ≤ 2000):

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

λ = 0,0025 Re 0,333 (5.6)

Eсли значение числа Рейнольдса превышает 4000 (Re > 4000), возможны следующие ситуации. Для гидравлически гладкой стенки при соотношении 4000 0,25 (5.7)

При значении Re > 100000:

λ = 1/(1,82lgRe – 1,64) 2 (5.8)

Для шероховатых стенок при Re > 4000:

λ = 0,11[(n/d) + (68/Re)] 0,25 (5.9)

После определения вышеперечисленных параметров падение давления для сетей низкого давления вычисляется по формуле

где Pн — абсолютное давление в начале газопровода, Па; Рк — абсолютное давление в конце газопровода, Па; λ — коэффициент гидравлического трения; l — расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м; d — внутренний диаметр газопровода, см; ρ0 — плотность газа при нормальных условиях, кг/м 3 ; Q — расход газа, м 3 /ч, при нормальных условиях;

Расход газа на участках распределительных наружных газопроводов низкого давления, имеющих путевые расходы газа, следует определять как сумму транзитного и 0,5 путевого расходов газа на данном участке. Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) учитываются путем увеличения фактической длины газопровода на 5–10%.

Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчетная длина газопроводов определяется по формуле:

где l1 — действительная длина газопровода, м; Σξ — сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода; d — внутренний диаметр газопровода, см; λ — коэффициент гидравлического трения, определяемый в зависимости от режима течения и гидравлической гладкости стенок газопровода.

Местные гидравлические сопротивления в газопроводах и вызываемые ими потери давления возникают при изменении направления движения газа, а также в местах разделения и слияния потоков. Источники местных сопротивлений — переходы с одного размера газопровода на другой, колена, отводы, тройники, крестовины, компенсаторы, запорная, регулирующая и предохранительная арматура, конденсатосборники, гидравлические затворы и другие устройства, приводящие к сжатию, расширению и изгибу потоков газа. Падение давления в местных сопротивлениях, перечисленных выше, допускается учитывать путем увеличения расчетной длины газопровода на 5–10%. Расчетная длина наружных надземных и внутренних газопроводов

где l1 — действительная длина газопровода, м; Σξ — сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода длиной l1, lэ — условная эквивалентная длина прямолинейного участка газопровода, м, потери давления на котором равны потерям давления в местном сопротивлении со значением коэффициента ξ = 1.

Эквивалентная длина газопровода в зависимости от режима движения газа в газопроводе:
— для ламинарного режима движения

— для критического режима движения газа

lэ = 12,15d 1,333 v 0,333 /Q 0,333 (5.14)

— для всей области турбулентного режима движения газа

При расчете внутренних газопроводов низкого давления для жилых домов допустимые потери давления газа на местные сопротивления, % от линейных потерь:
— на газопроводах от вводов в здание до стояка — 25;
— на стояках — 20;
— на внутриквартирной разводке — 450 (при длине разводки 1–2 м), 300 (3–4 м), 120 (5–7 м) и 50 (8–12 м),

Приближенные значения коэффициента ξ для наиболее распространенных видов местных сопротивлений приведены в табл. 5.2.
Падение давления в трубопроводах жидкой фазы СУГ определяется по формуле:

H = 50λV 2 ρ/d (5.12)

где λ — коэффициент гидравлического трения (определяется по формуле 5.7); V — средняя скорость движения сжиженных газов, м/с.

С учетом противокавитационного запаса средние скорости движения жидкой фазы принимаются:
— во всасывающих трубопроводах — не более 1,2 м/с;
— в напорных трубопроводах — не более 3 м/с.

При расчете газопроводов низкого давления учитывается гидростатический напор Нg, даПа, определяемый по формуле

где g — ускорение свободного падения, 9,81 м/с 2 ; h — разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м; ρа — плотность воздуха, кг/м 3 , при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа; ρ0 — плотность газа при нормальных условиях кг/м 3 .

При выполнении гидравлического расчета надземных и внутренних газопроводов с учетом степени шума, создаваемого движением газа, следует принимать скорости движения газа не более 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с для газопроводов среднего давления, 25 м/с для газопроводов высокого давления.

Таблица 5.2. Коэффициенты местных сопротивлений ξ при турбулентном движении газа (Re > 3500)

Расчет диаметра газопровода 6

Онлайн расчет диаметра газопровода по СНиП 2.04.08-87*

Внутренние диаметры газопроводов необходимо определять расчетом из условия обеспечения газоснабжения в часы максимального потребления газа.

(15 оценок, среднее: 3,47 из 5)
Загрузка.

При гидравлическом расчете надземных и внутренних газопроводов следует принимать скорость движения газа не более 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с для газопроводов среднего давления, 25 м/с для газопроводов высокого давления.

Полученное значение диаметра газопровода следует принимать в качестве исходной величины при выполнении гидравлического расчета газопроводов.

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ

1. Гидравлический расчет газопроводов следует выполнять, как правило, на электронно-вычислительных машинах с использованием оптимального распределения расчетных потерь давления между участками сети.

При невозможности или нецелесообразности выполнения расчета на электронно-вычислительной машине (отсутствие соответствующей программы, отдельные небольшие участки газопроводов и т.п.) гидравлический расчет допускается производить по приведенным ниже формулам или номограммам, составленным по этим формулам.

2. Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего давлений следует принимать в пределах давления, принятого для газопровода.

Расчетные потери давления в распределительных газопроводах низкого давления следует принимать не более 180 даПа (мм вод.ст.), в т.ч. в уличных и внутриквартальных газопроводах — 120, дворовых и внутренних газопроводах — 60 даПа (мм вод.ст.).

3. Значения расчетной потери давления газа при проектировании газопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и коммунально-бытовых предприятий принимаются в зависимости от давления газа в месте подключения, с учетом технических характеристик принимаемых к установке, газовых горелок, устройств автоматики безопасности и автоматики регулирования технологического режима тепловых агрегатов.

4. Гидравлический расчет газопроводов среднего и высокого давлений во всей области турбулентного движения газа следует производить по формуле:

где: P_1 — максимальное давление газа в начале газопровода, МПа;

Р_2 — то же, в конце газопровода, МПа;

l — расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;

d_i — внутренний диаметр газопровода, см;

тета — коэффициент кинематической вязкости газа при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа, м2/с;

Q — расход газа при нормальных условиях (при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа), м3/ч;

n — эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая для полиэтиленовых труб равной 0,002 см;

ро — плотность газа при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа, кг/м3.

5. Падение давления в местных сопротивлениях (тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения расчетной длины газопроводов на 5-10%.

6. При выполнении гидравлического расчета газопроводов по приведенным в настоящем разделе формулам, а также по различным методикам и программам для электронно-вычислительных машин, составленным на основе этих формул, диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле:

где: t — температура газа, °C;

P_m — среднее давление газа (абсолютное) на расчетном участке газопровода, МПа;

V — скорость газа м/с (принимается не болев 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с — среднего и 25 м/с — для газопроводов высокого давления);

d_i, Q — обозначения те же, что и в формуле (1).

Полученное значение диаметра газопровода следует принимать в качестве исходной величины при выполнении гидравлического расчета газопроводов.

7. Для упрощения расчетов по определению потерь давления в полиэтиленовых газопроводах среднего и высокого давлений рекомендуется использовать приведенную на рис. 1 номограмму, разработанную институтами ВНИПИГаздобыча и ГипроНИИГаз для труб диаметром от 63 до 226 мм включительно.

Пример расчета. Требуется запроектировать газопровод длиной 4500 м, максимальным расходом 1500 м3/ч и давлением в точке подключения 0,6 МПа.

По формуле (2) находим предварительно диаметр газопровода. Он составит:

Принимаем по номограмме ближайший больший диаметр, он составляет 110 мм (di=90 мм). Затем по номограмме (рис. 1) определяем потери давления. Для этого через точку заданного расхода на шкале Q и точку полученного диаметра на шкале d_i проводим прямую до пересечения с осью I. Полученная точка на оси I соединяется с точкой заданной длины на оси l и прямая продолжается до пересечения с осью . Поскольку шкала l определяет длину газопровода от 10 до 100 м, уменьшаем для рассматриваемого примера длину газопровода в 100 раз (с 9500 до 95 м) и соответствующим увеличением полученного перепада давления тоже в 100 раз. В нашем примере значение 106 составит:

0,55 100 = 55 кгс/см2

Определяем значение Р_2 по формуле:

Полученный отрицательный результат означает, что трубы диаметром 110 мм не обеспечат транспорт заданного расхода, равного 1500 м3/ч.

Повторяем расчет для следующего большего диаметра, т.е. 160 мм. В этом случае P2 составит:

= 5,3 кгс/см2 = 0,53 МПа

Полученный положительный результат означает, что в проекте необходимо заложить трубу диаметром 160 мм.

Рис. 1. Номограмма для определения потерь давления в полиэтиленовых газопроводах среднего и высокого давления

8. Падение давления в газопроводах низкого давления следует определять по формуле:

где: Н — падение давления, Па;

n, d, тета, Q, ро, l — обозначения те же, что и в формуле (1).

Примечание: для укрупненных расчетов вторым слагаемым, указанным в скобках в формуле (3), можно пренебречь.

9. При расчете, газопроводов низкого давления следует учитывать гидростатический напор Нg, мм вод.ст., определяемый по формуле:

где: h — разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м;

ро_a — плотность воздуха, кг/м3, при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа;

ро_o — обозначение то же, что в формуле (1).

10. Гидравлический расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец при максимальном использовании допустимой потери давления газа. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10%.

При выполнении гидравлического расчета надземных и внутренних газопроводов с учетом степени шума, создаваемого движением газа, следует принимать скорости движения газа не болев 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с — для газопроводов среднего давления, 26 м/с — для газопроводов высокого давления.

11. Учитывая сложность и трудоемкость расчета диаметров газопроводов низкого давления, особенно кольцевых сетей, указанный расчет рекомендуется проводить на ЭВМ или по известным номограммам для определения потерь давления в газопроводах низкого давления. Номограмма для определения потерь давления в газопроводах низкого давления для природного газа с ро =0,73 кг/м3 и тета =14,3 106м2/с приведена на рис. 2.

В связи с тем, что указанные номограммы составлены для расчета стальных газопроводов, полученные значения диаметров, вследствие более низкого коэффициента, шероховатости полиэтиленовых труб, следует уменьшать на 5-10%.

Рис. 2. Номограмма для определения потерь давления в стальных газопроводах низкого давления

ПРИМЕР РАСЧЕТА ОДНОКОЛЬЦЕВОГО ГАЗОПРОВОДА

Министерство образования Российской Федерации

Магнитогорский Государственный Технический Университет им. Г.И.Носова

Кафедра Теплотехнических и Энергетических систем

РАСЧЕТ СИСТЕМ ГАЗО- И ВОДОСНАБЖЕНИЯ

Методические указания по курсовому проектированию по курсу

«Технологические энергоносители промышленных предприятий»


для студентов специальностей 140104

Составители: Е.Б. Агапитов

Расчет систем газо- и водоснабжения: Методические указания по курсовому проектированию по курсу «Технологические энергоносители промышленных предприятий» для студентов специальностей 140104. Магнитогорск, МГТУ, 2009.

© Е.Б.Агапитов, Н.Г.Злоказова, В.Н.Михайловский, М.М.Ерофеев, М.А.Покатаева, 2009

Введение

Проектирование распределительных систем газоснабжения является одной из составляющих деятельности инженера-энергетика. Рост потребления газа в городах и масштабность распределительных систем ставят перед инженером новые задачи, связанные с развитием и реконструкцией сетей, повышением надежности газоснабжения, поиску экономичных вариантов транспортировки газа.

Кольцевые сети обладают повышенной надежностью и применяются для снабжения наиболее ответственных потребителей. Газовые сети высокого (среднего) давления являются верхним иерархическим уровнем городской системы газоснабжения. Для средних и больших городов их проектируют кольцевыми, и только для малых городов они могут выполняться в виде разветвленных тупиковых сетей.

Газовые сети состоят из участков, по которым движется газ, и узлов, в которых соединяются участки и к которым присоединяют ответвления к потребителям. Геометрические фигуры, состоящие из ребер и вершин (когда каждому ребру соответствуют две вершины, являющиеся концами этих ребер) называются графами. Цепочка последовательно соединенных ребер, в которой каждую вершину (узел) при движении по направлению потока проходят один размазывается путем. Путь, у которого начальная и конечная вершины совпадают, образуют контур или цикл.

Тупиковая разветвленная газовая сеть представляет собой дерево. Кольцевая сеть представляет собой граф, состоящий только из циклов и не имеющих тупиковых ответвлений. Большинство газовых сетей представляет собой смешанный граф, состоящий из замкнутых контуров и тупиковых ответвлений. Кольцевую сеть можно трансформировать в дерево (разветвленную сеть) путем исключения из каждого цикла замыкающего участка – этот прием используется в гидравлических расчетах колец. Обычно для сетей задано начальное давление Рn у точки питания и Pk у потребителя.

Задача гидравлического расчета разветвленной сети, у которой транзитные расходы определены однозначно (следовательно, известны расчетные расходы для всех участков), заключается в нахождении диаметра трубопровода на участке di и потерь давления на участке ΔРi.

При расчете кольцевой сети можно наметить бесчисленное множество вариантов потокораспределения, т.к. ветви кольцевой сети включены параллельно, поэтому, в общем случае у кольцевой сети неизвестными будут диаметры di на участках, перепады давления на них ΔРi и расчетные расходы Qi . Поиск неизвестных проводят на основании решения системы уравнений, составленных на основании двух законов Кирхгофа для кольцевых сетей:

1. Алгебраическая сумма всех потоков газа Qij, сходящихся в узле, включая узловые расходы Qj, равна нулю.

Потокам, подходящим к узлу, присваивается знак плюс, а выходящим – знак минус.

2. Алгебраическая сумма всех перепадов давлений в замкнутом контуре равна нулю при условии, если в этом контуре нет нагнетателей. Перепады давления на участках, где газ движется по часовой стрелке, принимаются положительными, а на участках с направлением движения против часовой стрелки – отрицательными. Второй закон дает число уравнений типа — равное числу элементарных колец.

Городские газовые сети рассчитывают на заданный перепад давлений, и это условие дает дополнительные уравнения типа:

где ΔРp – расчетный перепад давлений,

ΔPi – сумма потерь давления от точки 1 до концевой точки k.

Число таких уравнений равно числу точек встречи потоков. Оптимизацию сети проводят по оценке материальной характеристики – величины, пропорциональной расходу металла на сеть.

где р – число участков сети;

di, li — диаметры и длины участков.

На первом этапе гидравлического расчета проводят предварительное распределение потоков газа с соблюдением первого закона Кирхгофа и подбирают диаметры всех участков газопроводов. После подбора диаметров второй закон Кирхгофа для большинства колец оказывается неудовлетворительным.

Для независимых контуров составляется система уравнений относительно потерь давления в контуре, при этом:

для сети низкого давления

для сети высокого и среднего давления

здесь индексы «n», «k»относятся к началу и концу участка по ходу газа.

Для решения задачи используют метод циркуляционных (или контурных) расходов, когда в каждый независимый контур вводится циркуляционный расход ΔQk, в результате чего удовлетворяется второй закон Кирхгофа.

Для расчета величины ΔQk используют известную формулу Лобачева-Кросса. После введения циркуляционных расходов вычисляют » невязки» в кольцах и величины относительных ошибок, характеризующие» степень» невыполнения второго закона.

— для сети высокого давления

— для сети низкого давления

Если полученные ошибки оказываются меньше заданной точности (обычно 10%) – расчет потокораспределения считают законченным. Если ошибки оказываются больше допустимой – расчет повторяют снова.

Наиболее доступно метод гидравлического расчета кольцевых сетей изложен в работе А.А. Ионина [1]. Примеры расчетов сетей с учетом небольших методических дополнений предлагаются в данном методическом указании. В приложении приведены различные варианты заданий для расчетов и необходимые для расчетов номограммы. В дополнение к гидравлическому расчету газовых сетей приведен пример расчета надежности газоснабжения кольцевой газовой сети.

В основе расчета лежит оценка показателя надежности сети Rсети(t) как функции от принятого по заданию временного отрезка. Если в результате расчета окажется, что величина Rсети (t) получилась менее 0,95, то проектанту необходимо разработать мероприятия, к которым относят: резервирование, байпассирование и дублирование, позволяющие повысить надежность сети, после чего уточняют оценку надежности.

ПРИМЕР РАСЧЕТА ОДНОКОЛЬЦЕВОГО ГАЗОПРОВОДА

На схеме рис. 2. показаны узловые расходы газа (м 3 /ч) у всех потребителей, даны номера всех участков кольца и ответвлений, около номера участков в скобках указаны их длины (м). Начальное давление газа после ГРС рн=700 кПа (абс), минимальное конечное давление pk=300 кП, (абс). Коэффициент обеспеченности в аварийном режиме для всех потребителей принят равным: Коб=0.7.

1. Определим диаметр кольца по расчетному расходу:

и удельному падению квадрата давления

Здесь потери давления на местных сопротивлениях приняты 10% линейных потерь. Диаметр определяется по номограмме (см. рис.1), он равен 273х7мм.

Рис. 1. Номограмма для определения потерь давления природного газа в газопроводах среднего и высокого давления (до 1,2МПа)

Рис. 2. Схема однокольцевого газопровода высокого давления

(т.к. в дальнейших вычислениях потери квадрата давления относят к 100 м длины, рекомен­дуем на оси длин номограммы на рис 1. использовать только точку «100»),

2. Производим расчеты для аварийных режимов при выключении участков 1 и 15. Расчеты для обоих вариантов сводим в табл. 1 .Узловые расходы принимаем равными:

В процессе гидравлического расчета выяснилось (в примере не приведен), что кольцо диаметром 273×7 мм не обеспечивает необходимого давления в концевых точках. Особенно это проявлялось при выключении участка I. Такое положение объясняется тем, что нагрузка на кольцо несимметричная — перегружена левая ветвь. Учитывая изложенное, для участков 1, 12, 13, 14 и 15 был принят диаметр 325×8, который и учтен в табл. 1. Определим давление в концевых точках. При выключении участка 15

При выключении участка I

В обоих случаях давления достаточны, чтобы присоединить соответственно ответв­ления 29 и 16. Полученные диаметры кольца оставляем.

Рассчитываем диаметры ответвлений для аварийных режимов при подаче потребите­лям м 3 /ч газа. Сначала определяем давление газа в начале всех ответвлений, как при отказе участка 15, так и при отказе участка 1. Из сравнения двух значений начальных давлений для каждого ответвления рк.от выбираем меньшее. Для этого давления и подбираем диаметр ответвления при условии, чтобы давление в конце ответвления рк.от было не менее 300 кПа. Кроме того, диаметры менее 50 мм не проектируем. Порядок расчета проследим на примере ответвления 20.

а) Находим давление в начале ответвления при отказе участка 15

здесь 700 кПа — давление в начале сети, а сумма в скобках — потери квадрата давления на уча­стках 1, 2, 3, 4, 5, взятые из табл.1.

б) Определяем давление в начале ответвления при отказе участка

Так как при отказе участка 1 давление в начале ответвления меньше, поэтому за расчетное значение принимаем кПа.

в) Определяем допустимую потерю квадрата давления на 100 м

г) Подбираем диаметр ответвления по номограмме (см. рис. 1)

д) Определяем потерю квадрата давления на ответвлении

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ

1. Гидравлический расчет газопроводов следует выполнять, как правило, на электронно-вычислительных машинах с использованием оптимального распределения расчетных потерь давления между участками сети.

При невозможности или нецелесообразности выполнения расчета на электронно-вычислительной машине (отсутствие соответствующей программы, отдельные небольшие участки газопроводов и т.п.) гидравлический расчет допускается производить по приведенным ниже формулам или номограммам, составленным по этим формулам.

2. Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего давлений следует принимать в пределах давления, принятого для газопровода.

Расчетные потери давления в распределительных газопроводах низкого давления следует принимать не более 180 даПа (мм вод.ст.), в т.ч. в уличных и внутриквартальных газопроводах — 120, дворовых и внутренних газопроводах — 60 даПа (мм вод.ст.).

3. Значения расчетной потери давления газа при проектировании газопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и коммунально-бытовых предприятий принимаются в зависимости от давления газа в месте подключения, с учетом технических характеристик принимаемых к установке, газовых горелок, устройств автоматики безопасности и автоматики регулирования технологического режима тепловых агрегатов.

4. Гидравлический расчет газопроводов среднего и высокого давлений во всей области турбулентного движения газа следует производить по формуле:

где: P_1 — максимальное давление газа в начале газопровода, МПа;

Р_2 — то же, в конце газопровода, МПа;

l — расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;

d_i — внутренний диаметр газопровода, см;

тета — коэффициент кинематической вязкости газа при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа, м2/с;

Q — расход газа при нормальных условиях (при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа), м3/ч;

n — эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая для полиэтиленовых труб равной 0,002 см;

ро — плотность газа при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа, кг/м3.

5. Падение давления в местных сопротивлениях (тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения расчетной длины газопроводов на 5-10%.

6. При выполнении гидравлического расчета газопроводов по приведенным в настоящем разделе формулам, а также по различным методикам и программам для электронно-вычислительных машин, составленным на основе этих формул, диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле:

где: t — температура газа, °C;

P_m — среднее давление газа (абсолютное) на расчетном участке газопровода, МПа;

V — скорость газа м/с (принимается не болев 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с — среднего и 25 м/с — для газопроводов высокого давления);

d_i, Q — обозначения те же, что и в формуле (1).

Полученное значение диаметра газопровода следует принимать в качестве исходной величины при выполнении гидравлического расчета газопроводов.

7. Для упрощения расчетов по определению потерь давления в полиэтиленовых газопроводах среднего и высокого давлений рекомендуется использовать приведенную на рис. 1 номограмму, разработанную институтами ВНИПИГаздобыча и ГипроНИИГаз для труб диаметром от 63 до 226 мм включительно.

Пример расчета. Требуется запроектировать газопровод длиной 4500 м, максимальным расходом 1500 м3/ч и давлением в точке подключения 0,6 МПа.

По формуле (2) находим предварительно диаметр газопровода. Он составит:

Принимаем по номограмме ближайший больший диаметр, он составляет 110 мм (di=90 мм). Затем по номограмме (рис. 1) определяем потери давления. Для этого через точку заданного расхода на шкале Q и точку полученного диаметра на шкале d_i проводим прямую до пересечения с осью I. Полученная точка на оси I соединяется с точкой заданной длины на оси l и прямая продолжается до пересечения с осью . Поскольку шкала l определяет длину газопровода от 10 до 100 м, уменьшаем для рассматриваемого примера длину газопровода в 100 раз (с 9500 до 95 м) и соответствующим увеличением полученного перепада давления тоже в 100 раз. В нашем примере значение 106 составит:

0,55 100 = 55 кгс/см2

Определяем значение Р_2 по формуле:

Полученный отрицательный результат означает, что трубы диаметром 110 мм не обеспечат транспорт заданного расхода, равного 1500 м3/ч.

Повторяем расчет для следующего большего диаметра, т.е. 160 мм. В этом случае P2 составит:

= 5,3 кгс/см2 = 0,53 МПа

Полученный положительный результат означает, что в проекте необходимо заложить трубу диаметром 160 мм.

Рис. 1. Номограмма для определения потерь давления в полиэтиленовых газопроводах среднего и высокого давления

8. Падение давления в газопроводах низкого давления следует определять по формуле:

где: Н — падение давления, Па;

n, d, тета, Q, ро, l — обозначения те же, что и в формуле (1).

Примечание: для укрупненных расчетов вторым слагаемым, указанным в скобках в формуле (3), можно пренебречь.

9. При расчете, газопроводов низкого давления следует учитывать гидростатический напор Нg, мм вод.ст., определяемый по формуле:

где: h — разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м;

ро_a — плотность воздуха, кг/м3, при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа;

ро_o — обозначение то же, что в формуле (1).

10. Гидравлический расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец при максимальном использовании допустимой потери давления газа. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10%.

При выполнении гидравлического расчета надземных и внутренних газопроводов с учетом степени шума, создаваемого движением газа, следует принимать скорости движения газа не болев 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с — для газопроводов среднего давления, 26 м/с — для газопроводов высокого давления.

11. Учитывая сложность и трудоемкость расчета диаметров газопроводов низкого давления, особенно кольцевых сетей, указанный расчет рекомендуется проводить на ЭВМ или по известным номограммам для определения потерь давления в газопроводах низкого давления. Номограмма для определения потерь давления в газопроводах низкого давления для природного газа с ро =0,73 кг/м3 и тета =14,3 106м2/с приведена на рис. 2.

В связи с тем, что указанные номограммы составлены для расчета стальных газопроводов, полученные значения диаметров, вследствие более низкого коэффициента, шероховатости полиэтиленовых труб, следует уменьшать на 5-10%.

Рис. 2. Номограмма для определения потерь давления в стальных газопроводах низкого давления

Гидравлический расчет газопровода

При проектировании трубопроводов выбор размеров труб осуществляется на основании гидравлического расчета, определяющего внутренний диаметр труб для пропуска необходимого количества газа при допустимых потерях давления или, наоборот, потери давления при транспорте необходимого количества газа по срубам заданного диаметра.

Сопротивление движению газа в трубопроводах слагается из линейных сопротивлений трения и местных сопротивлений: сопротивления трения «работают» на всей протяженности трубопроводов, а местные создаются только в пунктах изменения скоростей и направления движения газа (углы, тройники и т.д.). Подробный гидравлический расчет газопроводов осуществляется по формулам, приведенным в СП 42-101–2003, в которых учтены как режим движения газа, так и коэффициенты гидравлического сопротивления газопроводов. Здесь приводится сокращенный вариант.

Для расчетов внутреннего диаметра газопровода следует воспользоваться формулой:

где dp — расчетный диаметр, см; А, m, m1 — коэффициенты, зависящие от категории сети (по давлению) и материала газопровода; Q0 — расчетный расход газа, м 3 /ч, при нормальных условиях; ΔРуд — удельные потери давления (Па/м для сетей низкого давления)

Здесь ΔРдоп — допустимые потери давления (Па); L — расстояние до самой удаленной точки, м. Коэффициенты А, m, m1 определяются по приведенной ниже таблице.

Внутренний диаметр газопровода принимается из стандартного ряда внутренних диаметров трубопроводов: ближайший больший — для стальных газопроводов и ближайший меньший — для полиэтиленовых.

Расчетные суммарные потери давления газа в газопроводах низкого давления (от источника газоснабжения до наиболее удаленного прибора) принимаются не более 1,80 кПа (в том числе в распределительных газопроводах — 1,20 кПа), в газопроводах-вводах и внутренних газопроводах — 0,60 кПа.

Для расчета падения давления необходимо определить такие параметры, как число Рейнольдса, зависящее от характера движения газа, и коэффициент гидравлического трения λ. Число Рейнольдса — безразмерное соотношение, отражающее, в каком режиме движется жидкость или газ: ламинарном или турбулентном.

Переход от ламинарного к турбулентному режиму происходит по достижении так называемого критического числа Рейнольдса Reкp. При Re Reкp — возможно возникновение турбулентности. Критическое значение числа Рейнольдса зависит от конкретного вида течения.

Число Рейнольдса как критерий перехода от ламинарного к турбулентному режиму течения и обратно относительно хорошо действует для напорных потоков. При переходе к безнапорным потокам переходная зона между ламинарным и турбулентным режимами возрастает, и использование числа Рейнольдса как критерия не всегда правомерно.

Число Рейнольдса есть отношение сил инерции, действующих в потоке, к силам вязкости. Также число Рейнольдса можно рассматривать как отношение кинетической энергии жидкости к потерям энергии на характерной длине.
Число Рейнольдса применительно к углеводородным газам определяется по следующему соотношению:

где Q — расход газа, м 3 /ч, при нормальных условиях; d — внутренний диаметр газопровода, см; π — число пи; ν — коэффициент кинематической вязкости газа при нормальных условиях, м 2 /с (см. таб. 2.3).
Диаметр газопровода d должен отвечать условию:

Eсли значение числа Рейнольдса превышает 4000 (Re > 4000), возможны следующие ситуации. Для гидравлически гладкой стенки при соотношении 4000 0,25 (5.7)

При значении Re > 100000:

λ = 1/(1,82lgRe – 1,64) 2 (5.8)

Для шероховатых стенок при Re > 4000:

После определения вышеперечисленных параметров падение давления для сетей низкого давления вычисляется по формуле

где Pн — абсолютное давление в начале газопровода, Па; Рк — абсолютное давление в конце газопровода, Па; λ — коэффициент гидравлического трения; l — расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м; d — внутренний диаметр газопровода, см; ρ0 — плотность газа при нормальных условиях, кг/м 3 ; Q — расход газа, м 3 /ч, при нормальных условиях;

Расход газа на участках распределительных наружных газопроводов низкого давления, имеющих путевые расходы газа, следует определять как сумму транзитного и 0,5 путевого расходов газа на данном участке. Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) учитываются путем увеличения фактической длины газопровода на 5–10%.

Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчетная длина газопроводов определяется по формуле:

где l1 — действительная длина газопровода, м; Σξ — сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода; d — внутренний диаметр газопровода, см; λ — коэффициент гидравлического трения, определяемый в зависимости от режима течения и гидравлической гладкости стенок газопровода.

Местные гидравлические сопротивления в газопроводах и вызываемые ими потери давления возникают при изменении направления движения газа, а также в местах разделения и слияния потоков. Источники местных сопротивлений — переходы с одного размера газопровода на другой, колена, отводы, тройники, крестовины, компенсаторы, запорная, регулирующая и предохранительная арматура, конденсатосборники, гидравлические затворы и другие устройства, приводящие к сжатию, расширению и изгибу потоков газа. Падение давления в местных сопротивлениях, перечисленных выше, допускается учитывать путем увеличения расчетной длины газопровода на 5–10%. Расчетная длина наружных надземных и внутренних газопроводов

где l1 — действительная длина газопровода, м; Σξ — сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода длиной l1, lэ — условная эквивалентная длина прямолинейного участка газопровода, м, потери давления на котором равны потерям давления в местном сопротивлении со значением коэффициента ξ = 1.

Эквивалентная длина газопровода в зависимости от режима движения газа в газопроводе:
— для ламинарного режима движения

— для критического режима движения газа

lэ = 12,15d 1,333 v 0,333 /Q 0,333 (5.14)

— для всей области турбулентного режима движения газа

При расчете внутренних газопроводов низкого давления для жилых домов допустимые потери давления газа на местные сопротивления, % от линейных потерь:
— на газопроводах от вводов в здание до стояка — 25;
— на стояках — 20;
— на внутриквартирной разводке — 450 (при длине разводки 1–2 м), 300 (3–4 м), 120 (5–7 м) и 50 (8–12 м),

Приближенные значения коэффициента ξ для наиболее распространенных видов местных сопротивлений приведены в табл. 5.2.
Падение давления в трубопроводах жидкой фазы СУГ определяется по формуле:

H = 50λV 2 ρ/d (5.12)

где λ — коэффициент гидравлического трения (определяется по формуле 5.7); V — средняя скорость движения сжиженных газов, м/с.

С учетом противокавитационного запаса средние скорости движения жидкой фазы принимаются:
— во всасывающих трубопроводах — не более 1,2 м/с;
— в напорных трубопроводах — не более 3 м/с.

При расчете газопроводов низкого давления учитывается гидростатический напор Нg, даПа, определяемый по формуле

где g — ускорение свободного падения, 9,81 м/с 2 ; h — разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м; ρа — плотность воздуха, кг/м 3 , при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа; ρ0 — плотность газа при нормальных условиях кг/м 3 .

При выполнении гидравлического расчета надземных и внутренних газопроводов с учетом степени шума, создаваемого движением газа, следует принимать скорости движения газа не более 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с для газопроводов среднего давления, 25 м/с для газопроводов высокого давления.

Курсовая работа: Расчет газопровода высокого давления

Проектирование сетей высокого (среднего) давления необходимо проводить с учетом требований СНиП 2.04.08-87* СНиП 3.05.02-88*, СНиП 42-01-2002 и других, определяющих условия ведения строительных работ.

Расчеты газопровода высокого (среднего) давления, как и внутридомового газопровода, необходимо выполнять по схеме сосредоточенного отбора газа. На практике в большинстве случаев при проектировании сетей, ориентируясь на опыт затрат при выборе труб, а также при проведении работ по монтажу газовых сетей, в конечном итоге подбирают трубы 2-3 диаметров, удовлетворяющие требованиям при проектировании газовых сетей.

В данной работе при расчете газопровода высокого давления рекомендовано рассчитать минимально допустимые диаметры труб с последующим их подбором, ориентируясь на существующую спецификацию и условия эксплуатации данного газопровода, а при расчете внутридомового газопровода задать диаметры труб на всех участках и определить потери давления. В обоих случаях рекомендуется использовать соответствующие (для высокого и низкого давления) номограммы.

Схему газопровода высокого давления запроектировать в виде одного кольца с ответвлениями к потребителям.

1. Расчет сети низкого давления

1.1 Определяем численность жителей в районе

где Si – площадь района застройки;

а – плотность жилого фонда в данном районе, определяется по П.1;

f = 15 м 2 /чел. – норма общей площади квартиры на 1 человека.

1.2 Определяем годовое потребление газа на различные нужды

а) на бытовые нужды:

где Y ж – доля жителей, охваченных газоснабжением, (Y ж = 1);

g 1 – норма для квартир, в которых имеются газовые плиты и газовые водонагреватели;

g 2 – норма для квартир, в которых имеются газовые плиты и централизованное водоснабжение g2 = 2800 мДж/чел.·год;

N – число жителей в районе;

z 1 – доля жителей, имеющих газовые плиты и водогрейные котлы;

z 2 – доля жителей, имеющих газовые плиты, (z 2 = 1);

где 0,1 – удельный показатель стирки белья одним жителем;

z пр = 0,2 – доля жителей, использующих прачечные;

у пр = 1,0 – доля газифицированных прачечных;

g пр = 18800 мДж/1т белья – норма потребления теплоты на стирку 1 т белья в механизированных прачечных, включая сушку и глажение;

в) на учреждения здравоохранения:

где z уз = 1,0 – доля газифицированных больниц, использующих газ для приготовления пищи;

g пр = 3200 мДж – нормы расхода теплоты на 1 больничное место;

г) на предприятия общественного питания:

где z оп = 0,4 – доля жителей, пользующихся общественным питанием;

у оп = 1,0 – доля газифицированных предприятий общественного питания;

g о = 4,2 мДж – норма потребляемой теплоты на приготовление одного обеда;

g з = 2,1 мДж – норма потребляемой теплоты на приготовление одного завтрака или ужина;

Где, 52 – усреднённый показатель помывки на 1 человека;

z б = 0,5 – доля жителей, пользующихся банями;

у б = 1,0 – доля газифицированных бань с мытьем в ваннах;

g б = 40 мДж – норма потребляемой теплоты на одну помывку;

е) на хлебозаводы:

где у хб – доля газифицированных хлебозаводов (пусть у хб = 1,0);

g хб – норма потребления теплоты на выпечку 1 т хлебобулочных изделий;

Если в одинаковых соотношениях выпекается хлеб формовой, сдоба и кондитерские изделия, то можно принять [5]:

1.3 Рассчитываются значения расчётного часового расхода различных потребителей газа:

а) бытовые нужды:

где – часовой расход газа на бытовые нужды, , – годовой расход газа на бытовые нужды, .

Из П.2, аппроксимируя, находим для значений Ni коэффициент :

Из П.3 определяем :

в) учреждения здравоохранения:

д) предприятия общественного питания:

ж) бытовое обслуживание:

Допустим, часовые расходы газа на сети низкого давления включают в себя расходы на бытовые нужды, предприятия общественного питания, здравоохранение, бытовое обслуживание, прачечные, бани. Тогда:

Расчетные часовые расходы на сети среднего давления включают в себя расходы на хлебозаводы:

1.4 Определим количество ГРП

где F – площадь жилого района с учетом проездов, м 2 ; R – радиус действия ГРП, м. Оптимальный радиус примерно составляет 400–600 м. Пусть радиус действия R = 600 м, тогда:

Из экономии примем n = 1, тем более, что в одном ГРП можно смонтировать несколько рабочих линий.

1.5 Определим расчетные перепады давления для всей сети низкого давления, для распределительных сетей, абонентских ответвлений и внутридомовых газопроводов

Расчетный перепад давлений для всей сети, Па:

где K 1 = 1,5 – коэффициент перегрузки;

K 2 = 0,8 – коэффициент недогрузки;

Р 0 – номинальное давление газа, на которое рассчитан газовый прибор, Р 0 = 2000 Па, ΔР р =1400 Па.

Перепад давления (расчетный) для распределительной сети, ΔР р.с = 1000 Па.

Перепад давления (расчетный) для абонентских ответвлений, ΔР а.отв = 50 Па;

Расчетный перепад давления для внутридомовых газопроводов, ΔР вн = 350 Па.

Рассчитаем часовой удельный (на 1 м длины) расход газа для каждого контура.

Контуры (кварталы, охваченные контурами) удобно обозначать римскими цифрами.

В выбранном для газификации районе обозначим схему сети низкого давления с тремя замкнутыми контурами римскими цифрами I, II, III. На изображенной схеме сосчитаем:

а) площади, окруженные каждым контуром, га;

б) число населения на данных площадях, чел.;

в) расход газа, приходящийся на каждую площадь, м 3 /ч;

г) длину питающего контура, м;

д) удельный путевой расход, т.е. расход, приходящийся на 1 м каждого контура.

1.6 Находим площади каждого контура

Вся площадь S I = 112,57 га.

1.7 Вычисляем плотность населения

Указываем на схеме газопровода низкого давления местонахождение ГРП, направление движения газовых потоков, обозначим цифрами узлы схемы, изобразим индексом «0» наиболее удаленные узлы (где сходятся потоки газа).

1.8 Расход газа, отнесенный к площади Si , м 3 /ч

где S – площадь всего газифицированного района, S = 112,57 га;

Укажем на схеме газопровода низкого давления местонахождение ГРП из соображений примерно равного расстояния от наиболее удаленных участков сети и с учетом возможностей его подключения к сети среднего давления. Изобразим схему вместе с ГРП на листе ватмана, укажем направление движения газовых потоков, стараясь, чтобы движение происходило от ГРП в сторону удаленных точек, и обозначим цифрами узлы схемы (концы участков). Укажем длины участков, а также изобразим индексом «0» наиболее удаленные (где сходятся потоки газа) узлы.

На нашем рисунке удаленные узлы имеют номера 6 и 15 .

Измерим на схеме и выпишем фактические длины участков. Участки будем обозначать двумя цифрами, отвечающими узлам, ограничивающим участок.

1.9 Находим фактические, эквивалентные и расчетные длины участков и заносим их в таблицу 3

Название: Расчет газопровода высокого давления
Раздел: Промышленность, производство
Тип: курсовая работа Добавлен 13:54:45 20 апреля 2011 Похожие работы
Просмотров: 506 Комментариев: 9 Оценило: 2 человек Средний балл: 5 Оценка: неизвестно Скачать
№ участка l ф , м l э , м l р , м
фактическая эквивалентная расчетная
Контур I
0-1 100,0 10,0 110,0
1-2 320,0 32,0 352,0
№ участка lф, м lэ, м lр, м
фактическая эквивалентная расчетная
2-3 280,0 28,0 308,0
3-4 190,0 19,0 209,0
4-5 280,0 28,0 308,0
5-6(0) 450,0 45,0 495,0
6-7 520,0 52,0 572,0
7-8 310,0 31,0 341,0
8-9 180,0 18,0 198,0
9-10 190,0 19,0 209,0
10-11 270,0 27,0 297,0
11-1 320,0 32,0 352,0
Итого 3410,0 3751,0
Контур II
1-11 320,0 32,0 352,0
11-10 270,0 27,0 297,0
10-9 190,0 19,0 209,0
9-12 280,0 28,0 308,0
12-13 280,0 28,0 308,0
13-14 250,0 25,0 275,0
14-15(0) 260,0 26,0 286,0
15-16 410,0 41,0 451,0
16-17 200,0 20,0 220,0
17-18 440,0 44,0 484,0
18-19 320,0 32,0 352,0
19-3 110,0 11,0 121,0
3-2 280,0 28,0 308,0
2-1 320,0 32,0 352,0
Итого 3930,0 4323,0
Контур III
16-15 410,0 41,0 451,0
15-14 260,0 26,0 286,0
14-13 250,0 25,0 275,0
13-12 280,0 28,0 308,0
Итого 1200,0 1320,0

– расчетная длина i -го контура, м;

– фактическая длина i -го контура, м;

– эквивалентная длина i -го контура, м;

1.10 Удельный путевой расход определим для каждого контура по формуле:

где – количество потребляемого газа на площади, охваченной контуром i , м 3 /ч;

– расчетная длина i -го контура, м;

Результаты расчетов сведем в таблицу 4.

Таблица 4 – Удельный путевой расход газа, м 3 /ч×м

расход газа, м 3 /ч

№ контура Число жителей Длина контура
l ф , м l р , м
I 9690 198,731 3410 3751 0,053
II 11273 261,414 3930 4323 0,060
III 6806 98,042 1200 1320 0,074

Запишем удельные расходы для всех участков СНД. Для участка, принадлежащего 2 контурам, удельный расход складывается из удельных расходов, полученных для смежных контуров. Для участка, принадлежащего только одному контуру, удельный расход соответствует удельному расходу контура.

1.11 Рассчитаем удельные и путевые расходы для участков и все сведем в таблицы 5 и 6

Таблица 6 – Путевые расходы, ( ), м 3 /ч×м

= 0,113·110 = 12,480 = 0,113·352 = 39,935
= 0,113·352 = 39,935 = 0,060·308 = 18,625
= 0,113·308 = 34,943 = 0,135·308 = 41,501
= 0,053·209 = 11,073 = 0,135·275 = 37,055
= 0,053·308 = 16,318 = 0,135·286 = 38,537
= 0,053·495 = 26,226 = 0,135·451 = 60,770
= 0,053·572 = 30,305 = 0,060·220 = 13,304
= 0,053·341 = 18,066 = 0,060·484 = 29,268
= 0,053·198 = 10,490 = 0,060·352 = 21,286
= 0,113·209 = 23,711 = 0,060·121 = 7,317
= 0,113·297 = 33,695

1.12 Запишем выражения для транзитных расходов L т на каждом участке сети, м 3 /ч × м

В соответствии с обозначенными на схеме СНД направлениями потоков газа запишем для транзитных расходов L т на каждом участке сети.

Так как точки 6 и 15 являются конечными при движении газа, то:

Считаем, что при слиянии 2-х потоков газа их транзитные составляющие равны, то есть в общую трубу с каждого ввода поступает одинаковое количество газа.

1.13 Определяем эквивалентные и расчетные расходы:

Таблица 7 – Расчетный расход газа в СНД

№ участка Фактическая длина, м Удельный расход, м 3 /ч·м Расход газа, м 3 /ч
путевой эквивален-й транзитный расчетный
1–2 320 0,113 39,935 19,967 206,535 226,502
2–3 280 0,113 34,943 17,472 171,592 189,063
3–4 190 0,053 11,073 5,536 42,544 48,080
4–5 280 0,053 16,318 8,159 26,226 34,385
5–6(0) 450 0,053 26,226 13,113 0,000 13,113
(0)6–7 520 0,053 30,305 15,153 0,000 15,153
7–8 310 0,053 18,066 9,033 30,305 39,338
8–9 180 0,053 10,490 5,245 48,371 53,617
9–10 190 0,113 23,711 11,856 171,704 183,559
10–11 270 0,113 33,695 16,848 205,399 222,246
11–1 320 0,113 39,935 19,967 245,333 265,301
9–12 280 0,060 18,625 9,312 94,217 103,529
12–13 280 0,135 41,501 20,751 75,592 96,343
13–14 250 0,135 37,055 18,527 38,537 57,065
14–15(0) 260 0,135 38,537 19,269 0,000 19,269
(0)15–16 410 0,135 60,770 30,385 0,000 30,385
16–17 200 0,060 13,304 6,652 60,770 67,422
17–18 440 0,060 29,268 14,634 74,074 88,707
18–19 320 0,060 21,286 10,643 103,341 113,984
19–3 110 0,060 7,317 3,658 110,658 114,317

1.14 Проведем гидравлический расчет сетей низкого давления

Расчеты будем проводить с учетом движения газа в кольцах. Если указанные стрелками потоки газа на участках совпадают с направлением часовой стрелки будем считать их положительными и наоборот.

Результат расчетов будем заносить в таблицу 8.

На участках 1–11; 11–10; 10–9; 9–8; 8–7; 7–6 – расходы положительны и равны соответственно:

На участках 1–2; 2–3; 3–4; 4–5; 5–6 – расходы отрицательны и равны соответственно:

На участках 1–2; 2–3; 3–19; 19–18; 18–17; 17–16; 17–16 – расходы положительны и равны соответственно:

На участках 1–11; 11–10; 10–9; 9–12; 12–13; 13–14; 14–15 – расходы отрицательны и равны соответственно:

В первом столбце для каждого кольца перечислены участки по ходу движения потока к точкам встречи потоков. Во втором столбце указаны соседние закольцованные области, примыкающие к данному участку. В третьем столбце записаны фактические длины участков.

В четвертый столбец заносятся значения расчетных длин участков, полученных из выражения и таким образом учитывающих местные сопротивления в сети.

В пятом столбце записаны часовые расходы на участках колец (при движении по часовой стрелке положительные, в обратном направлении — отрицательные).

В шестом столбце для каждого кольца приведено значение средней удельной потери давления из расчета, что на каждом кольце от выхода газа до точки встречи потоков потери давления составляют 1000 Па. То есть значение расчетной средней удельной потери давления определяется по формуле: .

В седьмом столбце записаны приведенные к табличным расходы для использования их при определении потерь давления по номограмме. Пересчет расходов необходимо проводить по формуле:

где – расход для входа в номограмму, построенную для газа;

– расчетный расход на участке;

rг – плотность используемого для газификации природного газа (rг = 0,723 кг/м).

В восьмой и девятый столбец из номограммы (П.4) по величине часового расхода на участке и расчетному значению удельного давления выписываем диаметр трубопровода на данном участке и фактическую удельную потерю давления на данном участке . Причем, в зависимости от направления в контуре (по часовой стрелке или против), величины записываются с соответствующим знаком.

В десятом и одиннадцатом столбцах приведены величины потерь давления на участках сети и на кольцах в целом, полученные по формуле:

С учетом фактических величин потерь давления в кольцах определяем невязку потерь давления по формуле:

Причем, если в следующем кольце встречается уже упоминавшийся участок, то полученные потери давления для него в первом расчете автоматически переносятся.

Если невязка не превышает 10 %, то расчет можно считать окончательным. В противном же случае необходимо увязать те кольца, где наблюдается ошибка > 10 %.

Невязка потерь давления:

В нашем случае невязка не превышает 10 % в I и II кольцах .

2. Расчет сети высокого давления

В качестве исходных для выполнения данного раздела проекта используются следующие данные:

– указанные на генплане места расположения трех промышленных предприятий (ПП), двух предприятий хлебобулочных изделий (ХБ) и размещенные в соответствии с запроектированными сетями низкого давления [1] ГРП;

– заданные, потребные для каждого предприятия величины расходов

– давление после ГРС.

– план первого этажа жилого дома и данные об устанавливаемых газопотребляющих приборах;

– номограммы для определения перепадов давления на участках и диаметров труб.

2.1 Гидравлический расчет сетей высокого давления

1. Перед началом работы необходимо изучить генплан газифицируемого района, расположение улиц, зданий, рельефа, естественных и искусственных препятствий, сетей тепло- и водоснабжения с целью грамотной, в соответствии со СНиП (табл.2 приложения), прокладки сети.

2. Нарисовать кольцевую схему газопровода среднего (высокого) давления (одно кольцо) (по возможности минимальной протяженности) и ответвления от кольца непосредственно к потребителям, заданным (указанным) на карте–схеме. Указать расположение ГРС и соединить ее с кольцом. Обозначить арабскими цифрами узловые точки сети.

3. Измерить на плане все участки сети (на кольце, в промежутке между ответвлениями и длину самих ответвлений). Пересчетом с учетом масштаба получить длины участков в километрах и записать значения в таблицу.

4. Для учета местных сопротивлений в сети увеличить длины участков на 10 %, т.е. получить значения расчетных длин участков по формуле, км:

где фактическая длина участка, км.

5. Задать потребление газа на 3-х предприятиях (ПП) в .

Часовые расходы для предприятий хлебобулочных изделий взять из расчетов потребления, поделив величину расхода на два потребителя, а потребление ГРП связать с потреблением в сетях низкого давления, расположенных после ГРП.

6. Рассчитать расход газа на всех участках кольцевой сети. Кольцо разбиваем на две (левую и правую) ветви, так чтобы каждая ветвь от ГРС до тупикового потребителя являлась примерно равнонагруженной.

Расчеты расходов на участках кольца следует начинать с тупикового потребителя. Полагают в первом приближении, что одна половина объема газа, поступающего к тупиковому потребителю, приходит по левой ветви кольца, а другая – по правой. Таким образом, на последних участках кольца слева и справа от ответвления к тупиковому потребителю расход равен, м 3 /ч.

Расчеты проводятся отдельно для левой и правой ветвей до точки подключения кольцевого газопровода к ГРС.

7. На следующем этапе осуществляется расчет внутреннего диаметра труб по формуле, см (мм):

где температура газа (принимается );

среднее абсолютное давление газа на участке сети, МПа (для сетей низкого давления можно принять );

внутренний диаметр труб, см;

средняя допустимая скорость газа в газовых сетях, .

8.Если плотность данного газа не соответствует плотности указанной в номограмме необходимо привести к данной номограмме расчетные расходы по формуле, :

где плотность газа, выбранного студентом для расчетов, ;

плотность газа, для которого составлена номограмма, ;

расчетные объемные расходы, ;

расходы, приведенные в номограмме, .

9.По номограмме высокого давления для каждой пары значений и d определяется параметр: А и диаметр выпускаемой промышленностью трубы равный или ближайший больший по отношению к расчетному.

10. По двум значениям давления в тупиковой точке определяется относительная погрешность.

где минимальное значение давления из двух величин в тупиковом узле, полученных при последовательном расчете по левой ветви и правой ветви, ;

максимальное значение давления в тупиковом узле, .

11. Если погрешность превышает величину 1 %, необходимо перепроектировать сети и сделать перерасчет.

12. На схеме наносятся диаметры труб и расходы.

Расчет сети высокого давления

Сеть высокого давления питает ГРС для газификации района города, а также хлебозавод и три промышленных предприятия.

Предположим, что количество потребляемого газа предприятиями соответственно равно, м 3 /ч:


Давление после ГРС равно

Расходы газа хлебозаводами и сетями низкого давления (ГРП) примем равными расчетным, полученным при проектировании сетей низкого давления (СНД):

Допустим, что фактические длины (l ф ) участков газопроводов соответственно равны, км:

Определим расчетные расходы газа (Li ) на участках сети высокого давления, м 3 /ч:

Рассчитаем минимально допустимые внутренние диаметры труб. С учетом сети среднего давления на всех участках значение полного давления равно:

Тогда минимально допустимые внутренние диаметры труб на различных участках будут равны (таблица 9):

Таблица 9 – Минимально допустимые внутренние диаметры труб

Участок d , см d , мм
уч. (0–1) 21,44 214,50
уч. (1–2) 15,16 151,70
уч. (2–3) 11,72 117,20
уч. (3–4) 2,38 23,90
уч. (4–5) 2,38 23,90
уч. (5–6) 11,74 117,50
уч. (6–1) 15,16 151,70
уч. (грс–1) 21,44 214,50
уч. (2–грп) 9,62 96,30
уч. (3–пп3 ) 11,47 114,80
уч. (5–пп2 ) 11,50 115,00
уч. (6–пп1 ) 9,60 96,00
уч. (4–хз) 3,37 33,70

Предварительно приведем значения расходов к номограмме ( ), м 3 /ч:

По значениям расчетных расходов, и минимально-допустимых диаметров труб из номограммы высокого давления (П.5) выберем трубы со стандартными размерами и параметры потерь А для каждого участка сети, включая ответвления к промышленным предприятиям и ГРП:

Таблица 10 – Параметры потерь А (Па 2 /км) и внутренние диаметры трубы (мм)

Участок А , Па 2 /км d , мм
уч. (0–1) 0,5·10 10 325´8
уч. (1–2) 1,0·10 10 219´6
уч. (2–3) 0,3·10 10 219´6
уч. (3–4) 0,2·10 10 76´6
уч. (4–5) 0,2·10 10 76´6
уч. (5–6) 0,3·10 10 219´6
уч. (6–1) 1,0·10 10 219´6
уч. (2–грп) 0,5·10 10 159´4,5
Участок А , Па 2 /км d , мм
уч. (3–пп3 ) 0,3·10 10 219´6
уч. (5–пп2 ) 0,3·10 10 219´6
уч. (6–пп1 ) 0,5·10 10 159´4,5
уч. (4–хз) 0,4·10 10 89´3

Используя полученные из номограммы значения параметра А и расчетные длины ( ) для каждого участка сети рассчитаем давление, в точках сети.

Расчет проведем начиная от ГРС, и последовательно до тупиковой точки отдельно по левой и правой ветвям в узлах сети, Па:

По двум значениям давления в тупиковой точке 4 определяем погрешность:

Находим расчетные расходы на участках трубопровода, м 3 /ч:

Таблицы и номограммы для расчета газопроводов

Для облегчения расчетов на основании формул (VI. 19) — (VI.22) разработаны таблицы и номограммы [4]. 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 пли среднего и высокого давления. Для расчета газопроводов низкого давления чаще всего пользуются таблицами, структура которых хорошо иллюстрируется табл. VI.2. Сортамент труб в них характеризуется наружным диаметром d„, толщиной стенки s и внутренним диаметром d. Каждому диаметру соответствуют удельные потери давления Др и эквивалентная длина Z3KB, зависящие от определенного расхода газа V. Номограммы (рис. VI.3 — VI.7) являются графическим эквивалентом данных, приведенных в таблицах.

Потери давления Ар и эквивалентные длины в для природного газа (р = 0,73 кг/м 3 , v = 14,3* 10″* м 2 /сек, трубы стальные водогазопроводные по ГОСТ 3262—62)

  • 21,3X2,8
  • (15,7)
  • 26.8X2,8
  • (21,2)
  • 33,5X3.2
  • (27,1)
  • 42,3X3.2
  • (35,9)
  • 48,0X3.5
  • (41,0)

Примечание. В числителе приведены потери давления, кгс/м* на 1 и, в вна- менателе^-внвивалентная длина, и.

Рис. VI.6. Номограммы для определения эквивалентных длин.

а — природный гав, р — 0,73 кг/м*, v = 14,3‘Ю — * м*/сек; б — газовая фава пропана, р ?= 2 Kf/m *, v «= 3,7* 10

Пример 17. По трубе (ГОСТ 3262—62) dH X s = 26,8 X 2,8 мм длиной I = 12 м подается природный газ нпвкого давления с р = 0,73 кг/м 9 в количестве V = 4 м 3 /ч. На газопроводе установлен пробочный кран и пмеется два гнутых отвода 90°. Определить потери давления в газопроводе.

Решение. Г1о табл. VJ.2 находим, что при расходе V = 4 м 9 /ч удельные потери па трение Ар — 0,703 кге/м 2 на 1 м, а эквивалентная длина ?Экп = = 0,52 м. По данным па с. 108 находим коэффициенты местных сопротивлений: Для пробочного крана = 2,0 и для гнутого отвода 90° ?2 = 0,3. Расчетная длпна газопровода по формуле (VI.29) /расч= 12 + (2,0 + 2-0,3) X 0,52 = = 13,5 м. Искомые суммарные потери давления Дрсум — 13,5-0,703 = = 9,52 кге/м 2 .

Пример 18. По распределительному стальному газопроводу низкого давления, смонтированному из труб dH X s = 114 X 4 мм, длиной I = 250 м подается природный газ с р = 0,73 кг/м 9 в количестве V — 200 м 3 /ч. Геодезическая отметка концевого газопровода выше начального на 18 м. Определить потери давления в газопроводе.

Решение. По номограмме на рис. VI.3 находим, что при расходе V = = 200 м 3 /ч удельные потери давления на трение в газопроводе dHXs = 114 X X 4 мм Ар — 0,35 кге/м 2 на 1 м. Для учета потерь давления в местных сопротивлениях увеличиваем фактическую длину газопровода на 10%, т. в. IрасЧ = 1,1 • 1факт = 1,1 *250 = 275 м. Суммарные потери давления на трение и в местных сопротивлениях ЛрСуИ = 0,35-275 = 96 кге/м 2 .

Транспортируемый газ легче воздуха, поэтому в газопроводе создается гидростатический напор. По формуле (VI.24) Арг

*=« 10 кге/м 2 . Тогда искомые потери давления в газопроводе Ap*aKX =96 — — 10 = 86 кгс/см 2 .

Пример 19. По стальному газопроводу низкого давления dHX s = = 21,3-2,8 мм и длиной I = 10 м подается пропан в количестве V == 1,2’м 8 /ч. На газопроводе установлен пробочный кран и имеется один гнутый отвод 90°. Определить потери давления в газопроводе.

Решение. По номограмме на рис. VI.4 находим, что при расходе газа

V = 1,2 м 3 /ч удельные потери на трение Ар = 0,75 кге/м 2 на 1 м. По номограмме на рис. VI.5, б для данных условий эквивалентная длина газопровода /экп = 0,41 м. По данным на с. 108 коэффициенты местных сопротивлений: для пробочного крана ?, = 2,0, для гнутого отвода 90 s ?2 = 0,3.

Расчетная длина газопровода по формуле (VI.29) 1раСч = 10 + 0,41 (2,0 + + 0,3) = 10,94 11 м. Искомые суммарные потери давления Дрсум = 11 X

X 0,75 = 8,25 кге/м 2 .

Пример 20. По стальному газопроводу Dy = 200 мм, длиной 1600 м подается природный газ с плотностью р = 0,73 кг/м 3 в количестве 5000 м 8 /ч. Определить избыточное давление в конце газопровода, если в начале газопровода оно равно 2,5 кгс/см 2 .

Решение. По номограмме на рис. VI.7 находим, что при расходе газа

V — 5000 м 3 /ч для газопровода Dy = 200 мм <р — pl)IL= 1.17. Отсюда абсолютное давление в конце газопровода

кгс/см 2 . Избыточное давление в конце газопровода р,- = 2,22 кгс/см 8 ,

Гидравлический расчёт газопровода

Тема- гидравлический расчет газопровода котельной

Работа добавлена на сайт samzan.ru: 2015-07-10

Практическая работа №8

Тема: гидравлический расчет газопровода котельной.

Цель: научиться производить гидравлический расчет газопровода котельной с определением диаметров труб, потерь давления на расчетных участках газопровода и давления газа в точке присоединения газопотребляющего агрегата и газорегуляторной установки котельной.

Газопроводы, питающие котельные и промышленные предприятия, могут транспортировать газ, как среднего, так и высокого (для теплоэлектроцентралей) давления. Особенностью расчета является наличие большого количества местных сопротивлений, поэтому коэффициент, учитывающий их действие, принимается равным 1,3.

ХОД ВЫПОЛНЕНИЯ ПРАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЫ

В газопроводах среднего и высокого давления средняя потеря напора на 1 погонный километр трубы (ата2/км) определяется по формуле:

Где — абсолютное давление в начале направления, ата;

— абсолютное давление в конце направления, ата;

— сумма расчетных длин участков данного направления, км.

За начало расчетного направления принимается место присоединения к газопроводу газопотребляющего агрегата (ГПА), а конечная точка — это место монтажа газорегуляторной установки (ГРУ).

Давление в начале направления — это давление перед горелкой ГПА, определяется как сумма избыточного рабочего давления горелки, взятого из ее паспортных данных, и атмосферного давления.

Давление в конце направления — расчетное давление на выходе из ГРУ.

Перед началом проведения расчетов необходимо разбить направление газопровода на участки, определить фактические длины этих участков и расчетный расход газа Вр на них.

Следующий этап — это нахождение по номограмме для определения потерь в газопроводах среднего и высокого давления (приложение Б) диаметра трубы, монтируемой на данном расчетном участке направления. Диметр трубы попадает на место пересечения значения средних потерь давления и расчетного расхода газа на данном участке.

Находят фактические потери давления на каждом участке направления Аф, ата2/км (по номограмме линию расхода газа на участке пересекают с линией, показывающий выбранный для данного участка диаметр трубы, после чего опускают перпендикуляр на ось потерь давления).

Определяют конечное давление газа на участке, ата:

Таким способом производят расчет всех участков, постепенно продвигаясь от ГПА до ГРК по расчетному направлению.

Фактическая величина давления газа на выходе из ГРУ не должна быть ниже требуемой расчетной для обеспечения нормального режима работы оборудования ГРУ.

Данные для выполнения заданий

№ варианта № схемы газопровода Тип горелки Расход газа горелкой, м3/ч Рабочее давление газа перед горелкой , мм вод. ст. Требуемая расчетная величина на давления газа на выходе из ГРУ , ати Фактическая длинаучастков , км
А Б В Г
1 1 ИГК 4-50М 48 3000 0,4 0,019 0,0059 0,005 0,015
2 2 ГИФ-С-75 75 3000 0,4 0,002 0,019 0,15
3 1 БИГ-О-П-14 107,8 5000 0,8 0,006 0,0059 0,005 0,015
4 2 БИГ-О-П-14 77 5000 0,7 0,006 0,019 0,15
5 1 БИГ-О-П-14 77 5000 0,6 0,014 0,0059 0,005 0,015
6 2 ИГК 4-50М 48 3000 0,5 0,003 0,014 0,15
7 1 ГИФ-С-75 75 3000 0,5 0,014 0,007 0,01 0,015
8 2 БИГ-О-П-14 107,8 5000 0,6 0,005 0,02 0,15
9 1 БИГ-О-П-14 77 5000 0,7 0,014 0,005 0,005 0,015
10 2 БИГ-О-П-14 77 5000 0,7 0,005 0,015 0,02
11 1 ИГК 4-50М 48 3000 0,5 0,017 0,005 0,005 0,015
12 2 ГИФ-С-75 75 3000 0,5 0,005 0,015 0,01
13 1 БИГ-О-П-14 107,8 5000 0,7 0,005 0,0054 0,005 0,015
14 2 БИГ-О-П-14 77 5000 0,6 0,005 0,011 0,015
15 1 БИГ-О-П-14 77 5000 0,6 0,017 0,007 0,01 0,015
16 2 БИГ-О-П-14 107,8 5000 0,55 0,005 0,015 0,01
17 1 ИГК 4-50М 48 3000 0,45 0,017 0,015 0,005 0,015
18 2 ГИФ-С-75 75 3000 0,4 0,005 0,03 0,015
19 1 БИГ-О-П-14 107,8 5000 0,6 0,018 0,005 0,025 0,015
20 2 БИГ-О-П-14 77 5000 0,65 0,0054 0,024 0,015
21 1 БИГ-О-П-14 107,8 5000 0,55 0,018 0,035 0,005 0,015
22 2 ИГК 4-50М 48 3000 0,35 0,005 0,015 0,01
23 1 ГИФ-С-75 75 3000 0,4 0,018 0,0054 0,007 0,025
24 2 БИГ-О-П-14 107,8 5000 0,8 0,0054 0,015 0,015
25 1 БИГ-О-П-14 77 5000 0,7 0,018 0,005 0,005 0,015
26 2 ИГК 4-50М 48 3000 0,4 0,005 0,011 0,011
27 1 ГИФ-С-75 75 3000 0,5 0,018 0,017 0,015 0,015
28 2 БИГ-О-П-14 107,8 5000 0,8 0,0055 0,01 0,025
29 1 БИГ-О-П-14 77 5000 0,6 0,018 0,002 0,008 0,015
30 2 БИГ-О-П-14 107,8 5000 0,7 0,005 0,018 0,015
31 1 БИГ-О-П-14 107,8 5000 0,6 0,018 0,009 0,0055 0,015
32 2 ИГК 4-50М 48 3000 0,5 0,004 0,018 0,01
33 1 ГИФ-С-75 75 3000 0,4 0,018 0,006 0,0055 0,015
34 2 БИГ-О-П-14 107,8 5000 0,7 0,008 0,018 0,015
35 1 БИГ-О-П-14 77 5000 0,6 0,008 0,055 0,0055 0,015
36 х БИГ-О-П-14 107,8 5000 0,6 0,005 0,011 0,018

ТРЕБОВАНИЯ К ОФОРМЛЕНИЮ ПРАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЫ

Индивидуальное задание для выполнения практической работы должно быть выполнено на формате А4 со штампом и вложено в папку для практических работ.

В работе должно быть отражено:

  • название практической работы и ее номер;
  • ход выполнения работы;
  • номер полученного варианта задания;
  • исходные данные;
  • решение;
  • ответ с указанием единиц измерения показателей и выводы по решению.

Пример выполнения задания

Выполнить гидравлический расчет газопровода высокого давления. Вариант №36.

  1. Разбиваем трассу газопровода на расчетные участки в зависимости от расхода газа. Получились участки 1-2, 2-3, 3-4.
  2. Определяем основное направление газа: 1-2-3-4.
  3. Определяем расход газа на каждом участке всей сети. На участке 1-2 газ подается на один котел (каждый котел оборудован одной горелкой), на участке 2-3 газ подается на два котла, а на участке 3-4 — на три котла.
  4. Определяем фактические длины , составляющих направление участков, заносим данные в расчетную таблице.

После этого находим расчетную длину каждого участка :

  1. Определяем средние потери давления на единицу длины направления:

Давление на горелке определяется: 5000 мм вод. ст. + 1 ат = 1,5 ата

  1. Определив средние потери давления, по номограмме для расчета газопроводов среднего и высокого давления определяем диаметр каждого участка рассматриваемого направления, после чего по этой же номограмме определяем фактические потери давления на единицу длины газопровода , ата2/км.
  2. Определяем потери давления:
  1. Определяем фактическую величину давления газ в узлах сети, ата:

Ответ: фактическая величина давления газа на выходе из ГРУ котельной ниже требуемой.

№ участка Фактическая длина участка, км Расчетная длина участка , км Расчетный расход газа на участке , м3/ч Наружный диаметр газопровода , мм Условный диаметр газопровода , мм Фактические потери на единицу длины участка Потери давления на участке газопровода , Давления газа
Начальное Конечное
1-2 0,005 0,0065 107,8 42*3 40 5,2 0,0338 1,5 1,511
2-3 0,011 0,0143 215,6 42*3 40 10 0,143 1,511 1,558
3-4 0,018 0,0234 323,4 57*3 50 5,2 0,1217 1,558 1,597

Вывод: выполняя данную работу, я научился производить гидравлический расчет газопровода котельной с определением диаметров труб, потерь давления на расчетных участках газопровода и давления газа в точке присоединения газопотребляющего агрегата и газорегуляторной установки котельной.

  1. Методика гидравлического расчета газопровода котельной.
  2. Составление схемы газопроводов котельных.
  3. Особенности прокладки газовых сетей промышленных предприятий.

Гидравлический расчет трубопроводов можно сделать самому

  • 1 Введение
  • 2 Расчетная часть
  • 3 Заключение

Трубопровод как способ транспортировки жидких и газообразных сред является самым экономичным способом во всех отраслях народного хозяйства. А значит он всегда будет пользоваться повышенным вниманием у специалистов.

Гидравлический расчет при проектировании трубопроводной системы позволяет определить внутренний диаметр труб и падение напора в случае максимальной пропускной способности трубы. При этом обязательным является наличие следующих параметров: материал, из которого изготовлены трубы, вид трубы, производительность, физико-химические свойства перекачиваемых сред.

Производя вычисления по формулам, часть заданных величин можно взять из справочной литературы. Ф.А.Шевелев, профессор, доктор технических наук разработал таблицы для точного расчета пропускной способности.

Таблицы содержат значения внутреннего диаметра, удельного сопротивления и др параметры. Помимо этого, существует таблица приближенных значений скоростей для жидкостей, газа, водяного пара для упрощения работы с определением пропускной способности труб.

Используется в коммунальной сфере, где точные данные не столь необходимы.

Способ установки гидравлических трубопроводов

Расчетная часть

Расчет диаметра начинается с использования формулы равномерного движения жидкости (уравнение неразрывности):

где q — расчетный расход

v — экономическая скорость течения.

ω — площадь поперечного сечения круглой трубы с диаметром d.

Рассчитывается по формуле:

где d — внутренний диаметр

отсюда d = √4*q/ v*π

Скорость движения жидкости в трубопроводе принимается равной 1,5-2,5 м/с. Это то значение, которое соответствует оптимальной работе линейной системы.

Потери напора (давления) в напорном трубопроводе находят по формуле Дарси:

Как проводится гидравлический расчет

где g — ускорение свободного падения,

L — длина участка трубы,

v2/2g — параметр, обозначающий скоростной (динамический) напор,

λ — коэффициент гидравлического сопротивления, зависит от режима движения жидкости и степени шероховатости стенок трубы. Шероховатость подразумевает неровность, дефект внутренней поверхности трубопровода и подразделяется на абсолютную и относительную. Абсолютная шероховатость — это высота неровностей. Относительную шероховатость можно рассчитать по формуле:

Шероховатость различна по форме и неравномерна по длине трубы. В связи с этим в расчетах принимается усредненная шероховатость k1 — поправочный коэффициент.

Данная величина зависит от целого ряда моментов: материал труб, длительность эксплуатации системы, различные дефекты в виде коррозии и др. При стальном исполнении трубопровода значение применяется равным 0,1-0,2 мм.

В то же время, в иных ситуациях параметр k1 можно взять из таблиц Ф.А.Шевелькова.

В том случае, если длина магистрали невысока, то местные потери напора (давления) в оборудовании насосных станций примерно одинаковы потерям напора по длине труб. Общие потери определяются по формуле:

ρ — плотность среды

Случаются ситуации, когда трубопровод пересекает какое-либо препятствие, например, водные объекты, дороги и др. Тогда используются дюкеры — сооружения, представляющие собой короткие трубы, прокладываемые под преградой. Здесь тоже наблюдается напор жидкости. Диаметр дюкеров находится по формуле (с учетом, что скорость течения жидкости составляет более 1 м/сек):

ζ — коэффициент местного сопротивления

Разность отметок лотков труб в начале и конце дюкера принимается равной потерям напора.

Материал для гидравлических трубопроводов

Местные сопротивления рассчитываются по формуле:

Движения жидкости бывают ламинарные и турбулентные. Коэффициент hм зависит от турбулентности потока (число Рейнольдса Re). С увеличением турбулентности создаются дополнительные завихрения жидкости, за счет чего величина коэффициента гидравлического сопротивления увеличивается. При Re › 3000 всегда наблюдается турбулентный режим.

Коэффициент гидравлического сопротивления при ламинарном режиме, когда Re ‹ 2300, рассчитывается по формуле:

В случае квадратичности турбулентного потока ζ будет зависеть от архитектуры линейного объекта: угла изгиба колена, степенью открытия задвижки, наличием обратного клапана. Для выхода из трубы ζ равна 1. Длинные трубопроводы имеют местные сопротивления порядка 10-15% на трение hтр. Тогда полные потери:

Производя расчеты, выбирается насос, исходя из параметров подачи, напора, действительной производительности.

Заключение

Гидравлический расчет трубопровода вполне возможно произвести в онлайн-ресурсе, где калькулятор выдаст искомую величину. Для этого достаточно ввести в качестве исходных величин состав труб, их длину и машина выдаст искомые данные (внутренний диаметр, потери напора, расход).

Помимо этого, существует онлайн версия программа «Таблицы Шевелева» ver 2.0. Она проста и удобна в освоении, является имитатором книжного варианта таблиц и также содержит калькулятор подсчета.

Компании, занимающиеся прокладкой линейных систем, имеют в своем арсенале специальные программы для расчетов пропускной способности труб. Одна из таких «Гидросистема» разработана российскими программистами, популярна в российской же промышленности.

Гидравлический расчет газопроводов

Диаметры газопроводов определяют посредством гидравлического расчета, исходя из условия обеспечения бесперебойного снабжения газом всех потребителей в часы максимального потребления.

При проектировании газопроводов определяют диаметр труб на основе значений расчетного расхода газа и удельных потерь давления.

При реконструкции газопроводов по заданным значениям диаметров и новым расходам газа определяют потери давления.

Сопротивление движению газа в трубопроводе складываются из сопротивлений по длине и местных сопротивлений. Сопротивление трения есть по всей длине трубопровода. Местные сопротивления образуются в местах изменения скорости и направления движения газа.

Источниками местных сопротивлений являются: переход с одного диаметр на другой, отводы, тройники, крестовины, компенсаторы, запорная и регулирующая арматура и т. д.

Считают, что потери на местные сопротивления составляют 5-10% от сопротивления по длине.

Расчетную длину наружных подземных и внутренних газопроводов определяют по формуле:

где l1 – действительная длинагазопровода, м;

Ʃ ƺ – сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода длиной l1 ;

lэкв – эквивалентная длина прямолинейного участка газопровода, м (т. е. длина участка, потери давления на котором равны потерям давления на местном сопротивлении Ʃ ƺ=1).

Эквивалентную длину газопровода определяют в зависимости от режима движения в нем.

Расчетные перепады давлений газа в распределительных газопроводах низкого давления принимают равным 180 Па.

Для ламинарного режима движения газа при Re ≤ 2000 и коэффициенте гидравлического сопротивления ƛ = 64/Re потери давления, Па:

∆p = 1,132 ⋅ 106 ⋅ Q/d4 ⋅ᶹ⋅ ρ ⋅ l ,

где Q – расход газа, м3/ч; d – внутренний диаметр газопровода, см; ᶹ

кинематическая вязкость газа, м2/с; ρ– плотность газа кг/м3.

Для критического режима движения газа при Re= 2000-4000 и ƛ= 0,0025 3√Reпотери давления.

Для турбулентного движения газа при Re > 4000 и

где Кэкв – эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, см (для стальных труб принимается 0,01 , а для полиэтиленовых 0,002).

Движение газа в газопроводах среднего и высокого давлений, в отличие от газопроводов низкого давления, происходит при значительном изменении плотности газа и скорости его движения.

Для гидравлического расчета газопроводов среднего и высокого давлений в области турбулентного движения используют формулу

Р2абс.н – Р2абс.к = 1,4⋅10-5 ()0,25 ⋅ρ⋅l,

где Рабс.н – абсолютное давление газа в начале участка, МПа;

Рабс.к – абсолютное давление газа в конце участка, МПа.

Дата добавления: 2020-06-15; просмотров: 1743;

Гидравлический расчет газопровода онлайн калькулятор

В основе гидравлического расчета газопроводной сети лежит определение оптимальных диаметров газопроводов, обеспечивающих пропуск необходимых количеств газа при допустимых перепадах давления.

Расчет ведется исходя из максимально возможных расходов газа в часы максимального газопотребления.

При этом учитываются часовые расходы газа на нужды производственных (промышленных и сельскохозяйственных), коммунально-бытовых потребителей, а также на индивидуально-бытовые нужды населения (отопление, горячее водоснабжение).

Как правило, при гидравлическом расчете газопроводов среднего и высокого давления расчетные расходы газа потребителями принимаются в качестве сосредоточенных нагрузок, для сетей низкого давления учитывается также и равномерно распределенная нагрузка.

Отличительной особенностью систем газоснабжения среднего давления с установкой газорегуляторных пунктов у каждого потребителя или небольшой группы потребителей населенного пункта является применимость к ним принципа расчета сетей с равномерно распределенными нагрузками.

При движении газа по трубопроводам происходит постепенное снижение первоначального давления за счет преодоления сил трения и местных сопротивлений.

При проектировании трубопроводов выбор размеров труб осуществляется на основании гидравлического расчета, определяющего внутренний диаметр труб для пропуска необходимого количества газа при допустимых потерях давления или, наоборот, потери давления при транспорте необходимого количества газа по срубам заданного диаметра.

Сопротивление движению газа в трубопроводах слагается из линейных сопротивлений трения и местных сопротивлений: сопротивления трения «работают» на всей протяженности трубопроводов, а местные создаются только в пунктах изменения скоростей и направления движения газа (углы, тройники и т.д.).

Подробный гидравлический расчет газопроводов осуществляется по формулам, приведенным в СП 42-101–2003, в которых учтены как режим движения газа, так и коэффициенты гидравлического сопротивления газопроводов. Здесь приводится сокращенный вариант.

Для расчетов внутреннего диаметра газопровода следует воспользоваться формулой:

dp = (626Аρ0Q0/ΔPуд)1/m1 (5.1)

где dp — расчетный диаметр, см; А, m, m1 — коэффициенты, зависящие от категории сети (по давлению) и материала газопровода; Q0 — расчетный расход газа, м3/ч, при нормальных условиях; ΔРуд — удельные потери давления (Па/м для сетей низкого давления)

ΔPуд = ΔPдоп /1,1L (5.2)

Здесь ΔРдоп — допустимые потери давления (Па); L — расстояние до самой удаленной точки, м. Коэффициенты А, m, m1 определяются по приведенной ниже таблице.

Внутренний диаметр газопровода принимается из стандартного ряда внутренних диаметров трубопроводов: ближайший больший — для стальных газопроводов и ближайший меньший — для полиэтиленовых.

Расчетные суммарные потери давления газа в газопроводах низкого давления (от источника газоснабжения до наиболее удаленного прибора) принимаются не более 1,80 кПа (в том числе в распределительных газопроводах — 1,20 кПа), в газопроводах-вводах и внутренних газопроводах — 0,60 кПа.

Для расчета падения давления необходимо определить такие параметры, как число Рейнольдса, зависящее от характера движения газа, и коэффициент гидравлического трения λ. Число Рейнольдса — безразмерное соотношение, отражающее, в каком режиме движется жидкость или газ: ламинарном или турбулентном.

Переход от ламинарного к турбулентному режиму происходит по достижении так называемого критического числа Рейнольдса Reкp. При Re Reкp — возможно возникновение турбулентности. Критическое значение числа Рейнольдса зависит от конкретного вида течения.

Число Рейнольдса как критерий перехода от ламинарного к турбулентному режиму течения и обратно относительно хорошо действует для напорных потоков. При переходе к безнапорным потокам переходная зона между ламинарным и турбулентным режимами возрастает, и использование числа Рейнольдса как критерия не всегда правомерно.

Число Рейнольдса есть отношение сил инерции, действующих в потоке, к силам вязкости. Также число Рейнольдса можно рассматривать как отношение кинетической энергии жидкости к потерям энергии на характерной длине.
Число Рейнольдса применительно к углеводородным газам определяется по следующему соотношению:

где Q — расход газа, м3/ч, при нормальных условиях; d — внутренний диаметр газопровода, см; π — число пи; ν — коэффициент кинематической вязкости газа при нормальных условиях, м2/с (см. таб. 2.3).
Диаметр газопровода d должен отвечать условию:

(n/d) Читайте также: Сигнальная лента для газопровода

Коэффициент гидравлического трения λ определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса. Для ламинарного режима движения газа (Re ≤ 2000):

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

λ = 0,0025 Re0,333 (5.6)

Eсли значение числа Рейнольдса превышает 4000 (Re > 4000), возможны следующие ситуации. Для гидравлически гладкой стенки при соотношении 4000 100000:

λ = 1/(1,82lgRe – 1,64)2 (5.8)

Для шероховатых стенок при Re > 4000:

λ = 0,11[(n/d) + (68/Re)]0,25 (5.9)

После определения вышеперечисленных параметров падение давления для сетей низкого давления вычисляется по формуле

Pн – Pк = 626,1λQ2ρ0l/d5 (5.10)

где Pн — абсолютное давление в начале газопровода, Па; Рк — абсолютное давление в конце газопровода, Па; λ — коэффициент гидравлического трения; l — расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м; d — внутренний диаметр газопровода, см; ρ0 — плотность газа при нормальных условиях, кг/м3; Q — расход газа, м3/ч, при нормальных условиях;

Расход газа на участках распределительных наружных газопроводов низкого давления, имеющих путевые расходы газа, следует определять как сумму транзитного и 0,5 путевого расходов газа на данном участке. Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) учитываются путем увеличения фактической длины газопровода на 5–10%.

Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчетная длина газопроводов определяется по формуле:

l = l1 + (d/100λ)Σξ (5.11)

где l1 — действительная длина газопровода, м; Σξ — сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода; d — внутренний диаметр газопровода, см; λ — коэффициент гидравлического трения, определяемый в зависимости от режима течения и гидравлической гладкости стенок газопровода.

Местные гидравлические сопротивления в газопроводах и вызываемые ими потери давления возникают при изменении направления движения газа, а также в местах разделения и слияния потоков.

Источники местных сопротивлений — переходы с одного размера газопровода на другой, колена, отводы, тройники, крестовины, компенсаторы, запорная, регулирующая и предохранительная арматура, конденсатосборники, гидравлические затворы и другие устройства, приводящие к сжатию, расширению и изгибу потоков газа.

Падение давления в местных сопротивлениях, перечисленных выше, допускается учитывать путем увеличения расчетной длины газопровода на 5–10%. Расчетная длина наружных надземных и внутренних газопроводов

l = l1 + Σξlэ (5.12)

где l1 — действительная длина газопровода, м; Σξ — сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода длиной l1, lэ — условная эквивалентная длина прямолинейного участка газопровода, м, потери давления на котором равны потерям давления в местном сопротивлении со значением коэффициента ξ = 1.

Эквивалентная длина газопровода в зависимости от режима движения газа в газопроводе:
— для ламинарного режима движения

lэ = 5,5•10-6Q/v (5.13)

— для критического режима движения газа

lэ = 12,15d1,333v0,333/Q0,333 (5.14)

— для всей области турбулентного режима движения газа

lэ = d/[11(kэ /d + 1922vd/Q)0,25] (5.15)

При расчете внутренних газопроводов низкого давления для жилых домов допустимые потери давления газа на местные сопротивления, % от линейных потерь: — на газопроводах от вводов в здание до стояка — 25; — на стояках — 20;

— на внутриквартирной разводке — 450 (при длине разводки 1–2 м), 300 (3–4 м), 120 (5–7 м) и 50 (8–12 м),

Приближенные значения коэффициента ξ для наиболее распространенных видов местных сопротивлений приведены в табл. 5.2.
Падение давления в трубопроводах жидкой фазы СУГ определяется по формуле:

где λ — коэффициент гидравлического трения (определяется по формуле 5.7); V — средняя скорость движения сжиженных газов, м/с.

С учетом противокавитационного запаса средние скорости движения жидкой фазы принимаются: — во всасывающих трубопроводах — не более 1,2 м/с;

— в напорных трубопроводах — не более 3 м/с.

При расчете газопроводов низкого давления учитывается гидростатический напор Нg, даПа, определяемый по формуле

Hg = ±lgh(ρa – ρ0) (5.13)

где g — ускорение свободного падения, 9,81 м/с2; h — разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м; ρа — плотность воздуха, кг/м3, при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа; ρ0 — плотность газа при нормальных условиях кг/м3.

При выполнении гидравлического расчета надземных и внутренних газопроводов с учетом степени шума, создаваемого движением газа, следует принимать скорости движения газа не более 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с для газопроводов среднего давления, 25 м/с для газопроводов высокого давления.

Таблица 5.2. Коэффициенты местных сопротивлений ξ при турбулентном движении газа (Re > 3500)

Вид местного сопротивления Значение Вид местного сопротивления Значение
Отводы: Сборники конденсата 0,5–2,0
гнутые плавные 0,20–0,15 Гидравлические затворы 1,5–3,0
сварные сегментные 0,25–0,20 Внезапное расширение трубопроводов 0,60–0,25
Кран пробочный 3,0–2,0 Внезапное сужение трубопроводов 0,4
Задвижки: Плавное расширение трубопроводов (диффузоры) 0,25–0,80
параллельная 0,25–0,50 Плавное сужение трубопроводов (конфузоры) 0,25–0,30
с симметричным сужением стенки 1,30–1,50 Тройники
Компенсаторы: потоков слияния 1,7
волнистые 1,7–2,3 разделения потоков 1,0
лирообразные 1,7–2,4
П-образные 2,1–2,7

Версия «Hydraulic Calculator Standard» предназначена для проектных и эксплуатационных организаций:

  • Программа — позволяет проводить поверочные и проектные (подбор диаметров) гидравлические расчеты, как кольцевых, так и тупиковых сетей низкого, среднего и высокого давления для стальных и полиэтиленовых газопроводов.
  • Расчет газопотребления одна из встроенных функций программы «Hydraulic Calculator-Standard» (Меню «Расчет/Расчет газопотребления»).
  • Стоимость комплекта — 36698 руб. (включая НДС 18% и стоимость ключа аппаратной защиты, стоимость экспресс-доставки оплачивается дополнительно).

Сетевой версии программы нет, отдельно ключи защиты не продаются, скидки предоставляются при покупке десяти и более поставочных комплектов программы.

В АО «Гипрониигаз» принят следующий порядок продажи программы гидравлического расчета газовых сетей «Hydraulic Calculator Standard».

1. При принятии решения о приобретении программы пользователь пересылает (e-mail, факс) заявку, где указывает:

  • количество приобретаемых комплектов;
  • необходимые реквизиты для заключения договора на поставку и выставления счета на оплату:
  • полное название организации,
  • юридический адрес,
  • полные банковские реквизиты,
  • ФИО руководителя организации (полностью), от имени которого будет заключаться договор на поставку (при наличии доверенности — её копию).

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.

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 газаР 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=0,25МПа. 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:

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:

Средняя удельная разность квадратов давлений в первом аварийном режиме составит:

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

Отказал участок 1
№ уч. d У мм l Р км V Р м3 / ч Р2н-Р2к l Р Р2н-Р2к , МПа2
0,077 10053,831 0,045 0,003465
1,848 9849,4501 0,04 0,07392
0,407 9809,2192 0,04 0,01628
0,726 9796,579 0,04 0,02904
0,077 9787,3632 0,19 0,01463
0,473 9785,6909 0,19 0,08987
0,253 9745,46 0,18 0,04554
0,044 2566,8403 0,1 0,0044
0,121 2554,2002 0,1 0,0121
0,22 1665,1787 0,053 0,01166
0,121 1663,5064 0,053 0,006413
0,176 1459,1257 0,045 0,00792
0,154 1449,9099 0,045 0,00693
0,913 1437,2697 0,045 0,041085
0,451 903,3339 0,045 0,020295
0,154 901,6616 0,2 0,0308
0,363 12,64016 0,031 0,011253
ålР=6,578 å(Р2н-Р2к)=0,425601

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

Методика, характеристики и параметры гидравлического расчета газопровода

Газопровод является конструкционной системой, основное назначение которой – транспортировка газа. Трубопровод помогает осуществить перемещения голубого топлива к конечному пункту, той есть к потребителю.

Для того чтобы это было проще сделать газ поступает в трубопровод под определенным давлением.

Для надежной и правильной работы всей конструкции газовой магистрали и его прилегающих ветках, необходим гидравлический расчет газопровода.

Для чего необходим расчет газопровода

  1. Расчет газопроводной магистрали необходим, чтобы выявить возможное сопротивление в газовой трубе.
  2. Правильные вычисления дают возможность качественно и надежно подобрать необходимое оборудование для газовой конструкционной системы.

После произведенного расчета, можно наилучшим образом подобрать верный диаметр труб. В результате газопровод сможет осуществлять стабильное и эффективное поступление голубого топлива.

Газ будет подаваться при расчетном давлении, он будет быстро и качественно доставляться во все нужные точки газопроводной системы.

  • Газовые магистрали будут работать в оптимальном режиме.
  • При правильном расчете в конструкции не должно быть излишних и чрезмерных показателей при установке системы.

  • Если расчет выполнен правильно, застройщик может финансово сэкономить. Все работы будет выполнены согласно схеме, будут закуплены только необходимые материалы и оборудование.
  • Как работает система газовой магистрали

    1. В городской черте размещается сеть газовых трубопроводов. В конце каждого трубопровода, по которому должен поступать газ, установлены специальные газораспределительные системы, еще их называют газораспределительными станциями.
  • Когда газ доставлен в такую станцию, происходит перераспределение давления, а точнее напор газа снижается.
  • Затем газ следует в регуляторный пункт, а от него в сеть с более высоким давлением.
  • Трубопровод с наивысшим давлением присоединяют к хранилищу под землей.

  • Для регулирования суточного потребления топлива монтируют специальные станции. Их называют газгольдерными станциями.
  • Газовые трубы, в которых протекает газ с высоким и среднем давлением, служат, как своеобразная подпитка газопроводов с низким напором газа. Для того чтобы это контролировать существуют точки регулировки.

    Чтобы определиться с потерями давления, а также точным поступлением всего необходимого объема голубого топлива в конечный пункт, вычисляют оптимальный диаметр труб. Вычисления производятся путем гидравлического расчета.

    Существует местное сопротивление, возникающее на поворотах, в точках перемены скорости газа, при изменении диаметра той или иной трубы. Еще чаще всего бывает сопротивление при трении, оно происходит не зависимо от поворотов и скорости газа, его место распределения — вся протяженность газовой магистрали.


    Газовая магистраль имеет возможность проводить газ, как в промышленные предприятия и организации, так и в коммунальные потребительские сферы.

    С помощью расчетов определяются точки, куда необходимо поступление топлива с низким давлением. К таким точкам чаще всего относятся – жилые здания, коммерческие помещения и здания общего посещения, небольшие коммунальные потребители, некоторые маленькие котельные.

    Гидравлический расчет с низким давлением газа по трубопроводу

    1. Ориентировочно необходимо знать количество жителей (потребителей) в расчетном районе, куда будет подаваться газ с низким давлением.
    2. Учитывается весь объем газа за год, который будет использоваться на всевозможные потребности.
  • Определяется путем вычислений значение расхода топлива потребителями за определенное время, в данном случае берется показание в один час.
  • Устанавливается местонахождение точек газораспределения, подсчитывается их количество.
  • Производят расчет перепадов давления участка газопроводной магистрали.

    В данном случае, к таким участкам относятся распределительные точки. А также внутридомовой трубопровод, ветви абонентов. Затем учитываются общие перепады давления всей магистрали газопровода.

    1. Вычисляется площадь всех в отдельности труб.
    2. Устанавливается густота населения потребителей в данном районе.
    3. Выполняется расчет расхода газа на показание площади каждой отельной трубы.
    4. Осуществляется вычислительные работы по следующим показателям:
    • расчетные данные длины отрезка газового трубопровода;
    • фактические данные длины всего участка;
    • эквивалентные данные.

    Для каждого участка газопровода необходимо посчитать удельную путевую и узловую затрату.

    Гидравлический расчет со средним давлением топлива в газопроводе

    При расчете газопровода со средним давлением первоначально берут во внимание показание начального напора газа.

    Такое давление можно определить, если пронаблюдать подачу топлива начиная с главной газораспределительной точки до области преобразования и перехода от высокого давления к среднему распределению.

    Давление в конструкции должно быть таковым, чтобы показатели не опускались ниже минимально допустимых значений при пиковой нагрузке на магистраль газопровода.

    В вычислениях применяется принцип перемены давления, учитывая единицу длины измеренного трубопровода.

    Для выполнения наиболее верного расчета, вычисления производятся в несколько стадий:

    1. На начальной стадии, становится возможным рассчитать потери давления. Берутся во внимания потери, которые возникают на главном участке газопровода.
    2. Затем выполняется расчет расхода газа на данном отрезке трубы. По полученным средним показателям потерь давления и по вычислениям расхода топлива, устанавливается, какая необходима толщина трубопровода, выясняется необходимые размеры труб.
    3. Учитываются все возможные размеры труб. Затем по номограмме вычисляется величина потерь для каждой из них.

    Если гидравлический расчет трубопровода со средним напором газа верный, то потери давления на отрезках трубы будут иметь постоянное значение.

    Гидравлический расчет с высоким давлением топлива по газопроводу

    Выполнять вычислительную программу гидравлического расчета необходимо на основе высокого натиска сосредоточенного газа. Подбирается несколько версий газовой трубы, они должны подходить под все требования полученного проекта:

    1. Определяется минимальный диаметр трубы, который можно принять в рамках проекта для нормального функционирования всей системы.
    2. Принимается во внимания, в каких условиях будет происходить эксплуатация газопровода.
    3. Уточняется особая спецификация.

    Далее производится гидравлический расчет по следующим стадиям:

    1. Изучается местность в том районе, где будет проходить газовый трубопровод. Досконально рассматривается план местности, чтобы избежать каких-либо ошибок в проекте при дальнейших работах.
    2. Изображается схема проекта. Ее главное условие, чтобы она проходила по кольцу. На схеме обязательно должны быть четко видны различные ответвления к станциям потребления. Составляя схему, делают минимальную длину пути труб. Это необходимо для того, чтобы весь газопровод максимально эффективно работал.
    3. На изображенной схеме производят измерения участков газовой магистрали. Затем выполняется расчетная программа, при этом, конечно же, учитывается масштаб.
    4. Полученные показания меняют, расчетную длину каждого изображенного на схеме участка трубы немного увеличивают, примерно на десять процентов.
    5. Производятся вычислительные работы для того чтобы определить, каким будет общий расход топлива. При этом учитывается расход газа на каждом участке магистрали, затем он суммируется.
    6. Заключительной стадией расчета трубопровода с высоким напором газа будет определение внутреннего размера трубы.

    Для чего необходим гидравлический расчет внутридомового газопровода

    В период расчетных работ определяются виды необходимых газовых элементов. Приборы, которые задействованы в регулировании и доставке газа.

    Изображают схему всей внутридомовой системы. Это дает возможность во время вывить какие-либо неполадки, четко произвести монтаж.

    В условиях подачи топлива, принимается в расчет количество жилых помещений, ванная и кухонная комната. В кухне принимается к сведению наличие таких составляющих, как вытяжка, дымовая труба. Все это нужно для того, чтобы качественно установить приборы и трубопровод для доставки голубого топлива.

    Гидравлический расчет внутридомовой газовой системы

    В данном случае, как и при расчете газопровода с высоким давлением, берется во внимание сосредоточенный объем газа.

    Диаметр участка внутридомовой магистрали рассчитывается согласно потребляемой величине голубого топлива.

    Также учитываются потери давление, которые могут произойти на пути доставки газа. В расчетной системе должны быть наименьшие возможные потери давления. Во внутридомовых газовых системах уменьшение давления довольно частое явление, поэтому вычислить этот показатель очень важно для эффективной работы всей магистрали.

    Схема внутридомовой газовой сети

    В высотных зданиях кроме изменений и перепадов давления, производятся вычисления гидростатического напора. Явление гидростатического напора происходит из-за того, что воздух и газ имеют разную плотность, в результате образуется данный вид напора в газовой трубопроводной системе с низким натиском.

    Производятся вычисления величины газовых труб. Оптимальный диаметр труб может обеспечить наименьшие потери давления от станции перераспределения до точки доставки газа потребителю. При этом в программе расчета должно учитываться, что перепад давления не должен быть выше четырехсот паскалей. Такой перепад давления также закладывается в область распределения и точки преобразования.

    При расчете расхода газа принимается к сведению то, что потребление голубого топлива происходит неравномерно.

    Завершающим этапом расчета является сумма всех перепадов давления, она учитывает общий коэффициент потерь на магистрали и ее ветках. Суммарные показатель не будет превышать предельно допустимых значений, он будет составлять менее семидесяти процентов от номинального давления, которое показывают приборы.

    Расчет диаметра газопровода

    Гидравлический расчет газопроводов

    ПРИЛОЖЕНИЕ 10

    ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ

    1. Гидравлический расчет газопроводов следует выполнять, как правило, на электронно-вычислительных машинах с использованием оптимального распределения расчетных потерь давления между участками сети.

    При невозможности или нецелесообразности выполнения расчета на электронно-вычислительной машине (отсутствие соответствующей программы, отдельные небольшие участки газопроводов и т.п.) гидравлический расчет допускается производить по приведенным ниже формулам или номограммам, составленным по этим формулам.

    2. Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего давлений следует принимать в пределах давления, принятого для газопровода.

    Расчетные потери давления в распределительных газопроводах низкого давления следует принимать не более 180 даПа (мм вод.ст.), в т.ч. в уличных и внутриквартальных газопроводах – 120, дворовых и внутренних газопроводах – 60 даПа (мм вод.ст.).

    3. Значения расчетной потери давления газа при проектировании газопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и коммунально-бытовых предприятий принимаются в зависимости от давления газа в месте подключения, с учетом технических характеристик принимаемых к установке, газовых горелок, устройств автоматики безопасности и автоматики регулирования технологического режима тепловых агрегатов.

    4. Гидравлический расчет газопроводов среднего и высокого давлений во всей области турбулентного движения газа следует производить по формуле:

    где: P1 – максимальное давление газа в начале газопровода, МПа;

    Р2 – то же, в конце газопровода, МПа;

    l – расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;

    di – внутренний диаметр газопровода, см;

    q коэффициент кинематической вязкости газа при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа, м 2 /с;

    Q расход газа при нормальных условиях (при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа), м 3 /ч;

    n – эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая для полиэтиленовых труб равной 0,002 см;

    r – плотность газа при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа, кг/м 3 .

    5. Падение давления в местных сопротивлениях (тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения расчетной длины газопроводов на 5-10%.

    6. При выполнении гидравлического расчета газопроводов по приведенным в настоящем разделе формулам, а также по различным методикам и программам для электронно-вычислительных машин, составленным на основе этих формул, диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле:

    где: t – температура газа, °C;

    Pm – среднее давление газа (абсолютное) на расчетном участке газопровода, МПа;

    V – скорость газа м/с (принимается не болев 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с – среднего и 25 м/с – для газопроводов высокого давления);

    di, Q – обозначения те же, что и в формуле (1).

    Полученное значение диаметра газопровода следует принимать в качестве исходной величины при выполнении гидравлического расчета газопроводов.

    7. Для упрощения расчетов по определению потерь давления в полиэтиленовых газопроводах среднего и высокого давлений рекомендуется использовать приведенную на рис. 1 номограмму, разработанную институтами ВНИПИГаздобыча и ГипроНИИГаз для труб диаметром от 63 до 226 мм включительно.

    Пример расчета. Требуется запроектировать газопровод длиной 4500 м, максимальным расходом 1500 м 3 /ч и давлением в точке подключения 0,6 МПа.

    По формуле (2) находим предварительно диаметр газопровода. Он составит:

    0,55 100 = 55 кгс/см 2

    Определяем значение Р2 по формуле:

    Полученный отрицательный результат означает, что трубы диаметром 110 мм не обеспечат транспорт заданного расхода, равного 1500 м 3 /ч.

    Повторяем расчет для следующего большего диаметра, т.е. 160 мм. В этом случае P2 составит:

    Полученный положительный результат означает, что в проекте необходимо заложить трубу диаметром 160 мм.

    Рис. 1. Номограмма для определения потерь давления в полиэтиленовых газопроводах среднего и высокого давления

    8. Падение давления в газопроводах низкого давления следует определять по формуле:

    где: Н – падение давления, Па;

    n, d, J, Q, r, l – обозначения те же, что и в формуле (1).

    Примечание: для укрупненных расчетов вторым слагаемым, указанным в скобках в формуле (3), можно пренебречь.

    9. При расчете, газопроводов низкого давления следует учитывать гидростатический напор Нg, мм вод.ст., определяемый по формуле:

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

    ra – плотность воздуха, кг/м 3 , при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа;

    ro – обозначение то же, что в формуле (1).

    10. Гидравлический расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец при максимальном использовании допустимой потери давления газа. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10%.

    При выполнении гидравлического расчета надземных и внутренних газопроводов с учетом степени шума, создаваемого движением газа, следует принимать скорости движения газа не болев 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с – для газопроводов среднего давления, 26 м/с – для газопроводов высокого давления.

    11. Учитывая сложность и трудоемкость расчета диаметров газопроводов низкого давления, особенно кольцевых сетей, указанный расчет рекомендуется проводить на ЭВМ или по известным номограммам для определения потерь давления в газопроводах низкого давления. Номограмма для определения потерь давления в газопроводах низкого давления для природного газа с r=0,73 кг/м 3 и J=14,3 10 6 м 2 /с приведена на рис. 2.

    В связи с тем, что указанные номограммы составлены для расчета стальных газопроводов, полученные значения диаметров, вследствие более низкого коэффициента, шероховатости полиэтиленовых труб, следует уменьшать на 5-10%.

    Рис. 2. Номограмма для определения потерь давления в стальных газопроводах низкого давления

    Подбор диаметров труб отопления таблица. Изучаем руководство, как рассчитать диаметр труб для отопления

    Важным моментом составления плана отопительной системы в коттедже или в частном жилом доме является правильный расчет протяженности трубопровода.

    В процессе разработки проектной документации определяют вид и размер стальных или металло . Именно от расходных материалов, необходимых для установки отопительного оборудования, будет зависеть эффективность работы всего контура.

    Три показателя

    Расчет диаметра труб для отопления требует внимания к разным интерпретациям термина «диаметр». Каждый тип изделия характеризуется по следующим описаниям:

      • выбор по наружному диаметру – обязательный для составления проекта показатель;
      • внутренний диаметр – основополагающий показатель, который указывает на пропускные характеристики системы;
      • условно номинальное значение проходного отверстия пластиковых труб – установленный показатель, используемый при маркировке изделий.

    Маркировка изделий

    Нужно помнить, что сантехнические изделия изготавливаются из различных материалов и маркируются соответствующим диаметру числом:

    • трубопрокатные изделия из стали и чугуна – их размеры устанавливаются строго по внутреннему сечению;
    • у медных и металлопластиковых труб расчет ведется по наружному размеру.

    Поэтому, составляя проектную документацию системы отопления, обязательно нужно учитывать свойства материалов. Особенно это важно, если система будет комбинирована из комплектующих разного диаметрального размера.

    Единицы маркировки

    При подборе комплектующих для отопления учитывается стандартная единица измерения для определения величины и маркировки. Основное значение, которое указывает размерность, определяется целым числом или дюймом. Пересчитать дюймы в стандартные для нас миллиметры легко из соотношения: 1 дюйм равен 25,4 мм.

    Размер трубы рассчитывается с помощью нескольких показателей – возможная скорость тока жидкости и некоторая потеря давления на участке трубопровода в один метр. Расчет диаметра по показателям падения давления экономически целесообразен и состоит в том, чтобы определить балансовую стоимость между расходами по эксплуатации и капитальному обслуживанию.

    Чем больше диаметр, тем выше показатели расходов, а для того, чтобы прокачать определенное количество воды, где имеется зауженный диаметр, потребуется затратить намного больше энергии на работу электрического насоса.

    Составление проекта

    Проектная документация отопительного контура выполняется с соблюдением общих требований. Точки входа и выхода с газового котла считаются основными. Изначальный отрезок трубопровода даже при применении полипропиленовой трубы выполняют из металла (примерно 1,5 м. от точки выхода) до первого разветвления системы.

    Затем выполняется разводка всей ветки пластиковых или полипропиленовых труб. При этом сечения зависят от протяженности, но обычно каждое следующее ответвление делают меньшего размера, чем предыдущее. Схематичность подсоединения системы труб с охлаждающей жидкостью та же самая, только подводится ко входному отверстию отопительного котла.

    Определение необходимых размеров

    С технико-экономической точки зрения выбрать диаметр труб лучше с помощью графика общих затрат от основных значений трубопроводной системы. Необходимые размеры металлопластиковых труб определяются по точке пересечения двух кривых на капитальные и эксплуатационные затраты. Предельно допустимая проточность воды в трубопроводной системе отопления зависит от размеров и колеблется в диапазоне от 0,8 до 1,5 м/c.

    Современные трубы относительно диаметра имеют следующую классификацию:

    • трубы с малыми сечениями – 5-102 мм;
    • среднего типа – 102-406 мм;
    • трубы с большим сечением – от 406 мм.

    При этом под условным диаметром понимается значение диаметра, округленное до целых в дюймовом выражении (или долях дюйма). При монтаже системы с принудительной циркуляцией специалисты рекомендуют выбрать трубы с как можно меньшим диаметром. Это необходимо по нескольким причинам:

    • чем меньше диаметр, тем меньше теплоносителя нужно греть – это экономия денег и времени;
    • малое сечение дает меньшую скорость течения воды в трубопроводе;
    • такие трубы проще монтировать, и они экономически более выгодны.

    Как провести расчет, если нет мощности обогрева? На самом деле, расчет диаметра труб можно провести, вооружившись таблицей диаметров и критерием мощности в 1 кВт на 10 м2. Для площади в 20 м2 расчет будет следующий: определение количества мощности на обогрев – 2*1кВт, итого 2 кВт; с учетом поправки на 20% (запас) получаем 2,4 кВт. Т.е. для обогрева комнат в доме понадобится 2,4 кВт.

    Согласно таблице нужно найти мощность 2,4 кВт (2400 Вт) и соотнести со значением теплового потока – так показана оптимальная скорость движения воды в системе. Таблицы такие рассчитаны на двухтрубную систему отопления. При этом видно, что выбор сечения трубы для обогрева 20 м2 должен находится в пределах от 8 мм до 10 мм.

    Как правильно подобрать трубы для отопления? Этот вопрос волнует каждого застройщика, поскольку ошибка может нарушить работу всей системы, сделать ее неэффективной и некомфортной.

    При заниженном диаметре:

    • Трубы испытывают повышенные нагрузки и сокращается срок их службы. О 50-и годах, как заявляют производители, речь даже не идет.
    • В возникают шумы. Кому нужен дискомфорт с прослушкой работы отопительной системы.
    • В пиковые периоды при заниженном диаметре трубы может быть не обеспечена подача тепла в нужном количестве и в помещении будет некомфортная температура.

    Но и ставить трубы на отопление с большим запасом тоже смысла нет:

    • Это ненужный перерасход денежных средств, снижается инвестиционная эффективность замены труб и оборудования системы отопления.
    • Из-за маленькой скорости потока теплоносителя в трубах могут образовываться отложения, что ведет к уменьшению их пропускной способности.
    • Снижается эффективность из-за большего объема системы отопления. Она приобретает повышенную инерционность.
    • Возможно постоянное завоздушивание, что ведет в повышенному износу радиаторов отопления, теплообменника котла и других компонентов

    По сути, при правильно выбранном диаметре труб отопления теплоноситель перемещается по трубопроводам в нужном количестве и определенном диапазоне скоростей. Таким образом при выборе диаметра труб для системы радиаторного отопления с принудительной циркуляцией необходимо отталкиваться от двух значений:

    • тепловая мощность отопительного контура
    • скорость потока теплоносителя в трубопроводе

    Расчет диаметра труб отопления по таблице

    Дабы упростить «жизнь» начинающим застройщикам, специалистами уже составлены специальные таблицы по которым можно подобрать нужный диаметр при ΔТ=20 град.С (разница температур между подачей и обраткой).
    Ниже таблица подбора диаметра трубы для отопления при ΔТ=20 град. С:

    • Перемещаясь по столбцам с показателем скорости потока жидкости 0,4-0,6 находим нужный показатель теплового потока.
    • По крайнему левому столбцу определяем требуемый внутренний диаметр трубопровода.
    • По таблицам производителя, в зависимости от внутреннего диаметра, находим нужный наружный диаметр.

    Пример расчета

    Например, есть дом 60 кв. метров.
    По среднему показателю теплопотерь 100 Вт/м.кв., требуемый тепловой поток 6000 Вт. Применяем коэффициент запаса 1,2 – 6000*1,2=7200 Вт
    В таблице максимально приближенным будет значение 7185 Вт при скорости потока 0,5 м/с.
    По крайнему левому столбцу внутренний диаметр трубы будет равным 15 мм.
    По таблице производителя находим требуемый наружный диаметр трубы. Например, для ближайшее значение в сторону увеличения – 18 мм. Это труба универсальная многослойная (PE-Xc\Al\PE) 25 мм. Аналогично смотрим . Нам подойдет полипропиленовая труба Stabi 25 мм.

    Соответствие тепловой мощности и диаметра

    Проектировщиками и монтажниками уже подобраны оптимальные соотношения тепловой мощности и наружного диаметра отопительной пластиковой трубы (как в каталоге производителей).

    • Для 3000-5000 Вт – подойдет труба 20 мм
    • 6000-9000 Вт – 25 мм
    • 10000-15000 Вт – 32 мм
    • 16000-21000 Вт – 40 мм
    • 22000-32000 Вт – 50 мм

    Данные показатели являются усредненными и, особенно если тепловая мощность находится вблизи пограничного значения, лучше обратиться к специалистам. Но с большой долей вероятности можно утверждать, что если требуемая тепловая мощность контура, например, 12 кВт (площадь около 120 м. кв.), то разводку системы отопления с принудительной циркуляцией нужно проводить пластиковыми трубами диаметром 32 мм.

    Следует учесть, что все вышенаписанное относится только к выбору диаметра. Кроме этого, при проектировании системы отопления дома нужно выбрать трубы с учетом эксплуатационных параметров (температуры и давления), особенностей монтажа (замоноличенные, под гипсокартоном или плинтусом, открытые или другое), по (сварка, запрессовка, обжим, пресс-соединения).

    Приветствую, камрады! Эта статья — о том, какой диаметр трубы выбрать для отопления. В ней я расскажу о методиках расчета проходимости и сечения, дам ряд практических рекомендаций по подбору размеров и объясню разницу между разными видами труб. Итак, в путь.

    Методика расчета

    Между тепловой нагрузкой, сечением трубопровода и скоростью движения теплоносителя существует простая и понятная зависимость: количество перекачиваемой тепловой энергии можно увеличить, сделав трубопровод толще или заставив воду двигаться быстрее.

    С сечением все понятно: чем толще труба, тем она дороже. Почему нельзя существенно увеличить скорость перекачки теплоносителя? Потому, что при ее повышении до 1,5 м/с возникают заметные гидравлические шумы, делающие пребывание в отапливаемом помещении откровенно некомфортным.

    Обычно расчет сечения розлива выполняется для скорости движения потока в 0,4 — 0,6 м/с. Снижение скорости до 0,25 м/с и ниже не только повлияет на эффективность отопления, но и не позволит теплоносителю выдавить воздушные пробки к воздухоотводчику или крану Маевского.

    Вот таблица, позволяющая с минимальными затратами времени выполнить расчет внутреннего диаметра трубопровода при известной тепловой нагрузке на него.

    Общие требования к проектированию УУГ

    На стадии выполнения проекта на газификацию газопотребляющего объекта Заявитель (либо владелец УУГ) предоставляет на согласование техническое решение на УУГ, в котором должна содержать документация:

    1. Пояснительная записка, в которую входят следующие разделы:

    1.1. Общие положения, которые включают перечень нормативных документов по метрологии, электробезопасности и пр., используемых при проектировании УУГ;
    1.2. Сведения об объекте, на котором устанавливается УУГ (адрес, месторасположения и т.д.);
    1.3. Исходные данные для проектирования УУГ, в том числе:

    1.3.1. Характеристика газа, используемая для выполнения расчетов (может приниматься из паспорта качества газа);
    1.3.2. Характеристика объекта, где указываются:

    А) устанавливаемое газоиспользующее оборудование с указанием типа, количества, мощности и др., в том числе сведений о горелках;
    Б) режим работы газоиспользующего оборудования (плавно меняющийся или импульсный);
    В) максимальный расход газа м3/час, приведенный к стандартным условиям принимается из технической документации на газоиспользующее оборудование или выполняется расчет. При подключении газовых плит учитывать их минимально допустимый расход, т.е. одной конфорки (принимается из технической документации на плиту);
    Г) максимальное и минимальное значение давления в газопроводе в месте установки УУГ. Определяется проектной организацией в результате проведения гидравлического расчета;
    Д) максимальное и минимальное значение барометрического давления в месте установки УУГ (может приниматься по справке, выданной Гидрометеоцентром);
    Е) максимальное и минимальное значение температуры газа в газопроводе в месте установки УУГ (определяется проектной организацией).

    1.4. Подбор УУГ с обоснованием выбора расходомера или счетчика газа (выполнение расчета с учетом предполагаемых изменений параметров потока газа);
    1.5. Обоснование выбора средства контроля перепада давления на расходомере или счетчике газа. Выполняется перепад расхода давления с учетом максимального и минимального расходов газа;
    1.6. Выбор фильтра, устанавливаемого перед счетчиком газа или расходомером, также выбор средства контроля степени засоренности фильтра (Средство Измерения (далее СИ) разности давлений). Фильтр выбирается из технической документации на счетчик газа или расходомер для обеспечения указанной фильтрации. СИ контроля степени засоренности фильтра выбирается по технической документации на фильтр и зависит от максимально допустимого перепада давления на фильтре.
    1.7. Расчет сужающего устройства (далее СУ) при использовании метода переменного перепада давления.
    1.8. Описание типа средств измерения, их характеристики и состав УУГ (технические характеристики измерительного комплекса), также указывается действующая методика измерений;
    1.9. Функциональная схема УУГ с учетом всех средств измерения и вспомогательных устройств (на листе схемы указывается состав УУГ);
    1.10. Сведения о том, с помощью каких вспомогательных устройств и ПО будет осуществляться вывод с корректоров (вычислителей) информация по параметрам потока газа на бумажные носители, для предоставления их в организацию, выдавшую ТУ или заключившую Договор на технологическое присоединение;
    1.11. Информация о системе телеметрического контроля с УУГ, подключенной к АСУПГ ГУП МО «Мособлгаз», в том числе обо всех дополнительных устройствах – для предприятий и организаций получившим ТУ или заключившим Договор на технологическое присоединение в ГУП МО «Мособлгаз»;
    1.12. Приложение. Данный раздел включает:

    1.12.1. Техническое задание на выполнение технического решения, выданное владельцем УУГ проектной организации, заверенное подписью и оттиском печати заявителя или владельца УУГ;
    1.12.2. Копию технических условий или письмо с требованием согласования технического решения у поставщика природного газа;
    1.12.3. Копию доверенности доверенному лицу от заявителя либо владельца УУГ;
    1.12.4. Копию свидетельства саморегулируемой организации о допуске к определенным видам работ (вид работ – проектирование);
    1.12.5. Копии из документов (паспортов, технических описаний и пр.) на устанавливаемое газоиспользующее оборудование, в которых указаны его технические характеристики, в том числе используемых горелок;

    Пояснительная записка и функциональная схема УУГ заверяются подписью и оттиском печати (при наличии) заявителя либо владельца УУГ. В состав пояснительной записки, указанной в п.1, могут быть включены дополнительные разделы, в зависимости от выбираемого вида и состава УУГ.

    2. Схема наружного газопровода.

    На схеме газопровода должны быть указаны:

    2.1. Точка врезки;
    2.2. Граница территории газифицированного объекта;
    2.3. Расположение узла учета газа (узлов учета газа);
    2.4. Газоиспользующее оборудование;
    2.5. Запорная арматура;
    2.6. Диаметры и длина газопровода;
    2.7. Давление в газопроводе.

    3. Аксонометрическая схема.

    На схему должны быть нанесены все технические устройства (регуляторы, краны, задвижки и пр.), в том числе и УУГ, которые находятся на газопроводе, от вводной задвижки до газоиспользующего оборудования (включительно).

    Схема должна включать средства измерения (СИ), дополнительные устройства, соединительные трубки, а также измерительные трубопроводы (с указанием диаметров трубопроводов, их длины, а также высоты расположения).

    5. Спецификация на УУГ.

    В спецификации указываются средства измерения, дополнительные устройства, запорная арматура и другие технические устройства, отображенные на схеме УУГ.

    6. Схема электрических соединений.

    На схеме указываются СИ и вспомогательные устройства, разводка электрических проводов (с указанием приблизительной длины трасс), разъемы, клеммы, клеммные коробки и место подключения к электрической сети. В случае использования измерительного комплекса, собранного на заводе-изготовителе, при наличии единого паспорта на него с указанием всех средств измерения и погрешности, схема электрических соединений внутри комплекса между СИ не изображается, а отображаются только внешние соединения с дополнительными устройствами и подключением электропитания.

    7. Спецификация к схеме электрических соединений.

    При реконструкции или модернизации существующих УУГ вносятся изменения в существующие технические решения на УУГ или выполняются новые на основании технических условий, организацией их выдавшей.

    Диаметр – газопровод

    Диаметр газопровода в пределах котла выбирается по максимальному расходу газа при скорости 50 – 70 м / с. Арматура для газопровода ( вентили, задвижки, клапаны) применяется только стальная. Опоры газопровода устанавливаются, как правило, на кронштейнах колонн и стоек котла.
    Диаметр газопровода от места разветвления перед газгольдерами до факельных свечей определяется исходя из того, что потеря давления на этом участке с учетом потерь собственно в свечах должна быть по меньшей мере на 1 КПа ниже, чем давление в газгольдерах. Поскольку давление в газгольдерах зависит от допустимого давления во всасывающей линии компрессоров и равно 4 КПа, сопротивление данного участка не должно превышать 3 КПа. Поэтому факельное хозяйство не следует особенно удалять от свечей.
    Диаметр газопровода для ближайшего по табл. 3.3 расхода ( 103 М3 / ч) составляет 122 мм.
    Диаметры газопроводов определяются гидравлическим расчетом при максимальном расходе газа с учетом ближайшей перспективы развития предприятия и допустимых потерях давления. Все подземные стальные газопроводы защищаются от коррозии, вызываемой грунтом и блуждающими электрическими токами. Применяют пассивную и активную защиту газопроводов от коррозии.
    Диаметры газопроводов определяют с помощью гидравлического расчета.
    Диаметры газопроводов для отдельных факельных систем, а также для сероводородной факельной системы определяют расчетом в каждом отдельном случае, исходя из конкретных условий сброса. Следует территориально совмещать оборудование отдельной факельной системы ( одной или нескольких) с установкой сбора факельных сбросов общей факельной системы предприятия, когда это возможно.
    Диаметры газопроводов ( участков сети) по заданным расходам и падению давления обычно определяют по таблицам.
    Диаметр газопровода принимаем постоянным по всей высоте. Начальный участок принимаем такой же длины, как и остальные участки. Отборы по всем этажам считаем одинаковыми.
    Диаметр газопроводов также определяют, задаваясь скоростью движения газов, которая зависит от температуры и степени очистки газа от пыли и принимается для чистого газа и0 8 – – – т – 10 м / сек и для неочищенного газа и0 1 – – 3 м / сек.
    Диаметр газопровода определяется объемом и допустимой скоростью газа. Скорость газа в газопроводах при расчете его диаметра принимают равной 12 – 16 м / сек. Диаметр газопроводов рассчитывается, исходя из объема газа при рабочих условиях, а так как эти условия ( температура и давление) на всем протяжении газопровода меняются, то и диаметр газопровода различен. Наибольший диаметр газопровод имеет на участке между газосборником и газовыми холодильниками, наименьший – за скрубберами бензольного отделения.
    Диаметр газопровода согласно заданию на проектирование был принят равным 820 мм.
    Диаметр газопровода определяется объемом и допустимой скоростью газа; обычно она составляет 12 – 14 м [ сек. Скорость рассчитывают, исходя из объема газа в рабочих условиях, а так как условия эти меняются, то диаметр газопровода на разных его участках неодинаков. Наиболее велик диаметр на участке между газосборником и газовыми холодильниками.
    Диаметр газопровода на однониточных переходах сохраняется равным диаметру основной магистрали. На двухниточных переходах диаметры трубы выбираются с таким расчетом, чтобы суммарная площадь сечения труб была примерно равна сечению трубы основного газопровода. Так, например, для газопровода Dy 700 мм диаметр каждой нитки дюкера должен составлять 500 мм, для газопровода Dy 1000 мм – 700 – 800 мм.
    Диаметр газопровода принимаем постоянным по всей высоте. Все участки газопровода между отборами газа равны между собой. Начальный участок принимаем такой же длины, как и остальные участки. Отборы по всем этажам считаем одинаковыми.

    Диаметр газопроводов принимаем не менее 50 мм.
    Диаметры газопроводов принимаем не менее 50 мм.
    Диаметр газопровода постепенно уменьшается до 500 мм.
    Диаметры газопроводов холодного газа и диаметры дроссельных заслонок определяются исходя из количества газа Q2 и QJ и перепада давления на заслонке и газопроводе. Обычно диаметр газопроводов и заслонок не превышает 400 – 500 мм.
    Диаметры газопроводов холодного газа и диаметры дроссельных заслонок определяются исходя из количества газа Q2 и Q и перепада давления на заслонке и газопроводе. Обычно диаметр газопроводов и заслонок не превышает 400 – 500 мм.
    Диаметры газопроводов общей факельной системы должны приниматься с учетом этого условия.
    Диаметры газопроводов отопительных котельных, коммунальных и промышленных предприятий рассчитываются по максимальному расходу газа на участке и допустимым перепадам давления.
    Диаметры газопроводов отопительных котельных, коммунальных и промышленных предприятий рассчитывают по максимальному расходу газа на участке и допустимым перепадам давления. При расчете газопроводов исходят из того, что потери на трение не должны превышать 25 % номинального давления горелок. При этом к линейным потерям прибавляют потери на местные сопротивления.
    Определить диаметр газопровода, если известны давления в начале и конце газопровода и расход.
    Подбираем диаметры газопроводов для отдельных участков магистрали в зависимости от расхода и удельной потери напора.
    Определять диаметр газопровода по формуле ( 3 – 1), задаваясь скоростью газа, мофно только при грубо ориентировочных ( прикидочных) расчетах.
    Когда диаметр газопровода изменили на 1020×11 2 ( 12 5) мм и перенесли площадку РЭП из Картопьи в Комсомольский, проект организации строительства не изменяли. Поэтому проектные объемы работ в целом и по отдельным комплексам сооружений не могут соответствовать окончательно утвержденным. Тем не менее на ряде положений и конструктивных решений, предложенных в ПОР, целесообразно остановиться, так как они являются общими для района прохождения трассы независимо от диаметра укладываемого трубопровода.
    Определить диаметр газопровода, транспортирующего 600 000 м3 газа в сутки от скважины к коллектору, если длина газопровода 800 м, давление на головке скважины 68 ат, давление в коллекторе 30 ат, относительная плотность газа 0 64, коэффициент сжимаемости газа 0 9; температура газа 22 С.
    Выбирают диаметры газопроводов по стандартам и проверяют фактический перепад давления в магистрали, исходя из принятых диаметров.
    Определить диаметр газопровода от скважины до газосборного коллектора.

    Если диаметр газопровода не задан, то можно считать его равным внутреннему диаметру входного патрубка сепаратора.
    Схемы общекотельных газопроводов. Поэтому диаметры газопроводов котельной должны выбираться так, чтобы при максимально возможном изменении тепловой мощности части горелок или агрегатов расход газа через остающиеся в работе газовые горелки менялся незначительно.
    Схема узла факельного сжигания газа. Расчет диаметра газопровода от отдельного объекта до факельного коллектора производится исходя из максимального аварийного сброса этого объекта. Максимальный аварийный сброс определяют, суммируя единовременный максимальный сброс от предохранительных клапанов одного аппарата и технологические сдувки. Если по условиям работы установки возможно одновременное срабатывание клапанов на группе аппаратов, то к технологическим сдувкам прибавляется максимальный сброс от этой группы.
    Определение диаметров газопроводов для отдельных факельных систем, а также для сероводородной факельной системы, обосновывается расчетом в каждом отдельном случае исходя из конкретных условий сброса.
    Уменьшение диаметров газопроводов приводит к значительному сокращению капитале – и металловложений при строительстве. Для нашего примера стоимость строительства сокращается в 2 раза, что видно из табл. 73, которая составлена по данным института Мосюдзьмпроект и отображает фактические затраты на строительство 1 км подземных газопроводов в Москве без учета накладных расходов и понижающего коэффициента за счет улучшения организации работ. Металловложения сокращаются при этом более чем в 2 раза.
    Пропускная способность газопроводов. Определение диаметров газопроводов и потерь давления при расчете тупиковых сетей несложно, тогда как при расчете кольцевых сетей это связано с нахождением правильного распределения по сети потоков газа, называемым обычно увязкой сети.
    Пропускная способность газопроводов. Определение диаметров газопроводов и потерь давления при расчете тупиковых сетей не сложно, тогда как при расчете кольцевых сетей это связано с нахождением правильного распределения по сети потоков газа, называемым обычно увязкой сети.
    Сравнительная пропускная способность газопроводов. Определение диаметров газопроводов и потерь давления при расчете тупиковых сетей несложно, тогда как при расчете кольцевых сетей это связано с нахождением правильного распределения по сети потоков газа, называемого увязкой сети.
    Изменение диаметра газопроводов вдоль радиуса-действия ГРП носит телескопический характер. Поэтому зависимость lt – lt ( t) не является линейной.
    При диаметре газопровода, подающего газ к горелке, меньше Dy 40 мм контрольное устройство можно не устанавливать и схема упрощается. Повышение безопасности достигается врезкой продувочного газопровода в коллектор до ПКН ( ПКВ) и соединением последнего участка коллектора с газопроводом безопасности.

    При диаметре свариваемых газопроводов более 600 мм разрешается сваривать контрольные пластины.
    При диаметре свариваемых газопроводов менее 50 мм и толщине стенки трубы менее 4 мм на каждые 50 производственных стыков сварщик должен сварить два контрольных стыка.
    Средний же диаметр газопроводов в сетях низкого давления в 1 75 – 2 15 раза меньше, чем в сетях среднего давления.
    Переходы изменяют диаметр газопроводов. На практике их часто изготавливают из труб путем вырезки клиньев и сваркой остальных частей. Наибольшее распространение имеют переходы, изотовленные из листовой стали, с одним или двумя продольными швами.
    Расчетная ( / и экспериментальная ( 2 зависимости критической длины трещины от уровня напряжений для труб 1220×12 мм из г. тялн 08Г2СФ. Чем больше диаметр газопровода, тем сталь труб должна обеспечивать ( выдерживать) большую длину трещины без подрастания до критического размера. На рис. 29, а приведена зависимость критической длины трещины, которую должен обеспечивать металл труб различных диаметров. Размеры критической длины трещины, например, для газопроводов диаметром 1020 – 1220 ( рис. 29, а) составляют 180 – 230 мм, что хорошо соответствует данным фактически наблюдавшихся разрывов газопроводов. Разрывы наиболее часто происходили в трубах, сталь которых имела критическую длину трещины менее 200 мм. Все это говорит об удовлетворительном соответствии расчетных и экспериментальных исследований и данных фактических разрушений, наблюдавшихся на газопроводах.
    Так, диаметр газопроводов 1420 мм i строго соответствовал еже-приросту добычи и транспор-газа из одного района ( Западной по 30 – 40 млрд. м и более, резком замедлении темпов развития газовой промышленности на перспективу и выходе на более скромные ежегодные приросты достигнутые уровни концентрации единичных мощностей могут оказаться в некоторых случаях даже избыточными.
    D – диаметр газопровода, мм; Т – продолжительность испытания, час. Во всех случаях начало испытания устанавливается не менее чем через 12 час.
    Переходы изменяют диаметр газопроводов. На практике их часто изготавливают из труб путем вырезки клиньев и сваркой остальных частей. Большое распространение получили переходы, изготовленные из листовой стали, с одним или двумя продольными швами.
    Средний же диаметр газопроводов в сетях низкого давления в 1 75 – 2 15 раза меньше, чем в сетях среднего давления.

    Политическая обстановка вокруг российского газопровода накаляется

    Трубопровод для транспортировки российского газа в Западную Европу оказался в центре разногласий между Соединенными Штатами и некоторыми европейскими странами, особенно Германией. Президент США Дональд Трамп раскритиковал Германию за ее приверженность этому проекту, заявив, что «Германия находится в зависимости от России из-за того, что получает от Москвы столь значительную долю своих энергоресурсов».

    Кроме того, «речь идет о том, что вы платите миллиарды и миллиарды долларов в казну страны, от которой нам приходится вас защищать».

    Здесь уместно напомнить о «Северном потоке-1», газопроводе, напрямую связывающем российские газовые месторождения и Западную Европу. Он работает с ноября 2011 года, ежегодно поставляя в европейскую газопроводную сеть около 55 миллиардов кубометров природного газа.

    Система включает в себя 917-километровый наземный участок диаметром 1400 миллиметров между российскими месторождениями и портом Выборг на берегу Финского залива, который также служит для доставки газа в некоторые районы самой России и Финляндию. Кроме того, в нее входят две параллельные нитки трубопроводов диаметром 1200 мм, проложенные по дну Балтийского моря от Выборга до немецкого порта Грайфсвальд. Еще две нитки общей протяженностью 850 километров соединяют подводные линии с южными и западными районами Германии, а также газовой сетью Дании, Голландии и Британии.

    «Северный поток-2» представляет собой улучшенную копию первого газопровода или его расширением. В 2011 году Nord Stream AG, дочернее предприятие российской корпорации «Газпром», приступило к экономическому обоснованию этого расширения, которое будет включать две дополнительные нитки для увеличения пропускной способности до 110 миллиардов кубометров в год. Для наполнения «Северного потока-2» будут соответственно расширены наземные трубопроводы на российской территории.

    В июне 2015 года было подписано соглашение о реализации этого проекта между «Газпромом» и западными энергетическими компаниями Shell, E.ON, OMV, и Engie, а в апреле 2020 года компании Uniper, Wintershall, Engie, OMV и Shell подписали с Nord Stream AG соглашение о совместном финансировании.

    Завершение проекта было намечено на конец 2020 года, однако, из-за задержек с получением одобрения тех стран, через чьи территориальные воды пролегает трубопровод, его ввод в эксплуатацию будет отложен приблизительно на год. На данный момент проект получил официальное одобрение Финляндии, Швеции и Германии, и лишь Дания продолжает возражать, вероятно, под давлением Соединенных Штатов.

    Впрочем, у «Газпрома» есть план перенаправить трубопровод к северу от датского острова Борнхольм, с тем чтобы трасса прошла в международных водах, если датские власти не изменят своей позиции. Противодействие Польши и Украины вполне понятно, потому что если российский газ пойдет в Европу в обход этих двух стран, они потеряют немалые транзитные пошлины, не говоря уж о том, что российское влияние в Европе заметно возрастет.

    Когда речь идет об Украине, считается, что Россия стремится сократить объем транзита через эту страну, который сегодня составляет около 90 миллиардов кубометров в год, хотя и россияне и немцы это отрицают. Опасаясь потери около 3 миллиардов долларов в год в виде транзитных пошлин, украинский президент Петр Порошенко недавно заявил: «Это не коммерческий проект – он не является целесообразным с точки зрения экономики – это исключительно политический проект».

    Германия считает, что проект, напротив, носит чисто экономический характер, без каких-либо политических последствий. Аналитики полагают, что к 2025 году необходимо полностью избавить Германию от атомной энергетики. Нет никаких сомнений в том, что «Северный поток-2» является важным фактором энергетической безопасности для Евросоюза и всей Европы, где добыча газа сокращается, а потребление растет приблизительно на 5 процентов в год.

    Десять лет назад перспективы природного газа в Европе были гораздо более оптимистичными, чем сейчас. Развитие возобновляемых источников энергии поглотило часть этих перспектив газа. Тем не менее, европейский спрос на газ в 2040 году, согласно прогнозу Международного агентства по энергетике (МАЭ) «Сценарий энергетической политики в будущем», ожидается на уровне 631 миллиарда кубометров в год, из которых на ЕС придется 454 миллиарда кубометров. При этом объем собственного производства сократится до 236 миллиардов кубометров, в том числе в Евросоюзе – до 76 миллиардов кубометров. Поэтому объем импорта газа в Европу должен достичь к этому моменту 395 миллиардов кубометров, что на 30 процентов выше нынешнего показателя.

    Повышенная зависимость от поставок российского газа продолжает оставаться важным моментом, широко обсуждаемым критиками проекта. Однако, из-за динамики спроса, зависимость от России может сохраниться на том же уровне, что и сейчас, учитывая рост импорта из других источников, особенно в виде СПГ из Соединенных Штатов.

    Российские поставки в Европу – в настоящее время в объеме около 200 миллиардов кубометров в год – будут самыми распространенными и самыми дешевыми.

    Независимо от того, намерены ли Соединенные Штаты продолжать оказывать давление на Европу, проект, по мнению экспертов, будет продвигаться вперед, поскольку в его реализацию вовлечены все основные европейские газовые и нефтяные компании. Пока не вполне ясно, может ли угроза американского Конгресса о применении санкций в отношении европейских компаний, которые примут участие в проекте «Северный поток-2», быть реализована в форме карательных мер против союзников и партнеров Америки.

    Свод правил

    Название Свод правил
    страница 26/33
    Дата публикации 26.03.2013
    Размер 2.05 Mb.
    Тип Документы

    uchebilka.ru > География > Документы

    ПРИЛОЖЕНИЕ 10

    ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ

    1. Гидравлический расчет газопроводов следует выполнять, как правило, на электронно-вычислительных машинах с использованием оптимального распределения расчетных потерь давления между участками сети.

    При невозможности или нецелесообразности выполнения расчета на электронно-вычислительной машине (отсутствие соответствующей программы, отдельные небольшие участки газопроводов и т.п.) гидравлический расчет допускается производить по приведенным ниже формулам или номограммам, составленным по этим формулам.

    2. Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего давлений следует принимать в пределах давления, принятого для газопровода.

    Расчетные потери давления в распределительных газопроводах низкого давления следует принимать не более 180 даПа (мм вод.ст.), в т.ч. в уличных и внутриквартальных газопроводах — 120, дворовых и внутренних газопроводах — 60 даПа (мм вод.ст.).

    3. Значения расчетной потери давления газа при проектировании газопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и коммунально-бытовых предприятий принимаются в зависимости от давления газа в месте подключения, с учетом технических характеристик принимаемых к установке, газовых горелок, устройств автоматики безопасности и автоматики регулирования технологического режима тепловых агрегатов.

    4. Гидравлический расчет газопроводов среднего и высокого давлений во всей области турбулентного движения газа следует производить по формуле:

    где: P1 — максимальное давление газа в начале газопровода, МПа;

    Р2 — то же, в конце газопровода, МПа;

    l — расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;

    di — внутренний диаметр газопровода, см;

    q коэффициент кинематической вязкости газа при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа, м 2 /с;

    Q расход газа при нормальных условиях (при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа), м 3 /ч;

    n — эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая для полиэтиленовых труб равной 0,002 см;

    r — плотность газа при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа, кг/м 3 .

    5. Падение давления в местных сопротивлениях (тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения расчетной длины газопроводов на 5-10%.

    6. При выполнении гидравлического расчета газопроводов по приведенным в настоящем разделе формулам, а также по различным методикам и программам для электронно-вычислительных машин, составленным на основе этих формул, диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле:

    где: t — температура газа, °C;

    Pm — среднее давление газа (абсолютное) на расчетном участке газопровода, МПа;

    V — скорость газа м/с (принимается не болев 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с — среднего и 25 м/с — для газопроводов высокого давления);

    di, Q — обозначения те же, что и в формуле (1).

    Полученное значение диаметра газопровода следует принимать в качестве исходной величины при выполнении гидравлического расчета газопроводов.

    7. Для упрощения расчетов по определению потерь давления в полиэтиленовых газопроводах среднего и высокого давлений рекомендуется использовать приведенную на рис. 1 номограмму, разработанную институтами ВНИПИГаздобыча и ГипроНИИГаз для труб диаметром от 63 до 226 мм включительно.

    Пример расчета. Требуется запроектировать газопровод длиной 4500 м, максимальным расходом 1500 м 3 /ч и давлением в точке подключения 0,6 МПа.

    ^ По формуле (2) находим предварительно диаметр газопровода. Он составит:

    Принимаем по номограмме ближайший больший диаметр, он составляет 110 мм (di=90 мм). Затем по номограмме (рис. 1) определяем потери давления. Для этого через точку заданного расхода на шкале Q и точку полученного диаметра на шкале di проводим прямую до пересечения с осью I. Полученная точка на оси I соединяется с точкой заданной длины на оси l и прямая продолжается до пересечения с осью . Поскольку шкала l определяет длину газопровода от 10 до 100 м, уменьшаем для рассматриваемого примера длину газопровода в 100 раз (с 9500 до 95 м) и соответствующим увеличением полученного перепада давления тоже в 100 раз. В нашем примере значение составит:

    0,55 100 = 55 кгс/см 2

    Определяем значение Р2 по формуле:

    Полученный отрицательный результат означает, что трубы диаметром 110 мм не обеспечат транспорт заданного расхода, равного 1500 м 3 /ч.

    Повторяем расчет для следующего большего диаметра, т.е. 160 мм. В этом случае P2 составит:

    = 5,3 кгс/см 2 = 0,53 МПа

    Полученный положительный результат означает, что в проекте необходимо заложить трубу диаметром 160 мм.

    Рис. 1. Номограмма для определения потерь давления в полиэтиленовых газопроводах среднего и высокого давления

    8. Падение давления в газопроводах низкого давления следует определять по формуле:

    где: Н — падение давления, Па;

    n, d, J, Q, r, l — обозначения те же, что и в формуле (1).

    Примечание: для укрупненных расчетов вторым слагаемым, указанным в скобках в формуле (3), можно пренебречь.

    9. При расчете, газопроводов низкого давления следует учитывать гидростатический напор Нg, мм вод.ст., определяемый по формуле:

    где: h — разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м;

    ra — плотность воздуха, кг/м 3 , при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа;

    ro — обозначение то же, что в формуле (1).

    10. Гидравлический расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец при максимальном использовании допустимой потери давления газа. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10%.

    При выполнении гидравлического расчета надземных и внутренних газопроводов с учетом степени шума, создаваемого движением газа, следует принимать скорости движения газа не болев 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с — для газопроводов среднего давления, 26 м/с — для газопроводов высокого давления.

    11. Учитывая сложность и трудоемкость расчета диаметров газопроводов низкого давления, особенно кольцевых сетей, указанный расчет рекомендуется проводить на ЭВМ или по известным номограммам для определения потерь давления в газопроводах низкого давления. Номограмма для определения потерь давления в газопроводах низкого давления для природного газа с r=0,73 кг/м 3 и J=14,3 10 6 м 2 /с приведена на рис. 2.

    В связи с тем, что указанные номограммы составлены для расчета стальных газопроводов, полученные значения диаметров, вследствие более низкого коэффициента, шероховатости полиэтиленовых труб, следует уменьшать на 5-10%.

    Гидравлический расчет газопровода.

    Введение

    В основе гидравлического расчета газопроводной сети лежит определение оптимальных диаметров газопроводов, обеспечивающих пропуск необходимых количеств газа при допустимых перепадах давления. Расчет ведется исходя из максимально возможных расходов газа в часы максимального газопотребления. При этом учитываются часовые расходы газа на нужды производственных (промышленных и сельскохозяйственных), коммунально-бытовых потребителей, а также на индивидуально-бытовые нужды населения (отопление, горячее водоснабжение). Как правило, при гидравлическом расчете газопроводов среднего и высокого давления расчетные расходы газа потребителями принимаются в качестве сосредоточенных нагрузок, для сетей низкого давления учитывается также и равномерно распределенная нагрузка. Отличительной особенностью систем газоснабжения среднего давления с установкой газорегуляторных пунктов у каждого потребителя или небольшой группы потребителей населенного пункта является применимость к ним принципа расчета сетей с равномерно распределенными нагрузками.

    Гидравлический расчет газопровода.

    При движении газа по трубопроводам происходит постепенное снижение первоначального давления за счет преодоления сил трения и местных сопротивлений:

    В зависимости от скорости потока, диаметра трубы и вязкости газа течение его может быть ламинарным, т. е. упорядоченным в виде движущихся один относительно другого слоев, и турбулентным, когда в потоке газа возникают завихрения и слои перемешиваются между собой. Режим движения газа характеризуется величиной критерия Рейнольдса:

    где ω — скорость потока, м/с; D — диаметр трубопровода, м; ν — кинематическая вяз-кость, .

    Интервал перехода ламинарного движения в турбулентное называется крити-ческим и характеризуется Re = 2000–4000. При Re = 2000 течение ламинарное, а при Re = 4000 — турбулентное.

    Практически в распределительных газопроводах преобладает турбулентное движение газа. Лишь в газопроводах малого диаметра, например во внутридомовых, при небольших расходах газ течет ламинарно. Течение газа по подземным газопрово-дам считают изотермическим процессом, так как температура грунта вокруг газопро-вода за короткое время протекания газа изменяется мало.

    Различают гидравлический расчет сетей низкого давления и среднего (высокого) давления. Разработка системы газоснабжения жилого здания предполагает сеть низкого давления.


    При расчете системы газоснабжения низкого давления используют формулу для расчета потерь давления на участке.

    Где разница давлений в начале и конце газопровода, – коэффициент гидравлического трения, Q – расход газа , d – внутренний диаметр трубы , – плотность газа, l – длина газопровода.

    Также определяются удельные потери давления на участках (Па/м – для сетей низкого давления) по формуле:

    – допустимые потери давления (Па – для сетей низкого давления); L – расстояние до самой удаленной точки, м.

    Внутренний диаметр газопровода принимается из стандартного ряда внутренних диаметров трубопроводов: ближайший больший – для стальных газопроводов и ближайший меньший – для полиэтиленовых.

    Коэффициент гидравлического трения λ определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса,

    Где, ν- коэффициент кинематической вязкости газа, Q-расход газа, d-внутренний диаметр трубы газопровода.

    А также в зависимости от гидравлической гладкости внутренней стенки газо-провода, определяемой по условию

    Где, n — эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая равной для новых стальных 0,01 см, для бывших в эксплуатации стальных – 0,1 см, для полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации – 0,0007 см, для медных труб – 0,001 см.

    В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического трения λ:

    для ламинарного режима движения газа при Re ≤ 2000

    для критического режима движения газа при Re = 2000–4000

    При Re = 4000 в зависимости от выполнения условия (6):

    для гидравлически гладкой стенки (неравенство (6) справедливо):

    при 4000≤ Re ≤ 100 000

    при Re ˃ 100 000

    для шероховатых стенок (неравенство (6) несправедливо) при Re ˃ 4000

    Таким образом, при проведении гидравлических расчетов газораспределительной сети учитывается материал газопровода, а также процесс старения трубы, который выражается в увеличении шероховатости и зарастании стальных труб и неизменности шероховатости в процессе эксплуатации и ползучести полиэтиленовых труб. Ползучесть полиэтиленовой трубы выражается в увеличении внутреннего диаметра на 5 в процессе эксплуатации под воздействием внутреннего давления в результате уменьшения толщины стенки трубы.

    Особая специфика полиэтиленовых труб заключается еще и в том, что они могут изготавливаться из полиэтилена различной плотности: средней – ПЭ 80, высокой – ПЭ 63 (в настоящее время в системах газораспределения не применяется), а также на основе бимодального сополимера – ПЭ 100. Известно, что внутренний слой стенки полиэтиленовой трубы насыщается газом и степень насыщения зависит от давления газа и плотности стенки. Насыщение газом приводит к изменению шероховатости стенки, вследствие чего изменяется гидравлическое сопротивление трубы. Ползучесть также влияет на изменение шероховатости стенки трубы в процессе эксплуатации. В совокупности все эти факторы определяют пропускную способность полиэтиленовых труб.

    При расчете газопроводов низкого давления, прокладываемых в условиях резко выраженного переменного рельефа местности, надо учитывать гидростатический напор, Па,

    где h – разность геометрических отметок газопровода, м; знак «+» – при течении газа по направлению снизу вверх, а знак «-» – при движении газа сверху вниз.

    Потери давления в местных сопротивлениях вызываются изменениями величин и направлений скоростей движения газа в местах переходов газопровода с одного диаметра на другой, в запорной арматуре, отводах, тройниках и т. д. По формуле Вейсбаха потери давления в местных сопротивлениях, Па,

    Для ряда последовательно расположенных местных сопротивлений на газопро-воде одного диаметра сумма их

    Средние значения коэффициентов некоторых видов местных сопротивлений приведены в таблице 1.

    Часто потери давления в местных сопротивлениях выражают через некоторую эквивалентную длину прямого участка трубы lэкв, на которой линейные потери давле-ния на трение равнозначны потерям на данном местном сопротивлении,

    где D — внутренний диаметр газопровода, м; lэкв — эквивалентная длина, м, прямолинейного участка трубы данного диаметра, на котором потери давления на трение равны потерям в местном сопротивлении при .

    Дата добавления: 2020-02-25 ; просмотров: 5105 | Нарушение авторских прав

    Гидравлический расчет кольцевых газовых сетей высокого

    Давления

    Газовые сети высокого давления являются верхним иерархическим уровнем городской системы газоснабжения. Для средних и больших городов их проектируют кольцевыми и только для маленьких городов они могут выполняться в виде разветвленных тупиковых сетей.

    Все городские сети рассчитывают на заданный перепад давлений. Такой подход к расчету связан с тем, что в город газ поступает под определенным давлением и поддерживается не ниже заданной величины.

    Расчетный перепад для сетей высокого давления определяют исходя из следующих соображений. Начальное давление принимают максимальным по СП 62.13330.2011[6], СП 42-101-2003[4]. для соответствующей категории газопровода. Конечное давление принимают таким, чтобы при максимальной нагрузке сети было обеспечено минимально допустимое давление газа перед горелками, с учетом перепада давлений в абонентском ответвлении при максимальной нагрузке и перепада в ГРП. В большинстве случаев перед ГРП достаточно иметь избыточное давление примерно 0,15-0,2 МПа.

    При расчете кольцевых сетей необходимо оставлять резерв давления для увеличения пропускной способности системы при аварийных гидравлических режимах. Принятый резерв следует проверять расчетом при возникновении наиболее неблагоприятных аварийных ситуаций. Такие режимы обычно возникают при выключении головных участков. Для многокольцевой сети неблагоприятных режимов, которые необходимо проверить расчетом, может быть несколько.

    В виду кратковременности аварийных ситуаций следует допускать снижение качества системы при отказах ее элементов. Снижение качества оценивают коэффициентом обеспеченности Коб, который зависит от категории потребителей.

    Сети высокого (среднего) давления являются управляемыми, так как к ним присоединяют ограниченное число крупных потребителей, режимом подачи газа которых управляет диспетчерская служба.

    Следствием управляемости сети является и особая постановка задачи расчета гидравлического режима заключающегося в том, что не только в расчетном режиме, но и в аварийных ситуациях узловые расходы газа являются заданными. Это положение позволяет вести расчет аварийных режимов теми же методами какими определяют диаметр газопроводов при расчетном режиме. Отличие состоит лишь в том, что меняется геометрия сети- выключают один или несколько элементов и уменьшают узловые нагрузки в соответствии с принятым Коб. Возможное уменьшение подачи газа ограничено нижним пределом, который устанавливают из соображений минимально допустимого давления газа перед приборами. Это минимальное давление определяется минимальной нагрузкой которую принимают равной 50% расчетного значения.

    Половину нормы газообразного топлива будут получать примерно 20-30% потребителей. Причем такое снижение подачи топлива существенно не отразится на приготовлении пищи. В основном это будет отражаться на качестве горячего водоснабжения. Как показывают исследования при снижении давления после ГРП можно уменьшить максимальный расход примерно на 15-20%. Следовательно, для коммунально-бытовых потребителей, присоединенных к сети низкого давления, коэффициент обеспеченности можно принять равным 0,8-0,85. Учитывая кратковременность аварийных ситуаций и теплоаккумулирующую способность зданий, можно сократить подачу газа на отопительные цели. Коэффициент обеспеченности для отопительных котельных можно принять 0,7-0,75.

    Коэффициент обеспеченности промышленных предприятий определяют из следующих соображений. Если предприятие имеет резервную систему снабжения топливом то Коб = 0. При ее отсутствии допустимое сокращение подачи газа зависит от сокращения подачи теплоты на отопительные цели. Для технологических нужд сокращать подачу газа не следует. Таким образом, коэффициент обеспеченности можно определить для всех сосредоточенных потребителей и на их основе рассчитать аварийные гидравлические режимы. После обоснования коэффициента обеспеченности для всех потребителей решают вторую задачу, т.е. определяют необходимый резерв пропускной способности сети.

    Для однокольцевого газопровода аварийных режимов, подлежащих расчету, два: при выключении головных участков слева и справа от точки питания.

    Так как при выключении головных участков однокольцевой газопровод превращается в тупиковый, то диаметр кольца можно определить из расчета аварийного гидравлического режима при лимитированном газоснабжении для тупиковой линии.

    Рекомендуется следующий расчет порядок расчета однокольцевой сети высокого (среднего) давления:

    1. Производим предварительный расчет диаметра кольца по приближенным зависимостям:

    где Qр – расчетный расход газа, м 3 /ч;

    Qi – расчетные расходы газа потребителями, м 3 /ч;

    Коб = 0,7 – коэффициент обеспеченности принятый для всех потребителей;

    lк – длина кольца, м.

    2. Выполняем два варианта гидравлического расчета аварийных режимов при выключенных головных участках слева и справа от точки питания. Диаметры участков корректируем так, чтобы давление газа у последнего потребителя не понижалось ниже минимально допустимого значения. Для всех ответвлений рассчитываем диаметры газопроводов на полное использование перепада давлений с подачей им газа. Гидравлический расчет может выполняться по формулам, представленным в СП 41-101-2003[4] или по номограмме. (Приложение В)

    3. Рассчитываем распределение потоков при нормальном режиме и определяем давление газа во всех узловых точках.

    4. Проверяем диаметры ответвлений к сосредоточенным потребителям при расчетном гидравлическом режиме. При недостаточности диаметров увеличиваем их до необходимых размеров.

    В нашем примере гидравлический расчет газовой сети выполнен для однокольцевого газопровода. В приложении Д приведена расчетная схема газопроводов высокого давления II категории для кварталов.

    Трассу кольцевого газопровода следует прокладывать таким образом, чтобы левая и правая ветвь кольца были загружены равномерно. Далее нумеруем все узлы. Стрелками указываем направление движения транзитных потоков газа.

    Давление на выходе из ГРС-1 примем 0,7 МПа (абс.). Оно и будет в нашем случае давлением газа в начале сети, Рн. Конечное давление газа в конце сети примем Рк = 0,4 МПа (абс.). Коэффициент обеспеченности для всех потребителей примем Коб = 0,7.

    Гидравлический расчет газовой сети высокого давления II категории для кольца представлен в таблице 2.20-2.28.

    Определим предварительный диаметр кольца по расчетному расходу и удельному падению квадрата давления по формуле:

    где Qр – расчетный расход газа в аварийном режиме.

    Увеличивая длину кольца на 10% учитываем потери давления газа в местных сопротивлениях.

    Находим предварительный расчетный диаметр кольца по формуле:

    По ГОСТ Р 50838-2009 (ИСО44372007) принимаем ближайший стандартный внутренний диаметр, который равный 25,78 см (SDR 11, dн=315мм).

    Производим расчеты для двух аварийных режимов при выключении участков 1-2 и 1-29.

    Первоначально считаем, что диаметры всех участков равны 315 мм и проверяем использование заданного перепада давления. При необходимости корректируем диаметры.

    Узловые расходы принимаем равными .

    Давление в конце каждого участка рассчитываем по формуле:

    В процессе гидравлического расчета выяснилось, что кольцо диаметром 315 мм не обеспечивает необходимого давления в концевых точках.

    Чтобы обеспечить необходимое минимальное давление в концевых узлах, увеличиваем диаметры участков ГРС-1 принимаем равным 36,82 см (450 мм), диаметры участков кольца 32,74 см (400 мм).

    Результаты данного расчета приведены в таблицах 2.20 — 2.23.

    Далее рассчитываем диаметры ответвлений для аварийных режимов при подаче потребителям .

    Сначала определяем давление газа в начале всех ответвлений как при отказе участка 1-2, так и при отказе участка 1-29. Из сравнения двух значений начальных давлений для каждого ответвления Рн.от. выбираем меньшее. Для этого давления и рассчитываем диаметр ответвления по формуле при условии, чтобы давление в конце ответвления было не менее 0,4 МПа.

    Все расчеты для ответвлений в аварийном режиме сводим в таблицы 2.24, 2.25.

    Далее производим расчет потокораспределения при нормальном гидравлическом режиме сети. Сначала задаемся предварительным распределением потоков. Примем точку схода потоков в узле 15. Точка схода потоков в нулевом приближении определяется так: все кольцо разбивается на две тупиковые сети, приблизительно одинаковых по длине и по суммарным расходам в одну и другую сторону от точки схода потоков газа.

    Будем считать, что по участку 15-16 в ответвление поступает газ с расходом 200 м 3 /ч, а по участку 17-16 поступает -61,89 м 3 /ч.

    Далее, двигаясь против потоков газа по каждой ветви кольца, находим расчетные расходы газа для всех участков кольца.

    По известным диаметрам и расходам по формулам находим потери давления на всех участках. Все расчеты сводим в таблицу 2.26.

    В результате расчета кольца, исходя из предварительного распределения потоков, получаем невязку потерь квадрата давления, равную 0,0055.

    Следовательно, правая ветвь кольца перегружена. Для ее разгрузки необходимо ввести круговой расход газа. Ошибка в кольце составляет величину:

    Таким образом, для кольца ошибка составляет 11%. Ошибка должна быть не более 10%.

    Рассчитаем поправочный круговой расход по формуле:

    Для малого кольца поправочный круговой расход:

    Полученный увязочный круговой расход вводим в кольцо и производим окончательный расчет. После введения кругового расхода ошибка в кольце уменьшилась до 8%.

    Результаты расчета сводим в таблицу 2.27. Этим заканчивается расчет кольца.

    Затем проверяем достаточность принятых диаметров ответвлений в процессе расчета аварийных гидравлических режимов. Если конечное давление в конце ответвлений не менее 0,4 МПа, тогда принятый диаметр оставляем. В противном случае диаметры увеличиваем. Результаты расчета сводим в таблицу 2.28.

    На этом гидравлический расчет однокольцевого газопровода высокого давления II категории заканчивается.

    Результаты гидравлического расчета приведены в таблицах 2.20-2.28.

    Тепловой расчет газопроводов

    18.6.1 Теплотехническим расчетом устанавливается температурный режиммагистральных газопроводов, исходя из условия обеспечения их нормальной работыпри минимальных затратах на их строительство и эксплуатацию.

    18.6.2 Определение теплового режима газопроводов необходимо для прогнозапропускной способности газопровода, выбора расстояния между КС, выявления зонгидратообразования и величины термических напряжений в трубах, а также дляобоснования наиболее эффективного способа прокладки и уровня охлаждения газа.

    18.6.3 Тепловые расчеты газопроводов выполняют по отдельным расчетнымучасткам, на протяжении которых расход газа и условия его теплообмена неизменяются.

    18.6.4 При тепловых расчетах газопроводов за расчетный период принимаютсутки, месяц, квартал, год.

    18.6.5 Температуру газа Тв любой точке однониточного газопровода при любом способе прокладки вычисляютпо формуле

    То — расчетнаятемпература окружающей среды, К;

    Тн — температурагаза в начале участка газопровода, К; при отсутствии охлаждения газа на КСтемпературу Тн следуетпринимать равной температуре газа на выходе из компрессорного цеха, при наличииохлаждения газа величина Тндолжна приниматься равной температуре газа на выходе из системы охлаждения;

    Рн, Рк — соответственно, начальноеи конечное абсолютные давления газа на участке, МПа;

    Рср — среднее давлениегаза на участке, МПа;

    х — расстояние от начала газопровода дорассматриваемой точки, км;

    dн — наружныйдиаметр газопровода, мм;

    Кср — средний научастке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/м 2 ·К;

    Ср — средняя изобарнаятеплоемкость газа, кДж/кг·К;

    Di — среднее на участкезначение коэффициента Джоуля-Томсона, К/МПа;

    q — пропускная способность газопровода, млн.м 3 /сут;

    Δ -относительная плотность газа по воздуху;

    L — длина участка газопровода, км.

    18.6.6 Среднюю температуру газа на участке газопровода Тср вычисляют по формуле

    18.6.7 Среднюю изобарную теплоемкостьприродного газа Ср вдиапазоне температур 250 — 400 К, при давлениях до 15 МПа вычисляют по формуле

    18.6.8 Среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона Di для природных газовс содержанием метана более 80 % в диапазоне температур 250 — 400 К, придавлениях до 15 МПа вычисляют по формуле

    18.6.9 Выбор расчетной температуры окружающей среды То и коэффициента теплопередачиКср производится в зависимостиот способа прокладки газопровода — подземного, надземного, наземного.

    18.6.10 При подземной прокладке газопроводазначение То должноприниматься равным среднему за рассматриваемый период значению температурыгрунта Тгр на глубинезаложения оси трубопровода в естественном тепловом состоянии.

    18.6.11 При надземной прокладке газопроводарасчетную температуру внешней среды Товычисляют по формуле

    аn * — коэффициентпоглощения солнечной радиации наружной поверхностью трубопровода, Вт/м 2 ·К, определяется по СНиП 23-02 [112];

    Та ср — средняятемпература атмосферного воздуха расчетного календарного периода, К;

    Qcyм — суммарнаясолнечная радиация, Вт/м 2 ;

    v — скорость ветра, м/с;

    dн — наружный диаметргазопровода, мм;

    n — коэффициент,учитывающий условия работы газопровода: при наличии снежного покрова следуетпринимать n = 2,6, а приотсутствии — n = 1,6.

    Значения Та ср ,Qcyм, v следует определять в соответствии со СНиП 23-01 [9].

    18.6.12 При наземной прокладке газопроводарасчетную температуру окружающей среды Товычисляют по формуле

    где dн -наружный диаметр газопровода без изоляции, мм;

    dиз — наружный диаметртеплоизолированного газопровода, мм;

    Кв, Кн — коэффициенты теплопередачиот газопровода вверх и вниз, соответственно, Вт/м 2 ·К;

    Тгр * — естественнаятемпература грунта на глубине h0, К, определяют экспериментально или всоответствии со справочниками по климату РФ;

    dк — диаметрэквивалентного кольца насыпи, м;

    lн, lв — ширинанасыпи в сечении ее основания и в верхней части, соответственно, м;

    l0 — ширинанасыпи в сечении на уровне оси трубы, м, вычисляют по формуле

    h0 — глубина заложенияоси трубы (расстояние от поверхности насыпи до оси трубы), м;

    αвн — коэффициенттеплоотдачи от поверхности насыпи в воздух, Вт/м 2 ·К, определяют поформуле

    λсн — коэффициенттеплопроводности снежного покрова, Вт/м·К, допускаетсяпринимать в зависимости от состояния снега: снег свежевыпавший — 0,1 Вт/м·К; снег уплотненный -0,35 Вт/м·К; снег тающий- 0,64 Вт/м·К;

    λгр — коэффициенттеплопроводности грунта насыпи, Вт/м·К.

    Величину коэффициента λгр определяют взависимости от температуры грунта и температурного режима газопровода. Приположительных температурах грунта (Тгр * > 273 К) и газа (Т > 273 К)значение коэффициента теплопроводности должно приниматься для грунта в таломсостоянии λт; приотрицательных температурах грунта (Тгр * 2 ·К/Вт, определяетсясогласно требованиям п. 18.6.12настоящих Норм;

    h0 — глубина заложенияоси трубопровода от поверхности грунта, м;

    dн — наружный диаметргазопровода, мм;

    αгр — коэффициенттеплоотдачи от трубопровода в грунт, Вт/м 2 ·К;

    λгр — коэффициенттеплопроводности грунта, Вт/мК, определяют согласно требованиям п. 18.6.12 настоящих Норм;

    λсн коэффициенттеплопроводности снежного покрова, Вт/м·К, определяютсогласно требованиям п. 18.6.12настоящих Норм;

    αв — коэффициенттеплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу, Вт/м 2 ·К, определяют поформуле

    18.6.14 Общий коэффициент теплопередачи Ксрот газа в окружающую среду для надземных газопроводов вычисляют по формуле

    где αн — коэффициенттеплоотдачи от поверхности трубы в атмосферу, Вт/м 2 ·К, определяютсогласно требованиям пункта 18.6.11настоящих Норм;

    Rиз Вт/м 2 ·К — определяют согласнотребованиям пункта 18.6.12настоящих Норм.

    Значение общего коэффициента теплопередачи нетеплоизолированногонадземного газопровода вычисляют так же, как и для газопровода степлоизоляцией, принимая Rиз = 0; dиз = dн.

    18.6.15 Общий коэффициент теплопередачи Ксрот газа в окружающую среду для наземных газопроводов в насыпи вычисляют поформуле

    где Кв и Кн — коэффициенты теплопередачиот газопровода вверх и вниз, соответственно, Вт/м 2 ·К, определяютсогласно требованиям пункта 18.6.12настоящих Норм.

    18.6.16 Расчет стационарных тепловых режимов газопроводов на подводныхпереходах.

    Теплообмен подводного газопровода зависит от степени заглублениягазопровода в грунт дна и от характера перемещения воды вокруг него.

    В стоячей воде теплообмен определяется свободной конвекцией, егонаправление и интенсивность зависят от перепада температур воды итранспортируемого газа. При наличии подводных течений, их скорость определяетинтенсивность теплообмена.

    Теплообмен подводного газопровода определяется теплообменом с водой идном, в зависимости от положения газопровода с учетом его самозаглубления.

    18.6.17 Температуру газа в любой точке подводного газопровода вычисляютпо формуле (18.20).

    18.6.18 Значение коэффициента теплопередачи подводного газопровода,полностью погруженного в грунт, в окружающую среду вычисляют по формуле

    Внутренний коэффициент теплоотдачи от газа квнутренней стенке газопровода а, вычисляют по формуле

    Коэффициент теплоотдачи от трубы в грунт αгр вычисляют поформуле

    где dн -наружный диаметр газопровода, мм;

    dвн — внутреннийдиаметр газопровода, мм;

    h — глубина заложения газопровода до оси трубы, м;

    δст — толщинастенки трубы, мм;

    δиз — толщинаизоляции, мм;

    λст, λиз, λгаза -теплопроводность стенки трубы, изоляции, газа, соответственно, Вт/м·К.

    18.6.19 Значение коэффициента теплопередачи для подводного газопровода,частично погруженного в грунт, при отсутствии течения вычисляют по формуле

    где — средний коэффициенттеплопередачи по периметру газопровода, Вт/м 2 ·К;

    -коэффициент теплопередачи от газопровода в жидкость, Вт/м 2 ·К;

    -коэффициент теплопередачи от газопровода в грунт, Вт/м 2 ·К;

    φ — угол охвататрубы грунтом, образуемый двумя лучами, проведенными из центра трубы к точкампересечения периметра трубы с грунтом дна, град.;

    vж -кинематическая вязкость воды, м 2 /с;

    Рrж — параметрПрандтля для воды.

    Значение коэффициента теплоотдачи от наружной поверхности газопровода вгрунт дна вычисляют по формуле

    Значение внутреннего коэффициента теплоотдачи α1 вычисляют поформуле (18.41).

    18.6.20 Значения коэффициентов теплопередачи Кср, Кж,Кгр для подводногогазопровода, частично погруженного в грунт, при наличии течения вычисляют поформулам (18.43), (18.44), (18.45),соответственно.

    Коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности в воду αж вычисляют поформуле

    где w — скорость теченияводы, м/с.

    Значение коэффициента теплоотдачи от наружной поверхности газопровода вгрунт дна αгр вычисляют поформуле (18.48).

    Значение внутреннего коэффициента теплоотдачи а, вычисляют по формуле (18.41).

    18.6.21 Значение среднего коэффициента теплопередачи Кср для подводногогазопровода, зависшего над дном, в стоячей воде вычисляют по формуле

    Коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности в воду αж вычисляют поформуле (18.46).

    Значение внутреннего коэффициента теплоотдачи а, вычисляют по формуле (18.41).

    18.6.22 Значение среднего коэффициента теплопередачи Кср для подводного газопровода,зависшего над дном, при наличии течения вычисляют по формуле (18.50).

    Коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности в воду αж вычисляют поформуле (18.49).

    Значение внутреннего коэффициента теплоотдачи а, вычисляют по формуле (18.41).

    Лекция 11

    Читайте также:

    1. Антенные устройства. Селекция радиосигналов
    2. Б. Мужчина и женщина сбалансированного социума. Древнеегипетская скульптура. Коллекция Лувра.
    3. Виды и условия трудовой деятельности человека (Седьмая лекция)
    4. Законодательство в обласи БЖД (Вторая лекция)
    5. Лекция — Cодержание и основные понятия генетической минералогии
    6. Лекция 1
    7. Лекция 1
    8. Лекция 1
    9. Лекция 1
    10. ЛЕКЦИЯ 1
    11. Лекция 1
    12. ЛЕКЦИЯ 1

    Расчетная схема раздачи газа из сети

    Постановка задачи. Расчетные формулы, номограммы, таблицы.

    Лекция 10

    Расчет внутренних и дворовых газопроводов.

    Расчет кольцевых газовых сетей.

    Расчет тупиковых газовых сетей.

    Расчетные схемы раздачи газа из сети.

    Постановка задачи. Расчетные формулы, номограммы, таблицы.

    Тема 6 Гидравлический расчет газовых сетей

    Количество часов — 8 ч.

    Количество лекций — 4 (лекции 10,11,12,13) .

    В зависимости от того: рассматривается существующая или проектируется новая газовая сеть, различают обратную и прямую задачи гидравлического расчета.

    При решении прямой задачи, как правило, известны длины участков газопроводов и их нагрузки (расходы газа). Кроме того, известен общий перепад давления и задан закон его распределения по длине сети. Решение задачи сводиться к определению требуемого диаметра газопровода.

    Суть обратной задачи гидравлического расчёта сводиться к определению потерь давления при его движении по существующему газопроводу с известными диаметром, длиной и расходом газа.

    В связи с тем, что решение прямой задачи имеет смысл только на уровне дискретных значений стандартных диаметров труб, то при проектировании новых газовых сетей возникает необходимость многократного решения прямой и обратной задач при соответствующем варьировании переменных диаметров в целях выполнения условия — потери давления не должны превышать располагаемый перепад давления, который задан, то есть

    Гидравлический расчет реконструируемых газовых сетей сводиться к оценке ее пропускной способности, а в случае неудовлетворения возросших нагрузок — поиску лучших вариантов замены трубопроводов при заданных перепадах давления в сетях.

    Потери давления при движении газа складываются из потерь давления на трение (потери давления по длине) и в местных сопротивлениях.

    Потери давления на трение определяются по формуле

    где l — коэффициент трения;

    l — длина трубопровода, м;

    d — внутренний диаметр трубопровода, м;

    W— скорость движения газа, м/c;

    r — плотность газа, кг/м 3 .

    Потери давления на местные сопротивления определяются по формуле

    где å x — сумма коэффициентов местного сопротивления

    В настоящее время гидравлический расчет газопроводов осущест­вляют по формулам из СНиП 2.04.08-87, в которых учтены как режим движения газа, так и коэффициенты гидравлического сопротивления газопроводов.

    Потери давления Dp, Па, в зависимости от режима движения газа и значений коэффициентов гидравлического сопротивления газопровод низкого давления рассчитывают по следующим формулам:

    для ламинарного режима при числе Рейнольдса — Re£2000

    для критического режима движения газа при Re=2000-4000

    для турбулентного режима движения газа при Re>4000

    где Q — расчетный расход газа при температуре 0 0 С и давлении 0,1 МПа, м 3 /ч;

    d — внутренний диаметр газопровода, см;

    n — коэффициент кинематической вязкости при температуре 0 0 С и давлении

    r — плотность газа при температуре 0 0 С и давлении 0,1 МПа, кг/м 3 ;

    l — расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;

    n — эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, см, принимается равной — для стальных труб — 0,01.

    Гидравлический расчет газопроводов среднего и высокого давления во всей области турбулентного режима выполняют по формуле

    где P1 — абсолютное давление газа в начале газопровода, МПа;

    P2 — абсолютное давление газа в конце газопровода, МПа.

    Остальные обозначения такие же, как и в предыдущих формулах.

    При расчете газовых сетей среднего и высокого давлений учитывается зависимость плотности газа от давления, а при расчете газовых сетей низкого давления газ рассматривается как несжимаемая жидкость.

    При расчете газопроводов потери на местные сопротивления учитывают через эквивалентные длины, то есть такие длины прямых участков, потери на трение, на которых равны потерям на местные сопротивления.

    Метод учета местных потерь давления с использованием экви­валентных длин дает возможность совместного определения суммар­ных потерь давления на трение и в местных сопротивлениях. Расчет­ная длина участка газопровода, lp, м,в этом случае равна:

    где l — действительная длина участка газопровода, м;

    ld — эквивалентная длина газопровода, равная коэффициенту местных сопротивлений x=1;

    åx — сумма коэффициентов местных сопротивлений на расчет­ном участке.

    Эквивалентную длину газопровода следует определять в зависимости от режима движения газа в газопроводе по следующим по формулам:

    — для ламинарного режима движения газа

    — для критического режима движения газа

    — для всей области турбулентного режима движения газа

    При расчете распределительных газопроводов потери на местные сопротивления, в соответствии со СНиП 2.04.08 — 87 , принимаются равными 5 — 10 % от потерь на трение, и тогда:

    Если участки газопровода имеют разные геометрические отметки по высоте, то в газопроводах низкого давления следует учитывать гидростатическое давление, которое определяется по формуле

    где z — разность отметок начала и конца участка, м;

    g — ускорение свободного падения, м/с 2 ;

    rв — плотность воздуха, кг/м 3 ;

    Расчет с использованием выше приведенных формул требует значительного времени и довольно затруднителен. Поэтому для расчёта газопроводов прибегают к заранее составленным таблицам и номограммам. При расчете газопровод делится на расчетные участки, характеризующиеся изменением расхода газа или диаметра газопровода.

    Газовые сети состоят из участков, по которым движется газ, и узлов, в которых соединяются участки и к которым присоединяются ответвления к потребителям. Геометрические фигуры, состоящие из ребер и вершин, называют графами. Любая газовая сеть представляет собой конечный связный ориентированный граф, состоящий из конечного числа вершин (узлов), соединенных между собой ребрами (участками).

    Все потребители, которые подсоединяются к газовым сетям, подразделяют на сосредоточенные и равномерно распределенные.

    Сосредоточенные — потребители, место подсоединения которых к газовой сети известно точно. Все потребители среднего и высокого давления газа являются сосредоточенными. В сетях низкого давления к сосредоточенным потребителям относят потребителей с расходом газа более 50 м 3 /ч. По сосредоточенным нагрузкам проектируют внутриквартальные и внутренние сети.

    Рисунок 10.1 Номограмма для определения удельных потерь давления в газопроводах низкого давления (природный газ, r=0,73 кг/м 3 : n=14,3*10 -6 м 2 /с)

    При проектировании сложных сетей невозможно учесть всех потребителей, поэтому принимают, что такие потребители распределены равномерно по всей территории застройки, и разбор газа из сети производиться равномерно по всей длине сети. Следовательно, равномерно распределенные потребители — это потребители, место подсоединения к газовой сети точно неизвестно. При проектировании сложных сетей невозможно учесть всех потребителей, поэтому принимают, что такие потребители распределены равномерно по всей территории застройки, и разбор газа из сети производиться равномерно по всей длине сети. Следовательно, равномерно распределенные потребители — это потребители, место подсоединения к газовой сети точно неизвестно. При этом разбор газа из сети будет пропорционален длине участка.

    Рисунок 10.2 Номограмма для определения потерь давления в газопроводах Dу=100-600 мм среднего и высокого давления (природный газ, r=0,73 кг/м 3 : n=14,3*10 -6 м 2 /с)

    Рисунок 10.3 Номограмма для определения потерь давления в газопроводах Dу=15-100 мм среднего и высокого давления (природный газ, r=0,73 кг/м 3 : n=14,3*10 -6 м 2 /с)

    Если к газопроводу подсоединен сосредоточенный потребитель, то расчетный расход газа в газопроводе равен расчетному расходу газа сосредоточенным потребителем.

    Расход газа, который проходит по участку, не меняя своей величины, называется транзитным (узловым).

    Если к газопроводу подсоединяются равномерно распределенные потребители, то расход газа на участке пропорционален его длине. Такой расход газа называют путевым.

    Qпут
    Qэк
    Q
    Qтр=0

    Путевой расход газа определяется по следующей методике:

    1) Всю газифицируемую территорию разбивают на площади с одинаковым удельным потреблением газа, которые получают газ от определенных контуров или участков сети (этажности и кварталы).

    Расход газа по кварталам определяют как произведение удельного расхода газа на одного человека на количество человек, проживающих в квартале.

    Удельный расход газа в квартале определяют по следующей методике:

    а) удельный расход на хозяйственно-бытовые нужды определяется по формулам

    — одноэтажная застройка с местным отоплением:

    где — расчетный расход газа на хозяйственно — бытовые нужды, м 3 /ч;

    — расчетный расход газа на отопление одноэтажной застройки, м 3 /ч;

    N1 -количество жителей проживающих в одноэтажной застройке, чел.

    — двух — девятиэтажная застройка

    б) удельный расход газа на предприятия сферы обслуживания

    где — расчетный расход газа на предприятия сферы обслуживания (мелкие коммунально-бытовые предприятия), м 3 /ч;

    N — общее число жителей, чел.

    в) общий удельный расход газа на одного человека i — ой этажности определяется по формуле

    Следовательно, расчетный расход газа в замкнутом контуре газопроводов (квартале) определяется по формуле

    где Nkj — число жителей, проживающих в j-ом контуре (квартале), чел.

    2) Рассчитывают удельные путевые расходы газа путем деления потребляемого газа на этих площадях на периметр сети, от которых подается газ:

    3) Определяют путевой расход участка, умножая удельный расход участка на его длину. При двухсторонней раздаче газа удельный расход участка равен сумме удельных путевых расходов газа по обе стороны участка:

    vуч=v1
    vуч=v2 + v3

    Чтобы иметь возможность производить гидравлический расчет газопроводов, который производится для постоянных расходов газа на участке, действительный переменный расход газа заменяют фиктивным расходом, постоянным по всему участку так, чтобы падение давления на участке, полученное в результате расчета, было таким же, каким оно будет при действительном переменном расходе. Этот фиктивный расход называют эквивалентным расходом газа и определяют по формуле

    Если на участке имеются равномерно распределенные потребители и транзитный расход, то расчетный расход газа равен сумме эквивалентного и транзитного расходов газа.

    Q
    Qтр
    Qпут
    Qтр
    Qp
    Qp=Qтр + Qэк = =Qтр + 0.5Qпут

    В сложных газовых сетях транзитный расход газа на участке определяется как сумма транзитных, путевых и сосредоточенных потребителей участков, примыкающих к рассчитываемому и лежащих после него по ходу движения газа. Расчет транзитных расходов начинают с участков, где он заранее известен или отсутствует.

    Q1

    Если имеется два параллельных газопровода, то расходы на них определяются так:

    Q = Q1 + Q2;
    Q
    D2
    Q2

    Таким образом, при расчете распределительных газопроводов низкого давления определяют путевые, эквивалентные, транзитные (узловые) и расчетные расходы газа.

    Дата добавления: 2014-12-16 ; Просмотров: 3597 ; Нарушение авторских прав? ;

    Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

    Расчёт диаметра подающего газопровода.

    Для расчёта потери давления в подающем газопроводе используется следующая формула:

    ΔΡΑ-Β — потеря давления на участке между точками А и В (Па);

    λ — коэффициент трения;

    V — средняя скорость газа (м/с);

    ρ — плотность газа (кг/м³ ) при 15°С и 1,013 мбар;

    Lобщ — общая длина газопровода (м);

    Di — внутренний диаметр газопровода (м).

    Среднюю скорость газа можно вычислить по следующей формуле:

    Q — расход газообразного топлива (м³ /час); Di — внутренний диаметр газопровода (м).

    Расход газа можно рассчитать по следующей формуле:

    Q — расход газообразного топлива (м³ /час);

    m — максимальная мощность горелки (кВт);

    Нi — низшая теплота сгорания газообразного топлива (кВт-ч/м³ );

    Напомним, что 1 кВт-ч = 3600 кДж.

    Коэффициент трения λ можно рассчитать по следующей формуле:

    Di, — внутренний диаметр газопровода (м);

    Re — число Рейнольдса, которое можно рассчитать по следующей формуле:

    Di — внутренний диаметр газопровода (м);

    γ — кинематическая вязкость газообразного топлива (м²/c);

    Q — расход газообразного топлива (м³ /ч).

    Вязкость газообразного топлива можно определить по графику изображенному на рис. 53.

    Рисунок 53. Абсолютная вязкость некоторых газов

    На графике показана абсолютная вязкость, выраженная в микроПуазах. Напомним, что кинематическая вязкость связана с динамической вязкостью следующим уравнением:

    γабсолютная — Динамическая или абсолютная вязкость (кг/м-с);

    γ — кинематическая вязкость газообразного топлива (мг/с);

    ρ — плотность газа (кг/м³ ) при 15°С и 1,013 мбар.

    На практике абсолютная вязкость измеряется в Пуазах (П), которые пересчитываются следующим образом:

    Потеря давления в подающем газопроводе на участке между точкой входа газа и газовой рампой должна находиться в допустимых пределах. В этих пределах должна обеспечиваться правильная работа редуктора (если таковой имеется). В системах с низким давлением (р

    Таблица 10. Максимальные потери давления в газопроводах

    Газ Потеря давления (мбар)
    Городской газ Смесь природного газа и воздуха 0,5
    Природный газ Заменители природного газа Сжиженный нефтяной газ в смеси с воздухом 1,0
    Сжиженный нефтяной газ (G.P.L.) 2,0

    Потеря давления в газопроводе — это сумма распределённых потерь давления (на трение) в самом газопроводе и местных потерь давления в стыках и в запорно-регулирующей арматуре (фильтры, вентили и т.д.).

    Потеря давления в запорно-регулирующей арматуре рассчитывается по принципу эквивалентной длины. Местному сопротивлению ставится в соответствие прямой участок газопровода, потеря давления в котором будет равна потери давления в этом элементе.

    Чтобы правильно рассчитать размеры газопровода, следует определить следующие параметры.

    Lфак — фактическая длина газопровода (м);

    Lэквив — сумма участков газопровода эквивалентной длины, соответствующих потерям давления в местных сопротивлениях См);

    Lобщ — общая длина газопровода, сумма фактической длины и эквивалентной длины (м):

    Эквивалентную длину, соответствующую элементам газопровода с местным сопротивлением, можно определить по таблице 11, в которой приведены эквивалентные длины основных элементов, имеющих местное сопротивление.

    Для того, чтобы определить общую длину, нужно задаться диаметром газопровода, с учётом того, что максимальная скорость потока газообразного топлива равна приблизительно 1 м/с. Значение общей длины необходимо будет скорректировать, если при вычислениях по формуле 2.6.1-1 получается диаметр отличный от заданного вначале.

    В разделе 5 приведены таблицы, в которых даны значения расхода газа для стального и медного газопровода и его общей длины. Обратите внимание, что для подбора диаметра газопровода необходимо знать общую длину газопровода и расход газа.

    Таблица 11. Эквивалентная длина различных элементов газопровода

    Природный газ — смеси СН4/воздух — попутный газ

    Сжиженный нефтяной газ L.P.G. — смеси

    Диаметр, мм Изгиб 90′ Трой­ник Крестовое соединение Остро­угольный изгиб Вентиль
    =81,7 1,5 6,5 13 4,5 2
    = 81,7 1,5 7,5 15 5 2

    Таблица 12. Пример расчёта диаметра газопровода

    Резьба (дюйм) 3/8 1/2 3/4 1 1 1/4 1 1/2 2 2 1/2 3
    Di, мм 13,2 16,7 22,3 27,9 36,6 42,5 53,9 69,7 81,7
    Толщина, мм 2 2,3 2,3 2,9 2,9 2,9 3,2 3,2 3,6
    L,m
    2 1,69 3,23 7,13 13,18 27,72 41,75 80,04 161,62 246,99
    4 1,14 2,18 4,81 8,89 18,70 28,16 53,96 109,03 168,37
    6 0,91 1,73 3,82 7,06 14,85 22,36 42,83 88,53 133,62
    8 0,77 1,47 3,25 6,00 12,61 18,98 36,36 73,44 113,38
    10 0,68 1,30 2,86 5,28 11,10 16,71 32,01 64,66 99,82
    15 0,54 1,03 2,27 4,19 8,81 13,26 26,40 51,30 79,19
    20 0,46 0,87 1,93 3,56 7,48 11,26 21,56 43,52 67,18
    25 0,40 0,77 1,70 3,14 8,59 9,91 18,98 38,31 59,14
    30 0,36 0,69 1,53 2,83 5,94 8,93 17,10 34,52 53,28
    40 0,31 0,59 1,30 2,40 5,04 7,58 14,51 29,29 45,20
    50 0,27 0,52 1,14 2,11 4,43 8,67 12,77 25,78 39,78
    75 0,22 0,41 0,91 1,67 3,52 5,29 10,13 20,44 31,54
    100 0,18 0,35 0,77 1,42 2,98 4,49 8,59 17,34 26,75

    Выбор газовой рампы.

    Для горелок малой и средней мощности (бытового и коммерческого применения) газовую рампу необходимо выбирать из каталога производителя (обязательно с учетом потерь давления на данной рампе).

    Чтобы правильно подобрать газовую рампу необходимо просуммировать все потери давления, начиная от точки ввода газа и кончая горелкой. Эта сумма не должна превышать начальное давление в точке ввода газа.

    По ходу движения газа суммарная потеря давления газа складывается из:

    · Н1 — аэродинамическое сопротивление в камере сгорания;

    · Н2 — потеря давления на головке горелки;

    · Н3 — потеря давления на газовой рампе;

    · Н4 — потеря на подводящем газопроводе.

    Следует проверять выполнение следующего условия, где Η — минимальное давление в точке ввода газообразного топлива

    Желая облегчить расчёты, некоторые производители предоставляют диаграммы потерь давления в газовой рампе в виде суммы потери давления на газовой рампе и на головке горелки (Н2 + НЗ).

    Поэтому выбранная газовая рампа должна соответствовать следующему уравнению:

    Зная максимально допустимое значение суммы Н2 + Н3 с помощью графика (рис. 55), несложно подобрать газовую рампу.

    Рисунок 55. График для выбора газовой рампы

    График характеристической кривой газовой рампы часто изображается вместе с рабочим диапазоном горелки, что облегчает выбор.

    Добавить комментарий