Розрахунок систем газопостачання району міста

МІНІСТЕРСТВО СПІЛЬНОГО І ПРОФЕСІЙНОГО ОСВІТИ РОСІЙСЬКОЇ ФЕДЕРАЦИИ.

ІВАНІВСЬКА ДЕРЖАВНА В АРХІТЕКТУРНО-БУДІВЕЛЬНУ АКАДЕМИЯ.

Кафедра ТГВ.

Курсової проект.

Тема: Розрахунок систем газопостачання району города.

Выполнил: Осколків А. У. ТГВ-41.

Принял: Курилов В.К.

ІВАНОВО 1998 г.

Зміст проекта.

1. Вихідні дані 2. Запровадження. 3. Визначення чисельності населення. 4. Визначення річних витрат теплоти. 4.1. Визначення річних витрат теплоти за місячного споживання газу квартирах.

4.2. Визначення річних витрат теплоти за місячного споживання газу на підприємствах побутового обслуговування. 4.3. Визначення річних витрат теплоти за місячного споживання газу на підприємствах комунального харчування. 4.4. Визначення річних витрат теплоти за місячного споживання газу закладах охорони здоров’я. 4.5. Визначення річних витрат теплоти за місячного споживання газу на хлібозаводах. 4.6. Визначення річних витрат теплоти на опалення, вентиляцію, гаряче водопостачання житлових і громадських споруд. 4.7. Визначення річних витрат теплоти за місячного споживання газу потреби торгівлі, підприємств побутового обслуговування населення, шкіл й вузів. 4.8. Упорядкування підсумковій таблиці споживанні газу містом. 5. Визначення річних і вартових витрат газу різними споживачами міста. 6. Побудова графіка річного споживання газу містом. 7. Вибір та обґрунтування системи газопостачання. 8. Визначення оптимальної кількості ГРС і ГРП. 8.1. Визначення числа ГРС. 8.2. Визначення оптимальної кількості ГРП. 9. Типовые схеми ГРП і ГРУ. 9.1. Газорегуляторные пункти. 9.2. Газорегуляторные установки. 10. Вибір устаткування газорегуляторных пунктів й установки. 10.1. Вибір регулятора тиску. 10.2. Вибір предохранительно-запорного клапана. 10.3. Вибір предохранительно-сбросного клапана. 10.4. Вибір фільтра. 10.5. Вибір запірної арматури. 11. Конструктивні елементи газопроводів. 11.1. Труби. 11.2. Деталі газопроводів. 12. Гідравлічні розрахунки газопроводів. 12.1. Гідравлічний розрахунок кільцевих мереж високої професійності і середнього давления.

12.1.1. Розрахунок в аварійних режимах. 12.1.2. Розрахунок відгалужень. 12.1.3. Розрахунок нормального потокораспределении. 12.2. Гідравлічний розрахунок газових мереж низький тиск. 12.3. Гідравлічний розрахунок тупикових газопроводів низький тиск. 13. Бібліографічний список.

1. Вихідні данные.

1. План району міста: Варіант 4. 2. Район будівництва: р. Новгород. 3. Густота населення: 270 чел/га. 4. Охоплення газопостачанням (%):

— кав'ярень та ресторанів (4) 50.

— лазень і пралень (2) 100.

— хлібозаводів (2) 50.

— медичних закладів (2) 50.

— шкіл (2) 100.

— дитсадків (1) 100.

— котельних (1) 100 5. Частка населення (%), пользующаяся:

— кав'ярень і ресторанами 10.

— лазнями 50.

— пральнями 20 6. Витрата теплоти на промпредприятие: 250 •106 МДж/год. 7. Початкова тиск газу кільцевому газопроводі: 0,6 МПа. 8. Кінцеве тиск газу кільцевому газопроводі: 0,15 МПа. 9. Початкова тиск газу мережі низький тиск: 5 кПа. 10. Допустимий перепад тиску у мережі низький тиск: 1200 Па.

2.

Введение

.

Постачання природного газу міст і населених пунктів має власної метою: поліпшення побутових умов населення; заміну дорожчого твердого палива чи електроенергії у теплових процесах на промислових підприємствах, теплових електростанціях, на комунально-побутових підприємствах, в лікувальних закладах, підприємствах громадського та т. п.; поліпшення екологічної обстановки у містах та населених пунктів, оскільки природного газу при згорянні мало виділяє у повітря шкідливих газов.

Природний газ подається до міст селища по магістральним газопроводах, начинающимся від місць видобутку газу (газових родовищ) і заканчивающихся у газорозподільних станцій (ГРС), розташованих біля міст і поселков.

Для постачання газом всіх споживачів біля міст будується розподільна газова мережу, обладнуються газорегуляторные пункти чи установки (ГРП і ГРУ), споруджуються необхідних експлуатації газопроводів контрольні пункти та інше оборудование.

На території міст і селищ газопроводи прокладаються тільки під землёй.

На території промислових підприємств і теплових електростанцій газопроводи прокладаються над землею на окремо що стоять опорах, по естакадам, і навіть на стінах і дахах виробничих зданий.

Прокладку газопроводів виконують у відповідно до вимог СНиП [1].

Природний газ використовується населенням для спалювання в побутових газових приладах: плитах, водяних газових нагревателях, в опалювальних котлах.

На підприємствах комунально-побутового обслуговування населення газ використовується щоб одержати гарячої води і пара, випікання хліба, приготування їжі в їдалень і ресторанах, опалення помещений.

У лікувальних закладах природного газу використовується для санітарної обробки, приготування гарячої, на приготування пищи.

На промислових підприємствах газ спалюють насамперед в казанах і промислових печах. Його також використав технологічними процесами для теплової обробки виробів, випущених предприятием.

У сільське господарство природного газу використовується на приготування корми тваринам, для обігріву сільськогосподарських будинків, в виробничих мастерских.

Під час проектування газових мереж міст і селищ доводиться вирішувати такі питання: 4. визначити всіх споживачів газу на газифицируемой території; 5. визначити витрати кожному за споживача; 6. визначити місця прокладки розподільних газопроводів; 7. визначити діаметри всіх газопроводів; 8. підібрати обладнання всіх ГРП і ГРУ і побачити місця їхнього розташування; 9. підібрати всю запірну арматуру (засувки, крани, вентилі); 10. визначити місця установки контрольних трубок і електродів контролю станом газопроводів час їхнього експлуатації; 11. розробити способи прокладки газопроводів за її перетині коїться з іншими комунікаціями (шляхами. теплотрассами, ріками, ярами тощо.); 1. визначити кошторисну вартість будівництва газових проводів та всіх споруд ними; розібрати заходи для безпечної експлуатації газопроводов.

Обсяг розв’язуваних запитань із наведеного переліку визначається завданням на курсової чи дипломний проект.

Вихідними для проектування мереж газопостачання є: склад парламенту й характеристики газу чи родовища газу; кліматичні характеристики району будівництва; план забудови міста, чи назви населеного пункту; відомостей про охопленні газопостачанням населення; характеристики джерел теплопостачання населення і промислових підприємств; дані про випуску продукції промисловими підприємствами і норми витрат теплоти на одиницю цієї категорії продукції; чисельність міста чи щільність населення в один гектар; перелік всіх споживачів газу на період газифікації і розвитку міста, чи селища на найближчі 25 років; перелік і тип газоиспользующего устаткування промислових і комунально-побутових підприємствах; поверховість забудови житлових районов.

3.Определение чисельності населения.

Витрата газу на комунально-побутові і теплофикационные потреби міста, чи селища залежить від кількості жителів. Якщо жителів достеменно відомо, то наближено може бути визначити наступним образом.

За щільністю населення в один гектар газифицируемой территории.

N = FP • m, чол., де FP — площа району в га., отримана внаслідок вимірів за планом забудови; m — щільність населення, чел/га.

FP = 178,445 315 (га), m = 270 (чел/га).

N = 178,445 315 • 270 = 48 180,25505? 48 180, (чел).

4.Определение річних витрат теплоты.

Витрата газу різні потреби залежить від витрат теплоти, необхідної, наприклад, приготування їжі, прання білизни, випікання хліба, вироблення тієї чи іншої вироби на промпредприятии т. п.

Точний розрахунок витрати на побутові потреби зробити дуже складно, так як витрати залежить цілої ряду факторів, які піддаються точного обліку. Тому споживання визначають за середніми нормам витрати теплоти, отриманим виходячи з статистичних даних. Зазвичай це норми визначаються розрахунку чи одну людину, чи один сніданок йди обід, чи тонну білизни, чи одиницю своєї продукції промпредприятием. Витрата теплоти вимірюють в МДж чи кДж.

Норми витрати теплоти по СНиП [2] на господарсько-побутові і потреби наведені у таблиці 3.1. 10].

4.1 Визначення річного витрати теплоти за місячного споживання газу квартирах.

Расчётная формула визначення річного витрати теплоти (МДж/год) за місячного споживання газу квартирах записується в виде.

QK = YK • N • (g K1 • Z 1 + g K2 • Z 2 + g K3 • Z 3), МДж/год, тут YK — ступінь охоплення газопостачанням міста (визначається заданием);

N — число жителів ;

Z 1 — частка людей, що у квартирах з централізованим гарячим водопостачанням (визначається расчетом);

Z 2 — частка людей, що у квартирах із гарячою водопостачанням від газових водонагрівачів (визначається расчётом);

Z 3 — частка людей, що у квартирах без централізованого гарячого водопостачання і мають газових водонагрівачів (визначається розрахунком); g К1, g К2, g К3 — добові норми витрат теплоти (табл. 3.1) [10] однієї душу населення в квартирах з певним Z.

Для населення, котрий має газом Z 1 + Z 2 + Z 3 = 1.

Z 1 = 66,351 565 / 178,445 315 = 0,372.

Z 2 = 48,875 / 178,445 315 = 0,274.

Z 3 = 63,21 875 / 178,445 315 = 0,354.

YK = 1 g K1 = 2800 (МДж), g K2 = 8000 (МДж), g K3 = 4600 (МДж);

QK = 1 • 48 180 • (2800 • 0,372 + 8000 • 0,274 + 4600 • 0,354) = 232 256,508 (МДж/год).

4.2 Визначення річного витрати теплоти за місячного споживання газу на підприємствах побутового обслуживания.

Витрата теплоти для даних споживачів враховує витрати газу на прання білизни в пралень, на миття людей лазнях, на санітарну обробку в дезкамерах. Найчастіше у містах та посёлках пральні і лазні об'єднуються за одну підприємство. Тому витрата теплоти їм має бути також объединён.

QБ-П = QБ + QП.

Витрата теплоти в лазнях визначається по формуле.

QБ = Z Б • YБ • N • 52 • g Б (МДж/год), де Z Б — частка міста, котрий має лазнями (задается);

YБ — частка лазень міста, використовують газ вигляді палива (ставиться); g Б — норма витрати теплоти на миття одну людину ;

Усі g приймаються по табл.3.1 з [10].

У формулі закладено частота відвідин лазень, рівна разу в неделю.

Z Б = 0,5, YБ = 1, g Б = 50 (МДж),.

Q Б = 0,5 • 1 • 48 180 • 52 • 50 = 62 634 000 (МДж/год).

Витрата теплоти на прання білизни в пралень визначається по формуле:

Q П = 100 • (Z П • YП • N) / 1000 • g П (МДж/год), тут Z П — частка міста, котрий має пральнями (задается);

YП — частка пралень міста. використовують газ вигляді палива (задається); g П — норма витрати теплоти на 1 тонну сухого білизни (таблица).

У формулу закладено середня норма надходження білизни в пральні, рівна 100 тонн на 1000 жителей.

Усі g приймаються по табл.3.1 з [ ].

Z П = 0,2, YП = 1, g П = 18 800 (МДж),.

Q П = 100 • (0,2 • 1 • 48 180) / 1000 • 18 800 = 18 115 680 (МДж/год),.

QБ-П = QБ + QП = 80 749 680 (МДж/год).

4.3 Визначення річного витрати теплоти за місячного споживання газу на підприємствах громадського питания.

Витрата теплоти на підприємствах комунального харчування враховує витрата газу на приготування їжі в їдалень, кав’ярень і ресторанах.

Вважається, що у приготування сніданків і вечер витрачається те й таку саму кількість теплоти. Витрата теплоти на приготування обіду більше, ніж на приготування сніданку чи вечері. Якщо підприємство комунального харчування працює весь день, то витрата теплоти тут має бути й на сніданок, і вечерю, і обід. Якщо підприємство працює півдня, то витрата теплоти складається з видатків теплоти на приготування сніданку і обіду, чи обіду і ужина.

Витрата теплоти на підприємствах комунального харчування визначається по формуле:

Q П. ОП = 360 • Z П. ОП • Y П. ОП • N • g П. ОП (МДж/год) тут Z П. ОП — частка міста, котрий має підприємствами комунального харчування (задаётся);

Y П. ОП — частка підприємств комунального харчування міста, використовують газ вигляді палива (задається); g П. ОП — об'єднана норма витрати теплоти на приготування сніданків, обідів і вечер, g П. ОП = g З + g Про + g У (МДж), де g З, g Про, g У — добові норми витрат теплоти на приготування одного сніданку, обіду, ужина.

Вважається, що у складі людей, постійно які мають їдальнями, кав’ярень і ресторанами, кожна людина відвідує їх 360 разів у году.

Усі g приймаються по табл.3.1 з [10].

Z П. ОП = 0,1, Y П. ОП = 0,5, g П. ОП = 2,1 + 4,2 + 2,1 = 8,4 (МДж),.

Q П. ОП = 360 • 0,1 • 0,5 • 48 180 • 8,4 = 7 284 816 (МДж/год).

4.4 Визначення річного витрати теплоти за місячного споживання газу установах здравоохранения.

При витратах газу лікарнях і санаторіях треба враховувати, що й загальна місткість повинна бути 12 ліжок на 1000 жителів міста, чи селища. Витрата теплоти у державних установах охорони здоров’я необхідний приготування їжі хворим, для санітарної обробки білизни, інструментів, помещений.

Він визначається по формуле:

Q ЗД = (12 • YЗД • g ЗД) / 1000 • N (МДж/год), тут YЗД — ступінь охоплення газопостачанням закладів охорони здоров’я міста (ставиться); g ЗД — річна норма витрати теплоти в лікувальних закладах; g ЗД = g П + g Р, де g П, g Р — добові норми витрат теплоти на приготування їжі і приготуванні гарячої в лікувальних учреждениях.

Усі g приймаються по табл.3.1 з [10].

YЗД = 0,5, g ЗД = 3200 + 9200 = 12 400 (МДж),.

Q ЗД = (12 • 0,5 • 12 400) / 1000 • 48 180 = 3 584 592 (МДж/год).

4.5. Визначення річного витрати теплоти за місячного споживання газу на хлібозаводах і пекарнях.

При випіканні хліба і низки кондитерських виробів, складових основний вид продукції даних споживачів газу, треба враховувати різницю у споживанні тепла на різновиди продукції. Норма випікання хліба на добу на 1000 жителів приймається у вигляді 0,6 год 0,8 тони. У цієї норми входить випічка і чорного і білого хліба, а як і випічка кондитерських виробів. Точнісінько визначити скільки якого виду продукції споживають жителі дуже важко. Тому загальну норму 0,6 год 0,8 тонни на 1000 жителів можна умовно поділити навпіл, вважаючи, що хлібозаводи і пекарні порівну випікають чорний та білий хліб. Випічка кондитерських виробів то, можливо враховано окремо, наприклад, в розмірі 0,1 тонни на 1000 жителів у сутки.

При розрахунку витрати треба враховувати охоплення газопостачанням хлібозаводів і пекарень. Загальний витрата теплоти (МДж/год) на хлібозаводи і пекарні визначаються по формуле:

QХЗ = YХЗ • N • [(0,3 год 0,4) • g ЧХ + (0,3 год 0,4) • g БХ + 0,1 • g КП] • 365 / 1000, де YХЗ — частка охоплення газопостачанням хлібозаводів і пекарень (ставиться); g ЧХ — норма витрати теплоти на випічку 1 тонни чорного хліба g БХ — норма витрати теплоти на випічку 1 тонни білого хліба g КП — норма витрати теплоти на випічку 1 тонни кондитерських изделий.

Усі g приймаються по табл.3.1 з [10].

YХЗ = 0,5, g ЧХ = 2500 (МДж), g БХ = 5450 (МДж), g КП = 7750 (МДж),.

QХЗ=0,5 • 48 180 • [0,4•2500 + 0,4•5450 + 0,1•7750] • 365 / 1000=34 775 721,75 (МДж/год).

4.6 Визначення річного витрати теплоти на опалення, вентиляцію, гаряче водопостачання житлових і громадських організацій зданий.

Річний витрата теплоти (МДж/год) на опалення та вентиляцію житлових і громадських будівель обчислюють по формуле:

Q ВВ = (g ВВ • F • n Про / ?Про) • [(t ВН — t СР. О) / (t ВН — t РВ)] • [24 • (1+K) + Z • K 1 • K] (МДж/год), t ВН, t СР. О, t РВ — температури відповідно внутрішнього повітря опалюваних приміщень, середня зовнішнього повітря за опалювальний період, расчётная зовнішня для даного району будівництва по [ 2 ], ОС.

До, До 1 — коефіцієнти, враховують витрати теплоти на опалення та вентиляцію громадських будівель (за відсутності конкретних даних приймають До = 0,25 і K 1 = 0,4);

Z — середня кількість годин роботи системи вентиляції громадських будівель в протягом двох діб (Z = 16); n Про — тривалість опалювального періоду в сутках;

F — загальна площа опалюваних будинків, м2; g ВВ — укрупнений показник максимального годинникового витрати теплоти на опалення житлових будинків по табл.3.2 з [10], МДж/ч.•м2;

?Про — коефіцієнт корисної дії опалювальної котельної (?Про = 0,8 год 0,85); t ВН =18 (°З), t СР. О = - 2,6 (°З), t РВ = - 27 (°З), n Про = 220 (сут), g ВВ = 0,62 (МДж/ч.•м2),.

Використовуючи дані з табл.2.1[ ] обчислюємо F:

F= 3200 • 48,875 + 4200 • 66,351 565 = 435 076,5 (м2),.

Q ОВ=(0,62•435 076,5•220/0,85)•[(18+2,6)/(18+27)]•[24•(1+0,25)+16•0,4•0,25]=.

=1 022 988 648 (МДж/год).

Річний витрата теплоти (МДж/год) на централізоване гаряче водопостачання від котельних і ТЕЦ визначають по формуле:

Q ГВ = 24 • g ГВ • N ГВ • [ n Про +(350 — n Про) • (60 — t ХЛ)/ (60 — t ХЗ) • ?] • 1/?О (МДж/год), де g ГВ — укрупнений показник среднечасового витрати теплоти на гаряче водопостачання визначається по табл.3.3 [10] (МДж/чел.•ч.);

N ГВ — число жителів міста, які мають гарячим водопостачанням від котельних чи ТЕЦ, чел.;

? — коефіцієнт враховує зниження витрати гарячої літній період (?'0,8); t ХЗ, t ХЛ — температури водогінної води в опалювальний і літній періоди, °З (за відсутності даних приймають t ХЛ = 15, t ХЗ = 5). g ГВ = 1,47 (МДж/(чел • год)), N ГВ = 270 • 66,351 565 = 17 915.

Q ГВ=24•1,47•17 915•[220+(350−220)•(60−15)/(60- 5)•0,8]•1/0,85=226 857 585,8 (МДж/год).

4.7 Визначення річного витрати теплоти за місячного споживання газу потреби торгівлі, підприємств побутового обслуговування населення, шкіл й ВУЗов.

У школах і вузах міста газ можна використовувати для лабораторних робіт. Для цього приймають середня витрата теплоти однієї учня йди студента у вигляді 50 МДж/(год • чел.):

Q Ш = 0,3 • N • 50 (МДж/год), де N — кількість жителів, (чол), коефіцієнт 0,3 — частка населення шкільного віку і її младше,.

Q Ш = 48 180 • 0,3 • 50 = 722 700 (МДж/год).

4.8 Упорядкування підсумковій таблиці споживання газу городом.

Підсумкова таблиця витрати городом.

Таблиця 1 |Nо | |Річний |Річний |У годин |Вартовий | |п/п |Споживач |витрата |витрати газу, |использования|расход газу | | | |теплоти, |VГОД |макр. |VЧ | | | |QГОД |м3/рік |Навантаження, m, |м3/ч | | | |МДж/год | |час/год | | |1 |2 |3 |4 |5 |6 | |1 |Квартири |232,256 • 106|6831,059 • |2600 |2627,33 | | | | |103 | |3767,04 | |2 |Лазні |62,634 • 106 |1842,176 • |2700 |682,29 | | | | |103 | | | |3 |Пральні |18,116 • 106 |532,823 • 103|2900 |183,73 | |4 |Підприємства |7,285 • 106 |214,265 • 103|2000 |107,13 | | |громадського харчування | | | | | |5 |Установи |3,585 • 106 |105,441 • 103|2700 |39,05 | | |охорони здоров’я| | | | | |6 |Хлібозаводи |34,776 • 106 |1022,823 • |6000 |170,47 | | | | |103 | | | |7 |Опалення і |1022,989 •106|30,088 •106 |2417 |12 448,49 | | |вентиляція | | | | | |8 |Гаряче |226,856 • 106|6672,235 • |2417 |2760,54 | | |водопостачання | |103 | | | |9 |Котельня |1249,846 • |36,760 • 106 |2417 |15 208,94 | | | |106 | | | | |10 |Школи і д/с |722 700 |21 256 |2000 |10,63 | |11 |Промисловість |250 • 106 |7352,941 • |6500 |1131,22 | | | | |103 | | |.

5. Визначення річних і вартових витрат газу різними споживачами города.

Річний витрати в м3/рік нічого для будь-якого споживача міста, чи району визначається по формуле:

Vi РІК = Qi РІК / Q М Р (м3/год),.

Qi РІК — річний витрата теплоти відповідного споживача газу (береться з графи 3 табл. 1);

Q М Р — нижча теплота згоряння (МДж/м3), визначається з хімічної складу газу (за відсутності даних приймається рівної 34 МДж/м3).

Результати розрахунків річних витрат газу всім споживачам міста вносять в таблицю 1 в графу 4.

Споживання газу місті різними споживачами залежить багатьох чинників. Кожен споживач має свої особливості і споживає газ посвоєму. Між ними існує певна нерівномірність в споживанні газу. Облік нерівномірності споживання газу здійснюється шляхом введення коефіцієнта годинникового максимуму, який обернено пропорційна періоду, в протягом якого витрачається річний ресурс газу за максимального його потреблении.

Km = 1 / m, де m — кількість годин використання максимуму навантаження на рік, год / год.

З допомогою Km визначається годинниковий витрати газу кожному за споживача міста (м3/ч).

Vi ЧАС = Vi РІК • Km = Vi РІК / m і (м3/ч),.

Значення коефіцієнта m наведені у таблиці 4.1 [10].

У годин використання максимуму для опалювальних котельних визначається за такою формулою: m КІТ = 24 • n Про • [(t ВН — t СР. О) / (t ВН — t Р. О)] (год / рік), m КІТ = 24 • 220 • [(18 + 2,6) / (18 + 27)] = 2417 (год / год).

6. Побудова графіка річного споживання газу городом.

Графіки річного споживання газу є основний як планування видобутку газу, так вибору і обгрунтування заходів, які забезпечують регулювання нерівномірності споживання газу. Крім того, знання річних графіків газоспоживання має значення для експлуатації міських систем газопостачання, оскільки дозволяє правильно планувати попит на природний газ по місяців року, визначати необхідну потужність міських споживачів — регуляторів, планувати проведення реконструкції і ремонтних робіт на газових мережах та його спорудах. Використовуючи провали в споживанні газу відключення окремих ділянок газопроводу, і газорегуляторных пунктів на: ремонт, можна навести його без порушення подачі газу споживачам [З].

Різні споживачі газу місті по-різному забирають газ з газопроводів. Найбільшою сезонної нерівномірністю мають опалювальні котельні і ТЕЦ. Найбільш стабільними ними є промислові перед прийняття. Комунально-побутові споживачі мають певної нерівномірністю в споживанні газу, але значно меншою по порівнянню з опалювальними котельными.

Взагалі, нерівномірність витрати газу окремими споживачами визначається цілою низкою чинників: кліматичними умовами, життям населення, режимом роботи промпредприятии, тощо. п. Усі чинники, що впливають режим газоспоживання у місті, врахувати неможливо. Тільки накопичення достатньої кількості статистичних даних про фактичне споживання газу різними споживачами може дати об'єктивну характеристику місту з погляду газопотребления.

Річний графік споживання газу містом будують, враховуючи середньостатистичні дані споживання газу місяців роки різних категорій споживачів. Загальний витрати протягом року розбивається по місяців. Витрата газу кожного місяці на загальному газоспоживанні визначається виходячи з наступного расчёта.

Vi МЕС = Vi РІК • qi / 100 де qi — частка даного місяці на общегодовом споживанні газу, %.

У таблиці 5.1 [10] наведено дані визначення місячних витрат газу різних категорій споживачів [3].

Частка річного витрати у кожному місяці отопительно-вентиляционной навантаження визначається за такою формулою g і О. В =(t У — t СР. М)• n М / P. S (t У — t СР. М)• n М, t СР. М — середньомісячні температури, (°З); n М — кількість опалювальних днів, у месяце.

Витрата газу кожному місяці на гаряче водопостачання вважатимуться рівномірним. Цей витрати визначає мінімальну навантаження котельної в літній период.

Певні за такою формулою місячні витрати газу зображують на графіці річного споживання газу містом як ординат, постійних для даного місяці. Після побудови всіх ординат кожному за місяці всім категорій споживачів виробляють побудова загального річного витрати по місяців. Цей здійснюється шляхом підсумовування ординат всіх споживачів на межах кожного месяца.

Таблиця 1.1. |Споживач |Відсоток річного споживання газу місяць | | |1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 |8 |9 |10 |11 |12 | |1 Квартири | | | | | | | | | | | | | |2 Лазні | | | | | | | | | | | | | |3 Пральні | | | | | | | | | | | | | |4 Столові і | | | | | | | | | | | | | |кафе | | | | | | | | | | | | | |5 Лікарні | | | | | | | | | | | | | |6 Хлібозаводи| | | | | | | | | | | | | |7 Опалення і| | | | | | | | | | | | | |вентиляція | | | | | | | | | | | | | |8 Гаряче | | | | | | | | | | | | | |водопостачання| | | | | | | | | | | | | |9 Школи і буд /| | | | | | | | | | | | | |з | | | | | | | | | | | | | |10 | | | | | | | | | | | | | |Промышленност| | | | | | | | | | | | | |т | | | | | | | | | | | | |.

|1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 |8 |9 |10 |11 |12 |.

Рис. 1 Графік річного споживання газа.

7. Вибір та обґрунтування системи газоснабжения.

Системи газопостачання є складний комплекс нижченаведених споруд. На вибір системи газопостачання міста впливає низка чинників. Це передусім :розмір газифицируемой території, особливості її планування, щільність населення, число і характеру споживачів газу, наявність природничих і штучних перешкод прокладки газопроводів (річок, дамб, ярів, залізничних колій, підземних споруд й т.п.).При проектуванні системи газопостачання розробляють ряд варіантів і виробляють їх техніко-економічне порівняння. У будівництво застосовують найвигідніший вариант.

Залежно від максимального тиску газу міські газопроводи поділяють ми такі групи: високого тиску 1 категорії із тиском від 0,6 до 1,2 МПа; середнього тиску від 5 кПа до 0.3 МПа; низький тиск до 5 кПа;

Газопроводи високої професійності і середнього тиску служать для харчування міських розподільних мереж середнього та низький тиск. Ними йде основна маса газу всім споживачам міста. Ці газопроводи є головними артеріями, питающими місто газом. Їх виконують у вигляді кілець, підлозі кілець йди променів. Газ в газопроводи високої професійності і середнього тиску подається від газорозподільних станцій (ГРС).

Сучасні системи міських газових мереж мають ієрархічну систему побудови, яка ув’язується зі приведённой вище класифікацією газопроводів щодо тиску. Верхній рівень становлять газопроводи високого тиску першої та другої категорії, нижній газопроводи низький тиск. Тиск газу щодо переходу з високого рівня більш низький поступово знижується. Це здійснюється з допомогою регуляторів тиску, встановлених на ГРП.

За кількістю щаблів тиску, застосовуваних міських газових мережах, вони поділяються на: двоступінчасті, які з мереж високого чи середнього тиску і низький тиск; трёхступенчатые, які включають газопроводи високого, середнього та низького тиску; багатоступінчасті, у яких газ подається газопроводами високого (1 і 2 категорій) тиску, середнього та низького давления.

Вибір системи газопостачання у місті залежить від характеру споживачів газу, яким потрібен газ відповідного тиску, і навіть від протяжності і навантаження газопроводів. Чим різноманітніший споживачі газу та ніж велику протяжність і навантаження мають газопроводи, то складніше буде система газоснабжения.

Найчастіше для міст із населенням до 500 тисяч жителів найбільш економічно доцільною є двоступенева система. Для великих міст із населенням більш 1 000 000 чоловік і наявністю великих промпредприятии кращою є трьох чи багатоступінчаста системы.

8.Определение оптимальної кількості ГРС і ГРП.

8.1 Визначення числа ГРС.

Газорозподільні станції стоять на чолі систем газопостачання. Через них йде харчування кільцевих газопроводів високого чи середнього тиску. До ГРС газ постачається з магістральних газопроводів під тиском 6 год 7 МПа. На ГРС тиск газу знижується до високого чи середнього. Крім того ГРС газ набуває специфічний запах. Його одоризируют. Тут газ також піддається додаткової очищенні від механічних домішок і подсушивается.

Вибір оптимальної кількості ГРС місту одна із найважливіших питань. Зі збільшенням числа ГРС зменшуються навантаження і радіус дії міських магістралей, що зумовлює зменшенню їх діаметрів та зниження витрат за метал. Проте збільшити кількість ГРС вдвічі збільшує видатки з їхньої спорудження та будівництво магістральних газопроводів, підводять газ до ГРС, збільшуються експлуатаційних витрат з допомогою змісту обслуговуючого персоналу ГРС.

При визначенні числа ГРС можна поступово переорієнтовуватися під таке: для малих міст і селищ з населенням до 100 год 120 тисяч жителів найраціональнішими є системи з одного ГРС; для міст із населенням 200 год 300 тисяч жителів найраціональнішими є системи з цими двома й трьома ГРС; для міст із населенням більш 300 тисяч жителів найбільш економічніші є системи із трьома ГРС.

ГРС, зазвичай, розташовуються за межею міста. Якщо ГРС більше, всі вони розташовуються різнобічно міста. ГРС з'єднуються зазвичай двома нитками газопроводів, що забезпечує вищу надійність газопостачання міста. Дуже великі споживачі газу (ТЕЦ, промпідприємства, металургійні заводи тощо. п.) харчуються безпосередньо від ГРС.

8.2 Визначення оптимальної кількості ГРП.

Газорегуляторные пункти стоять на чолі розподільних газових мереж низький тиск, що живлять газом житлові будинки. Оптимальний число ГРП визначається з співвідношення n ОПТ = V ЧАС / V ОПТ (прим), де V годину — годинниковий витрати газу на житлові будинки, м3/ч.;

V ОПТ — оптимальний витрати газу через ГРП, м3/ч.

Для визначення V ОПТ необхідно спочатку визначити оптимальний радіус дії ГРП, які мали бути не більше 400 год 800 метрів. Цей радіус визначається по формуле:

R ОПТ = 249 • (?P0,081 / ?0,245 • (m • e)0,143) (м), де? P — розрахунковий перепад тиску у мережах низький тиск (1000 год 1200 Па);

? — коефіцієнт плотностей мереж низький тиск, 1/м;

? = 0,0075 + 0,003 • m / 100 (1/м), m — щільність населення за району дії ГРП, чел/га; e — питомий годинниковий витрати газу одну людину, м3/чел.ч, який ставиться чи обчислюється, якщо відомо кількість жителів (N), які споживають газ, і всім відомо кількість газу (V), споживаного ними на годину e = V / N (м3/чел. ч).

Оптимальний витрати газу через ГРП визначається з соотношения:

V ОПТ = m • e • R ОПТ 2/ 5000.

Отримане оптимальне число ГРП використовують при конструюванні газових мереж низький тиск. Мережні ГРП розміщують, зазвичай, у центрі газифицируемой території те щоб всі споживачі газу було розміщено від ГРП приблизно однакових відстанях. Максимальне видалення ГРП від проектованих магістральних газопроводів високого чи середнього тиску має становити 50 год 100 метров.

? = 0,0075 + 0,003 • 270 / 100 = 0,0156 (1/м), e = 2627,33 / 48 180 = 0,0545 (м3/чел.ч),.

R ОПТ = 249 • 10 000,081 / [0,1 560,245 • (270 • 0,0545)0,143] = 822 (м),.

V ОПТ = 270 • 0,0545 • 8002 / 5000 = 1883,52 (м3 / год), n ОПТ = 2627,33 / 1883,52 = 1,5? 2 (шт),.

Відкоригуємо VКЧАС у відповідність із отриманим числом ГРП:

VКЧАС = n ОПТ • V ОПТ (м3 / ч),.

VКЧАС = 2 • 1883,52 = 3767,04 (м3 / ч).

9. Типові схеми ГРП і ГРУ.

Газорегуляторные пункти (ГРП) розміщують реклами у окремо що стоять будинках з цегли чи залізобетонних блоків. Розміщення ГРП населених пунктах регламентується СНиП [2]. На промислових підприємствах ГРП розміщуються на місцях уведень газопроводів з їхньої территорию.

Будинок ГРП має 4 окремих приміщення (рис. 8.1) [10]: основне приміщення 2, де міститься все газо-регулирующее устаткування; приміщення 3 для контрольно-вимірювальних приладів; приміщення 4 для опалювального устаткування з газовим казаном; приміщення 1 для вступного і вивідного газопроводу, і ручного регулювання тиску газа.

У типовому ГРП, зображеному на рис. 8.1 [10], можна виділити такі вузли: вузол вводу-виводу газу з байпасом 7 для ручного регулювання тиску газу після ГРП; вузол механічного очищення газу з фільтром 1; вузол регулювання тиску газу з регулятором 2 і предохранительнозапірним клапаном 3; вузол вимірювання витрати газу з діафрагмою 6 чи счётчиком газа.

У приміщенні для контрольно-вимірювальних приладів розміщуються самопишущие манометри, що вимірюють тиск газу доі після ГРП, витратовимірювач газу, дифманометр, які вимірюють перепад тиску фільтрі. Здебільшого приміщенні ГРП встановлюються що дають манометри, що вимірюють тиск газу доі після ГРП; термометри розширення, що вимірюють температуру газу на введення газу ГРП і після вузла вимірювання витрати газа.

Аксонометрическая схема газопроводів ГРП зображено на рис. 8.2. [ ] На схемою в умовних зображеннях відповідно до ГОСТ 21.609−83 показані трубопроводи, запірна арматура, регулятори (2), предохранительно-запорные клапана (З), фільтр (1), гидроэатвор (5), свічки для скидання газу атмосферу (10,9,8), діафрагма (6) і байпас (7).

Газопровід від міської мережі середнього чи високого тиску наближається до ГРП під землею. Пройшовши фундамент, газопровід піднімається до приміщення (1). Аналогічно відводиться газ з ГРП. На введення і виведення газу ГРП на газопроводі встановлюється ізолюючі фланці (11).

Газ високого йди середнього тиску відбувається на ГРП очищення від механічних домішок в фільтрі (1). Після фільтра газ іде до лінії регулювання. Тут тиск газу знижується до необхідного і підтримується постійним з допомогою регулятора (2). Предохранительнозапірний клапан (3) закриває лінію регулювання у разі підвищення і зниження тиску газу після регулятора більш розумних меж. Верхній межа спрацьовування клапана становить 120% тиску, підтримуваного регулятором тиску. Нижній межа настройки клапана для газопроводів низький тиск становить 300 — 3000 Па; для газопроводів середнього тиску — 0,003 — 0,03 МПа.

Предохранительно-сбросной клапан (ПСК) (4) захищає газову мережу після ГРП від короткочасного підвищення тиску не більше 110% від величини тиску, підтримуваного регулятором тиску. При спрацьовуванні ПСК надлишок газу викидається у повітря через газопровід безпеки (9).

У приміщенні ГРП необхідно підтримувати позитивну температуру повітря щонайменше 10 °З. І тому ГРП устатковується місцевої системою опалення чи підключається до системи опалення однієї з найближчих зданий.

Для вентиляції ГРП даху встановлюється дефлектор, який би трёхкратный повітрообмін переважно приміщенні ГРП. Вхідні двері до основне приміщення ГРП у нижній її частини повинен мати щілини для проходу воздуха.

Висвітлення ГРП найчастіше виконується зовнішнім шляхом установки джерел спрямованого світла на вікнах ГРП. Можна виконувати висвітлення ГРП у взрывобезопасном виконанні. У кожному разі включення освітлення ГРП має здійснюватися снаружи.

Біля будівлі ГРП устатковується грозозащита і заземляющий контур.

9.2 Газорегуляторные установки.

Газорегуляторные установки (ГРУ) за своїми завданням і принципу роботи від ГРП. Основна їхня на відміну від ГРП у тому, що ГРУ можна розміщувати у тих приміщеннях, де використовується газ, чи майже, забезпечуючи вільний доступом до ГРУ. Окремих будинків для ГРУ не будують. ГРУ обносять загороджувальної сіткою і вивішують біля її попереджувальні плакати. ГРУ, зазвичай, споруджуються в виробничих цехах, в котельних, у комунально-побутових споживачів газу. ГРУ можуть виконуватися в металевих шафах, які зміцнюються на зовнішніх стінах виробничих будинків. Правила розміщення ГРУ регламентуються СНиП [2].

На рис. 8.3 [10] зображено аксонометрическая схема типового ГРУ. Тут прийнято такі позначення: 1. фільтр для механічного очищення газу; 2. сталеві засувки; 3. предохранительно-запорный клапан; 4. регулятор тиску; 5.6.чугунные засувки; 7. предохранительно-сбросной клапан; 8. витратовимірювач газу; 9. самопишущие манометри; 10. що дають манометри; 11. диференціальний манометр на фільтрі; 12. термометри розширення; 13. футляри; 14. діафрагма; 15. сталеві вентилі; 16. трехходовые крани; 17. коркові крани на імпульсних лініях; 18.19. коркові краны.

До приміщенню, де міститься ГРУ, з погляду вентиляції й об'єктивності висвітлення пред’являються самі вимоги, що у ГРП.

10. Вибір устаткування газорегуляторных пунктів і установок.

Вибір устаткування ГРП і ГРУ починається з визначення типу регулятора тиску газу. Після вибору регулятора тиску визначаються типи предохранительно-запорных і предохранительно-сбросных клапанів. Далі підбирається фільтр очищення газу, та був запірна арматура і контрольновимірювальні приборы.

10.1 Вибір регулятора давления.

Регулятор тиску має забезпечити перепустку через ГРП необхідного у газу та підтримувати постійне тиск його незалежно від расхода.

Расчётное рівняння визначення пропускну здатність регулятора тиску вибираються залежно від характеру закінчення газу через регулюючий орган.

При докритическом закінченні, коли швидкість газу проходячи через клапан регулятора вбирається у швидкість звуку, расчётное рівняння записується в виде.

VР = 5260 • K V •? •? ?P • P1 / ?Про • T • Z.

При понад критичному тиску, коли швидкість газу клапані регулятора тиску перевищує швидкість звуку, расчётное рівняння має вид:

VР = 5260 • K V •? КР • P1 •? (?P / P1) КР/ ?Про • T • Z.

У формулах:

K V — коефіцієнт пропускну здатність регулятора давления;

? — коефіцієнт, враховує неточність вихідної моделі для уравнений;

? = 1 — 0,46 • (?P / P1).

? КР = 1 — 0,46 • (?P / P1) КР.

?P — перепад тисків в лінії регулювання, МПа:

?P = P1 — P2 — ?P КР, (МПа), де P1 — абсолютне тиск газу перед ГРП чи ГРУ, МПа;

P2 — абсолютне тиск газу після ГРП чи ГРУ, МПа;

P 1 = 0,15 + 0,1 = 0,25 (МПа),.

P 2 = 0,005 + 0,1 = 0,105 (МПа),.

?P — втрати тиску газу лінії регулювання, зазвичай рівні 0,007 МПа;

(?P / P1) КР = 0,5.

? КР = 1 — 0,46 • 0,5 = 0,77.

?Про = 0,73 -щільність газу нормального тиску, кг/м3;

Т — абсолютна температура газу рівна 283 К;

Z — коефіцієнт, враховує відхилення властивостей газу від властивостей ідеального газу (при Р1? 1,2 МПа Z = 1).

Расчётный витрата VР може бути більше оптимального витрати через ГРП на 15,20%, то есть:

VР = (1,15 год 1,2) • V ОПТ (м3/ч.),.

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

Визначити режим закінчення газу через клапан регулятора можна за соотношению.

Р2 / Р1 = 0,105 / 0,25 = 0,42.

Якщо Р2 / Р1? 0,5, ту течію газу буде докритическим і тому треба використовувати рівняння первое.

Оскільки Р2 / Р1 < 0,5, ту течію газу буде сверхкритическим і тож слід застосовувати рівняння второе.

З вищевказаних рівнянь визначення типу регулятора визначаємо його коефіцієнт пропускну здатність K V.

K V = V Р / [ 5260 •? КР • P1 •? ((?P / P1) КР/ ?Про • T • Z)].

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

Визначивши K V за таблицею 9.1 [ ] вибираємо тип регулятора з K V найближчим великим значенням, ніж отримано по расчёту.

За розрахунком отримано K V = 45,37 Найближчий До V в таблиці дорівнює 50 і належить до регулятора РДУ-50. Отже, цей регулятор слід встановити ГРП.

10.2 Вибір предохранительно-запорного клапана.

Промисловість випускає два типу ПЗК: ПКН і ПКВ. Перший слід запровадити у випадках, коли відразу після ГРП чи ГРУ підтримується низька тиск, другий — середнє. Габарити і тип клапана визначаються типом регулятора тиску. ПЗК зазвичай вибирають з такою самою умовним діаметром, як і регулятор.

Визначено тип регулятора РДУК-50. Цей регулятор має умовний діаметр 50 мм. Отже, ПЗК буде чи ПКН-50.

10.3 Вибір предохранительно-сбросного клапана.

Предохранительно-сбросной клапан підбирається по пропускну здатність регулятора тиску. Пропускна здатність ПСК повинна бути щонайменше 10% від пропускну здатність регулятора тиску, або щонайменше пропускної здібності найбільшого з клапанів. Вибираємо ПСК-50Н/0,05.

10.4 Вибір фильтра.

Завданням фільтра в ГРП чи ГРУ є отчистка від механічних домішок. У цьому фільтр повинен пропускати весь газовий потік, не перевищуючи допустиму втрату тиску собі у розмірі 10 000 Па.

Промисловість випускає два виду газових фільтрів: касетні з литым корпусом типу ФВ-100 і ФВ-200; касетні зі сварным корпусом типу ФГ7−50- 6; ФГ9−50−12; ФГ15−100−6; ФГ19−10−12; ФГ36−200−6; ФГ46−200−12; ФГ80−300−6; ФГ100−300−12.

Перший тип фільтрів призначений для невеликих до 3800 м3/ч витрат газу. Другий тип фільтрів призначений для пропуску значних коштів газу. Кількість після ФГ означає пропускну спроможність фільтра у тисячах кубічних метрів в час.

Для добору фільтра необхідно визначити перепад тиску газу у ньому при розрахунковому витратах газу через ГРП чи ГРУ.

Для фільтрів цей перепад тиску визначають по формуле:

?Р = 0,1 • ?Р ГР • (V Р / V ГР)2 •? Про / Р1 (Па), де? Р ГР — паспортне значення перепаду тиску газу на фільтрі, Па;

V ГР — паспортне значення пропускну здатність фільтра, м3/ч;

? Про — щільність газу при нормальних умов, кг/м3;

Р1 — абсолютне тиск газу перед фільтром, МПа;

VР — розрахунковий витрати через ГРП йди ГРУ, м3/ч.

?Р ГР = 10 000 (Па), V ГР = 7000 (м3/ч),? Про = 0,73 (кг/м3),.

За вихідний візьмемо фільтр ФГ 7 — 50 — 6.

?Р = 0,1 • 10 000 • (2260,224 / 7000)2 • 0,73 / 0,25 = 304,43 (Па),.

Перепад для фільтра ГРП вбирається у припустимого значення 10 000 Па, отже обраний фільтр ФГ 7 — 50 — 6.

10.5 Вибір запірної арматуры.

Запірна арматура (засувки, вентилі, коркові крани), застосовують у ГРП і ГРУ має бути розрахована на газову середу. Головними критеріями при виборі запірної арматури є умовний діаметр DУ й старанне тиск РУ.

Засувки застосовуються і з висувними, і з не висувними шпинделем. Перші краще для надземної установки, другі - для подземной.

Вентилі застосовують у тому випадку, коли підвищеної втратою тиску можна знехтувати, наприклад, на імпульсних линиях.

Коркові крани мають значно менше гідравлічне опір, ніж вентилі. Їх розрізняють по затягуванню конічній пробки на натяжні і сальниковые, а, по методу приєднання до труб — на муфтовые і фланцевые.

Матеріалом виготовлення запірної арматури служать: углеродистая сталь, легована сталь, сірий і ковкий чавун, латунь і бронза.

Запірна арматура з сірого чавуну застосовується при робочому тиску газу трохи більше 0,6 МПа. Сталева, латунна і бронзова при тиску до 1,6 МПа. Робоча температура для чавунної і бронзової арматури мусить бути не нижче -35 З, для сталевої щонайменше -40 С.

На вході газу ГРП треба використовувати сталеву арматуру, чи арматуру з ковкого чавуну. На виході з ГРП за низького тиску можна використовувати арматуру з сірого чавуну. Вона дешевше стальной.

Умовний діаметр засувок в ГРП має відповідати діаметру газопроводів на вході і виході газу. Умовний діаметр вентилів і кранів на імпульсних лініях ГРП чи ГРУ рекомендується вибирати рівним 20 мм чи 15 мм.

11. Конструктивні елементи газопроводов.

На газопроводах застосовуються такі конструктивні елементи: труби; запорно-регулирующая арматура; линзовые компенсатори; збірники конденсату; футляри; криниці; опори і кронштейни для зовнішніх газопроводів; системи захисту підземних газопроводів від корозії; контрольні пункти для виміру потенціалу газопроводів щодо грунту та визначення витоків газа.

Труби становлять основну частину газопроводів, із них транспортується газ до споживачів. Усі сполуки труб на газопроводах виконуються лише зварними. Фланцевые сполуки допускаються лише місцях установки запорнорегулюючої арматуры.

11.1 Трубы.

У будівництво систем газопостачання треба використовувати сталеві прямошовные, спиральношовные зварні і безшовні труби изготавливаемые з добре свариваемых сталей, містять трохи більше 0,25% вуглецю, 0,056% сірки і 0,046% фосфору. Для газопроводів, наприклад, застосовується сталь углеродистая звичайного якості, спокійна, групи У ГОСТ 14 637–89 і ГОСТ 16 523–89 не нижчим другої категорії марок У розділі ст. 2, У розділі ст. 3, і навіть У розділі ст. 4 при змісті у ній вуглецю трохи більше 0,25%.

А — нормування (гарантія) механічних свойств;

Б — нормування (гарантія) хімічного состава;

У — нормування (гарантія) хімічного складу і механічних свойств;

Р — нормування (гарантія) хімічного складу і механічних властивостей на термообработанных образцах;

Д — без нормувальних показників хімічного складу і механічних свойств.

Відповідно до [2] рекомендується застосовувати труби наступних груп поставки:

— при розрахункової температурі зовнішнього повітря до — 40 °З — групу В;

— за нормальної температури — 40 °З повагою та нижче — групи У і Г.

При виборі труб на будівництво газопроводів треба використовувати, як правило, труби, одержані із дешевшою углеродистой стали по ГОСТ 380–88 чи ГОСТ 1050–88.

11.2 Деталі газопроводов.

До деталей газопроводів ставляться: відводи, переходи, трійники, заглушки.

Відводи встановлюються у місцях поворотів газопроводів на кути 90°, 60° чи 45°.

Переходи встановлюються у місцях зміни діаметрів газопроводів. На кресленнях і схемах їх зображують наступним образом.

Трійники служать для закриття герметизації торцевих частин тупикових ділянок газопроводів. Їх застосовують у місцях підключення до газопроводів потребителей.

Заглушки служать для закриття герметизації торцевих частин тупикових ділянок газопроводів. Заглушки є коло відповідного діаметра, зроблений із стали тієї ж марок, як і газопровід. Позначення деталей газопроводів наводяться при застосуванні 4 [10].

12. Гідравлічний розрахунок газопроводов.

Основне завдання гідравлічних розрахунків у тому, щоб визначити діаметри газопроводів. З погляду методів гідравлічні розрахунки газопроводів можна розділити ми такі типи: розрахунок кільцевих мереж високої професійності і середнього тиску; розрахунок тупикових мереж високої професійності і середнього тиску; розрахунок многокольцевых мереж низький тиск; розрахунок тупикових мереж низького давления.

Для проведення гідравлічних розрахунків необхідно мати такі вихідні дані: розрахункову схему газопроводу із зазначенням у ньому номерів і довжин ділянок; годинникові витрати газу в всіх споживачів, підключених до цієї мережі; допустимі перепади тиску газу сети.

Розрахункова схема газопроводу складається в спрощеному вигляді за планом газифицируемого району. Усі ділянки газопроводів хіба що випрямляються і вказуються їх повні довжини з усіма звивинами і поворотами. Крапки розташування споживачів газу на плаке визначаються місцями розташування відповідних ГРП чи ГРУ.

12.1 Гідравлічний розрахунок кільцевих мереж високої професійності і середнього давления.

Гідравлічний режим роботи газопроводів високої професійності і середнього тиску призначається з умов максимального газопотребления.

Розрахунок подібних мереж складається з трьох етапів: розрахунок в аварійних режимах; розрахунок нормального потокораспределении; розрахунок примикань до кільцевого газопровода.

ГРП.

Розрахункова схема газопроводу представлена на рис. 2. Довжини окремих ділянок зазначені у метрах. Номери розрахункових ділянок вказані числами в гуртках. Витрата газу окремими споживачами вказано буквою V і має розмірність м3/ч. Місця зміни витрати на кільці є такі цифрами 0, 1, 2, …, тощо. буд. Джерело харчування газом (ГРС) підключено до точці 0.

Газопровід високого тиску має у початковій точці 0 надлишкове тиск газу Р М =0,6 МПа. Кінцеве тиск газу Р До = 0,15 МПа. Це тиск має підтримуватися в усіх споживачів, підключених до цього кільцю, однаковим незалежно від місця їх расположения.

У розрахунках використовується абсолютне тиск газу, тому розрахункові Р М =0,7 МПа і РК=0,25 МПа. Довжини ділянок переведені у километры.

Для початок розрахунку визначаємо середню питому різницю квадратів давлений:

А СВ = (Р2н — Р2к) / 1,1 • P. S l і де P. S l і - сума довжин всіх ділянок по расчётному напрямку, км.

Множник 1,1 означає штучне збільшення довгі газопроводу для компенсації різних місцевих опорів (повороти, засувки, компенсатори тощо. п.).

Далі, використовуючи середнє А СВ і розрахунковий витрати на відповідній ділянці, по номограмме рис. 11.2 [10] визначаємо діаметр газопроводу, і у ній, використовуючи таку ж номограмму, уточнюємо значення Щодо обраного стандартного діаметра газопроводу. Потім за уточненному значенням Проте й розрахункової довжині, визначаємо точне значення різниці Р2н — Р2к на ділянці. Усі зводять в таблицы.

12.1.1 Розрахунок в аварійних режимах.

Аварійні режими роботи газопроводу наступають тоді, коли відмовлять в роботі ділянки газопроводу, що примикають до точки харчування 0. У нашому випадку це ділянки 1 і 18. Харчування споживачів на аварійних режимах має здійснюватися по тупикової мережі з вимогою обов’язкового підтримки тиску газу в останнього споживача Р До = 0,25 МПа.

Результати підрахунків зводимо в табл. 2 і 3.

Витрата газу у тих ділянках визначається по формуле:

VР = 0,59 •? (До ПРО і • V і) (м3 / год), де До ПРО і - коефіцієнт забезпеченості різних споживачів газа;

V і - годинниковий витрати у відповідного споживача, м3 / ч.

Для простоти коефіцієнт забезпеченості прийнято рівним 0,8 в усіх споживачів газа.

Розрахункову довжину ділянок газопроводу визначають по рівнянню: l Р = 1,1 • l Р (км),.

Середня питома різницю квадратів тисків у першому аварійний режим составит:

А СВ = (0,72 — 0,252) / 1,1• 6,06 = 0,064 (МПа2 / км),.

P.S l і = 6,06 (км),.

Табл. 2. |Відмовив ділянку 1 | |№ |d У |l Р |V Р |Р2н-Р2к |Р2н-Р2к, | |уч. |мм |км |м3 / год |l Р |МПа2 | |1 |2 |3 |4 |5 |6 | |18 |500 |0,077 |10 053,831 |0,045 |0,3 465 | |17 |500 |1,848 |9849,4501 |0,04 |0,7 392 | |16 |500 |0,407 |9809,2192 |0,04 |0,1 628 | |15 |500 |0,726 |9796,579 |0,04 |0,2 904 | |14 |400 |0,077 |9787,3632 |0,19 |0,1 463 | |13 |400 |0,473 |9785,6909 |0,19 |0,8 987 | |12 |400 |0,253 |9745,46 |0,18 |0,4 554 | |11 |250 |0,044 |2566,8403 |0,1 |0,0044 | |10 |250 |0,121 |2554,2002 |0,1 |0,0121 | |9 |250 |0,22 |1665,1787 |0,053 |0,1 166 | |8 |250 |0,121 |1663,5064 |0,053 |0,6 413 | |7 |250 |0,176 |1459,1257 |0,045 |0,792 | |6 |250 |0,154 |1449,9099 |0,045 |0,693 | |5 |250 |0,913 |1437,2697 |0,045 |0,41 085 | |4 |200 |0,451 |903,3339 |0,045 |0,20 295 | |3 |150 |0,154 |901,6616 |0,2 |0,0308 | |2 |100 |0,363 |12,64 016 |0,031 |0,11 253 | | | |SlР=6,578| | |S (Р2н-Р2к)=0,42 560| | | | | | |1 |.

P До = ?(0,7 2 — 0,425 601) — 0,1 = 0,1 537 696 Помилка: 1,5% < 5%.

Звідси випливає, розрахунок зроблено правильно.

Переходимо розрахуватися у другому аварійному режиме.

Табл. 3. |Відмовив ділянку 18 | |№ |d У |l Р |V Р |Р2н-Р2к |Р2н-Р2к, | |уч. |мм |км |м3 / год |l Р |МПа2 | |1 |2 |3 |4 |5 |6 | |1 |500 |0,22 |10 053,831 |0,045 |0,0099 | |2 |500 |0,231 |10 041,191 |0,045 |0,10 395 | |3 |500 |0,154 |9152,1692 |0,038 |0,5 852 | |4 |500 |0,451 |9150,4969 |0,038 |0,17 138 | |5 |400 |0,913 |8616,5611 |0,1 |0,0913 | |6 |400 |0,154 |8603,9209 |0,1 |0,0154 | |7 |400 |0,176 |8594,7051 |0,1 |0,0176 | |8 |400 |0,121 |8390,3244 |0,1 |0,0121 | |9 |400 |0,22 |8388,6521 |0,1 |0,022 | |10 |400 |0,121 |7499,6307 |0,085 |0,10 285 | |11 |400 |0,044 |7486,9905 |0,085 |0,374 | |12 |125 |0,253 |308,37 082 |0,085 |0,21 505 | |13 |125 |0,473 |268,1399 |0,06 |0,2 838 | |14 |125 |0,077 |266,4676 |0,06 |0,462 | |15 |125 |0,726 |257,2518 |0,06 |0,4 356 | |16 |125 |0,407 |244,61 169 |0,06 |0,2 442 | |17 |125 |1,903 |204,38 072 |0,045 |0,85 635 | | | |SlР=6,644| | |S (Р2н-Р2к)=0,42 383|.

P До = ?(0,7 2 — 0,42 383) — 0,1 = 0,1 572 353 Помилка: 2,9% < 5%.

Звідси випливає, розрахунок зроблено правильно.

У цьому розрахунок у другому аварійний режим заканчивается.

Знаючи втрати тиску ділянці, визначаємо абсолютне тиск у кожному точці в обох аварійних режимах:

P і =? P 2Н — ?(P 2Н — P 2К) і, де ?(P 2Н — P 2К) — сума різниці квадратів тисків у тих ділянках, попередніх точці визначення давления.

Усі з визначення тисків у різних точках кільця можна звести в таблицу.

Табл. 4. |Номер точки|Отказал ділянку 1|Отказал ділянку | |на кільці | |19 | | |Тиск газу, |Тиск газу, | | |МПа |МПа | |0 |0,7 |0,7 | |1 |0,2 537 696 |0,6 928 925 | |2 |0,2 750 491 |0,6 853 503 | |3 |0,3 262 698 |6 810 675 | |4 |0,3 560 154 |0,6 683 674 | |5 |0,409 673 |0,5 961 669 | |6 |0,418 055 |0,5 831 081 | |7 |0,4 274 131 |0,567 816 | |8 |0,4 348 505 |0,5 570 592 | |9 |0,4 480 569 |0,5 369 497 | |10 |0,4 613 621 |0,5 272 855 | |11 |0,4 661 062 |0,523 727 | |12 |0,5 126 353 |0,5 027 773 | |13 |0,593 856 |0,473 714 | |14 |0,6 060 487 |0,4 688 123 | |15 |0,6 295 514 |0,4 197 916 | |16 |0,6 423 512 |0,3 896 216 | |17 |0,6 975 206 |0,2 572 353 |.

Тиск газу точках підключення до кільцю споживачів необхідно знати визначення діаметрів відгалужень при гідравлічному розрахунку последних.

12.1.2 Розрахунок ответвлений.

У цьому вся розрахунку визначаються діаметри газопроводів, підводять газ від кільцевого газопроводи до споживачам V 1, V 2, …, тощо. буд. І тому використовується розрахунок тиску в точках зміни витрат 1, 2, 3, … 17 зведений в таблицю?. Перепад тисків у точці підключення газопроводу відгалуження до кільцевому газопроводу і заданим кінцевим тиском у потребителя.

Для визначення початкового тиску з таблиці 2,3 одній й тією самою точки вибираємо найменше абсолютне тиск газу. Далі визначається питома різницю квадратів тисків на участке:

A = (P 2Н — P 2К) / 1,1 • l Р і, (МПа2 / км),.

По номограмме рис. 11.2 з [10] визначаємо діаметр газопровода.

Усі з визначення діаметрів відгалужень зводимо в таблицу:

А19 = 0,0145;

А20 = 0,1085;

А21 = 0,4997;

А22 = 0,3649;

А23 = 2,3944;

А24 = 0,8501;

А25 = 1,5606;

А26 = 1,1505;

А27 = 0,8376;

А28 = 0,9114;

А29 = 2,3447;

А30 = 2,4715;

А31 = 0,8657;

А32 = 1,7872;

А33 = 1,2924;

А34 = 1,3528;

А35 = 0,0664;

Табл. 5. |Номер |Початкова |Кінцеве |Довжина |Витрата газу, |Діаметр | |ответв|давление, |тиск, |ділянки, |м3 / год |умовний, | |-ления|МПа |МПа |Км | |мм | |. | | | | | | |19 |0,2538 |0,25 |0,12 |26,78 |125 | |20 |0,275 |0,25 |0,11 |1883,52 |200 | |21 |0,3263 |0,25 |0,08 |3,543 |100 | |22 |0,356 |0,25 |0,16 |1131,22 |150 | |23 |0,4097 |0,25 |0,04 |26,78 |100 | |24 |0,418 |0,25 |0,12 |19,525 |100 | |25 |0,4274 |0,25 |0,07 |433,01 |100 | |26 |0,4348 |0,25 |0,1 |3,543 |100 | |27 |0,448 |0,25 |0,15 |1883,52 |250 | |28 |0,4614 |0,25 |0,15 |26,78 |100 | |29 |0,4661 |0,25 |0,06 |15 208,94 |300 | |30 |0,5028 |0,25 |0,07 |85,235 |100 | |31 |0,4737 |0,25 |0,17 |3,543 |100 | |32 |0,4688 |0,25 |0,08 |19,525 |100 | |33 |0,4198 |0,25 |0,08 |26,78 |100 | |34 |0,3896 |0,25 |0,06 |85,235 |100 | |35 |0,2572 |0,25 |0,05 |433,01 |150 |.

12.1.3 Розрахунок нормального потокораспределении.

Нормальне потокораспределение передбачає рух газу від харчування кільця обидві стороны.

Крапка сходу обох потоків газу повинна бути десь на кільці. Ця точка визначається з таких умов — витрати газу обом напрямам кільця мали бути зацікавленими приблизно одинаковыми.

Розрахунки нормального потокораспределении рекомендується звести в таблицу.

Таблиця 6. |NО |Витрата на |Діаметр |Довжина |Р2Н-Р2К/|Р2Н-Р2К, |Р2Н-Р2К/VУЧ, | |участка|участке, |газопровода,|участка, |l, |МПа2 |• 10−6 | |. |м3/ч | |км |МПа2/км | | | | | |мм | | | | | |1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 | |1 |-10 650,244|500 |0,2 |0,052 |0,0104 |0,976 | | |5 | | | | | | |2 |-10 623,464|500 |0,21 |0,052 |0,1 092 |1,026 | | |5 | | | | | | |3 |-8739,9445|500 |0,14 |0,034 |0,476 |0,545 | |4 |-8736,4015|500 |0,41 |0,034 |0,1 394 |1,596 | |5 |-7605,1815|400 |0,83 |0,085 |0,7 055 |9,277 | |6 |-7578,4015|400 |0,14 |0,085 |0,0119 |1,57 | |7 |-7558,8765|400 |0,16 |0,085 |0,0136 |1,799 | |8 |-7125,8665|400 |0,11 |0,075 |0,825 |1,158 | |9 |-7122,3235|400 |0,2 |0,075 |0,015 |2,106 | |10 |-5238,8035|400 |0,11 |0,039 |0,429 |0,819 | |11 |-5212,0235|400 |0,04 |0,039 |0,156 |0,299 | |12 |+9996,9165|400 |0,23 |0,122 |0,2 806 |2,807 | |13 |+10 082,151|400 |0,43 |0,122 |0,5 246 |5,203 | | |5 | | | | | | |14 |+10 085,694|400 |0,07 |0,122 |0,854 |0,847 | | |5 | | | | | | |15 |+10 105,219|500 |0,66 |0,045 |0,0297 |2,939 | | |5 | | | | | | |16 |+10 131,999|500 |0,37 |0,045 |0,1 665 |1,643 | | |5 | | | | | | |17 |+10 217,234|500 |1,68 |0,045 |0,0756 |7,399 | | |5 | | | | | | |18 |+10 650,244|500 |0,07 |0,05 |0,0035 |0,329 | | |5 | | | | | | | | | | | |?= 0,37 968|?= 42,34•10−6| | | | | | |+0,4 934 | |.

* Знаки «+ «і «- «означають умовне розподіл потоків газу на позитивні (напрям по годинниковий стрілці) й негативні (рух проти годинниковий стрелки).

Для визначення помилки треба підсумувати по модулю все вересня графі 6 і оцінити різницю позитивних і негативних чисел у цій самій графі по нижчеподаній формуле.

Помилка становить: 0,4 934 • 100 / 0,5 • 0,37 968 = 25,99%.

Діаметри ділянок газопроводу у тому режимі вибираються з таблиці розрахунків у аварійних режимах. До кожного ділянки приймається найбільший з двох діаметрів. У цьому розміри діаметрів на головних ділянках кільця будуть найбільшими. Далі розміри діаметрів будуть монотонно убувати в напрямі точки сходу потоков.

Для визначення удільної різниці квадратів тисків дільниці використовують номограмму рис. 11.2. [10]. Їх визначають по відомим діаметру і витраті і вносять в графу 5 таблиці. Знаючи розрахункові довжини ділянок, обчислюють різниці квадратів тисків у тих ділянках і вносять в графу 6 таблиці .

Критерієм правильності розрахунку є рівність сум позитивних і негативних значень Р2н — Р2к. Якщо рівності немає, то різницю цих значень має перевищувати 10% від половини абсолютного значення суми чисел в графі 6 таблиці. У прикладі ця різниця становить 25,99%, що занадто много.

Отже, розрахунок треба повторить.

Для зниження помилки треба підрахувати так званий кругової витрата по формуле.

?V = S (Р2н — Р2к) • 106 / 2 • S (Р2н — Р2к) / Vi.

?V = 0,4 934 • 106 / 2 • 42,34 = 582,66? 600 (м3/ч),.

Сума знаменнику цієї формули береться з графи 7 таблиці 6.

Збільшимо все позитивні Витрати 600 м3/ч, проте негативні витрати зменшимо на 600 м2/ч. Повторимо розрахунок за новими значеннях витрат на участках.

Таблиця 7. |NО |Витрата на |Діаметр |Довжина |Р2Н-Р2К/|Р2Н-Р2К, |Р2Н-Р2К/VУЧ, | |Участка|участке, |газопровода,|участка, |l, |МПа2 |• 10−6 | |. |м3/ч | |км |МПа2/км | | | | | |мм | | | | | |1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 | |1 |-11 250,244|500 |0,2 |0,06 |0,012 |0,976 | | |5 | | | | | | |2 |-11 223,464|500 |0,21 |0,06 |0,0126 |1,026 | | |5 | | | | | | |3 |- |500 |0,14 |0,037 |0,518 |0,545 | | |9339,9445 | | | | | | |4 |-9336,4015|500 |0,41 |0,037 |0,1 517 |1,596 | |5 |-8205,1815|400 |0,83 |0,1 |0,083 |9,277 | |6 |-8178,4015|400 |0,14 |0,1 |0,014 |1,57 | |7 |-8158,8765|400 |0,16 |0,1 |0,016 |1,799 | |8 |-7125,8665|400 |0,11 |0,085 |0,935 |1,158 | |9 |-7725,3235|400 |0,2 |0,085 |0,017 |2,106 | |10 |-5838,8035|400 |0,11 |0,048 |0,528 |0,819 | |11 |-5812,0235|400 |0,04 |0,048 |0,192 |0,299 | |12 |+9396,9165|400 |0,23 |0,117 |0,2 691 |2,807 | |13 |+9482,1515|400 |0,43 |0,117 |0,5 031 |5,203 | |14 |+9485,6945|400 |0,07 |0,117 |0,819 |0,847 | |15 |+9505,2195|500 |0,66 |0,038 |0,2 508 |2,939 | |16 |+9531,9995|500 |0,37 |0,038 |0,1 406 |1,643 | |17 |+9617,2345|500 |1,68 |0,038 |0,6 384 |7,399 | |18 |+10 050,244|500 |0,07 |0,045 |0,315 |0,329 | | |5 | | | | | | | | | | | |?= 0,38 304|?= 43,5•10−6 | | | | | | |+0,4 | |.

Помилка становить: 0,4 • 100 / 0,5 • 0,38 304 = 0,02%,.

Після запровадження кругового витрати помилка становить 0,02%, що приемлемо.

У цьому гідравлічний розрахунок газопроводу високого тиску заканчивается.

12.2. Гідравлічний розрахунок многокольцевых газових мереж низького давления.

Гідравлічний розрахунок газопроводів низький тиск (до 5 кПа) зводиться до вирішення транспортної завдання з її оптимизацией.

Вихідні дані для расчета:

1. Загальний витрати через ГРП, що живить мережу низького давления:

V0 = 1883,52 (м3 / ч).

2. Розрахункова схема: рис. 3.

3. Розрахунковий перепад тиску в сети:

?P = 1200 (Па).

Завданням гідравлічного розрахунку мережі низький тиск є визначення діаметрів всіх його ділянок за дотримання заданого? P. Мінімальний діаметр труб у мережі має дорівнювати 50 мм.

Колійні витрати газу у тих ділянках визначаються по формуле:

VПУТ = l ПР і • V0 / ?l ПР і де l ПР і - наведена довжина ділянки, м l ПР і = l Р • До Еге • До З l Р — розрахункова довжина ділянки (l Р = 1,1 • l Р), м; l Р — геометрична довжина ділянки за планом району газифікації, м;

До Еге — коефіцієнт поверховості, враховує наявність будинків різної этажности;

До З — коефіцієнт забудови, враховує щільність житловий забудови трасою газопровода.

Розрахунок колійних витрат газу зводимо в таблицю 8.

Табл. 8. |Номер |Геометрич.|Расчетная |Коэфф. |Коэфф. |Приведеная|Путевой | |ділянки| |Довжина, |Поверховості |Забудови | |витрата, | | |Довжина, |м | | |довжина, |м3 / год | | |м | | | |м | | |1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 | |0−1 |20 |22 |1 |0 |0 |0 | |1−2 |100 |110 |1 |1 |110 |48,29 538 | |2−3 |200 |220 |1 |1 |220 |96,59 077 | |1−4 |300 |330 |1 |1 |330 |144,8862 | |4−5 |300 |330 |1 |1 |330 |144,8862 | |2−6 |300 |330 |1 |1 |330 |144,8862 | |3−7 |300 |330 |1 |1 |330 |144,8862 | |5−6 |400 |440 |1 |1 |440 |193,1815 | |6−7 |200 |220 |1 |1 |220 |96,59 077 | |7−8 |200 |220 |1 |1 |220 |96,59 077 | |6−9 |200 |220 |1 |1 |220 |96,59 077 | |4−10 |300 |330 |1 |1 |330 |144,8862 | |3−12 |300 |330 |1 |1 |330 |144,8862 | |10−14 |200 |220 |1 |1 |220 |96,59 077 | |10−11 |200 |220 |1 |1 |220 |96,59 077 | |12−13 |200 |220 |1 |1 |220 |96,59 077 | |12−14 |200 |220 |1 |1 |220 |96,59 077 | | | | | | |?l ПР = | | | | | | | |5940 | |.

Визначаємо вузлові витрати газа:

V УЗЛ і = 0,5 •? V ПРП і, (м3/ч), де? V ПРП і - сума колійних витрат газу у тих ділянках, прилеглих до вузлу, (м3/ч),.

V УЗЛ 1 = 96,59 077 (м3/ ч),.

V УЗЛ 2 = 144,8862 (м3/ ч),.

V УЗЛ 3 = 193,1815 (м3/ ч),.

V УЗЛ 4 = 217,3292 (м3/ ч),.

V УЗЛ 5 = 169,0338 (м3/ ч),.

V УЗЛ 6 = 265,6246 (м3/ ч),.

V УЗЛ 7 = 169,0338 (м3/ ч),.

V УЗЛ 8 = 48,0338 (м3/ ч),.

V УЗЛ 9 = 48,29 538 (м3/ ч),.

V УЗЛ 10 = 169,0338 (м3/ ч),.

V УЗЛ 11 = 48,29 538 (м3/ ч),.

V УЗЛ 12 = 169,0338 (м3/ ч),.

V УЗЛ 13 = 48,29 538 (м3/ ч),.

V УЗЛ 14 = 96,59 077 (м3/ ч),.

Визначаємо розрахунковий витрати газу на участках.

При обчисленні розрахункового витрати використовують перше правило Кирхгофа для мереж, що можна сформулювати так: алгебраїчна сума всіх потоків газу вузлі дорівнює нулю.

Мінімальна значення розрахункового витрати дільниці має бути одно половині колійного. Задля більшої економічності системи слід виділити головних напрямків, якими транспортується більшість газа.

Такими напрямами будут:

0−1-2−3-7−8.

0−1-2−6-7−8.

0−1-2−6-9.

0−1-2−6-5.

0−1-4−5.

0−1-4−10−11.

0−1-4−10−14.

0−1-2−3-12−13.

0−1-2−3-12−14.

Цими напрямах можна назвати ділянки, якими йдуть транзитні потоки газу. Це участки:

1−2; 2−6; 2−3; 3−12; 1−4; 4−10.

Тут розрахунковий витрата визначається за правилом Кирхгофа.

На ділянках, де немає транзитних потоків газа:

VР = 0,5 • VПУТ (м3/ч),.

VР 0−1 = 1786,929 (м3/ ч).

VР 1−2 = 1134,942 (м3/ ч).

VР 2−3 = 531,2492 (м3/ ч).

VР 1−4 = 555,3969 (м3/ ч).

VР 4−5 = 72,44 308 (м3/ ч).

VР 2−6 = 458,8062 (м3/ ч).

VР 3−7 = 72,44 308 (м3/ ч).

VР 5−6 = 96,59 077 (м3/ ч).

VР 6−7 = 48,29 538 (м3/ ч).

VР 7−8 = 48,29 538 (м3/ ч).

VР 6−9 = 48,29 538 (м3/ ч).

VР 4−10 = 265,6246 (м3/ ч).

VР 3−12 = 265,6246 (м3/ ч).

VР 10−14 = 48,29 538 (м3/ ч).

VР 10−11 = 48,29 538 (м3/ ч).

VР 12−13 = 48,29 538 (м3/ ч).

VР 12−14 = 48,29 538 (м3/ ч).

Визначаємо діаметри участков:

І тому, використовуючи поставлене перепад тиску? P, обчислюють середню початкову питому втрату тиску головних направлениях:

А = ?Р /? l Р і (Па/м) де? l Р і - сума розрахункових довжин ділянок, які входять у дане головне направление.

За величиною Проте й розрахунковому витраті газу кожній ділянці по номограмме рис. 11.4 [10] визначають діаметри газопроводу. Справжнє значення питомих втрат тиску ділянці визначають під час виборів стандартного значення умовного діаметра за тією ж номограмме. Справжнє значення удільної втрати дільниці множать на розрахункову довжину дільниці і обчислюють, в такий спосіб, втрату тиску ділянці. Загальна втрата тиску всіх дільницях головного напряму має перевищувати заданого? Р.

Усі з визначення діаметрів ділянок газопроводу низького тиску зводять в таблицу.

Табл. 9. |Номер |Расчетн.|Расчет |Середня |Діаметр |Действит|Потеря |Давл. У| |Ділянки | |довжина, |втрата |Умовний|. |тиску| | | |витрата, |м |тиску|, |питома| |кінці | | |м3 / год | |, |Мм | |на |ділянки| | | | |Па / м | |втрата |ділянці,|, | | | | | | |тиску| |Па | | | | | | |, |Па | | | | | | | |Па/м | | | |1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 |8 | |0−1 |1786,92 |22 |1,33 |325 Ч 8 |1,1 |24,2 |4975,8 | |1−2 |1134,94 |110 |1,33 |273 Ч 7 |1 |110 |4865,8 | |2−3 |531,25 |220 |1,33 |219 Ч 6 |0,7 |154 |4711,8 | |3−7 |72,44 |330 |1,33 |108 Ч 4 |0,9 |197 |4414,8 | |7−8 |48,29 |220 |1,33 |88,5 Ч 4|1,38 |303,6 |4111,2 | |2−6 |458,81 |330 |1,33 |219 Ч 6 |0,47 |155,1 |4710,7 | |6−7 |48,29 |220 |1,33 |88,5 Ч 4|1,38 |303,6 |4407,1 | |Невязка в вузлі 7: (4414,8−4407,1) / 4414,8 • 100% = 0,17% | |3−12 |265,62 |330 |1,33 |159 Ч 4 |1,1 |363 |4348,8 | |12−14 |48,29 |220 |1,33 |88,5 Ч 4|1,3 |286 |4062,8 | |1−4 |555,4 |330 |1,33 |219 Ч 6 |0,75 |247,5 |4728,3 | |4−10 |265,62 |330 |1,33 |159 Ч 4 |1,1 |363 |4365,3 | |10−14 |48,29 |220 |1,33 |88,5 Ч 4|1,38 |303,6 |4061,7 | |Невязка в вузлі 14: (4062,8−4061,7)/4062,8 • 100% = 0,03% | |5−6 |96,59 |440 |1,33 |114 Ч 4 |1,2 |528 |4182,7 | |4−5 |72,44 |330 |1,76 |89 Ч 3 |1,8 |594 |4117,8 | |Невязка в вузлі 5: (4182,7−4117,8)/4182,7 • 100% = 1,55% | |6−9 |48,29 |220 |1,76 |88,5 Ч 4|1,38 |303,6 |4407,1 | |10−11 |48,29 |220 |1,33 |88,5 Ч 4|1,38 |303,6 |4061,7 | |12−13 |48,29 |220 |1,33 |88,5 Ч 4|1,38 |303,6 |4045,2 |.

Першим критерієм правильності розрахунку є невязка тисків в вузлових точках, яка має бути 10%. Тиск в вузлових точках визначається шляхом вирахування втрат тиску ділянках з початкового тиску від ГРП під час руху потоку газу до аналізованого вузла по щонайкоротшого відстані. Різниця тисків утворюється внаслідок різних напрямів підходу газу до узлу.

Другим критерієм, є оцінка втрат тиску від ГРП аж до удалённых споживачів. Ця втрата повинна бути більш расчётного перепаду тиску, рівного 1200 Па і вирізняються від цього лише на 10%.

Умови правильності розрахунку дотримуються на цьому розрахунок многокольцевых мереж низький тиск заканчивается.

12.3 Гідравлічний розрахунок тупикових газопроводів низького давления.

Тупикові газопроводи низький тиск прокладаються всередині житлових будинків, всередині виробничих цехів територією малих населених пунктів сільського типа.

Джерелом харчування подібних газопроводів є ГРП низького давления.

Гідравлічний розрахунок тупикових газопроводів роблять за номограмме рис. 11.4. з [10]. Особенностью розрахунку тут і те, що з визначенні втрат тиску вертикальних ділянках слід враховувати додаткове надлишкове тиск через різниці плотностей газу та повітря, то есть.

?РД = ± h • (?У — ?Р) • g, де h — різницю геометричних оцінок наприкінці і на початку газопроводу, м;

?У, ?Р — щільності повітря і є при нормальних умов, кг/м3; g — прискорення вільного падіння, м/с2.

Для газу, який легше повітря, на своєму шляху його за газопроводу вгору значення? Р буде негативним, а на своєму шляху вниз положительным.

Облік місцевих опорів можна робити шляхом введення надбавок на тертя l Р = l Р * (1 + а/100), (м), де, а — відсоткова надбавка.

Рекомендуються такі відсоткові надбавки: на газопроводах від входження у будинок до стояка — 25%; на стояками — 20%; на всередині квартирної розведенню: при довжині 1−2 м. — 450%, при довжині 3−4 м. — 200%, при довжині 5−7 м. — 120%, при довжині 8−12 м. — 50%.

Перепад тиску? Р в тупикових газопроводах низький тиск визначається початковим тиском після ГРП чи ГРУ, що дорівнює 4−5 кПа, і тиском необхідним роботи газогорелочных установок чи газових приладів. Перепад тиску? Р, відповідно до рекомендацій таблиці 11.10. [10] приймаємо рівним 350 Па.

1. Створюємо розрахункову схему газопроводу: рис. 4.

2. Призначаємо магістральний направление.

3. Визначаємо кожному за ділянки магістрального напрями расчётный витрати газу по формуле,.

VР = VЧАС • КОД, (м3/ч), де — максимальний годинниковий витрати газу відповідного споживача, м3/ч,.

VЧАС = 1,17 (м3/ч),.

КОД — коефіцієнт одночасності, враховує ймовірність одночасної всіх потребителей.

4. Визначаємо розрахункову довжину ділянок магістрального напрями (l Р і) за такою формулою, l Р = l Р • (1 + а/100), (м), де, а — відсоткова надбавка.

Рекомендуються такі відсоткові надбавки: на газопроводах від входження у будинок до стояка — 25%; на стояками — 20%; на всередині квартирної розведенню: при довжині 1−2 м. — 450%, при довжині 3−4 м. — 200%, при довжині 5−7 м. — 120%, при довжині 8−12 м. — 50%.

5. Обчислюємо розрахункову довжину магістрального напрями у метрах, підсумовуючи все розрахункові довжини його ділянок (? l Р i).

6. Визначаємо питомий перепад тиску магістральному направлении.

А = ?Р /? l Р і, (Па/м).

А = 8,1 871 345 (Па/м).

7. Використовуючи діаграму рис. 11.4. [10], визначаємо діаметри ділянок газопроводу магістрального напряму, і уточнюють питомий перепад тиску кожній ділянці відповідно до обраним стандартним диаметром.

8. Визначаємо дійсний перепад тиску газу кожній ділянці, примножуючи питомий перепад тиску розрахункову довжину участка.

9. Підсумовуємо усі втрати на окремі ділянки магістрального направления.

10. Визначаємо додаткове надлишкове тиск у газопроводе,.

?РД = ± h • (?У — ?Р) • g,.

?РД = 110,26 538 де h — різницю геометричних оцінок наприкінці і на початку газопроводу, м;

?У, ?Р — щільності повітря і є при нормальних умов, кг/м3; g — прискорення вільного падіння, м/с2. h = 20,7 (м),.

11. Обчислюємо алгебраїчну суму збитків тиску, а магістралі і додаткового надлишкового тиску і порівнюємо її з припустимою втратою тиску в газопроводі ?Р.

Критерієм правильності розрахунку буде условие.

(??Рi ± ?РД + ?РПРИБ)? ?Р, де?? Рi — сума втрат тисків усім ділянках магістралі, Па;

?РД — додаткове надлишкове тиск у газопроводі, Па;

?РПРИБ — втрата тиску газу газоиспользующем приладі, Па;

?Р — поставлене перепад тиску, Па.

(??Рi ± ?РД + ?РПРИБ) = 338,24 462 Невязка становить 3,36%.

Відхилення (??Рi ± ?РД + ?РПРИБ) від ?Р має не більше 10%.

Розрахунок зроблено верно.

Усі розрахунки з визначення діаметрів газопроводу зводимо в таблицу.

Табл. 10. |NO |Расход|Коэфф.|Расчёт|Длина |Надб. |Расчёт|Усл. |Втрати тиску| |участк| | |. |участк|на |. |диам. | | |а |газу, |одне- |расход|а |міс. |длина,|мм |Па | | |м3/ч |брешемо. |, |м |сопр. | | | | | | | |м3/ч | | |м | | | | | | | | | | | |на 1 м|на уч-ке| |1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 |8 |9 |10 | |10−15 |1,17 |0,65 |1,17 |6 |120 |13,2 |21,3Ч2,|2,2 |29,04 | | | | | | | | |8 | | | |9−10 |0,34 |0,45 |1,521 |3 |20 |3,6 |21,3Ч2,|4 |14,4 | | | | | | | | |8 | | | |8−9 |3,51 |0,35 |1,5795|3 |20 |3,6 |21,3Ч2,|4,2 |15,12 | | | | | | | | |8 | | | |7−8 |4,68 |0,29 |1,638 |3 |20 |3,6 |21,3Ч2,|4,5 |16,2 | | | | | | | | |8 | | | |6−7 |5,85 |0,26 |1,6965|7 |25 |8,75 |21,3Ч2,|5 |43,75 | | | | | | | | |8 | | | |1−6 |11,7 |0,255 |3,042 |4 |25 |5 |21,3Ч2,|19 |95 | | | | | | | | |8 | | | |0−1 |17,55 | |4,4752|4 |25 |5 |21,3Ч2,|35 |175 | | | | |5 | | | |8 | | | | | | | | | |?42,75| | |?388,51 |.

Остаточно приймаємо такі діаметри газопроводу у тих ділянках магістрального направления:

10−15: 21,3Ч2,8 мм.

9−10: 21,3Ч2,8 мм.

8−9: 21,3Ч2,8 мм.

7−8: 21,3Ч2,8 мм.

6−7: 21,3Ч2,8 мм.

1−6: 21,3Ч2,8 мм.

0−1: 21,3Ч2,8 мм.

Дві інші стояка несуть аналогічну навантаження і з конструкції ідентичні розрахунковому. Тому діаметри газопроводу цих стояками приймаємо такими ж, як і в рассчитанного.

Виняток становлять лише ділянки подводящего газопроводу 1−2, 6−11. Визначаємо діаметри газопроводів цих участках:

1. Розрахункові довжини відгалужень: 0−1-6−11−12−13−14, 0−1-2−3-4−5 відповідно становитимуть LP 6−11 = 40,25, LP 1−2 = 41,5 (м).

2. Розрахункові витрати газу :

Ділянка 1−2 V Р = 1,6965 (м3/ ч).

Ділянка 6−11 V Р = 1,6965 (м3/ ч).

3.Средняя питома потеря.

А6−11 = 8,6 956 522, А1−2 = 8,4 337 349.

4. Діаметри ділянок по номограмме рис. 11.4 з [10]:

Ділянка 2−16 = 21,3Ч2,8,.

Ділянка 2−3 = 21,3Ч2,8.

У цьому розрахунок тупикового газопроводу низький тиск заканчивается.

13. Бібліографічний список.

СНиП 2.04.08−87 Газопостачання. Держбуд СССР.-М: ЦИТП Держбуду СРСР, 1988. 64с. СНиП 2.04.05−91 Будівельна кліматологія і геофізика. Держбуд СССР.-М: Стройиздат, 1983. -136 з. Ионин А. А. Газопостачання. -М: Стройиздат, 1989. -439 з. Філатов Ю.П., Клоков А. А., Марухин А.І. Системи газопостачання: Навчальне пособие.-Н. Новгород, 1993. -97 з. ГОСТ 21.609−83. ГОСТ 21.610−85. Правила безпеки в газовому господарстві. Госпроматомнадзор СРСР. -М: Надра, 1991. — 141 з. Стаскевич Н. Л., Северинец Г. Н., Вигдорчик Д. Я. Довідник із газопостачання та використання газу. -Л: Надра, 1990. -762 з. Енергетичне паливо СРСР. Довідник. -М: Энергоатомиздат, 1991. -184 з. Курилов В. К. Розрахунок систем газопостачання міст і населених пунктів: Навчальний посібник. -Редакційно-видавнича відділ Іванівській архітектурнобудівельної академії, 1998. -86 з. ———————————;

L=0,07 км.

(18).

L=0,66 км.

(15).

L=0,07 км.

(14).

L=0,37 км.

(16).

L=1,68 км.

(17).

(35) L=0,05.

(34) L=0,06.

(33) L=0,08.

(32).

L=0,08.

(1).

L=0,2 км.

V14.

19,525.

V15 26,78.

V16 85,235.

V17 433,01.

V1 26,78.

(31).

L=0,17.

V13.

3,543.

(19).

L=0,12.

(13).

L=0,43 км.

(2).

L=0,21 км.

V12.

85,235.

(30).

L=0,07.

V2 1883,52.

(12) L=0,23 км.

(20).

L=0,11.

V11.

15 208,94.

(3).

L=0,14 км.

(29).

L=0,06.

(11) L=0,04 км.

V3 3,543.

(21).

L=0,08.

V10.

26,78.

(28).

L=0,15.

(4).

L=0,41 км.

(10) L=0,11 км.

V4 1131,22.

(22).

L=0,16.

V9.

1883,52.

(27).

L=0,15.

V5 26,78.

V6 19,525.

V7 433,01.

V8 3,543.

(26).

L=0,1.

(25).

L=0,07.

(24).

L=0,12.

(23).

L=0,04.

(9).

L=0,2 км.

(8).

L=0,11 км.

(7).

L=0,16 км.

(6).

L=0,14 км.

(5).

L=0,83 км.

мал.2. Расчётная схема кільцевого газопроводу високого давления.

рис. 3. Расчётная схема многокольцевого газопроводу низького давления.

ГРП.

+20.

+20.

+0,5.

— 0,7.

+3,5.

V1.

V1.

V1.

V1.

V1.

V1.

V1.

V1.

V1.

V1.

V1.

V1.

V1.

V1.

V1.

рис. 4. Расчётная схема тупикового газопроводу низького давления.

6 м.

6 м.

6 м.

3 м.

3 м.

3 м.

3 м.

3 м.

3 м.

3 м.

3 м.

3 м.

10 м.

7 м.

5 м.

4 м.

4 м.