Расчет диаметра газопровода: пример расчета и особенности прокладки газовой сети
Table of Contents
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:
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)
Обратите внимание
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 течение происходит в ламинарном режиме, 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:
Re = Q/9πdπν (5.
3)
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) < 23 (5.4)
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):
λ = 64/Re (5.5)
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 < Re < 100000:
λ = 0,3164/25 Re0,25 (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
Pн – Pк = 626,1λQ2ρ0l/d5 (5.10)
Важно
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.
Совет
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:
H = 50λV2ρ/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
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 |
Расчет и подбор трубопроводов. Оптимальный диаметр трубопровода
Трубопроводы для транспортировки различных жидкостей являются неотъемлемой частью агрегатов и установок, в которых осуществляются рабочие процессы, относящиеся к различным областям применения.
При выборе труб и конфигурации трубопровода большое значение имеет стоимость как самих труб, так и трубопроводной арматуры. Конечная стоимость перекачки среды по трубопроводу во многом определяется размерами труб (диаметр и длина).
Обратите внимание
Расчет этих величин осуществляется с помощью специально разработанных формул, специфичных для определенных видов эксплуатации.
Труба – это полый цилиндр из металла, дерева или другого материала, применяемый для транспортировки жидких, газообразных и сыпучих сред. В качестве перемещаемой среды может выступать вода, природный газ, пар, нефтепродукты и т.д. Трубы используются повсеместно, начиная с различных отраслей промышленности и заканчивая бытовым применением.
Для изготовления труб могут использоваться самые разные материалы, такие как сталь, чугун, медь, цемент, пластик, такой как АБС-пластик, поливинилхлорид, хлорированный поливинилхлорид, полибутелен, полиэтилен и пр.
Основными размерными показателями трубы являются ее диаметр (наружный, внутренний и т.д.) и толщина стенки, которые измеряются в миллиметрах или дюймах.
Также используется такая величина как условный диаметр или условный проход – номинальная величина внутреннего диаметра трубы, также измеряемая в миллиметрах (обозначается Ду) или дюймах (обозначается DN).
Величины условных диаметров стандартизированы и являются основным критерием при подборе труб и соединительной арматуры.
Соответствие значений условного прохода в мм и дюймах:
Трубе с круглым поперечным сечением отдают предпочтение перед другими геометрическими сечениями по ряду причин:
- Круг обладает минимальным соотношением периметра к площади, а применимо к трубе это означает, что при равной пропускной способности расход материала у труб круглой формы будет минимальным в сравнении с трубами другой формы. Отсюда же следует и минимально возможные затраты на изоляцию и защитное покрытие;
- Круглое поперечное сечение наиболее выгодно для перемещения жидкой или газовой среды с гидродинамической точки зрения. Также за счет минимально возможной внутренней площади трубы на единицу ее длины достигается минимизация трения между перемещаемой средой и трубой.
- Круглая форма наиболее устойчива к воздействию внутренних и внешних давлений;
- Процесс изготовления труб круглой формы достаточно прост и легкоосуществим.
Трубы могут сильно отличаться по диаметру и конфигурации в зависимости от назначения и области применения. Так магистральные трубопроводы для перемещения воды или нефтепродуктов способны достигать почти полуметра в диаметре при достаточно простой конфигурации, а нагревательные змеевики, также представляющие собой трубу, при малом диаметре имеют сложную форму с множеством поворотов.
Невозможно представить какую-либо отрасль промышленности без сети трубопроводов. Расчет любой такой сети включает подбор материала труб, составление спецификации, где перечислены данные о толщине, размере труб, маршруте и т.д.
Сырье, промежуточный продукт и/или готовый продукт проходят производственные стадии, перемещаясь между различными аппаратами и установками, которые соединяются при помощи трубопроводов и фитингов.
Важно
Правильный расчет, подбор и монтаж системы трубопроводов необходим для надежного осуществления всего процесса, обеспечения безопасной перекачки сред, а также для герметизации системы и недопущения утечек перекачиваемого вещества в атмосферу.
Не существует единой формулы и правил, которые могли бы быть использованы для подбора трубопровода для любого возможного применения и рабочей среды.
В каждой отдельной области применения трубопроводов присутствует ряд факторов, требующих учета и способных оказать значительное влияние на предъявляемые к трубопроводу требования.
Так, например, при работе со шламом, трубопровод большого размера не только увеличит стоимость установки, но также создаст рабочие трудности.
Обычно трубы подбирают после оптимизации расходов на материал и эксплуатационных расходов. Чем больше диаметр трубопровода, то есть выше изначальное инвестирование, тем ниже будет перепад давления и соответственно меньше эксплуатационные расходы.
И наоборот, малые размеры трубопровода позволят уменьшить первичные затраты на сами трубы и трубную арматуру, но возрастание скорости повлечет за собой увеличение потерь, что приведет к необходимости затрачивать дополнительную энергию на перекачку среды.
Нормы по скорости, фиксированные для различных областей применения, базируются на оптимальных расчетных условиях. Размер трубопроводов рассчитывают, используя эти нормы с учетом областей применения.
Проектирование трубопроводов
При проектировании трубопроводов за основу берутся следующие основные конструктивные параметры:
- требуемая производительность;
- место входа и место выхода трубопровода;
- состав среды, включая вязкость и удельный вес;
- топографические условия маршрута трубопровода;
- максимально допустимое рабочее давление;
- гидравлический расчет;
- диаметр трубопровода, толщина стенок, предел текучести материала стенок при растяжении;
- количество насосных станций, расстояние между ними и потребляемая мощность.
Надежность трубопроводов
Надежность в конструировании трубопроводов обеспечивается соблюдением надлежащих норм проектирования.
Также обучение персонала является ключевым фактором обеспечения длительного срока службы трубопровода и его герметичности и надежности.
Постоянный или периодический контроль работы трубопровода может быть осуществлен системами контроля, учёта, управления, регулирования и автоматизации, персональными приборами контроля на производстве, предохранительными устройствами.
Дополнительное покрытие трубопровода
Коррозионно-стойкое покрытие наносят на наружную часть большинства труб для предотвращения разрушающего действия коррозии со стороны внешней среды.
В случае перекачивая коррозионных сред, защитное покрытие может быть нанесено и на внутреннюю поверхность труб.
Перед вводом в эксплуатацию все новые трубы, предназначенные для транспортировки опасных жидкостей, проходят проверку на дефекты и протечки.
Основные положения для расчета потока в трубопроводе
Характер течения среды в трубопроводе и при обтекании препятствий способен сильно отличаться от жидкости к жидкости. Одним из важных показателей является вязкость среды, характеризуемая таким параметром как коэффициент вязкости.
Ирландский инженер-физик Осборн Рейнольдс провел серию опытов в 1880г, по результатам которых ему удалось вывести безразмерную величину, характеризующую характер потока вязкой жидкости, названную критерием Рейнольдса и обозначаемую Re.
Re = (v·L·ρ)/μ
где: ρ — плотность жидкости; v — скорость потока; L — характерная длина элемента потока;
μ – динамический коэффициент вязкости.
То есть критерий Рейнольдса характеризует отношение сил инерции к силам вязкого трения в потоке жидкости. Изменение значения этого критерия отображает изменение соотношения этих типов сил, что, в свою очередь, влияет на характер потока жидкости. В связи с этим принято выделять три режима потока в зависимости от значения критерия Рейнольдса. При Re
Расчет газопровода
Все длины дворовых газопроводов сводим к уличному газопроводу. Уличный газопровод рассчитывают по двум направлениям от перемычки до ГРП. Все длины складываются по направлениям.
1.4.3 Расчет и построение продольного профиля
К геодезическим материалам относят так же и профиль местности, т.е. уменьшенное изображение вертикального разреза земной поверхности по данному направлению.
Продольный профиль показывает, как расположен газопровод в вертикальном разрезе земли.
На профиле показывают все подземные сооружения и коммуникации, пересекаемые газопроводом.
Совет
Так, если на трасс газопровода произвести промеры между характерными точками перегиба местности,, а затем определить, насколько одна точка лежит выше другой, и результаты измерений представить в виде чертежа, то получится профиль трассы газопровода..
Профиль участка земной поверхности составляют по отметкам. Для большей наглядности его вертикальные отрезки (отметки) изображают крупнее, чем горизонтальные. Составляют профиль на миллиметровой бумаге.
Перед построением продольного профиля необходимо начертить план трассы газопровода в масштабе на плане расставить пикеты с (0) у места врезки и на всех характерных точках газопровода. Нумерация пикета измеряется через каждые 100 м трассы газопровода, промежуточные пикеты ставят как пикет 0+ (плюс) расстояние до данного пикета.
Продольный профиль строится по абсолютным отметкам, указанным на ситуационном плане. Перед построением профиля необходимо проставить отметки земли для каждого пикета. Затем выбирается масштаб: горизонтальный масштаб профиля 1:200, вертикальный масштаб 1:100.
На плане трассы газопровода обязательно должно быть сделаны привязки так, чтобы можно было определить расстояние между пикетами.
Характерными точками отметки земли являются:
– нивелирование точки отметок земли
– места врезок в существующий газопровод;
– места пересечения газопровода с коммуникациями;
– ответвления газопровода;
– места установки арматуры и других устройств на трассе газопровода; – ввод в здание.
К газопроводу врезан проектируемый газопровод тавровым способом.
Порядок построения и расчет продольного профиля осуществляется одновременно, строится профиль в специальной таблице определенной формы, состоящей из 11 глав:
– отметка земли проектная
– отметка земли фактическая;
– отметка верха трубы;
– глубина траншеи;
– отметка для траншеи;
– обозначение трубы и изоляции;
– основание;
– уклон %, длина м;
– расстояние;
– пикет;
– развернутый план.
Построение и расчет профиля начинается с определения отметок и построения схемы места врезки в действующий газопровод.
Прежде чем начать построение профиля необходимо определить абсолютные отметки земли в каждом пикете. Они определяются на основании горизонталей данных на ситуационном плане.
Обратите внимание
Фактические и проектные отметки имеют одни и те же значения, так как на плане дается спланированная поверхность. Далее делаем расчет места врезки.
Проектируемый газопровод подземный диаметром
108 * 4мм ГОСТ 10705 -91
глубиной заложения у места врезки 1,2 м.
Протяженность газопровода равна 100 м и расположена пос.МОРКИ
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Cтраница 3
| Колебание расхода газа на бытовые нужды в поселке. [31] |
Длярасчета газопроводов и регуляторов, а также для определения емкости газгольдерного парка совершенно необходимо знать часовые колебания расхода газа. [32]
Длярасчета газопроводов выполняют гидравлический расчет из условий бесперебойной подачи газа в часы максимального газопотребления. [33]
Длярасчета газопроводов температура газа может приниматься в среднем равной 0 С, так как максимальные расчетные расходы газа относятся к зимнему времени, когда температура грунта в зоне прокладки газопроводов близка к нулевой температуре. [34]
Прирасчете газопроводов диаметры изменяются от максимума в начале газопровода до минимума в конце. Однако для уличных газопроводов низкого давления принимать диаметр менее 100 мм не следует.
Часто изменять диаметры в строгом соответствии с расчетом не рекомендуется, так как это усложняет процесс строительства и эксплуатации газопровода.
Если по расчету диаметр газопровода окажется между двумя соседними стандартными размерами, выбирают ближний больший диаметр. [35]
| Изменение давления по длине газопровода переменного диаметра. [36] |
Прирасчете газопровода может оказаться, что стандартный диаметр труб существенно отличается от расчетного. [37]
Прирасчете газопроводов с давлением больше 5 ати следует учитывать коэффициент сжимаемости газа. [38]
Врасчетах газопроводов следует пользоваться значениями абсолютного давления газов. [39]
| Вводы газопроводов в здание. [40] |
Прирасчете газопроводов решают задачу обеспечения необходимого давления газа перед газовыми приборами и подачу его в расчетных количествах. [41]
Прирасчете газопроводов и воздухопроводов обычно принимают изотермический процесс изменения состояния газа. [42]
Прирасчетах газопроводов применяются номограммы или таблицы, так как непосредственные вычисления по формулам затрудняют и усложняют расчет. Наиболее удобны для пользования номограммы, построенные на логарифмической сетке в прямоугольных координатах, благодаря тому, что расчетные формулы, приведенные к логарифмическому виду и решенные относительно диаметра, выражаются на. [43]
Важно
Прирасчетах газопроводов обычно применяются номограммы или таблицы, так как непосредственные вычисления по формулам затрудняют и усложняют расчет. [44]
Прирасчете газопроводов всех видов давлений и назначений точный учет местных сопротивлений производится только для газопроводов небольшой протяженности и сложной конфигурации, где они оказывают значительное влияние на величину общих потерь давления.
В газопроводах большой протяженности величина местных потерь во много раз меньше потерь давления на трение и обычно составляет около 10 % от них.
По этой причине при гидравлических расчетах таких газопроводов местные сопротивления обычно оцениваются в процентах или долях от потерь на трение на прямолинейных участках. [45]
Страницы: 1 2 3 4
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.
Теоретическая часть:
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:
. (1)
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:
(2)
Совет
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.
- Разбиваем трассу газопровода на расчетные участки в зависимости от расхода газа. Получились участки 1-2, 2-3, 3-4.
- Определяем основное направление газа: 1-2-3-4.
- 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.
- Определяем фактические длины , составляющих направление участков, заносим данные в расчетную таблице.
После этого находим расчетную длину каждого участка :
,
,
- Определяем средние потери давления на единицу длины направления:
Давление на горелке определяется: 5000 мм вод. ст. + 1 ат = 1,5 ата
- 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.
- Определяем потери давления:
1-2
2-3
3-4
- Определяем фактическую величину давления газ в узлах сети, ата:
;
;
.
Ответ: фактическая величина давления газа на выходе из ГРУ котельной ниже требуемой.
Расчетная таблица
| № 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.
Контрольные вопросы
- Методика гидравлического расчета газопровода котельной.
- Составление схемы газопроводов котельных.
- Особенности прокладки газовых сетей промышленных предприятий.
ГРУ
СХЕМА №2
А
В
ГРУ
СХЕМА №1
Б
А
В
Г
ГРУУ
4
3
2
1
Свод правил
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:
(1)
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, 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;
r – 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:
(2)
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.
Обратите внимание
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.
^ находим предварительно диаметр газопровода. Он составит:
см
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/см2
Определяем значение Р2 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 давления8. Падение давления в газопроводах низкого давления следует определять по формуле:
(3)
где: Н – падение давления, Па;
n, d, J, Q, r, l – обозначения те же, что и в формуле (1).
Важно
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:
Hg = ±9,8h (ra – ro)
где: h – разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м;
ra – плотность воздуха, кг/м3, 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/м3 и J=14,3 106 м2/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
