Гидравлический расчет внутридомового газопровода реферат

Обновлено: 04.07.2024

Гидравлический расчет внутридомового газопровода проводим в следующей последовательности. На аксонометрической схеме газопровода (см. прил. Д) выявляем расчетное направление (от места соединения газового ввода с внутриквартальным газопроводом до наиболее удаленного стояка), после чего разбиваем его на расчетные участки, начиная с места подключения к газопроводу наиболее удаленного газового прибора и заканчивая точкой врезки во внутриквартальный газопровод. Определяем типы газовых приборов и их количество на каждом из участков. Находим коэффициент одновременности действия приборов для каждого участка. Зная расход газа группой приборов qi (см. формула 2.1), по формуле 2.2 вычисляем расход газа на каждом участке расчетного направления, м 3 /ч:

Вр1-2 = 40000/34896 * 1 * 1 = 1,2 м 3 /ч

Вр2-3 = 3,53 * 0,7 * 1 = 2,4 м 3 /ч

Вр3-4 = 3,53 * 0,56 * 2 = 3,95 м 3 /ч

Вр4-5 = 3,53 * 0,48 * 3 = 5,1 м 3 /ч

Вр5-6 = 3,53 * 0,43 * 4 = 6,1 м 3 /ч

Вр6-7 = 3,53 * 0,4 * 5 = 7,1 м 3 /ч

Вр7-8 = 3,53 * 0,34 * 10 = 12,0 м 3 /ч

Вр9-10 = 3,53 * 0,28 * 20 = 19,8 м 3 /ч

Вр10-11 = 3,53 * 0,265 * 25 = 23,4 м 3 /ч

Вр11-12 = 3,53 * 0,25 * 30 = 26,5 м 3 /ч

Вр12-13 = 3,53 * 0,24 * 35 = 29,7 м 3 /ч

Вр13-14 = 3,53 * 0,23 * 40 = 32,5 м 3 /ч

По аксонометрической схеме газопровода с учетом масштаба (М1:100) определяем фактические длины участков сети lф, м:

По номограмме по расчетному расходу и средним потерям давления определяем диаметры труб для каждого участка. Средние потери давления составляют, Па/м:

где ΔНдоп – величина допустимых потерь давления на расчетном направлении, ΔНдоп = 350 Па [ix];

∑lф – сумма фактических длин участков направления, м

ΔНср = 350 / 57,6 = 6,1 Па/м

Зная диаметр каждого участка и расчетный расход газа на нем, по номограмме определяем эквивалентные длины на каждом из участков lэ, м. Вычисляем расчетные длины участков направления с учетом действия как линейных, так и местных потерь давления, м:

где lф – фактическая длина участка, м;

lэ – эквивалентная длина участка, м;

∑ζ – сумма местных сопротивлений на участке (см. прил. Е)

lр1-2 = 2,5 + 0,48*0,9 = 2,93 м

lр2-3 = 4,0 + 0,6*2,2 = 5,32 м

lр3-4 = 3,2 + 0,52*1,0 = 3,72 м

lр4-5 = 3,2 + 0,67*1,0 = 3,87 м

lр5-6 = 3,0 + 0,71*1,0 = 3,71 м

lр6-7 = 4,5 + 0,91*3,0 = 7,23 м

lр7-8 = 6,0 + 1,0*1,0 = 7,0 м

lр9-10 = 6,0 + 1,25*1,0 = 7,25 м

lр10-11 = 4,5 + 1,28*1,0 = 5,78 м

lр11-12 = 6,0 + 1,65*1,0 = 7,65 м

lр12-13 = 4,5 + 1,68*1,0 = 6,18 м

lр13-14 = 5,7 + 1,72*1,9 = 8,97 м

Находим произведение потерь давления на участке и расчетной длины участка ΔНф*lр.

Суммарные потери давления на расчетном направлению составляют[x], Па:

где ∑(ΔНф*lр) – сумма потерь давления на участках направления, Па; определяем по таблице 3.1;

∆Нп. – потери давления в трубопроводах и запорной арматуре газового прибора, установленного в конце расчетного направления, Па, (для газовых плит ∆Нп.=50 Па, для водонагревателей ∆Нп.=100 Па)[xi], ∆Нп. = 50 Па;

∆Нсч. – потери давления в бытовом газовом счетчике[xii], для счетчика типоразмера G-2,5 ∆Нсч.=50 Па;

Нг.н. – гидростатический напор, создаваемый столбом газа, образуемым вертикальными участками направления (газовый ввод, стояк, опуск на прибор), Па, определяется:

где Z – высота вертикальных участков на расчетном направлении, м, определяется по аксонометрической схеме, Z = 15,8 м

ρг. – плотность газа, кг/м 3 ;

ρв. – плотность воздуха, для учебных расчетов ρв. = 1,29 кг/м 3 ;

Нг.н. = 15,8 * (0,74 – 1,29) * 10 = -86,9 Па

∑Н = 318,92 + 50 + 50 + (-86,9) = 332,02 Па

Вывод: так как по расчетному направлению (от места врезки в квартальный газопровод до наиболее удаленного газового прибора) сумма потерь давления не превышает максимально допустимого значения (350 Па), следовательно, гидравлический расчет газопровода жилого дома выполнен верно.

Файлы: 1 файл

Гидравлические расчеты газопроводов.docx

Министерство образования и науки РФ

Кафедра автоматики и микропроцессорной техники

Студенты гр. 11-А-2а

проф. Дроздов В.Г.

газопроводы высокого давления I категории - при рабочем давлении газа свыше 0,6 МПа (6 кгс/см2) и газовоздушных смесей и до 1,6 МПа (16 кгс/см2) для сжиженных углеводородных газов (СГУ);

газопроводы высокого давления II категории - при рабочем давлении газа свыше 0,3 МПа (3 кгс/см2) до 0,6 МПа (6 кгс/см2);

газопроводы среднего давления - при рабочем давлении газа свыше 0,005 МПа (0,05 кгс/см2) до 0,3 МПа (3 кгс/см2);

газопроводы низкого давления - при рабочем давлении газа до 0,005 МПа (0,05 кгс/см2) включительно.

Газопроводы низкого давления служат для транспортирования газа в жилые и общественные здания, предприятия общественного питания, а также во встроенные в жилые и общественные здания, отопительные котельные и предприятия бытового обслуживания.

К газопроводам низкого давления можно присоединять мелких потребителей и небольшие отопительные котельные. Крупные коммунальные потребители не присоединяют к сетям низкого давления, так как транспортировать по ним большие сосредоточенные количества газа не экономично.

Газопроводы среднего и высокого давления служат для питания городских распределительных сетей низкого и среднего давления через ГРП, ШРП. Они также подают газ через ГРП, ШРП и местные ГРУ в газопроводы промышленных и коммунальных предприятии.

Городские газопроводы высокого давления являются основными артериями, питающими крупный город, их выполняют в виде кольца, полукольца или в виде лучей. По ним газ подают через ГРП, ШРП в сети среднего и высокого давления, а также крупным промышленным предприятиям, технологические процессы которых нуждаются в газе давлением свыше 0,6 МПа. Проектированием газораспределительных сетей могут заниматься только специализированные организации или специализированные структурные подразделения организаций широкого профиля, способные обеспечить качественно и в установленные сроки разработку проектно-сметной документации. Для этой цели организации должны иметь соответствующее материально-техническое и нормативное обеспечение, а главное подготовленный и аттестованный персонал, уровень знаний и опыт которого должен соответствовать поставленной задаче.

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.

Для расчетов внутреннего диаметра газопровода следует воспользоваться формулой:

dp = (626Аρ0Q0/ΔPуд)1/m1 (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 (2)

Здесь ΔРдоп — допустимые потери давления (Па); L — расстояние до самой удаленной точки, м. Коэффициенты А, m, m1 определяются по таблице. (Коэффициенты местных сопротивлений ξ при турбулентном движении газа (Re > 3500)

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

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

Для расчета падения давления необходимо определить такие параметры, как число Рейнольдса, зависящее от характера движения газа, и коэффициент гидравлического трения λ.

Число Рейнольдса — безразмерное соотношение, отражающее, в каком режиме движется жидкость или газ: ламинарном или турбулентном.

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

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

Число Рейнольдса есть отношение сил инерции, действующих в потоке, к силам вязкости. Также число Рейнольдса можно рассматривать как отношение кинетической энергии жидкости к потерям энергии на характерной длине.

Число Рейнольдса применительно к углеводородным газам определяется по следующему соотношению:

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

Диаметр газопровода d должен отвечать условию:

(n/d) 4000), возможны следующие ситуации. Для гидравлически гладкой стенки при соотношении 4000 100000:

λ = 1/(1,82lgRe – 1,64)2 (8)

Для шероховатых стенок при Re > 4000:

λ = 0,11[(n/d) + (68/Re)]0,25 (9)

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

Pн – Pк = 626,1λQ2ρ0l/d5 (10)

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

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

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

l = l1 + (d/100λ)Σξ (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

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

Эквивалентная длина газопровода в зависимости от режима движения газа в газопроводе:

— для ламинарного режима движения

— для критического режима движения газа

lэ = 12,15d1,333v0,333/Q0,333 (14)

— для всей области турбулентного режима движения газа

lэ = d/[11(kэ /d + 1922vd/Q)0,25] (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 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.

Падение давления в трубопроводах жидкой фазы СУГ определяется по формуле:

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

С учетом противокавитационного запаса средние скорости движения жидкой фазы принимаются:

- во всасывающих трубопроводах — не более 1,2 м/с;

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

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

Hg = ±lgh(ρa – ρ0) (16)

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.

Lр1−2 = 16 + 3,525 =19,525 м Аналогично производим расчет для других участков сети, расчетные данные сводим в таблицу 1.7.2 ст. 8. Вывод: Полученная суммарные потери давления получились меньше 500 Па, следовательно, расчет произведен верно. Определяем дополнительное избыточное давление (гидростатическое давление на участке) по формуле, Па: Расчет начинаем с участка наиболее отдаленного от места… Читать ещё >

Гидравлический расчет внутридомового газопровода ( реферат , курсовая , диплом , контрольная )

Расчет начинаем с участка наиболее отдаленного от места газового ввода по следующей формуле, м3 /ч:

Qкв = K0. Q ном. Ni ,.

K0 — коэффициент одновременности работы однотипных приборов или однотипных групп приборов.

Q ном — номинальный часовой расход газа прибором м3 /ч.

Ni — Число однотипиных приборов или групп приборов, шт.

Qкв1−2 = 1 • 1,000 • 1,25 = 1,25 м³ /ч.

Qкв 4−5 = 0,85 • 2 • 2,64 = 4,5 м3/ч.

Qкв 3−4 = 3 • 1,000 • 1,25 = 3,75 м3/ч Аналогично производим расчет для других участков сети, расчетные данные сводим в таблицу 1.7.2 ст. 2.

Предварительно задаем диаметры участков: результаты сводим в таблицу 1.7.2 ст. 3.

Минимальный диаметр газопроводов устанавливается требованиями нормативных документов в зависимости от вида газопроводов:

  • 1) подводка к прибору — dу=15 мм;
  • 2) газовый стояк — dу=20 мм;
  • 3) подземный дворовой газопровод при газификации:
    • а) индивидуального жилого дома — dу=32 мм;
    • б) жилой группы из многоквартирных домов — dу=50 мм.

    Гидравлический расчет внутридомового газопровода.

    уч-ок1−2: 0,765

    Гидравлический расчет внутридомового газопровода.

    — сумма коэффициентов местных сопротивлений;

    Lэкв — эквивалентная длина, м экв 1−2 = 7,05 • 0,5 = 3,525 м экв 2−3 = 5,55 • 0,55 = 3,052 м экв 3−4 = 3,2 • 0,75 = 2,4 м Аналогично производим расчет для других участков сети, расчетные данные сводим в таблицу 1.7.2 ст. 7.

    Определяем расчетные длины участков по формуле, м:

    где Lф — длина газопровода фактическая, м экв — эквивалентная длина местных сопротивлений, м.

    Lр3−4 = 11,5 + 2,4 = 13,9 м.

    Lр2−3 = 6,5 + 3,052 = 9,552 м.

    Lр1−2 = 16 + 3,525 =19,525 м Аналогично производим расчет для других участков сети, расчетные данные сводим в таблицу 1.7.2 ст. 8.

    Определение удельных потерь давления на участке внутреннего газопровода. Удельные потери давления определяем по справочнику в зависимости от расчетного расхода газа в квартирах и диаметров на участках внутридомового газопровода. Найденные значения сводим в таблицу 1.7.2 ст. 9.

    Определение потерь давления на участке, Па:

    — удельные потери давления на участке внутреннего газопровода, Па/м;

    Lр — Расчетные длины участков, м.

    • ? р1−2 = 2,79 + 48 = 50,79 Па
    • ? р2−3= 0 + 45,5 = 45,5 Па
    • ? р3−4 = 4,47 + 18,4 = 22,87 Па

    Аналогично производим расчет для других участков сети, расчетные данные сводим в таблицу 1.7.2 ст. 10.

    Определяем разность геометрических отметок.? Н — разность геометрических отметок начала и конца участка, считая по ходу движения газа определяется по аксонометрической схеме внутридомового газопровода. Полученные данные сводим в таблицу 1.7.2 ст. 11.

    Определяем дополнительное избыточное давление (гидростатическое давление на участке) по формуле, Па:

    РГСТ = +? Н • g • (рв — рг),.

    где рв — плотность воздуха при нормальных условиях, кг/ м3;

    рг — плотность реального газа при нормальных условиях, кг/м3;

    g — ускорение свободного падения, м/с2.

    РГСТ1−2 = 9,81 • 0,5 • (1,29−0,72) = 2,79 Па РГСТ2−3 = 9,81 • 0 • (1,29−0,72) = 0 Па РГСТ3−4 = 9,81 • 0,8 • (1,29−0,72) = 4,47 Па Аналогично производим расчет для других участков сети, расчетные данные сводим в таблицу 1.7.2 ст. 12.

    Определяем потери давления на участке с учетом гидростатического давления по формуле, Па:

    • ? рГСТ — потери давления на участке с учетом гидростатического давления, Па
    • ? р — потери давления на участке, Па

    РГСТ — гидростатическое давление на участке, Па.

    • ? р 1−2 = 4,49+5,164=9,65 Па
    • ? р2−3= 4,92+5,164=10,08 Па

    Аналогично производим расчет для других участков сети, расчетные данные сводим в таблицу 1.7.2 ст. 13.

    Определяем суммарных потерь в газопроводе с учетом потерь давления в газопроводе и арматуре газовых приборов Потери давления в газопроводе и арматуре газовых приборов:

    Расчет внутридомового газопровода производится после выбора и размещения бытовых газовых аппаратов и составления схемы газопровода.

    Расчетный перепад давления газа увязывается с перепадом давления в распределительной сети.

    Определяется расчетный расход для всех участков по формуле 3.1.

    Определяется расчетная длина участков и потери давления на них по формуле 5.1.

    Определяется дополнительное избыточное давление, зависящее от высоты располагаемого газопровода по формуле:

    где, ∆Ргидр. – гидростатическое давление, Па;

    h – геометрическая разница отметок конца и начала участка, считая по ходу движения газа, м;

    ρг – плотность газового топлива применяемого в системе, кг/м 3 .

    Расчет выполняется в табличной форме – таблица 5.1

    Последовательность выполнения расчета:

    1. Вычерчивается расчетная схема;

    2. На схеме обозначается расчетные участки, их длины;

    3. Выбирается главная расчетная ветка – самая удаленная, самая загруженная ветка в сети;

    4. Определяется расчетный расход для всех участков сети:

    0-1 плита с расходом Qd h = 1,37 (м 3 /ч);

    1-2 плита, водонагреватель, отопительный котел с расходом Qd h = 1,37+2,1++2,35 = 5,8 (м 3 /ч);

    3-4 отопительный котел с расходом Qd h = 2,35 (м 3 /ч);

    3-1 отопительный котел, водонагреватель с расходом Qd h = 2,35+2,1=4,5(м 3 /ч)

    3-5 водонагреватель с расходом Qd h = 2,1 (м 3 /ч).

    5. Задаются диаметры участков газопроводов в соответствии с присоединительными размерами газовых приборов и условиями увязки внутридомовой сети, например для участка 0-1 принимается диаметр равный 15 мм. по размеру присоединительного патрубка ПГ4-ВК и диаметр равный 20 мм., для гидравлической увязки, в таком случае с изменением сечения изменяется и номер участка 0-1 1-1 ’ ;

    6. Определяются удельные потери на трения и эквивалентные длины по [10] т.3.;

    7. Определяется сумма местных коэффициентов по [11] т.6.1.:

    пробковый кран ζ=4;

    1-1 ’ для d=20: 10 отводов и сужение в пределах перехода на следующий диаметр, отвод гнутый – 0,3; ∑ζ = 10 ∙ 0,3 + 0,35 = 3,35;

    1-2 для d=25: 6 отводов и пробочный кран, ∑ζ = 6 ∙ 0,3 + 2 = 3,8;

    3-4 для d=20: 1 отвод и пробочный кран, ∑ζ = 1 ∙ 0,3 + 2 = 2,3;

    3-1 для d=20: сужение в пределах перехода на следующий диаметр, тройник проходной, ∑ζ = 0,35 + 1 = 1,35;

    3-5 для d=20: пробочный кран и тройник проходной, ∑ζ = 2,3 + 1 = 3,3;

    8. Определяется расчетная длина участков:

    0-1 для d=15: lр = lф + ∑ζ ∙ lэкв = 0,8 + 4 ∙ 0,35 = 2,2 (м);

    1-1’ для d=20: lp = 23,7 + 3,35 ∙ 0,45 = 25,2 (м);

    1-2 для d=25: lp = 2,6 + 3,8 ∙ 0,74 = 5,4 (м);

    3-4 для d=20: lp = 2,2 + 2,3 ∙ 0,5 = 3,35 (м);

    3-1 для d=20: lp = 1,7 + 1,35 ∙ 0,59 = 2,5 (м);

    3-5 для d=20: lр = 1,7 + 3,3 ∙ 0,48 = 3,3 (м).

    9. Определяется дополнительное избыточное давление:

    0-1 ∆Ргидр = g ∙ h ∙ (ρв - ρг) = 9,8 ∙ 0,8 ∙ (1,293-0,735) = 4,4;

    1-2 ∆Ргидр = -9,8 ∙ 1,1 ∙ (1,293-0,735) = -6;

    3-4 ∆Ргидр = 9,8 ∙ 1,7 ∙ (1,293-0,735) = 9,3;

    3-5 ∆Ргидр = 9,8 ∙ 1,7 ∙ (1,293-0,735) = 9,3.

    10. Определяются потери давления на участках:

    0-1 для d=15: ∆Р = ∆P/l ∙ lp = 4,5 ∙ 2,2 = 9,9 (Па);

    1-1’ для d=20: ∆Р = 1,25 ∙ 24,5 = 30,6 (Па);

    1-2 ∆Р = 4,25 ∙ 5,4 = 23 (Па);

    3-4 ∆Р = 2,75 ∙ 3,35 = 9,2 (Па);

    3-1 ∆Р = 8,75 ∙ 2,5 = 21,9 (Па);

    3-5 ∆Р = 2,25 ∙ 3,3 = 7,43 (Па).

    8. Определяются суммарные потери давления на газопроводе:

    0-1 ∆Р + ∆Ргид = 8,6+30,6+4,4 = 43,6 (Па);

    1-2 ∆Р + ∆Ргид = 23-6 = 17 (Па);

    3-4 ∆Р + ∆Ргид = 9,2+9,3 = 18,5 (Па);

    3-5 ∆Р + ∆Ргид = 7,43+9,3 = 16,7 (Па).

    9. Выполняется увязка ответвлений или участка, которая заключается в равенстве сопротивлений схода допустимое различие сопротивлений ±10%.

    Участок (0-1) увязать с участком (3-4) + (3-1) = (43,6-40,4)/43,6∙100% = 7,3%;

    Участок (5-3) увязать с участком (3-4) = (18,5-16,7)/18,5∙100% = 9,7%.

    Результаты расчета заносятся в таблицу 5.2

    Таблица 5.2 Гидравлический расчет внутридомового газопровода

    1.8 Подбор оборудования ШРП

    Подбор регулятора давления.

    Подбор регулятора давления следует производить из расчета расхода газа, для котельных при максимальной производительности установленных котлов с учетом входного и выходного давления.

    1. задается типоразмер регулятора давления;

    2. выясняется входное давление в регулятор, пренебрегая потерями в отключающих устройствах и в фильтре.

    3. если давление на входе меньше 10 кПа, расчет ведется по п.4, в противном случае по п.5.

    4. Определяется пропускная способность регулятора давления по формуле:

    где, fc – площадь седла клапана (см 2 ), определяется по паспортным данным или по формуле:

    dс – диаметр седла (см);

    kv – коэффициент расхода, принимается по справочным данным в зависимости от конструкции клапана (0-1):

    - для двухседельных клапанов: (0,4-0,5);

    - для односедельных клапанов, при которых начальное давление давит на клапан: (0,6-0,65);

    - для односедельных клапанов, при которых первоначальное давление давит под клапан: (0,7-0,75);

    - для односедельного клапана, в котором клапан отключается от седла и газ проходит через седло почти без соприкосновения с клапаном: (0,75-0,8).

    ∆P – перепад давления, определяется по формуле:

    gг – плотность газа (кг/м 3 ),

    360 – приводит во взаимодействие.

    5. Определяется пропускная способность регулятора давления:

    φ – коэффициент, зависящий от вида газа и входного и выходного давления:

    где, γ – 1,31 (для природного газа), γ – 1,44 (для СУГ).

    6. Определяется отношение расхода регулятора и расчет расходного:

    - если данное отношение получилось меньше 0,1 , то типоразмер регулятора давления нужно уменьшить и перейти к п.4 или п.5;

    - если данное отношение больше 0,8 , то типоразмер регулятора давления нужно увеличить и перейти к п.4 или п.5;

    - если данное отношение получилось удовлетворительным, то выбранный типоразмер регулятора давления принимается.

    Подбор газовых фильтров.

    Подбор газовых фильтров осуществляется по пропускной способности с учетом предельных потерь давления, которые не должны превышать для сетчатых фильтров 5000 Па, для волосяных – 10000 Па, а до начала эксплуатации или после очистки и промывки фильтра этот перепад должен составлять соответственно 200-2500 Па и 4000-5000 Па.

    Определение пропускной способности фильтров:

    где, Qт – пропускная способность фильтра при табличных условиях, м 3 /ч;

    gот – плотность газа табличная, кг/м 3 ;

    gо – плотность газа при использовании другого газа, кг/м 3 ;

    ∆ρт – перепад давлений на фильтре при табличных условиях, МПа;

    ∆ρ – перепад давлений на фильтре при работе в режиме, отличном от табличного, МПа;

    ρ2 – давление газа после фильтра при работе в режиме, отличном от табличного, МПа;

    ρ2т – давление газа после фильтра табличное, МПа.

    Подбор предохранительно-запорного клапана (ПЗК).

    1. Выбор типа ПЗК определяется исходя из параметров газа, проходящего через регулятор давления, а именно: максимального давления на входе регулятора; выходного давления газа из регулятора и подлежащего контролю; диаметр входного патрубка в регулятор.

    2. Выбранный ПЗК должен обеспечивать герметичное закрытие подачи газа в регулятор в случае повышения или понижения давления, за ним сверху установленных пределах.

    Согласно "Правилам безопасности в газовом хозяйстве" верхний предел срабатывания ПЗК не должен превышать максимальное рабочее давление газа после регулятора более чем на 25%.

    Нижний предел настройки 1,1 от устойчивого горения пламени горелки или на 10% больше, чем значение настроенного (рабочего) давления на горелку.

    Выбор предохранительно-сбросного клапана (ПСК).

    ПСК, в том числе встроенные в регулятор давления, должны обеспечивать сброс газа при превышении максимального рабочего давления после регулятора не более чем на 15%.

    При выборе ПСК определяется количество газа, подлежащего сбросу, и сравнивается с табличным значением л.13 т.7.15 и определяется по формуле:

    Q ≥ 0,0005 ∙ Qрег , м 3 /ч(6.8)

    где, Q – количество газа, подлежащее сбросу ПСК в течение часа при t=0 ° C, Рбар – 0,10132 МПа;

    Qрег – расчетная способность регулятора давления при тех же условиях, м 3 /ч.

    При отсутствии перед регулятором давления ПЗК количество газа, подлежащее сбросу, определяют по формуле:

    - для регулятора давления с золотниковым клапаном:

    Q ≥ 0,01 ∙ Qрег , м 3 /ч(6.9)

    - для регулирующих заслонок:

    Q ≥ 0,02 ∙ Qрег , м 3 /ч(6.10)

    При необходимости параллельной установки в ГРП нескольких регуляторов давления суммарное количество газа, подлежащее сбросу ПСК в течение часа, должно удовлетворить:

    где, Q – количество газа, подлежащее сбросу ПСК в течение часа для каждого регулятора, м 3 ;

    n – число регуляторов давления, шт.

    Подбираем для ШРП оборудование:

    При Q = 195,56 м 3 /ч, Рвых = 0,002 МПа, Рвх = 0,3 МПа, d0-1 = 159*4, тогда kv=0,6 (односедельный клапан);

    Определяется расход регулятора давления по формуле:

    fc = π ∙ d 2 c/4 = (3,14 ∙ 1,5 2 )/4 = 1,77 (см 2 );

    Определяется абсолютное давление:

    Рабс = Ратм + Ризб = 0,002 + 0,10132 = 0,10332 (МПа);

    Определяется коэффициент, зависящий от вида газа и входного и выходного давления:

    Из выше рассчитанного определяется расход газа давления:

    Qрег = 1595 ∙ fc ∙ kv ∙ Pвх ∙ φ ∙ √1/ρ = 1595 ∙ 1,77 ∙ 0,6 ∙ 0,3 ∙ 0,58 ∙ √1/0,728 =

    Определяется отношение расхода регулятора и расходный расчет: 0,1 ≤ Qр/Qрег ≤ 0,8; 195,56/459,9 = 0,4 – находится в пределах 0,1-0,8;

    ФС-50 (рассчитывается по т.7.20 лит.2);

    Предохранительно-запорный клапан (ПЗК)

    ПКН-50 (рассчитывается по т.7.14 лит.2);

    Определяется верхний предел 25%

    0,002 + 0,0005 = 0,0025 (МПа),

    Определяется нижний предел 10% от устойчивости пламени горелки

    Предохранительно-сбросной клапан (ПСК)

    ПСК-50 (рассчитывается по т.7.15 лит.2)

    Предел срабатывания больше 15%

    Q ≥ 0,0005 ∙ 459,9 = 0,2299 (м 3 /ч)

    При давлении в сети 2000 Па ГП-40 сбрасывает 25 м 3 /ч при массе равной 6,7.

    Раздел: Строительство
    Количество знаков с пробелами: 73651
    Количество таблиц: 10
    Количество изображений: 0

    Похожие работы











    . 25% населения (0,25 х 1000 х 365 = 91250 жителей в год). 1.4.1 Определение годовых и часовых расходов газа на бытовые и коммунальные нужды населения При проектировании систем газоснабжения населенного пункта необходимо определить расчетные часовые расходы газа на всех участках системы газоснабжения. Общее потребление на бытовые и коммунальные нужды населения условно разделяют на два вида. К .






    . сметной прибыли по отдельным видам строительных и монтажных работ. 12 Экологическая экспертиза проекта 12.1 Характеристика объекта В данном проекте разрабатывается строительство системы газоснабжения рабочего поселка на 8500 жителей. Рельеф местности спокойный, равнинный. В северо-восточной части рабочего расположен пруд. Грунты в основном представлены суглинками. Территория .






    . имеет ряд недостатков, связанных с его неопределенностью. Тем не менее считается важным вспомогательным показателем. В данной работе инвестиционное обеспечение реализации вышеописанной стратегии развития предприятия будет осуществлено по одному из возможных направлений. Это обусловлено тем, что всестороннее обеспечение требует значительно большего объема исходной информации, полноту которого .

    Читайте также: