Негосударственное образовательное учреждение

Камский институт гуманитарных и инженерных технологий

Кафедра «Строительство и архитектура»

Методические указания

для курсовой работы по дисциплине «Газоснабжение»

по теме: «Газификация частного сектора».

для студентов специальности 270109

«Теплогазоснабжение и вентиля»

Ижевск 2009

Методические указания определяют требования к курсовому проекту с примером оформления, пояснительной записки и чертежей Предназначено для студентов специальности «Теплогазоснабжение и вентиляция» и

руководителей курсового проектирования.

Председатель:

Авторы: преподаватель спец. дисциплин Губанова И. Л.

Рецензент: доцент, к.т.н.

Ижевского Государственного

Технического Университета Попов Д. Н.

Содержание

Аннотация 4

Введение 5

1 Исходные данные и характеристики объекта 6

2 Характеристика газа и климатические данные 7

2.1 Расчет параметров газового топлива 10

3 Расчет потребления газа частным сектором 12

4 Выбор, обоснование и конструирование схемы газоснабжения 15

5 Гидравлический расчет газопроводов 16

5.1 Гидравлический расчет газопроводов низкого давления 19

5.2 Гидравлический расчет внутридомового газопровода 23

6 Подбор оборудования ШРП 27

7 Спецификация оборудования заказчика 35

8 Спецификация оборудования подрядчика 35

9 Пример выполнения курсового проекта 35

9.1 Пример выполнения пояснительной записки 35

9.2 Пример выполнения графической части 35

Список используемой литературы 37

Аннотация

Курсовая работа – является заключительным этапом самостоятельной, творческой работы по дисциплине. При выполнении задания по курсовому проектированию выявляются умения применять полученные в период обучения знания по специальности; развивать навыки выполнения самостоятельной работы и овладения методикой проектирования, исследования и эксперимента при решении разрабатываемых в курсовой работе теоретических и практических задач. Результат работы над курсовым проектированием позволяет выяснить качество подготовленности студента для работы в условиях современного производства, прогресса, науки и техники.

Курсовая работа должен содержать расчетно-пояснительную записку в объеме 20-40 страниц и графическую часть на 3-4 листах формата А3. Пояснительная записка должна содержать основные расчеты и краткие пояснения к ним. Чертежи и пояснительная записка должны быть выполнены в соответствии с требованиями государственных стандартов и ЕСКД.

Введение

Настоящая методическая разработка предназначена для преподавателей и студентов дневного и заочного отделения по специальности 270109 - ««Теплогазоснабжение и вентиляция»

Методическая разработка содержит все необходимые сведения по расчету курсовой работы по теме «Газификация частного сектора».

^{В методической разработки имеется рекомендации по конструированию наружных и внутридомовых газопроводов. Приводятся примеры расчетов расхода газа, гидравлического расчета и подбора оборудования ГРП. Имеются необходимые приложения характеристик газового топлива, таблицы и номограммы для расчётов газопровода..}

Основные цели методразработки:

• развитие практических навыков проектирования;

• выработка умения принятия решений при расчетах наружных и внутридомовых систем газоснабжения;

• подготовка к дипломному проектированию в расчетно-техническом разделе;

• помощь студентам при самостоятельном изучении материала дисциплины и работ над курсовой работой;

• привитие навыков работы с нормативной и технической^.

^{Предлагается теоретический материал, пример оформления и справочная информация по рассматриваемой теме, что позволяет самостоятельно принимать решения и выполнять расчёты при оптимальном взаимоотношении преподавателя и студента.}

^{Имеется опыт применения данной методической разработки студентами в течении одного года. Рекомендуется к использованию в системах высшего профессионального образования.}

1 Исходные данные и характеристики объекта

Данный раздел содержит краткую характеристику проектируемого объекта: место расположения, перечень промпредприятий и объектов соцкультбыта и другие прилегающие объекты, располагающиеся в районе строительства систем газоснабжения и газораспределения.

Записывается вид газового топлива с указанием основных характеристик, таких как название месторождения, низшая расчетная теплота сгорания, плотность.

Даётся полная информация о газифицируемых объектах, расположенных в застройке, о наличии в них установленного газового оборудования с указанием марки или типа газовых приборов.

. Указывается тип грунт в районе строительства, его пучинестость, глубина залегания подземных вод, а при применении в проекте сжиженных газов указывается глубина промерзания грунта.

Приводятся различные особенности проектируемого объекта.

2 Характеристика газа и климатические данные

При оформлении указанного раздела используются знания и навыки приобретенные при изучении дисциплины «Природные и искусственные газы»

В состав расчета входит определение плотности, теплоты сгорания газовой смеси, объема воздуха необходимого для горения пределов взрываемости. Для расчета необходимые исходные данные по составу принимаются по таблице 2.1 или [13] т1.2, а характеристики газов, входящих в состав принимаются по т. 2.2 и заносятся в 2-6 строку таблицу 2.3.

Таблица 2.3 Характеристика газа Медвежьего месторождения.

Химическая формула

Наиме-нование



Уi



, кг/м³



QкДж/м³



V, м³



Lн, %



Lв, %

Климатические данные принимаются по “Климатологии”:

• скорость ветра;

• температура наиболее холодной пятидневки равна;

• средняя температура отопительного периода равна;

• продолжительность отопительного периода рав

Таблица 2.1 Плотность и состав (об.%) газов основных газовых и газоконденсатных месторождений СНГ

Месторождение

Плотность газа,кг/м³

Плотность по воздуху

СО₂

Н₂

СН₄

С₂Н₆

С₃Н₈

С₄Н₁₀

С₅Н₁₂

+высшие

N₂

Уренгойское (верх-

ний мел, сеноман)

0,728

0,563

0,3

-

98,40

0,1

-

-

-

1,2

То же,

(нижний мел)

0,848

0,656

0,21

-

89,29

4,89

1,6

0,9

2,71

0,39

Ямбургское

0,725

0,561

0,1

-

98,6

0,1

-

-

-

1,2

Губкинское

0,738

0,571

0,5

-

96,9

0,3

0,1

-

-

2,2

Заполярное

0,722

0,568

0,2

-

99,3

0,1

-

-

-

0,4

Медвежье

0,735

0,568

0,5

-

97,3

1

0,1

0,1

0,1

0,5

Юбилейное

0,732

0,566

0,6

-

97,9

-

-

-

-

1,5

Мессояхское

0,735

0,568

0,5

-

97,5

0,11

0,02

0,01

0,02

1,84

Соленинское

0,772

0,597

0,5

-

95,38

3,1

0,08

0,34

0,1

0,5

Оренбургское

0,880

0,680

0,87

1,49

83,77

4,6

1,64

0,81

1,88

4,94

Вуктылское

1,035

0,800

0,1

-

75,1

8,9

3,6

1,5

6,4

4,4

Джанкойское

0,722

0,558

0,1

-

99,15

0,19

-

-

-

0,56

Западно-

Крестищенское

0,772

0,597

0,22

-

93,75

3,02

0,95

0,32

0,24

1,5

Пролетарское

0,855

0,661

0,25

-

86,16

5,81

2,98

1,32

0,74

2,74

Солоховское

0,922

0,713

1

-

81,63

7,5

5,25

2,25

1

1,37

Шебелинское

0,796

0,615

2

-

92,07

3,26

0,59

0,18

0,6

1,3

Булла-Море

0,938

0,725

0,4

-

93,4

3,9

1,4

0,6

0,3

-

Каипское

0,808

0,525

0,78

-

91,12

4,47

1,32

0,54

0,8

0,97

Саман-Тепе

0,814

0,629

3,19

2,6

90,67

2

0,48

0,22

0,39

0,45

Шатлыкское

0,762

0,589

1,22

-

95,16

1,6

0,25

0,1

0,26

1,41

Газлинское

0,737

0,570

0,15

-

96,9

1,74

0,04

0,01

0,01

1,15

Завардинское

0,806

0,623

-

3,05

89,54

3,8

0,94

0,42

0,38

1,87

Уртабулакское

0,836

0,646

3,6

5,5

87,2

1,99

0,32

0,13

0,15

1,11

Шуртанское

0,801

0,619

2,75

0,05

91,55

3,33

0,89

0,37

0,16

0,9

Астраханское

0,823

0,628

0,65

-

90,48

2,07

0,99

1,75

0,61

3,45

Таблица 2.2 Основные характеристики некоторых газов, входящих в состав углеродных газов и их продуктов

Наименование

Химическая

формула

μ

кг/моль

ρ

кг/м³

Теплота сгорания

Стехиометрические объёмы

Предел взрываемости

Q

кДж/м³

Q

кДж/м³

V

м³/м³

V

м³/м³

V

м³/м³

H

B

Водород

Н₂

2,016

0,0899

12749

10768

2,38

1,88

2,88

5

74

Метан

СН₄

16,04

0,7168

39930

35760

9,52

8,52

10,52

5

15

Этан

С₂Н₆

30,07

1,356

69690

63650

16,66

15,16

18,16

3

12,5

Пропан

С₃Н₈

44,097

2,0037

99170

91140

23,8

21,8

25,8

2

9,5

Бутан

С₄Н₁₀

58,124

2,7023

128500

118530

30,94

28,44

33,44

1,7

8,5

Пентан

С₅Н₁₂

72,146

3,457

158000

146180

38,08

35,08

41,08

1,35

8

Этилен

С₂Н₄

28,054

1,26

63040

59530

14,28

13,28

15,28

3

32

Пропилен

С₃Н₆

42,081

1,9149

91950

86490

21,42

19,92

22,92

2

11

Бутилен

С₄Н₈

56,108

2,55

121400

113830

28,56

26,54

30,56

1,7

9

Пентилен

С₅Н₁₀

70,13

−

150753

140934

35,2

33,2

38,2

−

−

Алкины

С₂Н₅

26,04

1,17

58007

56043

11,9

11,4

12,4

−

−

Ароматические

С₆Н₆

78,11

3,48

146281

140390

35,7

34,2

37,2

−

−

Окись углерода

СО

28,011

1,25

12680

12680

2,38

2,88

2,88

12,5

74

Кислород

О₂

32

1,429

−

−

−

−

−

−

−

Азот

N₂

28,013

1,251

−

−

−

−

−

−

−

Углекислый газ

CO₂

44,011

1,977

−

−

−

−

−

−

−

Сероводород

H₂S

34,08

1,54

25708

23698

−

−

−

4,3

45,5

2.1 Расчет параметров газового топлива выполняется по следующим формулам:

Определяется плотность газовой смеси по формуле:

= 0,01 уi i, (кг/м³) (2.1)

где, уi – молекулярная концентрация i-го компонента в паровой фазе;

i – плотность газа (кг/м³).

Определяется низшая теплота сгорания газовой смеси по формуле:

Q0,01 уi Q, (кДж/м³) (2.2)

где, Q – низшая теплота сгорания газовой смеси (кДж/м³).

Определяется теоретически необходимый расход воздуха для горения 1 м³ газовой смеси по формуле:

V_возд = 0,01 уi V_возд.i, (м³/м³) (2.3)

где, V_возд.i – расход воздуха определенного газа (м³/м³).

Определяется низший предел взрываемости смеси по формуле:

L_н = , (%) (2.4)

где, L_н – низший предел взрываемости компонента (%).

Определяется верхний предел взрываемости газовой смеси по формуле:

L_в , (%) (2.5)

где, L_в - верхний предел взрываемости компонента.

Определяется балласт по формуле:

б = 0,01 , (%) (2.6)

где, б – балласт (%).

Определяется низший предел взрываемости с учетом балласта по формуле:

, (%) (2.7)

где, L^б_н – низший предел взрываемости балласта..

Определяется верхний предел взрываемости с учетом балласта по формуле:

(2.8)

где, L^б_в – верхний предел взрываемости балласта (%).

3 Расчет потребления газа частным сектором

Расчетный часовой расход газа Q^h_d (м³/ч) определяется по сумме номинальных расходов приборами или группой приборов q_{nom ί} (м³/ч), и определяются по формулам:

QK q n (м³/ч) (3.1)

где, k_{sim ί} - коэффициент одновременности действия приборов,

n_ί - число однотипных приборов,

q_{nom ί} - номинальный расход газа приборами (м³/ч)

q_nom = (N_nom 3600)/ Q , (кВт) (3.2)

где, N_nom - номинальная тепловая мощность горелки газового прибора (кВТ),

Q - расчетный расход газа для местного населенного места, снабжаемого природным газом медвежьего месторождения (м³/ч).

(данные берутся из раздела 2, формула 2.2).

Q_Р = 0,55 Q_n , (м³/ч) (3.3)

где, 0,55 – коэффициент, зависящий от соотношения между путевым и транзитным расходами и числа мелких потребителей, составляющих путевую нагрузку;

Q_n – путевой расход газа, (м³/ч).

Q_т = ∑ Q_n , (м³/ч) (3.4)

где, Q_т - транзитный расход газа (м³/ч);

∑ Q_n – сумма предыдущих путевых расходов (м³/ч).

Q_Р = 0,55 Q_n + Q_т ,(м³/ч) (3.5)

Определяется расход газа расчетными участками наружного газопровода.

Расчет сводится в таблицу 3.1

Таблица 3.1 Расчет расхода газа для участков сети

№

АКГВ

n

K_Sim

АКГВ

-20

q_nom

ПГ4

-ВК

n

K_Sim

ПГ4

-ВК

q_nom

ВПГ

q_nom

Q_n

м³/ч

0,55Q_n

Q_т

Q_р

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Алгоритм заполнения таблицы 3.1:

1. (колонка таблицы) номер участка берется со схемы;

2. количество установленных отопительных газовых котлов берется со схемы;

3. k_{sim ί} - коэффициент одновременности действия приборов для отопительных газовых котлов (принимается равным 0,85);

4. q_{nom ί} - номинальный расход газа приборов для отопительных газовых котлов (рассчитывается по формуле 3.2);

5. количество установленных газовых плит;

6. k_{sim ί} - коэффициент одновременности действия приборов для газовых плит, зависит от количества квартир (принимается по [11] т.2.5);

7. q_{nom ί} - номинальный расход газа приборов для газовых плит (рассчитывается по формуле 3.2);

8. q_{nom ί} - номинальный расход газа приборов для водонагревателей (рассчитывается по формуле 3.2);

9. Q_n= Q^h_d – путевой расход газа (рассчитывается по формуле 3.1);

10. Рассчитывается по данной формуле 0,55 Q_n = ;

11. Q_т - транзитный расход газа (м³/ч), (рассчитывается по формуле 3.4);

12. Q_Р –расчетный расход газа для путевых (рассчитывается по формуле 3.3);

Q_Р –расчетный расход газа для транзитных участков (рассчитывается по формуле 3.5).

4 Выбор, обоснование и конструирование схемы газоснабжения

В разделе выбор, обоснование и конструирование схемы газоснабжения указывается вид, характеристика, параметры систем газоснабжения в соответствии с принятыми решениями при проектировании. Указывается прокладка газопроводов относительно уровня земли, по конфигурации в плане, по виду материалов труб и т.п. характеристики по классификации газопроводов.

Указывается вид выбранного оборудования для линии редуцирования. Типы бытового газового оборудования и арматуры для проектируемых систем.

Приводится краткие характеристики по прокладке газопроводов и установки бытовых газовых приборов, например: «Газопроводы прокладываются из металлических труб (стальных, медных), из хорошо сваривающихся сталей с минимальной толщиной стенки 3 мм. Диаметр условного прохода: 15, 20, 25, 32, 40, 50 мм.

Соединение сварное, резьбовое и фланцевое допускается только в местах установки арматуры и газовых приборов. Разъемные соединения должны быть доступны для осмотра и ремонта.

Прокладка внутренних газопроводов должна быть открытой, при переходе через строительные конструкции заключается в футляр (гильза).

При прокладке СУГ должен быть уклон 0,003 при температуре помещения не менее 3 °С, при более низкой температуре

Газопроводы должны окрашиваться стойкими лакокрасочными материалами».

Все принимаемые решения должны иметь соответствующее обоснование.

5 Гидравлический расчет газопроводов

Цель гидравлического расчета - подбор оптимальных диаметров расчетных участков газовой сети способных обеспечивать заданный расход газа к различным потребителям.

Диаметры газопроводов определяют посредством гидравлического расчета, исходя из условия обеспечения бесперебойного снабжения газом всех потребителей в часы максимального его потребления. При проектировании газопроводов определяют диаметр труб на основе значений расчетного расхода газа и удельных потерь давления. При реконструкции газопроводов по заданным значениям диаметров и новым расходам газа определяют потери давления.

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

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

Учитывая падение давления из-за местных сопротивлений, увеличивают расчетную длину газопровода на 5…10%

Расчетную длину наружных надземных и внутренних газопроводов определяют по формуле:

l = l_ф + ∑ ζ l_экв , (м) (5.1)

где, l_ф - действительная длина газопровода, м;

∑·ζ – сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода длиной l₁ ;

l_экв – эквивалентная длина прямолинейного участка газопровода, м (т.е. длина участка, потери давления на котором равны потерям давления на местное сопротивление ∑·ζ =1).

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

Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего давлений принимают в соответствующих для них пределах.

Расчетные перепады давлений газа в распределительных газопроводах низкого давления принимают равными 1800 Па.

Падение давления в газопроводах низкого давления определяют в зависимости от режима движения газа, характеризуемого числом Рейнольдса.

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

∆p = 1,132 10⁶ (Q/d⁴) ν p l, (Па) (5.2)

где, Q – расход газа, м³/ч;

d – внутренний диаметр газопровода, см;

ν – кинематическая вязкость газа, м²/с;

p – плотность газа, кг/м³.

Для критического режима газа при Re = 2000…4000 и λ = 0,0025 · √Re потери давления:

∆p = 0,516 (Q^2,333 /d^5,333 ν^0,333 ) p l (5.3)

Для турбулентного режима движения газа при Re ≥ 4000 и λ = 0,11 х (k_экв/d + 68/Re)^0,25 потери давления:

∆p = 69 · (k_экв/d + 1,922 d · ν/Q )^0,25 Q²/d⁵ · p l, (5.4)

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

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

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

p²_абс. –p²_абс.к = 1,410^-5 (k_экв/d + 1,922 d ν/Q )^0,25 Q²/d⁵ ·p l,(Па) (5.5)

где, p²_абс.н – абсолютное давление газа в начале участка, МПа;

p²_абс.к – абсолютное давление газа в конце участка, МП.

Расчеты с использованием приведенных формул требуют много времени, поэтому на практике для гидравлического расчета газопроводов используют программы с использованием ПК или таблицы, приведенные в [3] Приложениях 1 и 2, и номограммы, составленные на основе формул для наиболее распространенных в системах газораспределения сортаментов труб. Диаметр газопровода, обозначаемый D_н х S (здесь D_н – наружный диаметр трубы, а S – толщина стенок), определяется по номограмме. Если точка пересечения двух линий, соответствующих удельным потерям давления ∆p/ l и расчетному расходу Q, попадает по номограмме между двумя диаметрами, тогда, передвигаясь по линии постоянного расхода к ближайшему из них, уточняют значения удельных потерь давления. Приведенные в Приложениях 1 и 2 удельные потери давления трубопровода соответствуют внутренним диаметрам труб.

5.1 Гидравлический расчет газопроводов низкого давления

Методика расчета тупиковых газовых сетей низкого давления.

Суммарную потерю давления газа от ГРП до наиболее удаленного прибора принимают равной 180 даПа, причем считают, что 120 даПа приходится на уличные и внутриквартирные газопроводы, а 60 даПа – на дворовые и внутренние.

Зная общий расход газа длину и длину расчетных участков, определяют удельный путевой расход газа на 1 м распределительной сети.

Путевые расходы находят, перемножая удельные путевые расходы газа на длину соответствующих участков сети.

Удельные потери давления для самой протяженной магистрали рассчитывают по формуле ∆p/1,1 ∑l .

Потери на местные сопротивления принимают равными 10% от потерь на трение.

Так как точка пересечения линий, соответствующих расходу и удельным потерям давления, на номограмме чаще всего находится между двумя диаметрами, то при постоянном расходе, передвигаясь к ближайшему из них, уточняют значение удельных потерь давления. Полученное значение удельных потерь давления умножают на длину расчетного участка и находят потери давления.

После подбора диаметра труб определяют степень использования расчетного перепада давлений:

∆p_р - ∑ ∆p_i / ∆p_р ≤ 0,1 (5.6)

где, ∑ ∆p_i – сумма потерь давления от ГРП до самой удаленной точки распределительной газовой сети.

Если это неравенство не соблюдается, то выбирают другой диаметр газовой сети.

При расчете ответвлений из расчетного перепада давлений ∆p_р вычитают сумму потерь давления на общих участках и подбирают диаметры труб для остальных участков на полученную при этом разность.

Методика расчета кольцевых сетей низкого давления.

Основное отличие кольцевых газовых сетей от тупиковых заключается в том, что они состоят из замкнутых контуров (колец), в результате чего отельные их участки могут иметь двухстороннее и многостороннее питание.

Расчетный расход газа для распределительных газопроводов:

Q_р = Q_тр + α Q_{п ,} (м³/ч) (5.7)

где, Q_тр – транзитный расход газа, м³/ч;

Q_п – путевой расход газа, м³/ч;

α– коэффициент, зависящий от соотношения между путевым и транзитным расходами и числа мелких потребителей, составляющих путевую нагрузку, который принимают равными 0,55.

При расчете городских газовых сетей считают отдачу газа по длине газопровода равномерной. При этом вся газифицированная территория разбивается на участки с одинаковой плотностью населения и вычисляется количество газа, потребляемое на этих участках.

Удельные путевые расходы определяют путем деления расхода газа на отдельных участках на периметр сети, от которой эти участки снабжаются газом.

Путевой расход на участке получают, умножив удельный расход на длину этого участка. При этом если участок является общим для двух колец, то путевой расход определяют как произведение длины этого участка и суммы удельных расходов соседних колец сети.

Направление движения газа задают таким образом, чтобы потребителям он поступал кратчайшим путем и не возвращался обратно. Узловые точки схода газа в кольцевой сети располагают в местах, наиболее удаленных от

противоположной точки питания сети. Затем распределяют транзитные расходы газа исходя из принципа гидравлической надежности сети. Зная значения путевых и транзитных расходов газа, определяют расчетный расход.

Предварительный гидравлический расчет заключается в подборе диаметров труб по расчетному расходу газа и удельным потерям давления. В связи с тем, что ближайшие диаметры труб значительно отличаются друг от друга, не удается удовлетворить второй закон Кирхгофа, что не позволяет определить действительное давление газа в узловых точках.

В результате окончательного гидравлического расчета газовых сетей, т.е. гидравлической увязки, алгебраическая сумма потерь давления всех замкнутых контуров сети должна быть равна нулю.

Поправочный круговой расход:

∆Q = ∆Q ^' + ∆Q ^" _, (м³/ч) (5.8)

где, ∆Q ^' – часть поправки, полученная без учета влияния поправочных расходов соседних колец:

∆Q ^' = ∑ ∆p/(1,75 ( ∑ ∆p/ Q)), (м³/ч) (5.9)

∆Q ^" – часть поправки, учитывающая влияние поправочных расходов в соседних кольцах на рассчитываемое кольцо:

∆Q ^" = ( ∑∆Q ^'_с.к (∆p/ Q)_у.с.к )/(∑ ∆p/ Q), (м³/ч) (5.10)

где, ∆p – алгебраическая сумма потерь давления в кольце;

(∆p/ Q)_у.с.к – вычисляют для участков, имеющих соседние кольца;

∆Q ^'_с.к – первое приближенное значение поправочных расходов в соседних кольцах.

После расчета круговых поправочных расходов ∆Q_к для всех колец сети определяют поправочные расходы и новые расчетные расходы для всех участков газифицируемой территории.

Для участка, не имеющего соседних колец, поправочный расход ∆Q_уч = ∆Q_{к ,} а новый расчетный расход Q_{нов.расч} = Q + ∆Q_уч.

Для участка, имеющего соседние кольца, поправочный расход

∆Q_уч = ∆Q_к - ∆Q_с.к , (м³/ч) (5.11)

а новый расчетный расход:

Q_{нов.расч} = Q + ∆Q_уч = Q + ∆Q_к - ∆Q_с.к , (м³/ч) (5.12)

где, ∆Q_с.к – поправочный расход в соседнем кольце, который прибавляется к расходу на участке с обратным знаком.

Проверив степень использования расчетного перепада давления, при необходимости корректируют диаметры отдельных труб.

Таблица 5.1 Гидравлический расчет газопровод низкого давления

№

Уч.

L,м

∑ L,м

Q,м³/ч

D_н х S,мм

Располагаем.

давление

Фактическое

давление

δ

%

∆Р,

Па

∆Р/L,

Па/м

∆Р/L,

Па/м

1,1 ∆Р

Па

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Алгоритм заполнения т.5.1:

Рассчитывается главная расчетная ветка:

1.(колонка таблицы) номер участков берется со схемы;

2. длины участков берутся со схемы в масштабе;

3. высчитывается сумма всех длин;

4. расход газа берется из т.3.1 колонка 12, соответственно участкам;

5. диаметры труб подбираются по номограммам;

6. по заданию;

7. рассчитывается по формуле ∆Р/L, Па;

8. подбираются приближенные значения к ∆Р/L (колонка 7);

9. рассчитывается по формуле 1,1 ∆Р (Па);

10. рассчитывается по формуле (большее минус меньшее)/большее ∙100%.

Увязку рассчитываем для того, чтобы поставить в одинаковые условия потребителей.(участок 6-7 с участком 6-15).

Последовательность расчета увязки аналогична расчету главной расчетной ветки. Особенностью является заполнение колонки 6 в которой указывается значение располагаемого давления с учетом полученных значений по участкам главной расчетной ветки до точки схода для конкретного участка увязки.

5.2 Гидравлический расчет внутридомового газопровода

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:

m

Q^h_d = ∑ k_{sim ί} q_{nom ί} n_ί , (м³/ч) (5.13)

ί

где, k_{sim ί} - коэффициент одновременности действия приборов,

n_ί - число однотипных приборов,

q_{nom ί} - номинальный расход газа приборами (м³/ч)

Определяется расчетная длина участков и потери давления на них по формуле:

l_р = l_ф + ∑ζ· l_экв, (м) (5.14)

где, l_р - расчетная длина газопровода, м;

l_ф – фактическая длина газопровода, м;

∑·ζ – сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода длиной l₁ ;

l_экв – эквивалентная длина прямолинейного участка газопровода, м (т.е. длина участка, потери давления на котором равны потерям давления на местное сопротивление ∑·ζ =1).

Определяется дополнительное избыточное давление, зависящее от высоты располагаемого газопровода

∆Р_гидр. = ± g · h (ρ_в – ρ_г ), Па (5.15)

где, ∆Р_гидр. – гидростатическое давление, Па;

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

ρ_в = 1,293 кг/м³;

ρ_г – плотность газового топлива применяемого в системе, кг/м³;

“ + ” – используется при движении природного газа сверху - вниз;

“ - ” – используется при движении природного газа снизу – вверх.

Расчет выполняется в следующей последовательности:

1. Определяются расчетные расходы для всех участков сети;

2. Задаются диаметры участков газопроводов;

3. Определяется сумма местных коэффициентов ( [10] т.6.1)

4. Определяются удельные потери на трения (номограмма 6.4 [10] ; [2] стр.88).

5. Определяется расчетная длина участков и потери давления на них (рассчитывается по формуле 5.7)6. Рассчитывается дополнительное избыточное давление (рассчитывается по формуле 5.15)

7. Определяются потери давления на участках по формуле ∆Р = ∆Р/l · l_{р .}

8. Определяются суммарные потери давления на газопроводе с учетом потерь в трубах и арматуре приборов (300-350 Па плюс потери в приборах), по формуле P+P_гид.

Примерное значение потерь давления в трубах и арматуре газовых приборов составляет:

• в плитах (40-60 Па);

• в водонагревателях (80-100 Па).

9. Полученные суммарные потери сравнивают с располагаемым перепадом давления; при необходимости выполняют перерасчет.

Результаты расчета выполняются в табличном виде.

Таблица 5.1 Гидравлический расчет внутридомового газопровода

№уч.

Q м³/ч

D_нхS,

м

L_ф,

м

∑ζ

L_экв

L_расч,

м

Потери P

H,

м

P_гид,

Па

P+P_гид,

Па

∆P/l,

Па/м

∆P,

Па

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Алгоритм заполнения таблицы 5.1

1. (колонка таблицы) номер участка берется с расчетной схемы;

2. расход газа берется из табл.3.;

3. диаметр труб берется по [13] страница 88, [11] страница 245 приложение 1;

4. фактическая длина берется с расчетной схемы;

5. сумма местных сопротивлений определяется по [1] т.6.1.;

6. эквивалентная длина берется по [13] страница 88, [11] страница 245 приложение 1;

7. расчетная длина определяется по формуле 5.14;

8. удельные потери трения определяются по [13] т.3.;

9. потери давления определяются по формуле ∆Р = ∆Р/l · l_р ;

10. определяется движение газа по расчетной схеме ( “ + ” – используется при движении природного газа сверху - вниз; “ - ” – используется при движении природного газа снизу – вверх);

11. определяется дополнительное избыточное давление (рассчитывается по формуле 5.15);

12. определяются суммарные потери давления на газопроводе (рассчитывается по формуле P+P_гид ).

6 Подбор оборудования ШРП

Назначение, классификация и оборудование ГРП и установки.

Газорегуляторные пункты (ГРП) и установки (ГРУ) предназначены для снижения давления газа, поступающего к потребителю, до необходимого, и автоматического поддержания его постоянным независимо от расхода газа и колебания его давления до ГРП(ГРУ). Кроме того, на ГРП(ГРУ) осуществляют очистку газа от механических примесей, контроль за входным и выходным давлением и температурой газа, учет расхода (в случае отсутствия специального пункта измерения расхода), предохранение от возможного повышения или понижения давления газа в контролируемой точке газопровода сверх допустимых пределов.

В зависимости от входного давления различают ГРП и ГРУ среднего (до 3 МПа) и высокого давления (от 0,3 до 1,2 МПа). По значению ГРП могут быть общегородскими, районными, квартальными и объектовыми.

При компоновке оборудования ГРП и ГРУ необходимо обеспечивать возможность доступа к оборудованию для монтажа, обслуживания и ремонта. Расстояние между параллельными рядами оборудования в свету должно быть не менее 0,4 м; ширина основного прохода в помещении ГРП и со стороны обслуживания ГРУ – не менее 0,8 м. При размещении оборудования на высоте более 1,5 м необходимо устраивать площадки с лестницами, огражденными перилами.

Установка арматуры, оборудования, а также устройство фланцевых и резьбовых соединений в каналах не допускается. При проходе газопроводов и других инженерных коммуникаций через наружные стены и фундаменты ГРП следует тщательно уплотнять пространство между футляром и стеной на всю толщину пересекаемой конструкции. При монтаже газопроводов в ГРП и ГРУ можно использовать только гнутые или крутоизогнутые штампованные отводы.

В ГРП и ГРУ следует предусматривать продувочные и сбросные трубопроводы. Эти трубопроводы необходимо выводить наружу в места, обеспечивающие безопасные условия для рассеяния газа, но не менее чем на 1 м выше карниза здания. Условный диаметр продувочного трубопровода должен быть не менее 20

мм; сбросного, отводящего газ от ПСК, - равен условному диаметру выходного патрубка клапана, но не менее 20 мм. Продувочные и сбросные трубопроводы должны иметь минимальное число поворотов. На концах трубопроводов следует предусматривать устройства, исключающие попадание в них атмосферных осадков.

Размещение ГРП

ГРП и ГРУ в зависимости от давления газа на их вводе подразделяют на ГРП и ГРУ среднего давления (свыше 0,005 до 0,3 МПа) и высокого давления (выше 0,3 до 1,2 МПа). В соответствии со СНиП 42-01-2002 ГРП в зависимости от назначения и технической целесообразности могут размещаться в отдельно стоящих зданиях; в пристройках к зданиям; встроенными в одноэтажные производственные здания или котельные; в шкафах на наружных стенах газифицируемых зданий или на отдельно стоящих опорах из негорючих материалов; на покрытиях газифицируемых производственных зданий I и II степени огнестойкости с негорючим утеплителем; на открытых огражденных площадках под навесом на территории промышленных предприятий, если климатические условия позволяют обеспечить нормальную работу технологического оборудования и контрольно-измерительных приборов (КИП). Запрещается размещать ГРП в подвальных и цокольных помещениях зданий любого назначения, а также встроенными и пристроенными к жилым и общественным зданиям (кроме зданий производственного характера).

Отдельно стоящие ГРП (включая шкафные, устанавливаемые на опорах) и населенных пунктах следует размещать в зоне зеленых насаждений, внутри жилых кварталов, на территории промышленных и других предприятий производственного характера в соответствии с нормативными требованиями. При установке шкафных ГРП с давлением газа на входе до 0,3 МПа, устанавливаемых на стене здания, расстояние от шкафа до окна, двери и других проемов по горизонтали не должно составлять менее 3 м и не менее 5 м при давлении газа на входе свыше 0,3 до 0,6 МПа. Расстояние по вертикали от шкафа до оконных проемов должно быть не менее 5 м.

Шкафные ГРП могут устанавливаться на наружных стенах газифицируемых

зданий не ниже III степени огнестойкости промышленных, сельскохозяйственных и бытового обслуживания производственного характера при давлении газа на вводе в ГРП до 0,6 МПа.

На вводах и выводах газопроводов из ГРП отключающие устройства перед ГРП допускается не предусматривать, если имеющие на отводе от распределительного газопровода отключающие устройства находятся от ГРП на расстоянии не более 100 м. На промышленных и коммунальных предприятиях с односторонним питанием газом отключающее устройство после ГРП можно не устанавливать.

Отключающие устройства в ГРП, размещаемых в пристройках к зданиям, и в шкафных ГРП допускается устанавливать на наружных надземных газопроводах на расстоянии менее 5 м от ГРП в удобном для обслуживания месте.

Для обеспечения нормальной работы регулирующего оборудования и КИП в зимнее время внутри помещения ГРП необходимо поддерживать положительную температуру (не менее 5 ºС). Отопление ГРП может быть паровым или водяным, как от централизованного источника тепла, так и от индивидуальной отопительной установки. Максимальная температура теплоносителя не должна превышать 130 ºС. При устройстве в ГРП местного отопления отопительную установку следует размещать в изолированном помещении, имеющем самостоятельный выход и отделенном от технологического, а также от других помещений ГРП глухими газонепроницаемыми и противопожарными стенами с пределами огнестойкости не менее 2,5 ч. Труба подводки газа к отопительному котлу и трубы системы отопления при проходе через стену помещения регуляторов должны иметь сальниковые уплотнения. Для обогрева шкафных допускается использовать газовые горелки при условии обеспечения взрывопожаробезопасности.

Все оборудования ГРП необходимо оборудовать постоянно действующей вентиляцией, обеспечивающей не менее чем 3-кратный воздухообмен в 1 ч.

Все помещения ГРП должны иметь естественное и искусственное освещение. Электроосвещение должно быть внутренним во взрывозащищенном исполнении или наружным - в нормальном исполнении. Электрические распределительные устройства и другое электрооборудование в нормальном исполнении следует

располагать вне помещений ГРП в специальном шкафчике или в смежном помещении, предназначенном для отопительной установки либо приборов телемеханики. Металлические части электроустановок, не находящихся под напряжением, должны быть заземлены.

Для защиты от молний ГРП должны быть оборудованы стержневым молниеотводом, устанавливаемым на стене здания, и заземляющим устройством. Заземляющее устройство из полосовой стали. Оно состоит из внутреннего и наружного контуров, соединенных между собой сваркой. Внутренний контур заземления прокладывают по стенам здания на высоте 0,5 м от пола, внешний – в земле на глубине 0,5 м от поверхности земли и на расстоянии 1 м от фундамента.

При наличии телефонной связи телефонный аппарат устанавливается в подсобном помещении ГРП или снаружи здания в запирающемся ящике. Телефонный аппарат во взрывозащищенном исполнении может быть установлен непосредственно в помещении регулятора.

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.

Методика подбора:

1. задается типоразмер регулятора давления;

2. выясняется входное давление в регулятор (в ГРП или ГРУ), 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:

Q_РЕГ. = 360 · f_С k_V √ 2∆/g_Г , м³/ч (6.1)

где, f_С – площадь седла клапана (см²), определяется по паспортным данным или по формуле:

30

f_С = π· d ²_C /4 (см²) (6.2)

где, π = 3,14;

d_C – диаметр седла (см);

k_V – 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 бес соприкосновения с клапаном:

(0,75÷0,8).

∆Р- перепад давления, определяется по формуле:

∆Р = Р_вх – Р_вых , (МПа) (6.3)

g_Г - плотность газа (кг/м³),

360 – приводит во взаимодействие.

5. Определяется пропускная способность регулятора давления:

Q_РЕГ. = 1595 f_С k_V Р_ВХ φ , м³/ч (6.4)

где, Р_ВХ - применяется Р_АБС. ,

Р_АБС. = Р_ИЗБ. + Р_АТМ. ,

Р_АТМ = 0,10132 (МПа).

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

φ = , (6.5)

где, γ = 1,31 (для природного газа),

γ = 1,44 (для СУГ).

6. Определяется отношение расхода регулятора и расчет расходного:

0,1 ≤ Q_Р / Q_РЕГ ≤ 0,8, (6.6)

• 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:

Q = Q_Т ·√ (g_ОТ ∆ρ ρ₂ )/( g_О ∆ρ_Т ρ_2Т ), (6.7)

где, Q_Т – пропускная способность фильтра при табличных условиях, м³/ч;

g_ОТ – плотность газа табличная, кг/м³;

g_О – плотность газа при использовании другого газа, кг/м³;

∆ρ_Т – 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;

ρ_2Т – 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 значениям л.13 т.7.15 и определяется по формуле:

Q ≥ 0,0005 Q_РЕГ , м³/ч (6.8)

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

Q_РЕГ – расчетная способность регулятора давления при тех же условиях, м³/ч.

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

для регулятора давления с золотниковым клапаном:

Q ≥ 0,01 ·Q_РЕГ , м³/ч (6.9)

для регулирующих заслонок:

Q ≥ 0,02 ·Q_РЕГ , м³/ч (6.10)

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

Q^’ ≥ 0,01 Q_n , (6.11)

где, Q – количество газа, подлежащее сбросу ПСК в течение часа для каждого регулятора, м³;

n – число регуляторов давления, шт.

7 Спецификация оборудования заказчика

Спецификация оборудования заполняется на специальном бланке по стандартной форме. Содержит информацию о необходимом оборудовании для проектируемого объекта. Спецификация оборудования заказчика содержит оборудование для внутренних систем (плиты, котлы, водонагреватели, газовые счетчики) и для ГРП (регулятор давления, ПЗК, ПСК, фильтр, КИП), арматуру диаметром более 50 мм.

8 Спецификация оборудования подрядчика

Спецификация оборудования подрядчика включает в себя основные (трубы) и вспомогательные материалы (лен, сурик, олифа, электроды и т.п.) и арматуру диаметром менее 50 мм.

9 Пример выполнения курсового проекта

9.1 Пример выполнения пояснительной записки (Приложение 1)

9.2 Пример выполнения графической части (Приложение 2)

В графическую часть рекомендуется использовать чертежи: продольный профиль, фасад жилого дома, аксонометрическая схема газопровода, генеральный план, установочные чертежи.

Пояснения для выполнения продольного профиля:

1. Продольные профили газопроводов изображают в виде разверток по осям газопроводов.

2. На продольном профиле газопровода наносят и указывают:

поверхность земли (проектную – сплошной толстой основной линией, фактическую – сплошной тонкой линией);

уровень грунтовых вод (штрихпунктирной тонкой линией);

пересекаемые автомобильные дороги, железнодорожные и трамвайные пути, кюветы, а также другие подземные и надземные сооружения в виде упрощенных

контурных очертаний – сплошной тонкой линией, коммуникации, влияющие на прокладку проектируемых газопроводов, с указанием их габаритных размеров и высотных отметок;

колодцы, коверы, эстакады, отдельно стоящие опоры и другие сооружения и конструкции газопроводов в виде упрощенных контурных очертаний наружных габаритов – сплошной тонкой линией;

данные о грунтах;

отметка верха трубы;

глубину траншеи от проектной и фактической поверхности земли;

футляры на газопроводах с указанием диаметров, длин и привязок их к осям дорог, сооружениям, влияющим на прокладку проектируемых газопроводов, или к пикетам;

буровые скважины, газопроводы диаметром 150мм и менее допускается изображать одной линией.

3. Под продольным профилем газопровода помещают таблицу.

Допускается, при необходимости, дополнять таблицы другими строками, например, “Характеристика грунта: просадочность, набухание”, “коррозионность”.

4. Отметки дна траншеи под газопровод проставляют в характерных точках, например, в местах пересечений с автомобильными дорогами, железнодорожными и трамвайными путями, инженерными коммуникациями и сооружения, влияющими на прокладку проектируемых газопроводов.

Отметки уровней указывают в метрах с двумя десятичными знаками, длины участков газопроводов – в метрах с одним десятичным знаком, а величины уклонов – в промилле.

5. Принятые масштабы продольных профилей указывают над боковиком табли

Список использованной литературы

1. СНиП 23-01-99. Климатология и геофизика. Госстрой России. - М:2000.

2. СНиП 42-01-2002. Газораспределительные системы. Госстрой России. – М:2003.

3. ПБ-12-529-03. Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления. Госгортехнадзор России. - М: 2003.

4. СНиП 42-01-2002. Газораспределительные системы. Госстрой России - М:2003.

5. СП 42-101. Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб. – М.: Госстрой России, 2004

6. СП 42-102. Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб. – М.: Госстрой России, 2004

7. СП 42-103. Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов. – М.: Госстрой России, 2004

8. СНиП 42-01-2002. Газораспределительные системы. – М.: Госстрой России, 2003

9. ГОСТ 21.610-85 Газоснабжение. Наружные газопроводы. – М.: 1986.

10. Жила В.А. Газовые сети и установки. – М.: Академия, 2003.

11. Ионин А.А. Газоснабжение. – М.: Стройиздат, 1989.

12. Карякин Е.А. Промышленное газооборудование. Справочник. – Саратов: “Газовик”, 2003.

13. Стаскевич Н.Л., Вигдорчирк Д.Я., Северинец Г.Н. Справочник по газоснабжению и использованию газа. – Л.: Недра, 1990.