Методическое пособие 399

По номограмме выбираем два ближайших стандартных диаметра трубопроводов и заносим в табл. 6.5.

Таблица 6.5 Выбор оптимального диаметра газопровода на расчетном участке

№ расчетного	(dн × s)стандарт. , мм			Rф, Па/м
участка
	левый	правый	левый		правый
ГРП-1	426*9	325*8	0,75		2,9
1-2	273*7	219*6	0,5		1,4
1-7	273*7	219*6	0,7		2,3
2-3	133*4	114*4	1,0		2,5
3-4	133*4	114*4	0,5		1,1
4-10	133*4	114*4	0,5		1,1
1-5	273*7	219*6	0,85		2,85
4-5	273*7	219*6	0,3		1,04
5-6	75*4	60*3	3,3		8
8-10	106*4	89*3	0,78		2,2
7-8	219*6	159*4	0,42		2,15
8-9	75*4	60*3	3,3		8
7-12	219*6	159*4	0,15		0,8
11-12	133*4	114*4	0,27		0,8
2-11	133*4	114*4	0,5		1,5

Для заполнения колонки 12 табл.6.4 необходимо выполнить гидравлическую увязку сети, которая заключается в проверке II закона Кирхгофа. Для этого используем формулу (6.7):

	δPк	=	DРфк	×100 % £ ±10 %
			0,5∑Рф
	Определим			Рф	путем вычитания из первого направления второе направ-
				к

ление I кольца.

DРф = (DРф − + DРф− + DРф− + DРф− + DРф− ) - (DРф − + DРф− + DРф− ) =

кI ГРП 1 1 5 5 6 5 4 4 3 ГРП 1 1 2 2 3

= (18, 75 + 263,5 + 660 + 93 + 200) - (18, 75 + 200 + 620) = 396,5Па,

δPIк	=				396,5		×100 = 38,6 % ³ ±10 %.
			(18,75	+ 263,5	+ 660 + 93 + 200	+ 200 + 620)
	0,5

Условие невязки не выполнено, значит, необходима корректировка диаметров газопроводов.

На расчетном участке 1-2 меняем размер диаметра на другой ближайший стандартный. Тогда имеем:

DРф = (DРф − + DРф− + DРф− + DРф− + DРф− ) - (DРф − + DРф− + DРф− ) =

кI ГРП 1 1 5 5 6 5 4 4 3 ГРП 1 1 2 2 3

= (18, 75 + 263,5 + 660 + 93 + 200) - (18, 75 + 560 + 620) = 36,5Па,

41

δPIк	=				36,5		×100 = 3,02 % £ ±10 %.
			(18,75	+ 263,5	+ 660 + 93 + 200	+ 560 + 620)
	0,5

Процент невязки не превышает 10 %, значит, расчет выполнен верно и не требует дальнейшей корректировки.

Выполняем аналогичный расчет для II кольца.

Определим Рфк путем вычитания из первого направления второе направление II кольца.

DРф = (DРф − + DРф− + DРф− + DРф− + DРф− ) - (DРф − + DРф− + DРф− +

кII ГРП 1 1 7 7 8 8 9 8 10 ГРП 1 1 5 5 4

+DРф4−10 ) = (18,75 + 280 +130, 2 + 660 + 241,8) - (18,75 + 263,5 + 93 + 200) =

= 755,5Па,
δPIIк	=				755,5	×100 =
			(18,75	+ 280	+130, 2 + 660 + 241,8 + 263,5 + 93 + 200)
	0,5

= 80,1 % ³ ±10 %.

Условие невязки не выполнено, значит, необходима корректировка диаметров газопроводов.

На расчетных участках 8-10, 1-5, 5-4, 4-10 меняем размер диаметра на другой ближайший стандартный. Тогда имеем:

DРф = (DРф − + DРф− + DРф− + DРф− + DРф− ) - (DРф − + DРф− + DРф− + DРф− ) =

кII ГРП 1 1 7 7 8 8 9 8 10 ГРП 1 1 5 5 4 4 10

= (18,75 + 280 +130, 2 + 660 + 682) - (18,75 + 883,5 + 322, 4 + 440) =106,3Па,

δPIIк	=			106,3				×100 =
							440)
	0,5(18,75 + 280 +130, 2 + 660 + 682 + 883,5 + 322, 4 +
= 6,2 % £ ±10 %.
	Процент невязки не превышает 10 %, значит, расчет выполнен верно и не
требует дальнейшей корректировки.
	Определим DРфк			путем вычитания из первого направления второе направ-
ление III кольца.
	DРфкIII = (DРфГРП−1 + DР1ф−2 + DРф2−11 ) - (DРфГРП−1 + DР1ф−7 + DРф7−12 + DР12ф −11 ) =
	= (18, 75 + 560 + 350) - (18, 75 + 280 + 63 +135) = 432Па,
	δPIIIк =			432		×100 = 61,4 % ³ ±10 %.
				+ 560 + 350 + 280 +	63 +135)
	0,5(18,75

Условие невязки не выполнено, значит, необходима корректировка диаметров газопроводов.

На расчетных участках 2-11, 1-7, 7-12, 12-11 меняем размер диаметра на другой ближайший стандартный. Тогда имеем:

42

DРф = (DРф − + DРф− + DРф− ) - (DРф − + DРф− + DРф− + DРф − ) =

кIII ГРП 1 1 2 2 11 ГРП 1 1 7 7 12 12 11

= (18, 75 + 560 +1050) - (18, 75 + 920 + 336 + 400) = -46Па,

δPIIIк	=				−46	×100 =	- 2,8 % £ ±10 %.
			(18,75	+ 560	+1050 + 920 + 336 + 400)
	0,5

Процент невязки не превышает 10 %, значит, расчет выполнен верно и не требует дальнейшей корректировки.

6.3. Пример гидравлического расчета тупиковой газовой сети низкого давления

7

		ШРП
5	2	1

4 3

6

Рис. 6.3. Расчетная схема тупиковой сети низкого давления от ШРП

Расчетный расход газа на тупиковую сеть низкого давления составляет Qшрп =583 м3/ч по ранее выполненному расчету. Длины расчетных участков равны: l1-2=240 м, l 2-3=150 м, l 3-4=280 м, l 2-5=290 м, l 3-6=150 м, l 2-7=160 м.

Определим удельный путевой расход газа по формуле

	Qшрп	=	583		= 0, 454	м3
q							.
	∑l		1270			м× ч

Определим путевые расходы газа на расчетных участках:

Qп1-2=0,454·240=108,96 м3/ч;	Qп2-3=0,454·150=68,1 м3/ч;
Qп3-4=0,454·280=127,12 м3/ч;	Qп3-6=0,454·150=68,1 м3/ч;
Qп2-5=0,454·290=131,66 м3/ч;	Qп2-7=0,454·160=72,64 м3/ч.

Определим транзитные расходы газа на расчетных участках:

Qтр3-6= Qтр3-4=0 м3/ч;

Qтр2-3= Qп3-6+Qп3-4=68,1+127,12=195,22 м3/ч;

Qтр2-5= Qтр2-7=0 м3/ч;

Qтр1-2= Qтр2-3+Qп2-3+ Qп2-5+ Qп2-7=195,22+68,1+131,66+72,64=467,7 м3/ч.

43

Определим расчетные расходы газа на участках, не имеющих транзитного

газа:

Qр3-6=0,5·68,1=34,05 м3/ч; Qр3-4=0,5·127,12=63,56 м3/ч;

Qр2-5=0,5·131,66=65,83 м3/ч;

Qр2-7=0,5·72,64=36,32 м3/ч.

Определим расчетный расход газа на остальных участках, имеющих транзитный газ:

Qр2-3= Qтр2-3+0,5·Qп2-3=195,22+0,5·68,1=229,1 м3/ч;

Qр1-2= Qтр1-2+0,5·Qп1-2=467,7+0,5·108,96=522,2 м3/ч.

Выполним проверку расчетов:

Qр1-2+Qуз= Qшрп=522,2+54,4=577,6 м3/ч; d = 583 − 577,6 ×100 =1 %.

583

Условие выполнено, значит, расчет окончен.

Определим величину гидравлического уклона по формуле

R1−2−3−4 =

1080

=

1080

=1,61

Па

,

l1−2

+ l2−3 + l3−4

240 +150 + 280

м

R

3−6

=

1080 - R1−2·l

−

- R2−3 ·l

−

=

1080- 1,61·240- 1,61·150

Па

2

3

= 3,01

,

1 2

l3−6

150

м

R

2−5

=

1080 − R1−2·l

−

=

1080− 1,61·240

Па

=2,39 ,

1 2

l2−5

290

м

R

2−7

=

1080 − R1−2·l

−

=

1080− 1,61·240

Па

= 4,34 .

1 2

l2−7

160

м

Определим потери давления на расчетных участках:

∆Р1-2= R1-2·l1-2=1,61·240=386,4 Па; ∆Р2-3= R2-3·l2-3=1,61·150=241,5 Па; ∆Р3-4= R3-4·l3-4=1,61·280=450,8 Па; ∆Р3-6= R3-6·l3-6=3,01·150=451,5 Па; ∆Р2-5= R2-5·l2-5=2,39·290=693,1 Па; ∆Р2-7= R2-7·l2-7=4,34·160=694,4 Па.

Определим давления в конечных точках расчетных участков:

Рк1-2=3000-386,4=2613,6 Па; Рк2-3=2613,6-241,5=2372,1 Па; Рк3-4=2372,1-450,8=1921,3 Па;

44

Рк3-6=2372,1-451,5=1920,6 Па; Рк2-5=2613,6-693,1=1920,5 Па; Рк2-7=2613,6-694,4=1920,0 Па.

Определим фактические потери давления на расчётных участках:

∆Рф1-2= Rф1-2·l1-2=1,3·240=312,0 Па; ∆Рф2-3= Rф2-3·l2-3=0,75·150=112,5 Па; ∆Рф3-4= Rф3-4·l3-4=1,7·280=476,0 Па; ∆Рф3-6= Rф3-6·l3-6=5,2·150=780,0 Па; ∆Рф2-5= Rф2-5·l2-5=2,3·290=667,0 Па; ∆Рф2-7= Rф2-7·l2-7=5,3·160=848,0 Па.

Определим фактическое значение давлений в конечных точках участков:

Рк.ф1-2=3000-312,0=2688,0 Па; Рк.ф2-3=2592-112,5=2575,5 Па; Рк.ф3-4=2524,5-476,0=2099,5 Па; Рк.ф3-6=2524,5-780,0=1795,5 Па; Рк.ф2-5=2592-667,0=2021,0 Па; Рк.ф2-7=2592-848,0=1840,0 Па.

Полученные результаты сведены в табл. 6.6.

Таблица 6.6 Результаты гидравлического расчета тупиковой сети низкого давления

№	l,	Qп,	Qтр,	Qp,	R,	Rф,	∆Р,	∆Рф,	Ркф,	Dн×S	Dн×S
уч.	м	м3/ч	м3/ч	м3/ч	Па/м	Па/м	Па	Па	Па	(ст),мм	(пэ),мм
1-2	240	108,9	467,7	522,2	1,61	1,3	386,4	312,0	2688,0	219×6	225
2-3	150	68,1	195,2	229,3	1,61	0,75	241,5	112,5	2575,5	159×4	160
3-4	280	127,1	0,0	63,56	1,61	1,7	450,8	476,0	2099,5	89×3	90
3-6	150	68,1	0,0	34,05	3,01	5,2	451,5	780,0	1795,5	57×3	63
2-5	290	131,7	0,0	65,83	2,39	2,3	693,1	667,0	2021,0	89×3	90
2-7	160	72,64	0,0	36,32	4,34	5,3	694,4	848,0	1840,0	57×3	63

6.4. Гидравлический расчет тупиковой сети высокого (среднего) давления

Расчет производят после составления схемы, которая вычерчивается в масштабе генерального плана района с указанием ответвлений к потребителям. Задачей является определение диаметров расчетных участков газопровода и ответвлений. Перед началом расчета должны быть известны давления газа (прил. 9) перед населенным пунктом, а также перед сосредоточенными потребителями, длины всех расчетных участков, включая ответвления к потребителям и расчетные расходы газа.

Выбирают главное расчётное направление движения газа, которым является точка от узла питания до самого удалённого и нагруженного участка газопровода.

45

По выбранному направлению определяют средний гидравлический уклон, МПа2/м:

	Rф	=		Р2		-Р2	,	(6.8)
					н	к
			1,1		× ∑Lrk

где Рн – абсолютное давление газа в начале расчетного участка, МПа; Рк – абсолютное давление газа в конце расчетного участка, МПа.

Последовательно рассматривают каждый участок выбранного направления и высчитывают давление в промежуточных точках по формуле

Рк = Рн2 -1,1× Rф × Lrk .	(6.9)
Определяют потери давления по расчетным участкам, МПа2:
DРуч =Рн2 -Рк2.	(6.10)

После определения давлений при вычисленных расходах участков выбирают диаметры трубопроводов с помощью номограммы для определения удельных потерь газопроводов среднего (высокого) давлений рассматриваемого участка, которая представлена на рис. П.8.2.

Ниже приведен порядок работы с номограммой. Схема работы показана на рис. 6.4.

1.По шкале давлений отмечаем точку (1), соответствующую потерям давления рассматриваемого участка. По шкале длин отмечаем точку (2), которая соответствует расчетной длине участка. Проводим отрезок через точки (1, 2).

2.Пересечение этого отрезка с немой шкалой (I) есть точка (3), которую соединяем с точкой, соответствующей расчетному расходу газа на участке по шкале расходов и получаем точку (4).

3.Пересечение этой прямой со шкалой диаметров даёт точку (5), которая равна расчётному значению диаметра трубопровода. Данная величина округляется до ближайшего стандартного из сортамента на трубы, и получаем точку

(6). Величину полученного диаметра вносим в колонку 4, табл. 6.7.

4.Проводим проверочный расчёт, целью которого является уточнение давлений в узлах при выбранных стандартных диаметрах труб, отличающихся от расчётных. Для этого проводим прямую через точку (4) по шкале расходов и точку по шкале стандартных диаметров (6) до пересечения с немой прямой (I) точка (7). Далее через точки (7,2) проводим прямую до пересечения со шкалой давления точка (8) и выписываем фактическое значение потерь давления участка.

DРrk ,Ф =(Рн2 -Рк2 ).

(6.11)

5. Пересчитываем значение Рфк при неизменной (вычисленной из расчёта предыдущего участка) величине Рн по формуле

Рк.ф = Рн2 -DРrk,ф .	(6.12)
46

Подобный перерасчет производят для всех узлов газовой сети (исключая узел питания), в том числе и для конечных узлов перед потребителями.

Если давление газа окажется за пределами допустимого, необходимо изменить величину ближайшего стандартного диаметра газопровода.

Рис. 6.4. Схема номограммы для определения удельных потерь давления газопроводов среднего (высокого) давлений

Результаты расчёта заносят в табл. 6.7.

Таблица 6.7

Результаты гидравлического расчета тупиковой сети среднего (высокого) давления

№ уча-	Длина	Расчетный	Стандарт-	Гидравличе-	Абсолютное			Абсолютное
стка	участка	расход	ный диа-	ские потери	давление в			давление в
	Lrk, м	газа Qp,	метр участ-	давления уча-	начале участ-			конце участка
		м3/ч	ка dн×s, мм	стка Руч.	ка Р	н	, МПа	Р	к	, МПа
				МПа2
1	2	3	4	5			6			7

47

6.5. Пример гидравлического расчета тупиковой газовой сети среднего (высокого) давления

К сетям среднего и высокого давлений присоединяются промышленные предприятия, хлебозаводы, банно-прачечные комбинаты, котельные или теплоэлектроцентрали, а также газорегуляторные пункты.

В качестве исходных данных для расчёта выступает схема, представленная на рис. 6.5.

Рис. 6.5. Расчетная схема тупиковой газовой сети среднего давления

Длины участков газопроводов:

L1-2=300 м, L2-3=250 м, L3-4=300 м, L2-5=200 м, L3-6=200 м, L4-7=200 м, L4-8=100 м, L4-9=100 м.

Расчетные расходы газа для каждого сосредоточенного потребителя равны: QБПК=395 м3/ч, QТЭЦ=8213 м3/ч, QХЗ=200 м3/ч, QПП=1540 м3/ч, QГРП=6380 м3/ч.

Величины абсолютного давления перед населенным пунктом и сосредоточенными потребителями составляют:

Р1=1,2 МПа, Р5=0,4 МПа, Р6=0,6 МПа, Р7=0,3 МПа, Р8=0,28 МПа, Р9=0,25 МПа.

Далее определяем расчетный расход газа на участках: Q3-4= QГРП + QБПК + QХЗ= 6380 + 395 + 200 = 6975 м3/ч;

Q2-3= Q3-4 + QТЭЦ = 6975 + 8213 = 15188 м3/ч; Q1-2= Q2-3 + QПП= 15188 + 1540 = 16728 м3/ч.

48

Далее выбираем главное направление от узла питания, которое является самым длинным и нагруженным. По этому направлению рассчитываем средний гидравлический уклон по формуле (6.8):

Rф

=

Р2

-Р2

,

н

к

1,1

× ∑Lrk

RФ = R1−2−3−4−7

=

Р2

- Р2

=

1, 22 - 0,32

=

1

7

×(L1−2

+ L2−3 + L3−4 + L4−7 )

×(300 + 250 + 300

+ 200)

1,1

1,1

= 0,001169 МПа2 .

м

Последовательно рассматриваем каждый участок выбранного направления и высчитываем давление в промежуточных точках по формуле (6.9):

Рк =

Рн2 -1,1× Rф × Lrk ,

Р

2

=

Р2

-1,1× R

1−2

× L

=

1, 22 -1,1× 0, 001169 × 300 = 1, 026МПа,

1

1−2

Р3

=

Р22

-1,1× R 2−3

× L2−3

=

1, 0262 -1,1× 0, 001169 × 250 = 0,85МПа,

Р4

=

Р32

-1,1× R3−4

× L3−4

=

0,852 -1,1× 0,001169 × 300 = 0,58МПа.

Определяем потери давления по участкам по формуле (6.10):

DРуч =Рн2 -Рк2 ,

DР	=Р2	-Р2	=1, 22 -1,0262 = 0,39МПа2 ,
1−2	1	2
DР2−3 =Р22 -Р32			=1,0262 - 0,852 = 0,33МПа2 ,
DР3−4 =Р32 -Р42			= 0,852	- 0,582		= 0, 27МПа2 ,
DР4−9 =Р42 -Р92 = 0,582				- 0,252		= 0,274МПа2 ,
DР2−5 =Р22 -Р52			=1,0262 - 0, 42 = 0,893МПа2 ,
DР3−6 =Р32		-Р62 = 0,852		- 0,62	= 0,362МПа2 ,
DР4−7 =Р42 -Р72 = 0,582 - 0,32					= 0, 246МПа2 ,
DР4−8 =Р42		-Р82 = 0,582		- 0,282		= 0, 258МПа2 .

Определяем стандартный наружный диаметр трубопроводов по номограмме на рис. П.8.2, которые равны:

(dН ´s)1−2 (dН ´s)2−3 (dН ´s)3−4 (dН ´s)4−9 (dН ´s)2−5

=127 ´3мм; DРф		= 0,41МПа2 ,
1−2
=127 ´3мм; DРф2−3		= 0,33МПа2 ,
=108´3мм; DР3ф−4		= 0,26МПа2 ,
= 57 ´3мм; DРф4−9	= 0,009МПа2 ,
= 57 ´3мм; DРф2−5	= 0,25МПа2 ,

49

(dН × s)3−6	=108× 3мм;	Р3ф−6 = 0,3МПа2 ,
(dН × s)4−7	= 89× 3мм;	Рф4−7	= 0,35МПа2 ,
(dН × s)4−8	= 57 × 3мм;	Рф4−8	= 0,003МПа2.

Вычисляем фактическое давление в узлах с учетом выбранных стандартных наружных диаметров по формуле (6.12):

Рк.ф =Рн2 - Рrk,ф ,

Р2.ф =Р12 - Р1-2,ф = 1,22 − 0,41 = 1,015МПа, Р3.ф =Р22.ф- Р2-3,ф = 1,0152 − 0,33 = 0,837МПа,

Р4.ф =Р3.2 ф- Р3-4,ф = 0,8372 − 0,26 = 0,664МПа, Р5.ф =Р22.ф- Р2-5,ф = 1,0152 − 0,25 = 0,883МПа, Р6.ф =Р3.2 ф- Р3-6,ф = 0,8372 − 0,3 = 0,633МПа, Р7.ф =Р24.ф- Р4-7,ф = 0,6642 − 0,35 = 0,301МПа,

Р8.ф =Р24.ф- Р4-8,ф = 0,6642 − 0,003 = 0,662МПа,

Р9.ф =Р24.ф- Р4-9,ф = 0,6642 − 0,009 = 0,657МПа.

Исходя из расчетов видим, что давление газа перед потребителями оказалось не ниже заданного, следовательно, диаметр трубопроводов на участках газовой сети подобран верно.

7. РАСЧЕТ ВНУТРИКВАРТАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

Задачей расчета является подбор диаметров на отдельных участках внутриквартального газопровода, трассировка которого производится в соответствии с планом жилого квартала (М1:2000), который представлен в прил. 11. Номер варианта определяют по двум последним цифрам зачетной книжки.

Перед расчетом необходимо определить характер и этажность застройки квартала, количество и мощность газовых приборов, устанавливаемых в каждом здании, которые определяют по прил. 11. Тип газовых приборов в таблице указан условными обозначениями:

ПГ-4 – плита газовая четырехкомфорочная; ПГ-2 – плита газовая двухкомфорочная;

ВПГ-20-1-3-П – водоподогреватель проточный газовый, мощностью 20 кВт; ВПГ-23-1-3-П - водоподогреватель проточный газовый, мощностью 23 кВт. По этим данным определяют расчетные расходы газа Qp, м3/ч, по отдель-

ным участкам внутриквартального газопровода, руководствуясь количеством и

50