Курсовая работа: Газопостачання району мiста

1. Газопостачання району міста

1.1 Визначення кількості жителів району міста

1. Здійснюється нумерація кварталів на генплані.

2. За масштабом, приведеним на генплані, визначають площу забудови кожного кварталу.

3. Приймається щільність забудови в залежності від поверховості.

4. Визначається щільність населення

n = S/f, люд/га, (1.1)

де S – щільність житлового фонду в залежності від району будівництва і поверховості, м2/га;

f – норма загальної житлової площі на 1 людину, м2 , у залежності від кліматичної зони.

5. Визначається кількість жителів у кожнім кварталі

Nкві= Fкві· n

6. Визначається кількість жителів по кожній поверховості забудови і району міста.

7. Результати розрахунків зводяться в таблицю 1.1.

Таблиця 1.1 – Визначення кількості жителів району міста

№ кварталу	Поверховість забудови	Площа кварталу, га	Щільність забудови, м2/га	Щільність населення, люд/га	Кількість жителів у кварталі, люд
1	2	3	4	5	6
1 2 20 21 37 36 35	1	5,4 7,56 4,93 4,2 2,97 2,86 6,11	1800	100	540 756 493 420 297 286 611
3 7 13 8 14 32 34 33	2	7,65 3,15 5,94 3,45 4,59 4,95 2,64 2,64	3300	183,33	1403 578 1089 633 842 908 484 484
5 9 19 28 27 23 22 31	3	3,78 3,45 4,76 4,2 3,78 4,48 4,2 5,17	4100	227,78	862 786 1085 957 862 1021 957 1178
6 4 10 26 29 30	4	3,15 5,04 4,14 3,85 2,97 2,97	4600	255,56	806 1289 1059 984 760 760
12 11 15 16 17 18 25 24	7	8,14 10,35 4,59 1,74 3,44 4,59 2,66 3,0	5900	327,78	2669 3393 1505 571 1128 1505 872 984
Сума					35817

1.2 Визначення основних характеристик газоподібного палива

1.2.1Визначення характеристик палива за складом

Для заданого родовища газу за [1] визначаємо склад природного газу у відсотках за обсягом.

Таблиця 1.2 – Об’ємні частки компонентів вхідних до складу газу Ванейвіского родовища і їхні фізико-хімічні характеристики при 0˚С, 101,3 кПа

Назва	Об’ємна частка, r, %	Вища теплота згорання, Qв, кДж/м3	Нижча теплота згорання, Qн, кДж/м3	Щільність, ρ, кг/м3
1	2	3	4	5
CH4	89,59	39860	35840	0,7168
C2H6	2,42	70420	63730	1,3566
C3H8	0,70	101740	93370	2,019
C4Н10	0,27	133980	123770	2,703
C5Н12	1,16	158480	146340	3,221
CO2	1,68	—	—	1,9768
Н2S	0,25	25460	23490	1,5392
N2 + рідкі гази	3,93	—	—	1,2505

За складом теплоту згорання (нижчу і вищу) суміші простих газів визначають за формулою

, кДж/ м3, (1.2)

де r – об’ємні частки газів, %, заданого газового родовища, дані приведені в [1].

Qiн(в) – теплота згорання (нижча або вища) окремої компоненти, кДж/м3, приймається по [1].

Щільність природного газу визначається за формулою

ρг=0,01·, кг/м3, (1.3)

де — густина простих газів, що входять до складу газоподібного палива, кг/м3;

Відносна щільність газу за повітрям визначається за формулою:

(1.4)

де ρв – щільність повітря, ρв=1,293 кг/м3

.

Визначаємо число Воббе.

Згідно з вимогами до природних газів для комунально-побутового призначення число Воббе повинно знаходитися в межах 39400 — 52000 кДж/м3. Число Воббе визначається за формулою

, кДж/м3; (1.5)

кДж/м3;

кДж/м3.

1.2.2Визначення характеристик палива по вуглецевому числу

Вуглецеве число визначається за формулою

(1.6)

де r = 100 – Б, – пальна складова газу, %; Б – баласт, %.

Нижча теплота згорання природного газу визначається за формулою

,кДж/м3, (1.7)

де r – процентний уміст пальних компонентів.

кДж/м3.

Вища теплота згорання природного газу визначається за формулою

,кДж/м3. (1.8)

(295,4·1,1+102,6) ·94,39=40355 кДж/м3.

Щільність газоподібного палива визначається за формулою

, кг/м3. (1.9)

кг/м3.

Відносна щільність газу по повітрю визначається за формулою

. (1.10)

.

Число Воббе визначається за формулою

, кДж/м3. (1.11)

кДж/м3;

кДж/м3.

Визначається погрішність обчислень за формулою

, % . (1.12)

%;

%.

, % . (1.13)

%;

%.

, % . (1.14)

%.

1.3 Річні витрати газу

1.3.1 Річні витрати газу на побутове споживання

Річні витрати газу на готування їжі і нагрівання води в житлових квартирах (побутове споживання) по поверхам забудови визначається за формулою

, (1.15)

де — нижча теплота згорання газоподібного палива, МДж/м3;

Ni — кількість мешканців в i-тій поверховості забудови, люд;

m — коефіцієнт охоплення газопостачанням даної поверховості забудови;

xi — частка квартир з певним типом газових приладів;

qi — річна норма витрати газоподібного палива, МДж/люд.,[2].

Графа 2 заповнюється за даними таблиці 1.1. У графі 3 приводиться частка квартир з даними споживачами газу. Кількість жителів по видах газових приладів (графа 4) визначається як добуток усієї кількості жителів по даній поверховості (графа 2) на частку квартир з даними споживачами газу.

Норма витрати газу (графа 5) вибирається по [2] для природного газу і відповідного виду устаткування. Норма витрати газу, м3/рік (графа 6), визначається розподілом норми витрати в теплових одиницях на нижчу теплоту згорання. Річна витрата газу — добуток чисельності жителів (графа 4) на норму витрати газу (графа 6).

Таблиця 1.3 — Річні витрати газу на побутове споживання

Споживачі газу по поверховості і складу устаткування	Кількість жителів			Норма витрати газу		Річна витрата газу, м3/рік
	Усього	У частках од.	Кількість жителів	МДж/(люд рік)	м3/(рік люд)
1	2	3	4	5	6	7
1 поверх	3403
ГП		0,5	1702	4600	126	214452
ГП+ВПГ		0,5	1701	8000	219	372519
						586971
2 поверх	6421
ГП		0,3	1927	4600	126	242802
ГП+ВПГ		0,7	4494	8000	219	984186
						1226988
3 поверх	7708
ГП		0,3	2313	4600	126	291438
ГП+ВПГ		0,7	5395	8000	219	1181505
						1472943
4 поверх	5658
ГП		0,2	1132	4600	126	142632
ГП+ВПГ		0,7	3960	8000	219	867240
ГП+ЦГВ		0,1	566	2800	76	43016
						1052888
7 поверх	12627
ГП+ЦГВ		1	12627	2800	76	959652
Сума 5299442

1.3.2 Річні витрати газу на комунально-побутове споживання

Лікарні — розрахункова одиниця 1 ліжко.

Кількість ліжок визначається за формулою n = 0,012·N, (1.16)

де N – загальне число жителів району. n = 0,012·35817 = 429.

Кількість лікарень визначається за формулою

n лік = n/(350ч400). (1.17)

nлік = 429/400 = 1,0725 = 1 лікарня.

— Їдальні.

Їдальні — розрахункова одиниця 1 приведений обід.

Кількість приведених обідів визначається за формулою

n = 1,5·N·90. (1.18)

n = 1,5·35817·90 = 4835295.

Кількість їдалень визначається за формулою

n їд = 0,3·N/(4000ч4500). (1.19)

n їд = 0,3·35817/4000 = 2,686 = 3 їдальні.

Лазні — розрахункова одиниця 1 помивка.

Кількість помивок визначається за формулою

n = 23·N. (1.20)

n =23·35817 = 823791.

Кількість лазень визначається за формулою

n л = 5·N/200000. (1.21)

n л = 5·35817/200000 = 0,895 = 1 лазня.

Пральні — розрахункова одиниця 1т сухої білизни.

Кількість тонн сухої білизни визначається за формулою

n = 0,54·0,1·N. (1.22)

n = 0,54·0,1·35817=1934.

Кількість пралень визначається за формулою

n прал = n/(3000ч3500). (1.23)

n прал = 1934/3000 = 0,645 = 1 пральня.

Хлібозаводи — розрахункова одиниця 1т хлібобулочних виробів.

Кількість тонн хлібобулочних виробів визначається за формулою

n = 0,29·N. (1.24)

n = 0,29·35817=10386.

Кількість хлібозаводів nхз = 1.

Для хлібозаводу визначається середня норма витрати газу в теплових одиницях за формулою:

, МДж, (1.25)

де qф, qч, qкв — норми витрат теплоти на випічку відповідно формового, череневого хлібу і кондитерських виробів, МДж.

МДж.

Річна витрата газу на потреби сфери обслуговування (дрібних комунально-побутових споживачів) слід приймати в розмірі до 5% від сумарної річної витрати газу на житлові будинки (на побутове споживання).

Розрахунок річного споживання газу комунально-побутовими підприємствами зводиться в таблицю 1.4.

Таблиця 1.4 — Річна витрата газу на комунально-побутове споживання

Найменування споживача	Розрахункова одиниця споживання	Норма витрати газу на розрахункову одиницю		Кількість розрахункових одиниць	Річна витрата газу, м3/рік	Кількість підприємств
		МДж	м3
1	2	3	4	5	6	7
Сфера обслуговування	—	—	—	—	264972	—
Лікарні	1 ліжко	12400	340	429	145860	1
Їдальні	1 обід	4,2	0,115	4835295	556058	3
Лазні	1 помивка	50	1,374	823791	1131888	1
Пральні	1 т сухої білизни	18800	516	1934	997944	1
Хлібозавод	1 т хлібобулочних виробів	4582,5	125	10386	1298250	1
					4394972

1.3.3 Річна витрата газу на опалення і вентиляцію

1.3.3.1 Річна витрата газу на опалення і вентиляцію житлових і громадських будинків

На опалення і вентиляцію житлових і громадських будівель, які збудовані після 1994 року, річна витрата газу, що використовується на опалювальних котельних або в опалювальних агрегатах, визначається за формулою

, м3/рік, (1.26)

де А — загальна площа житлових будинків, м2: Ai = Ni∙f,

де Nі — кількість жителів, що проживають в і-ої поверховості, люд;

f — норма житлової площі на одну людину, м2, f = 18 м2;

Qо — укрупнений показник максимального теплового потоку на опалення житлових будинків, ГДж/(м2 рік); приймається за додатком Г [2] залежно від градусо-діб опалювального періоду (ГДОП). Для м. Омськ ГДОП=6490 гр/діб;

Qн — нижча теплота згорання газоподібного палива, кДж/м3;

— коефіцієнт корисної дії опалювальних установок;

k1 — коефіцієнт, що враховує витрату тепла на опалення громадських будівель, приймається рівним 0,25;

k2 — коефіцієнт, що враховує витрату теплоти на вентиляцію громадських будівель, приймається рівним 0,6.

Річна витрата газу на опалення і вентиляцію житлових і громадських будинків, побудованих|спорудити| після|потім| 1994 р|. визначається за формулою

, м3/рік. (1.27)

1 поверхові: A = 3403∙18=61254 м2;

2 поверхові: A = 6421∙18=115578 м2;

3 поверхові: A = 7708∙18=138744 м2;

4 поверхові: A = 5658∙18=101844 м2;

7 поверхові: A = 12627∙18=227286 м2;

Для громадськихих будинків:

, м3/рік. (1.28)

1.3.3.2 Річна витрата газу на опалення і вентиляцію зосереджених споживачів

Річна витрата газу на опалення і вентиляцію зосереджених споживачів (лікарень, пральних, лазень і хлібозаводів) визначається за формулою

, м3/рік, (1.29)

де a — поправочний коефіцієнт, що залежить від розрахункової температури зовнішнього повітря для системи опалення (при tро=-37 0С a =0,93). Проміжні значення a визначаються інтерполюванням);

Vз — будівельний об’єм будівель по зовнішньому обміру, м3;

qо(в) — питома опалювальна (вентиляційна) характеристика будинку, Вт/(м3 К), приймається за додатком Д [2];

tвн — розрахункова температура внутрішнього повітря в приміщенні, 0С, приймається за додатком Д [2];

zр — число годин роботи системи в добу (для системи опалення приймається рівним 24 години, а системи вентиляції -16 годин).

Будівельні об’єми будинків для зосереджених комунально-побутових споживачів можуть бути визначені за наступними формулами:

— пральня:

, м3, (1.30)

де n — кількість білизни в пральні, т/рік;

— лазня:

, м3, (1.31)

де N — число мешканців в районі міста або в селищі, люд.

— лікарні: Vз = 225· n, м3, (1.32) де n — число ліжок в лікарнях.

Vз = 225· 429=96525 м3;

— хлібозавод:

Vз =, м3, (1.33)

де n — кількість хлібобулочних виробів ,що випікаються, т/рік.

Vз =;

1.3.3.3 Річна витрата газу на гаряче водопостачання

Річна витрата газу на централізоване гаряче водопостачання в житлових і громадських будинках визначається за формулою

, м3/рік, (1.34)

де — середня за годину витрата газу на гаряче водопостачання в зимовий період, м3/год, що визначається за формулою

=, (1.35)

де q1 і q2 — укрупнений тепловий потік на гаряче водопостачання (ГВП) на одну людину, Вт, відповідно: яка проживає в будинку з централізованим ГВП з урахуванням споживання в громадських будинках і в будинках без централізованого ГВП, але з урахуванням споживання в громадських будинках (якщо в квартирах встановлені ванни довжиною 1.5 м, то приймається q1=376 Вт і q2=73 Вт);

N1 і N2 — кількість мешканців, які проживають в квартирах відповідно: з централізованим ГВП і без централізованого ГВП, люд;

tхз і tхл — температури водопровідної води відповідно: в зимовий і літній періоди, 0С (ці температури приймаються 5 і 15 0С);

b — коефіцієнт, що враховує зниження витрати гарячої води в річний період (для курортних міст і промислових підприємств b =1,5; для інших споживачів b =0,8).

=

1.3.4 Річні витрати газу на промислових підприємствах

Річні витрати газу на технологічні і опалювально-вентиляційні потреби промпідприємств залежать від обсягу продукції, що випускається, кліматичних умов, виду виробництва та ін.

Річна витрата газу на промпідприємстві складається з витрат газу на технологічні потреби і на потреби опалення і вентиляції.

Витрата газу по промислових підприємствах визначається по двох методиках:

а) на підставі теплотехнічних характеристик встановленого устаткування;

б) по заданих сумарних річних витратах газу на підприємствах.

За завданням річні витрати газу промпідприємств складає:

Промислові будівельні матеріали 60 млн. м3/рік

на технологію:

— у печах 60 %;

— у котлах 30 %.

Q=60·106·(0,6+0,3)=54·106 м3/рік

на отопление 10 % :

Q=60·106·0,1= 6·106 м3/рік

Радіотехнічна 48 млн. м3/ рік

на технологію:

— у печах 15 %;

— у котлах 45 %.

Q=48·106·(0,15+0,45)=28,8·106 м3/рік

на отопление 40 % :

Q=48·106·0,4= 19,2·106 м3/рік

Річні витрати газу всіма категоріями споживачів зводяться в таблицю 1.5.

Таблиця 1.5 — Річна витрата газу районом міста або селищем

Категорія споживачів	Річна витрата газу, м3/рік
1 Побутове споживання	5299442
2 Комунально-побутове споживання	4394972
3 Технологічні потреби промпідприємств 1 підприємство 2 підприємство	54·106 28,8·106
В ЗАГАЛЬНОМУ ОБЛІКУ	92494414
4 Опалення, вентиляція, гаряче водопостачання: а) житлові і громадські будинки б) лікарні в) пральня г) лазня д) хлібозавод	15603000 1326094 188712 246323 623760
е) 1 підприємство	6·106
і) 2 підприємство	19,2·106
Гаряче водопостачання	5595859
В ЗАГАЛЬНОМУ ОБЛІКУ	43187889
ВСЬОГО ПО РАЙОНУ МІСТА	135682303

1.4 Визначення розрахункових витрат газу

1.4.1 Визначення розрахункових витрат газу на побутове споживання

Розрахункова витрата газу (максимальна годинна витрата) на господарсько-побутові потреби при 0 0С і тиску газу 0,1 МПа слід визначати за формулою

, м3/год , (1.36)

де — річна витрата газу на побутове споживання, м3/рік;

km — коефіцієнт годинного максимуму (коефіцієнт переходу від річної витрати до максимальної годинної витрати газу). km=1/2458.

Коефіцієнт годинного максимуму витрати газу приймається по [2] диференційовано по кожному району газопостачання, мережі якого являють собою самостійну систему, гідравлічно не зв’язану з системами інших районів.

Розрахункова витрата газу для одноповерхової забудови:

Q1р=586971/2458=238 м3/год.

Розрахункова витрата газу для двоповерхової забудови:

Q2р=1226988/2458=499 м3/год.

Розрахункова витрата газу для триповерхової забудови:

Q3р=1472943/2458=599 м3/год.

Розрахункова витрата газу для чотириповерхової забудови:

Q4р=1052888/2458=428 м3/год.

Розрахункова витрата газу для сімиповерхової забудови:

Q7р=959652/2458=390 м3/год.

1.4.2 Визначення розрахункових витрат газу на комунально-побутове споживання

Розрахункова витрата газу на комунально-побутове споживання визначається за формулою

, м3/год, (1.37)

де — річна витрата газу, м3/рік;

km — коефіцієнт годинного максимуму, приймається згідно з [2].

Розрахункова витрата газу на лазню:

,м3/год. (1.38)

м3/год.

Розрахункова витрата газу на пральню:

,м3/год. (1.39)

м3/год.

Розрахункова витрата газу на їдальні:

, м3/год, (1.40)

м3/год.

Розрахункова витрата газу на хлібозавод:

м3/год.

Розрахункова витрата газу на лікарні:

м3/год.

Розрахункова витрата газу на сферу обслуговування (дрібні комунально-побутові споживачі):

м3/год.

1.4.3 Визначення розрахункових витрат газу на опалення, вентиляцію і гаряче водопостачання

Розрахункова витрата на опалення, вентиляцію та гаряче водопостачання визначається за формулою

, м3/год , (1.41)

де Qрік — річна витрата газу на опалення, вентиляцію або гаряче водопостачання, м3/рік;

m — число годин використання максимуму навантаження на протязі року, год.

Розрахункову витрату будівель на опалювання, вентиляцію і гаряче водопостачання, побудованих після 1994 р. визначають за формулою

м3/год,(1.42)

де qo – укрупнений показник максимального теплового потоку на опалювання житлових будівель, побудованих після 1994 р., Вт/м2. Приймається за додатком Г [2].

Для одноповерхової забудови:

=1063 м3/год.

Для двоповерхової забудови:

=1619 м3/год.

Для триповерхової забудови:

=1378 м3/год.

Для чотириповерхової забудови:

=945 м3/год.

Для сімиповерхової забудови:

=1962 м3/год.

1.4.4 Розрахункові витрати газу на опалення і вентиляцію зосереджених споживачів

Для комунально-побутових споживачів число годин максимуму визначається за формулою

, год, (1.43)

де tро – розрахункова температура зовнішнього повітря для проектування системи опалення. tро= -37˚С.

Розрахункова витрата газу на лікарню:

год; м3/год.

Розрахункова витрата газу на пральню:

год; м3/год.

Розрахункова витрата газу на лазню:

год; м3/год.

Розрахункова витрата газу на хлібозавод:

год; м3/год.

Число годин максимуму для промислових підприємств m:

год.

Розрахункова витрата газу на промисловість будівельних матеріалів:

м3/год.

Розрахункова витрата газу на радіотехнічне підприємство:

м3/год.

1.4.5 Визначення розрахункових витрат газу на гаряче водопостачання

Визначення розрахункових витрат газу на гаряче водопостачання розраховується за формулою

, м3/год, (1.44)

де m – число годин максимуму.

Число годин використання максимуму навантаження на потреби гарячого водопостачання (за розрахункову витрату приймається середня витрата за опалювальний період) визначається за формулою

, год, (1.45)

де – температура водопровідної води в літній період. =15 ˚С;

– температура водопровідної води в зимовий період. =5 ˚С.

=7276 год;

=769 м3/год.

1.4.6 Визначення розрахункових витрат газу на технологію промислових підприємств

Розрахункова витрата газу на технологічні потреби промпідприємств визначається за формулою

, м3/год, (1.46)

де km — коефіцієнт годинного максимуму для технологічних потреб;

— річна витрата газу на технологічні потреби на промисловому підприємстві, м3/рік.

Коефіцієнт годинного максимуму km приймається згідно [2] в залежності від галузі промисловості. Якщо не відомі річні витрати газу по печах і котлах, то він приймається в цілому по галузі.

За [2] для промисловісті будівельних матеріалів km дорівнює:

— по печах — km=1/6200;

— по котлах — km=1/5500.

для радіотехнічного підприємства km дорівнює:

— по печах — km=1/5500;

— по котлах — km=1/3300.

Розрахункова витрата газу на промисловість будівельних матеріалів:

м3/год;

м3/год;

, м3/год. (1.47)

м3/год.

Розрахункова витрата газу на радіотехнічнє підприємство:

м3/год;

м3/год.

,м3/год. (1.48)

м3/год.

1.4.7 Визначення кількості котелень і витрати газу на них

1. Визначається сумарна розрахункова витрата газу на котельнях:

, м3/год, (1.49)

де — розрахункова витрата газу на централізоване гаряче водопостачання, м3/год;

S— сумарна розрахункова витрата газу на опалення і вентиляцію житлових і громадських будинків з централізованою системою опалення, м3/год.

м3/год.

2. Необхідна теплопродуктивність котлоагрегатів всіх котельних визначається за формулою:

, МВт , (1.50)

де Qн — нижча теплота згорання газового палива, кДж/м3;

h — ККД котлоагрегатів.

МВт.

Підбираємо тип котлоагрегатів: приймаємо 5 котлоагрегатів типа КВГМ-7,56 і 2 котлоагрегату типа КВГМ-11,63.

4. Визначається установну потужність котлоагрегатів:

МВт, (1.51)

де ni – кількість котлів;

Qi – теплопродуктивність, МВт.

5·7,56+2·11,63=61,06 МВт.

5. Визначаємо нев’язку:

Нев’язка=

6. Визначається витрата газу на вироблення 1 МВт тепла:

м3/год·МВт. (1.52)

м3/год·МВт.

7. Витрата газу по котельнях:

Qк=ni·Qi·q, (1.53)

деni – кількість котлів у котельні;

Qкi – потужність одного котла, МВт.

Витрата газу в першій котельні: Qк1=5·7,56·109=4120 м3/год.

Витрата газу в другій котельні:Qк2=2·11,63·109=2535 м3/год.

Розрахункові витрати газу зводяться в таблицю 1.6.

Таблиця 1.6 — Розрахункові витрати газу всіма групами споживачів

Найменування споживачів	Розрахункові витрати газу, м3/год				Загальна розрахункова витрата газу, м3/год
	Житлові будинки (побутове споживання)	Комунально-побутове споживання	Опалення, вентиляція і гаряче водопостачання	Технологічні потреби підприємств
1	2	3	4	5	6
Житлові будинки
1	238		1063		1301
2	499				499
3	599				599
4	428				428
7	390				390
Лікарні		58	485		543
Їдальні		278			278
Хлібозавод		216	236		452
Пральня		334	75		409
Лазня		427	83		510
Сфера обслуговування		107			107
Котельня № 1			4120		4120
Котельня № 2			2535		2535
Підприємство 1			2272	9078	11350
Підприємство 2			7272	7854	15126
В загальному обліку	2154	1420	18141	16932	38647

1.5 Визначення розрахункових витрат газу по кварталах району

Розрахункова витрата газу в кварталі визначається за формулою

, м3/год, (1.54)

де qi — питома витрата газу в i-ій поверховості, що визначається за формулою

, м3/(год·люд),(1.55)

, м3/(год·люд),(1.56)

де Qрi — розрахункова витрата газу в i-ій поверховості, м3/год;

Ni — кількість жителів в i-ій поверховості, люд;

— розрахункова витрата газу дрібними комунально-побутовими споживачами (сферою обслуговування), м3/год;

Nзаг — загальна кількість мешканців в населеному пункті, люд.

Для одноповерхових будинків:

м3/(год·люд).

Для двоповерхових будинків:

м3/(год·люд).

Для триповерхових будинків:

м3/(год·люд).

Для чотириповерхових будинків:

м3/(год·люд).

Для сімиповерхових будинків:

м3/(год·люд).

Витрати газу по кварталах зводяться в таблицю 1.7.

Таблиця 1.7 — Розрахункові витрати газу по кварталах району міста

Номер кварталу	Кількість мешканців в кварталі	Питома витрата газу, м3/(год люд)	Розрахункова витрата газу в кварталі, м3/год
1	2	3	4
1	540	0,3853	208,06
2	756		291,29
20	493		189,95
21	420		161,83
37	297		114,43
36	286		110,19
35	611		235,42
3403 Сума: 1311,17
3	1403	0,0807	113,22
7	578		46,64
13	1089		87,88
8	633		51,08
14	842		67,95
32	908		73,28
34	484		39,06
33	484		39,06
6421 Сума: 518,17
5	862	0,0806	69,48
9	786		63,35
19	1085		87,45
28	957		77,13
27	862		69,48
23	1021		82,29
22	957		77,13
31	1178		94,95
7708 Сума: 621,26
6	806	0,0785	63,27
4	1289		101,19
10	1059		83,13
26	984		77,24
29	760		59,66
30	760		59,66
5658 Сума: 444,15
12	2669	0,0338	90,21
11	3393		114,68
15	1505		50,87
16	571		19,30
17	1128		38,13
18	1505		50,87
25	872		29,47
24	984		33,26
12627 Сума: 426,79
Усього 3321,54

нев’язка=

1.6 Визначення кількості газорегуляторних пунктів

Кількість газорегуляторних пунктів (ГРП) визначається за формулою

, шт, (1.57)

де F — площа району міста або селища, що газифікується, м2;

— оптимальний радіус дії ГРП, м, що визначається за формулою

, (1.58)

де P — вартість одного ГРП, грн;

b — коефіцієнт вартості, грн/(м·см);

Dp — перепад тиску в мережі низького тиску, Па;

j1 — коефіцієнт щільності мережі низького тиску, 1/м, що визначається за формулою

, (1.59)

де lнт — довжина мережі низького тиску, м;

q — питома шляхова витрата газу в мережі низького тиску, м3/(год·м), що визначається за формулою

, (1.60)

де — сумарна розрахункова витрата газу на ГРП району міста, м3/год, що визначається за формулою:

, (1.61)

де S — сумарна розрахункова витрата газу на побутове споживання, м3/год;

— розрахункова витрата газу на опалення і вентиляцію забудови з місцевою системою опалення (одноповерховою), м3/год;

— розрахункова витрата газу на дрібні комунально-побутові споживачі (сферу обслуговування), м3/год;

— розрахункова витрата газу на комунально-побутове споживання в їдальнях, м3/год.

1. Визначається загальна площа газифіцируємої території: F=2803000 м2.

2. Загальна довжина мережі низького тиску: ∑lнд=26100 м.

3. Кількість ГРП:

м3/год;

м3/(год·м);

м-1.

Оптимальний радіус дії ГРП при b=4,5 и P=90000 грн.

м;

шт ≈ 2 ГРП.

У результаті розрахунку приймаємо 2 ГРП з оптимальним радіусом дії ГРП Rопт=929,4 м орієнтована вартість ГРП 90000 грн. Зона дії кожного ГРП повинна бути компактною. ГРП на плані району міста розміщаємо в центрі навантажень. Це забезпечує економію приведених витрат на розподільні мережі низького тиску.

Далі необхідно визначити зону дії кожного ГРП і обчислити витрату газу на них, набираючи його з витрат газу житлових кварталів і споживачів, що обслуговуються даним ГРП. Результати визначення об’ємів газу і розподіл кварталів по ГРП наводяться в таблиці 1.8.

Таблиця 1.8 — Витрати газу газорегуляторними пунктами

ГРП-1		ГРП-2
Номери кварталів, найменування споживачів	Витрата газу, м3/год	Номери кварталів, найменування споживачів	Витрата газу, м3/год
1	208,06	4	101,19
2	291,29	5	69,48
13	87,88	6	63,27
12	90,21	7	46,64
14	67,95	8	51,08
15	50,87	9	63,35
16	19,30	10	83,13
28	77,13	18	50,87
27	69,48	19	87,45
26	77,24	20	189,95
31	94,95	21	161,83
30	59,66	22	77,13
29	59,66	23	82,29
37	114,43	24	33,26
36	110,19	33	39,06
35	235,42	34	39,06
Їдальня	92,7	32	73,28
		25	29,47
		3	113,22
		11	114,68
		17	38,13
		Їдальня	185,3
Сума: 1713,72+92,7=1806,42		Сума: 1607,82+185,3=1793,12

Нев’язка між сумарним навантаженням на ГРП і споживанням газу житловими будинками, їдальнями повинна бути не більш 10 %:

Нев’язка між сумарним навантаженням ГРП і споживанням газу споживачами низького тиску повинна бути не більш 0,5%:

1.7 Гідравлічний розрахунок мережі середнього тиску

Початковий тиск: Рп = 400 кПа;

Кінцевий тиск: Рк = 170 кПа.

На план міста наносяться споживачі (промпідприємства, хлібозавод, опалювальні котельні, ГРП, лазні і пральні, що можна об’єднувати в лазньо-пральний комбінат, лікарняні містечка), які приєднуються до мережі середнього або високого тиску. Здійснюється трасування мережі по вулицях і проїздах району міста.

Для гідравлічного розрахунку мереж середнього і високого тиску складається розрахункова схема газопроводів, на якій здійснюється нумерація ділянок, проставляється їхня довжина і розрахункові витрати газу споживачами.

Якщо передбачається резервування пропускної спроможності газопроводів, то гідравлічний розрахунок виконується для двох аварійних і для одного нормального режимів, на підставі якого визначаються діаметри газопроводів і тиск у споживачів.

Розрахунок першого аварійного режиму виконується в наступній послідовності:

1) Викреслюється схема газової мережі в першому аварійному режимі (відключена права ділянка від точки підключення ГРС. При цьому газ рухається від джерела до останнього споживача за годинниковою стрілкою).

2) Визначаються витрати газу по ділянках, починаючи з останнього по ходу руху газу споживача. При цьому враховують, що ділянка (яка називається перемичкою), котра лежить проти точки підключення ГРС, ділить газову мережу на половину кільця, що функціонує нормально, і аварійну половину. Подача газу споживачам аварійної половини кільця приймається у розмірі 50% від розрахункової витрати газу.

3) Визначаються розрахункові довжини ділянок за формулою

Lpi=1,1· Lдi , м, (1.62)

де Lpi — розрахункова довжина i-ої ділянки, м;

Lдi — дійсна довжина i-ої ділянки за планом, м.

Визначається середня комплексна величина Аср за формулою

, кПа2/км, (1.63)

де Pп — абсолютний тиск газу на виході з джерела (ГРС), кПа;

Pк — те ж, в кінці напрямку (в точці зустрічі потоків), кПа;

Lpi — розрахункова довжина ділянки, м.

5) По номограмі, орієнтуючись на Аср і витрату газу на ділянці, визначаються діаметри ділянок і дійсні комплексні величини Ад.

6) Визначають абсолютний тиск газу у вузлових точках за формулою

, кПа, (1.64)

В результаті підбору діаметрів тиск в останнього споживача повинен бути не менше заданого. Якщо дана умова не виконується (тиск у кінцевого споживача значно більше або менш заданого), зменшують (або збільшують) діаметр деяких ділянок з числа тих, що мають понижене (підвищене) значення комплексної величини. У відповідності до вимог [2] слід прагнути до максимального використання допустимої втрати тиску. Ця умова перевіряється дотриманням наступної нерівності:

(1.65)

Розрахунок другого аварійного режиму виконується в такій же послідовності, але відключається ділянка, яка прилягає до точки підключення ГРС ліворуч, і при цьому газ рухається проти годинникової стрілки.

При розрахунку нормального режиму приймаються діаметри газопроводів найбільші з двох аварійних. Розрахункові витрати газу по ділянках визначають при повному навантаженні (100 %) споживачів, відключаючи ділянку проти точки підключення ГРС. При розрахунку нормального режиму тиск у вузлах визначають за двома півкільцями (відключена ділянка проти точки підключення ГРС, тобто перемичка).

Нев’язка тиску в останніх вузлах півкілець не повинна перевищувати 10%. В противному випадку необхідно виконувати потокорозподіл в мережі таким чином, щоб виконувалась необхідна нев’язка. Приклад розрахунку потокорозподілу в мережі середнього тиску наведений в [1].

Після гідравлічного розрахунку газопроводів при нормальному режимі має місце великий запас тиску у вузлах у порівнянні з кінцевим тиском. Щоб «погасити» цей запас при підборі діаметрів відгалужень, приймають максимально можливу величину Ад (або мінімально можливий діаметр, але не менше 32 мм). Отриманий кінцевий тиск у споживача повинен бути не менше необхідного (або заданого).

Розрахунок ведеться у відповідності зі схемою руху газового палива, приведен-ной на рисунку 1.2.

Гідравлічний розрахунок мережі високого або середнього тиску зводиться в таблицю 1.9.

Таблиця 1.9 – Гідравлічний розрахунок мереж середнього тиску

Номер ділянки	Довжина, км							Розрахункова витрата газу на ділянці, м3/год	Умовний діаметр, dн х s, мм	Ад, кПа2/км	Розрахункова витрата газу на ділянці, м3/год	Тиск, кПа
	За планом, l			розрахункова, l=1,1· ·l								Р	Р
Перший аварійний режим кПа2/км
ГРС-1	0,49			0,54		30030,3			426х9	13000	7020	400	391,13
1-2	0,55			0,61		30030,3			426х9	13000	7930	391,13	380,85
2-3	0,13			0,14		26024,3			325х8	34000	4760	380,85	374,55
3-4	0,6			0,66		24947,3			325х8	29000	19140	374,55	348,07
4-5	1,11			1,22		9821,3			273х7	14000	17080	348,07	322,59
5-6	0,36			0,40		7972,3			219х6	25000	10000	322,59	306,71
6-7	1,28			1,41		7075,7			219х6	24000	33840	306,71	245,42
7-8	1,41			1,55		1400,7			133х4	14000	21700	245,42	196,29
8-9	0,05			0,06		1129,2			108х4	25000	1500	196,29	192,43
9-10	0,2			0,22		903,2			108х4	17000	3740	192,43	182,46
10-ГРП1	0,1			0,11		903,2			108х4	17000	1870	182,46	177,26
Сума				6,92							128580
нев’язка
Другий аварійний режим кПа2/км
ГРС-1		0,49			0,54		27898,04		377х9	18000	9720	400	387,66
1-10		0,11			0,12		27898,04		377х9	18000	2160	387,66	384,86
10-9		0,2			0,22		26091,6		325х8	35000	7700	384,86	374,73
9-8		0,05			0,06		25639,6		325х8	34000	2040	374,73	371,99
8-7		1,41			1,55		25096,6		325х8	33000	51150	371,99	295,35
7-6		1,28			1,41		13746,6		325х8	10000	14100	295,35	270,43
6-5		0,36			0,40		11953,5		273х7	20200	8080	270,43	255,05
5-4		1,11			1,22		10104,5		273х7	16000	19520	255,05	213,38
4-3		0,6			0,66		2541,5		159х4,5	17000	11220	213,38	185,23
3-2		0,13			0,14		2003		159х4,5	10000	1400	185,23	181,41
2-КУ		0,1			0,11		2003		159х4,5	10000	1100	181,41	178,35
Сума					6,43						128190
нев’язка
Нормальний режим
ГРС-1			0,49		0,54		39851,54		426х9	20000	10800	400	386,26
1-2			0,55		0,61		23907		426х9	5000	3050	386,26	382,29
2-3			0,13		0,14		19901		325х8	20000	2800	382,29	378,62
3-4			0,6		0,66		18824		325х8	19000	12540	378,62	361,68
4-5			1,11		1,22		3698		273х7	2200	2684	361,68	357,95
5-КУ			0,1		0,11		3698		159х4,5	35000	3850	357,95	352,53
Сума					3,28						35724
ГРС-1			0,49		0,54		39851,54		426х9	20000	10800	400	386,26
1-10			0,11		0,12		15944,54		377х9	6000	720	386,26	385,33
10-9			0,2		0,22		14138,12		325х8	10500	2310	385,33	382,32
9-8			0,05		0,06		13686,12		325х8	11000	660	382,32	381,46
8-7			1,41		1,55		13143,12		325х8	10000	15500	381,46	360,57
7-6			1,28		1,41		1793,12		325х8	190	267,9	360,57	360,19
6-ГРП2			0,1		0,11		1793,12		108х4	60000	6600	360,19	350,92
Сума					4,01						36857,9
нев’язка
Розрахунок відгалужень
5-КУ			0,1		0,11		3698		133х4	90000	9900	357,95	343,84
4-ПП2			0,1		0,11		15126		159х4,5	513518	56486	361,68	272,63
3-ЛПК			0,1		0,11		1077		89х3	70000	7700	378,62	368,31
2-КУ			0,1		0,11		4006		133х4	95281	10480	382,29	368,33
10-ГРП1			0,1		0,11		1806,42		108х4	70000	7700	385,33	375,21
9-ХЗ			0,1		0,11		452		57х3	95000	10450	382,32	368,4
8-ЛМ			0,1		0,11		543		76х3	38000	4180	381,46	375,94
7-ПП1			0,1		0,11		11350		133х4	752453	82769	360,57	217,35
6-ГРП2			0,1		0,11		1793,12		108х4	60000	6600	360,19	350,91

1.8 Гідравлічний розрахунок мережі низького тиску

Для розрахунку викреслюється схема кільцевої мережі, на якій вказуються довжини ділянок і вибираються напрямки руху потоків газу по ділянках.

При виборі напряму руху потоків газу прагнуть, щоб газ рухався до споживача по найкоротшому шляху, а також до рівномірного розподілу транзитних потоків по мережі. На розрахунковій схемі показують «відсічки » — точки, через які транзитні витрати газу не проходять.

Далі визначаються шляхові і еквівалентні витрати газу за наступною методикою:

1) Визначається сумарна довжина газопроводів кожного замкнутого контуру — кільця за формулою

, м, (1.66)

де Li — довжина окремої ділянки контуру, м.

2) Визначаються питомі витрати газу по окремих контурах (кільцях) за формулою:

, м3/(год·м), (1.67)

де Qi — розрахункова витрата газу рівномірно розподілених споживачів, що обслуговуються даним контуром (витрата газу на кварталах, що входять в даний контур), м3/год.

Таблиця 1.10 — Питома витрата газу по окремих контурах

№ кварталу	Довжина газопроводу, м	Питома витрата газу на ділянці, м3/(год·м)	№ ділянок
1	2	3	4
1	1080	0,193	1-2, 2-5, 4-5,1-4
2	1280	0,228	2-3, 3-6, 5-6, 2-5
13	1120	0,078	4-5, 5-8, 7-8, 4-7
12	1320	0,068	5-6, 6-10, 9-10, 8-9, 5-8
14	1000	0,068	7-8, 8-А, 12-А, 11-12, 7-В, 11-В
15	980	0,052	8-9, 9-С, 13-С, 12-13, 12-А, 8-А
16	810	0,024	9-10, 10-Д, 14-Д, 13-14, 12-С, 9-С
26	1040	0,074	13-14, 14-18, 17-18, 13-17
27	900	0,077	12-13, 13-17, 16-17, 12-16
28	920	0,084	11-12, 12-16, 15-16, 11-15
29	880	0,068	15-16, 16-20, 19-20, 15-19
30	860	0,069	16-17, 17-21, 20-21, 16-20
31	1270	0,075	17-18, 18-22, 21-22, 17-21
35	1530	0,154	21-22, 22-26, 25-26, 21-25
36	880	0,125	20-21, 21-25, 24-25, 20-24
37	900	0,127	19-20, 20-24, 23-24, 19-23

3) Визначаються питомі витрати газу на ділянках за формулою

, м3/(год·м), (1.68)

де qi — питомі витрати газу контурів (кілець), що обслуговуються даною ділянкою газопроводу, м3/(год·м).

Визначаються шляхові і еквівалентні витрати газу на ділянках за формулами

, м3/год, (1.69)

, м3/год, (1.70)

де Qшлях — шляхова витрата газу на ділянці, м3/год;

Qек — еквівалентна витрата газу на ділянці, м3/год;

Li — довжина ділянці, м.

При цьому сума шляхових витрат газу повинна дорівнювати витраті газу на ГРП без врахування витрати газу зосереджених споживачів (відхилення допускається не більш 0,5 %).

Далі за розрахунковою схемою обчислюються транзитні витрати газу по ділянках, тобто кількість газу, що іде на живлення наступних ділянок. Транзитна витрата визначається як сума шляхових, зосереджених і транзитних витрат всіх ділянок, які приєднуються до кінця ділянки, що розраховується. Якщо на ділянці поставлена «відсічка «, то транзитна витрата на неї дорівнює нулю. Визначення транзитних витрат газу починають з найбільш віддалених ділянок, наближаючись поступово до ГРП.

Розрахункова витрата газу Qp на ділянці визначається за формулою:

, м3/год, (1.71)

де Qтр — транзитна витрата газу на ділянці, м3/год.

Розрахунок шляхових, еквівалентних, транзитних витрат газу зводиться в таблицю 1.11.

Таблиця 1.11 – Визначення розрахункових витрат газу по ділянках мережі

Номер ділянки	Довжина ділянки, м	Питома витрата газу на ділянці, м3/(год·м)	Витрати газу на ділянці, м3/год
			Qшлях	Qек	Qтр	Qр
1	2	3	4	5	6	7
2-1	300	0,193	57,9	28,95	0	28,95
2-3	400	0,228	91,2	45,6	0	45,6
6-3	240	0,228	54,72	27,36	0	27,36
5-4	300	0,271	81,3	40,65	0	40,65
5-6	400	0,296	118,4	59,2	0	59,2
4-1	240	0,193	46,32	23,16	0	23,16
5-2	240	0,421	101,04	50,52	149,1	199,62
7-4	260	0,078	20,28	10,14	46,32	56,46
8-7	300	0,146	43,8	21,9	73,4	95,3
8-9	290	0,12	34,8	17,4	92,52	109,92
9-10	110	0,092	10,12	5,06	74,8	79,86
8-5	260	0,146	37,96	18,98	542,54	561,52
10-6	260	0,068	17,68	8,84	54,72	63,56
7-В	100	0,068	6,8	3,4	0	3,4
А-8	100	0,12	12	6	825,02	831,02
9-С	100	0,076	7,6	3,8	0	3,8
10-Д	100	0,024	2,4	1,2	0	1,2
11-В	100	0,068	6,8	3,4	0	3,4
А-12	100	0,12	12	6	957,63	963,63
13-С	100	0,076	7,6	3,8	0	3,8
14-Д	150	0,024	3,6	1,8	0	1,8
12-11	300	0,152	45,6	22,8	48,81	71,61
12-13	290	0,129	37,41	18,71	122,68	141,39
13-14	250	0,098	24,5	12,25	66,42	78,67
11-15	160	0,084	13,44	6,72	28,57	35,29
12-16	160	0,161	25,76	12,88	677,37	690,25
13-17	160	0,151	24,16	12,08	0	12,08
14-18	230	0,074	17,02	8,51	45,8	54,31
16-15	300	0,152	45,6	22,8	0	22,8
16-17	290	0,146	42,34	21,17	80,02	101,19
17-18	400	0,149	59,6	29,8	0	29,8
18-22	200	0,075	15	7,5	30,8	38,3
17-21	140	0,144	20,16	10,08	0	10,08
16-20	140	0,137	19,8	9,59	490,23	499,82
15-19	140	0,068	9,52	4,76	19,05	23,81
20-19	300	0,195	58,5	29,25	0	29,25
20-21	290	0,194	56,26	28,13	163,22	191,35
21-22	530	0,229	121,37	60,69	0	60,69
22-26	200	0,154	30,8	15,4	0	15,4
21-25	150	0,279	41,85	20,93	0	20,93
20-24	150	0,252	37,8	18,9	174,45	193,35
19-23	150	0,127	19,05	9,53	0	9,53
24-23	300	0,127	38,1	19,05	0	19,05
24-25	290	0,125	36,25	18,13	100,1	118,23
25-26	650	0,154	100,1	50,05	0	50,05
ГРП-А					1806,65	1806,65
СУМА			1713,69

нев’язка;

нев’язка.

Порядок гідравлічного розрахунку мережі низького тиску:

Використовуючи складену схему мережі, визначають розрахункові витрати газу по ділянках;

Вибирається головний напрямок (найбільш довгий і навантажений напрямок від ГРП до нульової точки);

Для ділянок головного напрямку визначаються розрахункові довжини за формулою

, м, (1.72)

де Li — довжина ділянки напрямку, м.

Визначається середня питома втрата тиску по напрямку, що розраховується за формулою

, Па/м, (1.73)

де D P — перепад тиску по напрямку, Па, що може бути визначений за формулою

, Па, (1.74)

де Pп — початковий тиск газу, Па;

Pк — кінцевий тиск газу, Па;

S Lр — сума розрахункових довжин ділянок по напрямку, м.

По номограмах або таблицях, орієнтуючись на витрату газу на ділянці і hср, вибирають діаметр газопроводу і визначають дійсну питому втрату тиску — hд.

Обчислюють падіння тиску на ділянці за формулою

, Па. (1.75)

Визначається тиск газу у вузлах напрямку як різниця між тиском газу на початку ділянки і втратами тиску на ділянці. На першій ділянці за початковий тиск приймається тиск на виході з ГРП.

Сумарні втрати тиску по напрямку порівнюються з допустимими. Якщо отримані втрати тиску перевищують допустимі, то змінюють діаметри по ділянках і розрахунок повторюють.

DРнапр = ΣDРділ, Па. (1.76)

Повинна виконуватися умова:

DРнапр ≤ DРдоп; (1.77)

DРдоп = Рн – Рк. (1.78)

Гідравлічний розрахунок кільцевих мереж газопроводів слід виконувати з ув’язуванням тиску газу у вузлових точках розрахункових кілець при максимальному використанні допустимої втрати тиску газу. Нев’язка втрат тиску в кільці допускається до 10%. Якщо нев’язка перевищує 10%, необхідно змінити діаметри газопроводів таким чином, щоб означена умова виконувалася.

Після розрахунку напрямків розраховуються ділянки — перемички. Ув’язування перемичок виконується по тиску у вузлах. Допустима нев’язка — 10%.

Гідравлічний розрахунок мереж низького тиску зводиться в таблицю 1.12.

Таблиця 1.12 — Гідравлічний розрахунок мережі низького тиску

Номер ділянки	Довжина ділянці, м		Середнє питоме падіння тиску hср, Па/м	Розрахункова витрата газу,Qp, м3/год	dнхS, мм	Падіння тиску		Тиск газу у вузлі, Па
	За планом, l, м	Розрхункова, lр=1,1∙l, м				на 1 м, hд, Па/м	на ділянці, hдxlp, Па
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Напрямок 1 (ГРП-А-12-16-20-24-25-26)
1	50	55	0,708	1806,39	426х9	0,25	13,75	2986,25
2	100	110		963,37	325х8	0,35	38,5	2947,75
3	160	176		627,98	273х7	0,45	79,2	2868,55
4	140	154		457,97	273х7	0,25	38,5	2830,05
5	150	165		193,35	159х4	0,6	99	2731,05
6	290	319		118,23	108х4	1,8	574,2	2156,85
7	650	715		50,05	108х4	0,45	321,75	1835,1
		1694					1164,9
Па/м
нев’язка =
Напрямок 2 (12-13-14-18-22-26)
8	290	319	0,932	203,4	219х6	0,3	95,7	2852,05
9	250	275		78,67	108х4	0,8	220	2632,05
10	230	253		54,31	108х4	0,6	151,8	2480,25
11	200	220		38,3	76х3	1,5	330	2150,25
12	200	220		15,4	57х3	1,4	308	1842,25
		1287					1105,5
Па/м
нев’язка =

Гідравлічний розрахунок мережі низького тиску з визначенням розрахункових витрат газу визначається на ЕОМ.

Щоб зробити розрахунки на ЕОМ необхідні наступні вихідні дані:

Номер ГРП1

Початковий тиск газу на ГРП, Па3000

Кінцевий тиск газу, Па1800

Щільність газу, кг/м30,82

Параметр обмеження діаметрів13 мм

Вид прокладкипідземна

Кількість ділянок 46

Для розрахунку складемо допоміжні таблиці.

Таблиця 1.13 – Характеристика ділянок у мережі

№ ділянки	Довжина ділянки, м	Розрахункова витрата, м3/год	№ ділянки	Довжина ділянки, м	Розрахункова витрата, м3/год
1	50	1806,65	24	300	19,05
2	100	963,63	25	300	29,25
3	160	690,25	26	300	22,8
4	140	499,82	27	100	831,02
5	150	193,35	28	260	561,52
6	290	118,23	29	240	199,62
7	650	50,05	30	400	45,6
8	290	141,39	31	290	109,92
9	250	78,67	32	110	79,86
10	230	54,31	33	260	63,56
11	200	38,3	34	240	27,36
12	200	15,4	35	400	59,2
13	290	191,35	36	300	95,3
14	530	60,69	37	260	56,46
15	290	101,19	38	240	23,16
16	400	29,8	39	300	28,95
17	160	12,08	40	300	40,65
18	140	10,08	41	100	3,4
19	150	20,93	42	100	3,4
20	300	71,61	43	100	3,8
21	160	35,29	44	100	3,8
22	140	23,81	45	100	1,2
23	150	9,53	46	150	1,8

Таблиця 1.14 – Характеристика напрямків

Номер на-правління	Номер ділянки початку напрямку	Номер ділянки кінця напрямку	Номер ділянки до якого пребідує початок напрямку	Номер ділянки до якого пребідує кінець напрямку
1	1	7	1	-7
2	8	12	2	-12
3	13	14	4	11
4	15	16	3	10
5	17	17	8	15
6	18	18	15	13
7	19	19	13	6
8	20	23	2	-23
9	24	24	5	-24
10	25	25	4	22
11	26	26	3	21
12	27	30	1	-30
13	31	34	27	-34
14	35	35	28	33
15	36	38	27	-38
16	39	39	29	-39
17	40	40	28	37
18	41	41	36	-41
19	42	42	20	-42
20	43	43	31	-43
21	44	44	8	-44
22	45	45	32	-45
23	46	46	9	-46

Розрахунок на ЕОМ приведений у додатку А.

Таблиця 1.15 — Таблиця відповідності

Номер ділянки для розрахунку на ЕОМ	Номер ділянки на схемі	Внутрішній діаметр газопроводу при розрахунку на ЕОМ, мм	dн x S, мм
1	ГРП-А	408	426х9
2	А-12	309	325х8
3	12-16	259	273х7
4	16-20	259	273х7
5	20-24	149	159х4
6	24-25	100	108х4
7	25-26	100	108х4
8	12-13	207	219х6
9	13-14	100	108х4
10	14-18	100	108х4
11	18-22	67	76х3
12	22-26	50	57х3
13	20-21	149	159х4
14	21-22	100	108х4
15	16-17	149	159х4
16	17-18	80	89х4,5
17	13-17	67	76х3
18	17-21	50	57х3
19	21-25	50	57х3
20	12-11	124	133х4
21	11-15	67	76х3
22	15-19	50	57х3
23	19-23	39	42х3
24	24-23	50	57х3
25	20-19	67	76х3
26	16-15	67	76х3
27	А-8	207	219х6
28	8-5	207	219х6
29	5-2	149	159х4
30	2-3	80	89х4,5
31	8-9	124	133х4
32	9-10	80	89х4,5
33	10-6	100	108х4
34	6-3	67	76х3
35	5-6	100	108х4
36	8-7	124	133х4
37	7-4	80	89х4,5
38	4-1	67	76х3
39	2-1	67	76х3
40	5-4	80	89х4,5
41	7-В	32	38х3
42	11-В	32	38х3
43	9-С	32	38х3
44	13-С	32	38х3
45	10-Д	32	38х3
46	14-Д	32	38х3

Рисунок 1.1 – Схема розподілу потоку газу по мережі низького тиску

Рисунок 1.2 – Схема розподілу потоку газу по мережі середнього тиску

1.9 Підбір обладнання газорегуляторного пункту

1.9.1 Підбір газового фільтра

Фільтр служить для очищення газів від механічних домішок і установлюється на вхідному патрубку перед ЗЗК і регулятором тиску.

У ГРП установлюємо волосяний фільтр. Для забезпечення достатнього ступеня очищення обмежують швидкість газового потоку через фільтр, що ха-рактеризуется максимально припустимим перепадом тисків у касеті. Цей перепад не повинний перевищувати в процесі експлуатації 10 кПа, а після очищення чи промивання 4-5 кПа.

Для виміру перепаду тиску на працюючому фільтрі, застосовують дифманометри, що приєднуємо до штуцерів, що мається в корпусі фільтра.

Визначається пропускна здатність фільтра за формулою

, (1.78)

де QТ – таблична пропускна здатність фільтра, м3/ч. Для фільтра ФГ – 100 QТ = 11000 м3/год;

ΔP – перепад тиску у фільтрі, кПа, приймається ΔР = 2,5 кПа;

ΔРт – табличний перепад у фільтрі, кПа, приймається ΔРт = 5 кПа;

Р – абсолютний тиск газу перед фільтром, кПа, приймаємо з гідравлічного розрахунку Р=375,21 кПа;

Рт – табличне значення абсолютного тиску у фільтрі, приймається

Рт = 300+100 = 400 кПа;

ρг – щільність газу, кг/м3, ρг=0,82 кг/м3;

Qгрп=1806,42 м3/год.

.

Пропускна здатність фільтра повинна бути дорівнює чи більше витрати газу на ГРП.

Qф ≥ Qгрп , 7112,9 м3/год > 1806,42 м3/год

Умова виконана, приймається до установки фільтр ФГ-100.

1.9.2 Підбір регулятора тиску

Регулятор тиску автоматично знижує тиск газу, що протікає через нього, і підтримує його після себе постійним на заданому рівні не залежно від витрати чи коливань тиску на вході.

Здійснюється перевірка регулятора тиску РДУК2 – 100/70.

Пропускна здатність регулятора тиску визначається за формулою

м3/год, (1.79)

де: QТ – таблична пропускна здатність регулятора тиску, м3/год, QТ = 5650 м3/год;

Р1 – абсолютний тиск газу перед регулятором тиску, кПа, приймається з гідравлічного розрахунку газопроводу з урахуванням втрат у фільтрі.

Р1= Р – DРф = 375,21-10 = 365,21 кПа.

Р2 – абсолютний тиск газу після регулятора тиску, кПа;

Р2 = 100 + 3 = 103 кПа;

Р1Т – табличний абсолютний тиск газу перед регулятором тиску, кПа.

Р1Т = 300 + 100 = 400 кПа;

Р2/Р1 = 103/365,21=0,28 < 0,5

― отже режим витікання є сверхкритичним.

м3/год.

Для нормальної роботи регулятора тиску його максимальна пропускна здатність (навантаження) повинна бути не більш 80-85%, а мінімальна — не менш 10% від розрахункової пропускної здатності при заданому вхідному Р1 і вихідному Р2 тисках повинні виконуватися умови:

Qmin ≤ QГРП ≤ Qmах (1.80)

Qmах =0,85·Qрд=0,85·4870,6=4140,01 м3/год; (1.81)

Qmin=0,1·Qрд=0,1·4870,6=487,06 м3/год; (1.82)

487,06 м3/год < 1806,42 м3/год < 4140,01 м3/год.

Умова виконується, отже, регулятор тиску типу РДУК2 – 100/70 підходить для даного ГРП.

1.9.3 Підбір запобіжних клапанів

Відповідно до правил безпеки Госгортехнадзора в ГРП необхідно встановлювати 2 запобіжні клапани — один запірний, інший скидний.

1.9.3.1 Запобіжний запірний клапан (ЗЗК)

Запірний клапан установлюється до регулятора по ходу газу і настроюється на попередньо припустиме підвищення і припустиме зниження тиску газу за регулятором. Запірний клапан призначений для автоматичного відключення газу перед регулятором у випадку різкого підвищення чи зниження тиску газу за регулятором вище встановлених меж.

Відповідно до Правил безпеки при кільцевих мережах ЗЗК настроюється на спрацьовування при тиску перевищуючому на 15% максимально припустимий робочий тиск газу в газопроводі за регулятором.

Рззкмах =1,15· Р2, кПа, (1.83)

де Р2 – надлишковий тиск газу після регулятора тиску, кПа.

Рззкмах =1,15· 3=3,45 кПа.

Рззкмin =0,7 кПа ― для низького тиску.

Для ПКН(В)-100 межі настроювання при зростанні тиску 2-60 кПа, а при зменшенні тиску 0,3-3 кПа.

Приймаємо ПКН(В)-100.

1.9.3.2 Запобіжний скидний клапан (ЗСК)

Скидний клапан призначений для запобігання спрацьовування запірного клапана при незначному підвищенні тиску газу за регулятором. Настроювання скидного клапана здійснюють таким чином, щоб він починав спрацьовувати, тобто скидати газ в атмосферу при тиску в газопроводі більше, ніж нормальне підтримуване регулятором і менше, ніж тиск, на який настроєний ЗЗК.

Відповідно до Правил безпеки при кільцевих мережах ЗСК повинне забезпечувати відкриття при перевищенні встановленого максимального робочого тиску не більше ніж на 25 %.

. (1.84)

кПа.

Кількість газу, яке треба скинути через ЗСК, визначається за формулою

м3/год, (1.85)

де QРД – пропускна здатність регулятора при розрахункових вхідному і вихідному тиску газу, м3/год.

м3/год.

Фактична пропускна здатність пружинного клапана визначається за формулою

м3/год, (1.86)

де α – коефіцієнт витрати. α = 0,6;

F – площа сідла рівна найменшої площі перетину в проточній частині, мм2. F=1960 мм2; β – коефіцієнт, що залежить від відношення Рвих/Рвх. β=0,98;

Pвих – абсолютний тиск на виході з клапана, кПа;

Рвх – абсолютний тиск на вході в клапан, кПа, приймається рівним тиску при максимальній межі Рвх = 103,75 кПа;

ΔP – утрати тиску в клапані, кПа. DР = 0,01 кПа.

м3/год.

При правильному підібраному скидному клапані повинна виконуватися умова:Qф ≥ QЗСК, 20,22 м3/год > 2,44 м3/год, що задовольняє умові.

Приймається до установки ПСК-50Н.

1.9.4 Підбір обвідного трубопроводу

Обвідний трубопровід установлюється для постачання через нього газом споживачів на час ревізії і ремонту устаткування, змонтованого на основній (робочій) лінії. Діаметр байпаса приймається 76х3,0 мм. Щоб забезпечити регулювання тиску газу при роботі ГРП без регулятора на байпасі послідовно встановлюються дві засувки dу=80 мм 30с41нж. Між пристроями, що відключають, розміщається продувна свіча 25х2,5 мм із краном, що відключає dу=20 мм 11ч3бк. Також установлюється манометр.

1.9.5 Контрольно-вимірювальні прилади

Відповідно до [2] установлюються лічильники показуючий і реєструючий, манометри для виміру вхідного тиску, температури, витрати. Також установлюються манометри самопищущі і показуюючі (технічні) для реєстрації і контролю вихідного тиску природного газу.

1.10 Матеріали й обладнання

При будівництві газопроводів застосовують, як правило, сталеві труби. В останні роки для газопроводів підземних починають використовувати поліетиленові труби, особливо для транспортування газів зі змістом H2S більш 3%, а також при дуже високої корозійній активності ґрунтів і при наявності блукаючих струмів.

Відповідно до рекомендацій [2] для будівництва систем газопостачання варто застосовувати труби, виготовлені з вуглецевої сталі звичайної якості за ГОСТ 380 чи якісній сталі за ГОСТ 1050, що добре зварюється і містить не більш 0,25 % вуглецю.

Для газопостачання можуть бути використані беззастережно труби групи В, неприпустиме застосування труб групи Д.

По методу виготовлення труби бувають безшовні і шовні. Безшовні труби дорогі. Труби прямошовні, електрозварені (ГОСТ 10705 і 10706) застосовуються для підземних газопроводів з тиском до 1,2 МПа.

Труби водо- газопровідні по ГОСТ 3262 застосовуються для спорудження газопроводів низького тиску діаметром до 80 мм. Вибір сталевих труб для систем газопостачання здійснюється у відповідності до [2].

Засувки — запірний пристрій, у якому перекриття проходу здійснюється поступальним переміщенням затвора в напрямку, перпендикулярному до руху потоку середовища. Засувки бувають паралельні і клинові. Паралельні засувки простіше у виготовленні, але клинові надійніше в роботі. Клинові засувки застосовуються при будь-якому тиску, паралельні — при низькому і середньому. Діаметр засувок 50 мм і вище.

Крани — це запірні пристрої, у яких рухлива деталь затвора (пробка) має форму тіла обертання з отвором для пропуску потоку і при перекритті потоку обертається навколо своєї осі.

У залежності від форми затвора крани розділяються на конічні, циліндричні і кульові, чи зі сферичним затвором.

У залежності від способу приєднання розрізняють муфтові, фланцеві, цапкові.

У залежності від способу герметизації крани розділяються на натяжні і чепцеві.

Бронзові і латунні крани встановлюються в процесі експлуатації.

При виборі арматури необхідно враховувати наступні властивості матеріалів і сплавів:

— природний газ не впливає на чорні метали;

— чавунна арматура має більш низькі механічні характеристики;

— фланці чавунної арматури не можуть працювати на вигин;

— на мідні сплави сильно впливає вуглеводень.

При розташуванні колодязів у водонасичених ґрунтах застосовують гідроізоляцію: зовнішні стіни колодязя штукатурять водонепроникним цементом. При установці в колодязі сталевої засувки допускається влаштовувати косу фланцеву вставку в якості монтажного пристрою, що компенсує.

2. Розрахунок техніко-економічних показників

2.1 Капіталовкладення в мережі середнього тиску

Капіталовкладення в мережі середнього тиску визначаються за формулою

(2.1)

де Кі — вартість прокладки 1 м і-го діаметра з урахуванням вартості труб, грн; lі — довжина і-го діаметра, м.

Розрахунок зводиться в таблицю 2.1.

Таблиця 2.1 – Капітальні вкладення в мережі середнього тиску

dв, мм	dн x S, мм	l, м	К, грн/м	К· l, грн
1	2	3	4	5
408	426х9,0	1040	181,11	188350
309	325х8,0	3670	122,09	448070
359	377х9,0	110	142,73	15700
259	273х7,0	1110	105,94	117590
150	159х4,5	200	52,05	10410
100	108х4,0	300	35,38	10610
125	133х4,0	300	42,34	12700
83	89х3,0	100	27,62	2760
51	57х3,0	100	21,35	2140
70	76х3,0	100	23,56	2360
		7030		810690

2.2 Капіталовкладення в мережі низького тиску

Капітальні вкладення в мережі низького тиску визначаються за формулою

(2.2)

де К1 — вартість прокладки 1 погонного метра з урахуванням вартості труб, грн/м;

Приймається по середньозваженому діаметрі, що визначається за формулою

, (2.3)

де Σlнд – загальна довжина мереж низького тиску, м.

Результати зводимо в таблицю 2.2.

Таблиця 2.2 — Капітальні вкладення в мережі низького тиску

dв, мм	dн x S, мм	l, м	dн ·li, мм·м	d2н·li, мм2·м
1	2	3	4	5
408	426х9,0	50	21300	9073800
309	325х8,0	100	32500	10562500
259	273х7,0	300	81900	22358700
149	159х4,0	970	154230	24522570
100	108х4,0	2610	281880	30443040
207	219х6,0	650	142350	31174650
67	76х3,0	1900	144400	10974400
50	57х3,0	930	53010	3021570
80	89х4,5	1470	130830	11643870
124	133х4,0	890	118370	15743210
39	42х3,0	150	6300	264600
32	38х3,0	650	24700	938600
			1191770	170721510

Середньозважений діаметр:

dср = 170721510/1191770=143 мм;

dу = 159х4 мм, К1 = 52,05 грн/м.

Капітальні вкладення: Кнд = 52,05·26100 = 1358505 грн.

2.3 Основні показники проекту

Таблиця 2.3 — Розрахунок техніко-економічних показників

Найменування показників	Обґрунтування	Од. вим.	Величина чи її розрахунок
1	2	3	4
1. Загальна річна витрата газу	Таблиця 1.4	м3/ рік	135682303
2. Загальний розрахункова витрата газу	Таблиця 1.5	м3/год	38647
3. Довжина газових мереж:	за генпланом
а)середнього тиску	lсд	м	7030
б) низького тиску	lнд	м	26100
4. Капітальні вкладення у газо-ві мережі:
а)середнього тиску	Таблиця 2.1	грн	810690
б) низького тиску	Кнд=к1 ·lнд	грн	1358505
в) у ГРП	Кгрп=n·Р	грн	Кгрп=2·90000= =180000
г) у систему газопостачання	Кзаг=Ксд+Кнд+Кгрп	грн	Кзаг=810690+ +1358505+180·103= =2349195
5. Собівартість експлуатації:
а) мереж середнього тиску	Ссд=0,033·Ксд+0,654·1сд	грн/рік	Ссд=0,033·810690+ +0,654·7030=31350,39
б) мереж низького тиску	Снд=0,033·Кнд+0,2368·lнд	грн/рік	Снд=0,033·1358505+ +0,2368·26100=51011,145
в) ГРП	Сгрп=0,26·Кгрп	грн/рік	Сгрп=0,26·180·103=46800
г) Загальні витрати на експлуатацію	Сзаг=Ссд+Снд+Сгрп	грн/рік	Сзаг=31350,39+51011,145+ +46800=129161,535
6. Приведені витрати	П = 0,12·Кзаг + Сзаг	грн/рік	П = 0,12·2349195+ + 129161,535=411064,935
7. Собівартість транспортування 1000 м3 природного газу	Стр=Сзаг/ (Qрік·10-3)		Стр=129161,535/135682,303= =0,95

3. Газопостачання житлового будинку

Розрахунок газопроводу здійснюємо для чотириповерхового житлового будинку, що постачається природним газом.

Об’єм кухонь 20,3 і 11,21, висота кухонь – 2,7 м. Отже, у кухнях можна встановлювати двох- і чотирьохпальникові газові плити і газові проточні водонагрівачі.

3.1 Визначення розрахункових витрат газу

Номінальну витрату газу газовими приладами , (м3/год), визначаємо за формулою

(3.1)

де Qтi – теплова потужність газового приладу, кВт; складається з потужностей складових частин газового приладу:

— водонагрівач типу ВПГ-18 (згідно з довідковими даними)

— 2 – пальникова газова плита (ГП2)

(3.2)

— 4 – пальникова газова плита (ГП2)

(3.3)

де Qтгн – теплова потужність пальника нормальної потужності:

— знижена 0,7 кВт;

— нормальна 1,9 кВт;

— підвищена 2,8 кВт;

qд.ш – теплова потужність духової шафи, кВт, обумовлена як добуток теплової потужності основного пальника духової шафи на його корисний обсяг V, (дм3), рівний 0,09 дм3. Теплова потужність духової шафи:

— для ГП2 – 40 кВт/дм3;

— для ГП4 – 53,5 кВт/дм3.

Водонагрівач газовий типу ВПГ-18:

м3/год.

2 — пальникова газова плита (ГП2) (обидва пальники нормальної потужності):

4 — пальникова газова плита (ГП4) (2 пальника нормальної потужності, 1 – знижена, 1 – підвищена):

Розрахунок розрахункових витрат газу зводимо в таблицю 3.1.

Таблиця 3.1 – Розрахункові витрати газу

№ ділянки	Асортимент устаткування	Кількість приборів чи груп	Коефіцієнт одночасності, Кsim	Витрата газу, м3/год
				Номінальний	Розрахунковий групою Qр=qном·Кsim	Розрахунковий на ділянці
1	2	3	4	5	6	7
ВПГ-1	ВПГ	1	1	1,78	1,78	1,78
1-3	ВПГ+ ГП2	1	0,75	2,512	1,884	1,884
3-4	ВПГ+ ГП2	2	0,64	5,024	3,215	3,215
4-5	ВПГ+ ГП2	3	0,52	7,536	3,919	3,919
5-6	ВПГ+ ГП2	4	0,39	10,048	3,919	3,919
6-7	ВПГ+ ГП2	8	0,335	20,096	6,732	6,732
7-8	ВПГ+ ГП2	12	0,299	30,144	9,013	9,013
8-9	ВПГ+ ГП2	16	0,272	40,192	10,932	10,932
9-10	ВПГ+ ГП2	20	0,260	50,24	13,062	13,062
10-11	ВПГ+ ГП2	24	0,250	60,288	15,072	15,072
11-12	ВПГ+ ГП2 ВПГ+ ГП4	24 12	0,217 0,238	60,288 35,736	13,08 8,505	21,585
12-13	ВПГ+ ГП2 ВПГ+ ГП4	24 12	0,217 0,238	60,288 35,736	13,08 8,505	21,585

3.2 Гідравлічний розрахунок внутрішньобудинкових газопроводів

Розрахунок виконуємо в наступній послідовності:

Складаємо схему газопроводів і нумеруємо ділянки.

Визначаємо довжини ділянок l, (м).

Приймаємо процентні надбавки а, (%),по ділянках за [2].

Визначаємо розрахункові довжини lр, (м), ділянок за формулою

(3.4)

Визначаємо сумарну розрахункову довжину еlр, (м).

Визначаємо середню питому втрату тиску hср, (Па/м), за формулою

hср=(Pприп-DРприл-DРлічил)/еlр, (3.5)

де Pприп – припустимий перепад тиску в двірських і внутрішніх газопроводах [2], Па;

DРприл- утрати тиску в газовому приладі, Па;

DРлічил — утрати тиску в газовому лічильнику, Па.

По номограмі для розрахунку газопроводів низького тиску [1] підбираємо діаметр d, (мм), і визначаємо дійсні втрати тиску hд, (Па/м).

Визначаємо опір ділянок (Па) за формулою

DР=hд·lр. (3.6)

Визначаємо гідростатичний тиск Нд, (Па) за формулою

Hд=±9,81·Z·(rп-rг), (3.7)

де Z – величина вертикальної ділянки, м;

rп,r г – густина повітря і газу, кг/м3.

Розрахунок зводимо до таблиці 3.2.

Таблиця 3.2 – Гідравлічний розрахунок внутрішньобудинкових газопроводів

№ ділянки	Qр, м3/год	Довжина ділянки l, м	а, %	lр, м	hср, Па/м	dнxS, мм	hд, Па/м	hд·lр, Па	Hг, Па	Падіння тиску на ділянці DРзаг, Па
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
ВПГ-1	1,78	1,4	450	7,7	3,18	21,3х2,8	5,5	42,35	6,49	48,84
1-2	1,884	1,7	450	9,35		21,3х2,8	7,4	69,19	—	69,19
2-3	1,884	3,0	20	3,6		21,3х2,8	7,4	26,64	-13,92	12,72
3-4	3,215	3,0	20	3,6		26,8х2,8	4,5	16,2	-13,92	2,28
4-5	3,919	3,0	20	3,6		33,5х3,2	2,3	8,28	-13,92	-5,64
5-6	3,919	1,3	25	1,63		33,5х3,2	2,3	3,75	—	3,75
6-7	6,732	14,8	25	18,5		38х3	2,5	46,25	—	46,25
7-8	9,013	0,8	25	1,0		38х3	4,1	4,1	—	4,1
8-9	10,932	14,8	25	18,5		42,3х3,2	3,4	62,9	—	62,9
9-10	13,062	0,8	25	1,0		48х3,5	2,7	2,7	—	2,7
10-11	15,072	14,8	25	18,5		48х3,5	3,5	64,75	—	64,75
11-12	21,585	1,9	25	2,38		57х3	2,1	4,99	-8,82	-3,83
12-13	21,585	4,5	10	4,95		57х3	2,1	10,4	-20,88	-10,48
				94,31						297,53

Перевіряємо виконання умови: 297,53<; 297,53<300 – умова виконана.

3.3 Розрахунок відводу продуктів згоряння

Продукти згоряння від кожного газового приладу відводять по окремому димоході в атмосферу.

При розрахунку димоходу визначаємо розмір поперечних перерізів димоходів і приєднувальної труби, а також вибираємо матеріал і товщину стінок димоходів, при яких розрідження перед газовим приладом буде не менше припустимого, а температура газів, що ідуть, буде вище точки роси.

Розміри димоходів (площі перетину, висоти димарів ) приймаємо з урахуванням вимог, а діаметр приєднувальної труби приймаємо рівним діаметру димовідводячого патрубка приладу. Приєднувальна труба повинна мати довжину не більш 3 м, а кількість поворотів — не більш трьох.

Вихідні дані:

— спалюється природний газ, для якого Qн=36395 кДж/м3;

— тип і потужність газового приладу — ВПГ-18, Qт=18 кВт;

— коефіцієнт витрати повітря – α=2,5;

— температура газів, що ідуть, у газових приладах – 190 0С;

— необхідне розрідження перед тягоперервачем приладу – 3 Па;

— температура точки роси в продуктах згоряння – 46 0С;

— барометричний тиск – 101000 Па.

Розрахунок комунікацій по видаленню продуктів згоряння газоподібного палива проводимо в наступній послідовності:

Визначаємо обсяги продуктів згоряння природного газу, що утворяться при спалюванні 1м3 газу:

— теоретично необхідна кількість повітря Vо, (м3/м3), розраховується за формулою

. (3.8)

— об’єм двоокисю вуглецю (вуглекислого газу) , (м3/м3), розраховується за формулою

. (3.9)

— об’єм азоту , (м3/м3), розраховується за формулою

(3.10)

— об’єм водяної пари , (м3/м3), розраховується за формулою

(3.11)

де d — вологовміст природного газу, г/кг. Якщо він невідомий приймають

d =10,1 г/кг.

— об’єм надлишкового кисню , (м3/м3), розраховується за формулою

(3.12)

— сумарний об’єм продуктів згорання , (м3/м3), розраховується за формулою

(3.13)

Визначається густина продуктів згорання природного газу при температурі 0 0С і тиску 101325 Па, , (кг/м3) за формулою

(3.14)

3) Витрата продуктів згоряння природного газу через димохід , (м3/год), визначається за формулою

(3.15)

4) Розраховуємо охолодження продуктів згоряння , (оС), за формулою

(3.16)

де tнi – температура газів, що ідуть, на початку ділянки, єС;

tов – температура повітря, що оточує димохід, єС;

Qпс – витрата продуктів згоряння через димохід, м3/год;

k – коефіцієнт теплопередачі стінок димоходу, Вт/(м2∙К);

F – поверхня теплообміну, м2

F = p·d·l . (3.17)

На першій ділянці температуру tнi приймаємо рівній температурі газів, що ідуть. Значення k приймаємо за [1]. Температуру tов приймаємо рівній середній температурі приміщення, у якому встановлений газовий прилад (для кухні 20 єС).

Розрахунок ведеться у відповідності зі схемою, приведеної на рисунку 3.1.

Рисунок 3.1 – Схема відводу продуктів згоряння

Температуру газів, що ідуть, наприкінці ділянки , (oC), визначаємо за формулою

. (3.18)

Ділянка ВПГ-1

F= 3,14 · 0,14 · 0,5 = 0,22 м2;

Ділянка 1-2

F = 3,14 · 0,14 0,45 = 0,198 м2;

Ділянка 2-3

F = 0,14·0,14·0,61= 0,012 м2;

Ділянка 3-4

F = 0,14·0,14·1,235 = 0,024 м2;

Ділянка 4-5

F = 0,14·0,14·2= 0,039 м2;

Температура газів, що ідуть, більше точкики роси (171,74 єС > 46 єС), значить випадання конденсату на поверхні каналу не буде.

Тяга, створювана вертикальними ділянками ВПГ-1 і 2-5, Рiт, (Па), визначається за формулою

(3.19)

де Н – висота вертикальної ділянки, м;

– температура навколишнього повітря, єС;

– середня температура продуктів згоряння на ділянці, єС, розраховується за формулою

(3.20)

де tн і tк – температури газів, що ідуть, на початку і наприкінці ділянки, 0С.

– барометричний тиск, Па.

Сумарна тяга Рт, (Па), дорівнює

(3.21)

6) Визначаємо втрати на тертя по довжині ΔΡтр, (Па), за формулою

(3.22)

де ΔΡi – утрати на тертя по довжині на і-той ділянці, Па, які визначаються за формулою

(3.23)

де λ – коефіцієнт тертя, прийнятий для цегельних каналів і металевих окислених труб – 0,04;

l – довжина ділянки, м;

d – діаметр ділянки, м. Якщо перетин прямокутний, то приймаємо еквівалентний діаметр dекв.

— швидкість руху продуктів згоряння, м/с; визначаємо за формулою

(3.24)

де f – площа перетину труби, м2;

– густина газів, що ідуть, кг/м3.

а) у приєднувальній трубі

б) у димоході

7) Визначаємо втрати на місцеві опори ΔΡм.с, (Па), за формулою

(3.25)

де ΔΡім.с. – утрати на місцеві опори на і-той ділянці, Па, які визначаються за формулою

(3.26)

де Sz — сума коефіцієнтів місцевих опорів на ділянці.

а) у приєднувальній трубі:

Коефіцієнти місцевих опорів: при вході в тягопереривач x1 = 0,5; 2 поворота x2 = 0,9·2 = 1,8; на вході в цегельний димохід x3 = 1,2, Sx = 3,5.

б) у димоході:

Коефіцієнт опору при виході x = 1,5.

8) Визначаємо розрідження перед газовим приладом D Рроз, (Па)

D Рраз = D Рт — (D Ртр + D Рм.с.). (3.27)

D Рроз = 18,03– (0,66+3,22) = 14,15 Па.

Розрідження перевищує мінімально необхідне (2 Па), отже, димохід забезпечить нормальну роботу водонагрівача.

4. Розрахунок інжекційного пальника середнього тиску

Вихідні дані для розрахунку:

— продуктивність пальника V = 5,5-8 м3/год;

— тиск перед пальником Р=25,7 кПа;

Розрахунок складається з визначення наступних конструктивних елементів пальника: сопла, горловини змішувача, конфузора і розмірів вогневих отворів.

Визначається теоретично необхідна кількість повітря для горіння газу Vт, м3/м3:

Vт = 0,0476· [0,5·Н2 + 0,5·СО + Σ(m +n/4)·CmHn – О2]. (4.1)

Дійсна кількість повітря при α=1,02, Vд, м3/м3, визначається за формулою

Vд = α·Vт. (4.2)

Vд = 1,02·9,624=9,82 м3/м3.

Задаємося швидкістю витікання газоповітряної суміші з пальника Wкр=10 м/с, температура суміші на виході з кратера tкр= 130 єС (кратер охолоджується повітрям) і знаходимо площу кратера fкр, м2 і діаметр кратера dкр, м, за формулами

(4.3)

(4.4)

Обчислюється перетин fд, м2, і діаметр вихідного кінця диффузора dд, м:

fд = (1,5ч2)·fкр; (4.5)

(4.6)

fд = 1,5·0,0024=0,0037 м2;

Діаметр горловини dг, м:

dг = 0,55·dд. (4.7)

dг = 0,55·0,068=0,038 м.

Робиться перевірка балансу енергії, кДж/м3, для того, щоб розташовувана енергія струменя газу, що випливає із сопла пальника, була більше усіх втрат енергії в пальнику і на виході з неї:

(4.8)

де Е – прихід енергії, кДж/м3;

Еп – витрати енергії на створення швидкості інжекційного повітря, кДж/м3;

Ег – витрати енергії на зміну швидкості струменя газу, кДж/м3;

Ед – витрати енергії в дифузорі, кДж/м3;

Ен – витрати енергії у насадці-кратері пальника, кДж/м3;

Екр – витрати енергії с вихідною швидкістю газоповітряної суміші з кратера пальника, кДж/м3.

Визначається швидкість газоповітряної суміші в горловині , м/с за формулою

(4.9)

де tсум – температура газоповітряної суміші на виході з отворів, приймається рівній температурі повітря в приміщенні 20 єС;

Швидкість виходу газу із сопла , м/с визначається за формулою

(4.10)

Визначається енергія струменя газу, що випливає із сопла , м/с за формулою

(4.11)

Визначаються витрати енергії на створення інжекційного повітря, , кДж/м3:

(4.12)

Визначаються витрати енергії на зміну швидкості струменя газу в горловині пальника , кДж/м3:

(4.13)

Швидкість руху газоповітряної суміші на виході з диффузора , м/с, визначається за формулою

(4.14)

де t – температура газоповітряної суміші в горловині пальника приймається рівної 20 0С.

Витрати енергії в дифузорі , кДж/м3 визначаються за формулою

(4.15)

де — коефіцієнт корисної дії дифузора; При приймається 0,8.

Визначається щільність газоповітряної суміші у вихідному перетині диффузора , кг/м3:

(4.16)

Визначаються витрати енергії в насадці , кДж/м3:

(4.17)

Визначаються витрати енергії в кратері пальника , кДж/м3, але для цього визначається густина газоповітряної суміші на виході з кратера , кг/м3:

(4.18)

(4.19)

Перевірка балансу енергії в пальнику:

Визначається необхідний тиск газу при мінімальному навантаженні , Па:

(4.20)

де — коефіцієнт витрати, приймається за табл. 1.1 [3].

Межа регулювання навантаження пальника , складе:

(4.21)

Визначається максимальна продуктивність пальника , м3/год, за формулою

(4.22)

м3/год, що більше 8 м3/год.

Визначаються діаметри сопла , мм і конфузора , мм:

(4.23)

(4.24)

де Wв — швидкість повітря в конфузорі, приймається рівною 1-2 м/с.

Визначаються довжини горловини, дифузора, конфузора, кратера і сопла:

(4.25)

, приймаємо 250 мм;

(4.26)

(4.27)

(4.28)

де α – кут розкриття дифузора, приймається щоб уникнути відриву струменя від стінок дифузора рівним 8 є;

β – кут розкриття конфузора, приймається 40 є;

β1 – кут розкриття кратера, приймається 30 є.

Довжина , мм і діаметр , мм тунелю:

(4.29)

(4.30)

Список використаних джерел

1. Ионин А.А. Газоснабжение — М.: Стройиздат, 1989. – 439 с.

2. ДБН В.2.5-20-2001. Газоснабжение. К.: Госстрой Украины, 2001.-252 с.

3. Методические указания к расчету газовых горелок в курсовом проекте » Газоснабжение района города»/ Макеевка, ДонГАСА, 1987, 20 с.

4. Методичні вказівки до виконання курсового проекту «Газопостачання району міста або селища» (для студентів спеціальності 6.092100 «Теплогазопостачання і вентиляція»)/ Укл.: В.І. Захаров, З.В. Удовиченко, О.В. Захаров – Макіївка: ДонНАБА, 2009. — 33 с.

5. СНиП 2.01.01.-82 Стоительная климатология и геофизика. /Госстой СССР-М., Стройиздат, 1983 г., 136с.