Содержание
Поделиться ссылкой:
На портале можно провести онлайн гидравлический расчет газопроводов в теме «ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ (ГАЗОПРОВОДОВ)».
На данной странице изложена методика на основании которой составлен расчет.
Пример гидравлического расчета:
РАСЧЕТ ДИАМЕТРА ГАЗОПРОВОДА И ДОПУСТИМЫХ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ
3.21 Пропускная способность газопроводов может приниматься из условий создания при максимально допустимых потерях давления газа наиболее экономичной и надежной в эксплуатации системы, обеспечивающей устойчивость работы ГРП и газорегуляторных установок (ГРУ), а также работы горелок потребителей в допустимых диапазонах давления газа.
3.22 Расчетные внутренние диаметры газопроводов определяются исходя из условия обеспечения бесперебойного газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления газа.
3.23 Расчет диаметра газопровода следует выполнять, как правило, на компьютере с оптимальным распределением расчетной потери давления между участками сети.
При невозможности или нецелесообразности выполнения расчета на компьютере (отсутствие соответствующей программы, отдельные участки газопроводов и т.п.) гидравлический расчет допускается производить по приведенным ниже формулам или по номограммам (приложение Б), составленным по этим формулам.
3.24 Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего давления принимаются в пределах категории давления, принятой для газопровода.
3.25 Расчетные суммарные потери давления газа в газопроводах низкого давления (от источника газоснабжения до наиболее удаленного прибора) принимаются не более 180 даПа, в том числе в распределительных газопроводах 200 даПа, в газопроводах-вводах и внутренних газопроводах — 60 даПа.
3.26 Значения расчетной потери давления газа при проектировании газопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и бытовых предприятий и организаций коммунально-бытового обслуживания принимаются в зависимости от давления газа в месте подключения с учетом технических характеристик принимаемого к установке газового оборудования, устройств автоматики безопасности и автоматики регулирования технологического режима тепловых агрегатов.
3.27 Падение давления на участке газовой сети можно определять:
— для сетей среднего и высокого давлений по формуле:
(3)
где Рн — абсолютное давление в начале газопровода, МПа;
Рк — абсолютное давление в конце газопровода, МПа;
Р0 = 0,101325 МПа;
l — коэффициент гидравлического трения;
l — расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;
d — внутренний диаметр газопровода, см;
r0 — плотность газа при нормальных условиях, кг/м3;
Q0 — расход газа, м3/ч, при нормальных условиях;
— для сетей низкого давления по формуле:
(4)
где Рн — давление в начале газопровода, Па;
Рк — давление в конце газопровода, Па;
l, l, d, r0, Q0 — обозначения те же, что и в формуле (3).
Примечание сайта: Выбор диаметров газопровода на стадии гидравлического расчета происходит по сортаменту выбранной трубы или из типового ряда условных диаметров. Данные из сортамента труб можно получить онлайн на сайте в программе «СОРТАМЕНТ ТРУБ КРУГЛОГО СЕЧЕНИЯ (СТАЛЬНЫХ, ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ И Т.Д.). КАЛЬКУЛЯТОР ТРУБ ОНЛАЙН».
сортамента ГОСТ 10704-91 Данные из сортамента ГОСТ Р 50838-2009 ГОСТ 8731-74 ГОСТ 3262-75
3.28 Коэффициент гидравлического трения l определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса,
(5)
где v — коэффициент кинематической вязкости газа, м2/с, при нормальных условиях;
Q0, d — обозначения те же, что и в формуле (3), и гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода, определяемой по условию (6),
(6)
где Re — число Рейнольдса;
(Примечание :в формуле №6 допущена опечатка. Вместо знака равно должен быть знак умножения)
n — эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая равной для новых стальных — 0,01 см, для бывших в эксплуатации стальных — 0,1 см, для полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации — 0,0007 см;
d — обозначение то же, что и в формуле (3).
В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического трения l определяется:
— для ламинарного режима движения газа Re <= 2000
(7)
— для критического режима движения газа Re = 2000-4000
(8)
— при Re > 4000 — в зависимости от выполнения условия (6);
— для гидравлически гладкой стенки (неравенство (6) справедливо):
— при 4000 < Re < 100 000 по формуле
(9)
— при Re > 100 000
(10)
— для шероховатых стенок (неравенство (6) несправедливо) при Re > 4000
(11)
где n — обозначение то же, что и в формуле (6);
d — обозначение то же, что и в формуле (3).
3.29 Расчетный расход газа на участках распределительных наружных газопроводов низкого давления, имеющих путевые расходы газа, следует определять как сумму транзитного и 0,5 путевого расходов газа на данном участке.
3.30 Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения фактической длины газопровода на 5—10 %.
3.31 Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчетную длину газопроводов определяют по формуле (12)
(12)
где l1 — действительная длина газопровода, м;
— сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода;
d — обозначение то же, что и в формуле (3);
l — коэффициент гидравлического трения, определяемый в зависимости от режима течения и гидравлической гладкости стенок газопровода по формулам (7)—(11).
3.32 В тех случаях когда газоснабжение СУГ является временным (с последующим переводом на снабжение природным газом), газопроводы проектируются из условий возможности их использования в будущем на природном газе.
При этом количество газа определяется как эквивалентное (по теплоте сгорания) расчетному расходу СУГ.
3.33 Падение давления в трубопроводах жидкой фазы СУГ определяется по формуле (13)
(13)
где l — коэффициент гидравлического трения;
V — средняя скорость движения сжиженных газов, м/с.
С учетом противокавитационного запаса средние скорости движения жидкой фазы принимаются: во всасывающих трубопроводах — не более 1,2 м/с; в напорных трубопроводах — не более 3 м/с.
Коэффициент гидравлического трения l определяется по формуле (11).
3.34 Расчет диаметра газопровода паровой фазы СУГ выполняется в соответствии с указаниями по расчету газопроводов природного газа соответствующего давления.
3.35 При расчете внутренних газопроводов низкого давления для жилых домов допускается определять потери давления газа на местные сопротивления в размере, %:
— на газопроводах от вводов в здание:
до стояка — 25 линейных потерь
на стояках — 20 » «
— на внутриквартирной разводке:
при длине разводки 1—2 м — 450 линейных потерь
» » » 3—4 — 300 » «
» » » 5—7 — 120 » «
» » » 8—12 — 50 » «
3.36 При расчете газопроводов низкого давления учитывается гидростатический напор Hg, даПа, определяемый по формуле (14)
(14)
где g — ускорение свободного падения, 9,81 м/с2;
h — разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м;
rа — плотность воздуха, кг/м3, при температуре 0 °С и давлении 0,10132 МПа;
r0 — обозначение то же, что в формуле (3).
3.37 Расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10 %.
3.38 При выполнении гидравлического расчета надземных и внутренних газопроводов с учетом степени шума, создаваемого движением газа, следует принимать скорости движения газа не более 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с для газопроводов среднего давления, 25 м/с для газопроводов высокого давления.
3.39 При выполнении гидравлического расчета газопроводов, проведенного по формулам (5)—(14), а также по различным методикам и программам для электронно-вычислительных машин, составленным на основе этих формул, расчетный внутренний диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле (15)
(15)
где dp — расчетный диаметр, см;
А, В, m, m1 — коэффициенты, определяемые по таблицам 6 и 7 в зависимости от категории сети (по давлению) и материала газопровода;
Q0 — расчетный расход газа, м3/ч, при нормальных условиях;
DРуд — удельные потери давления (Па/м — для сетей низкого давления, МПа/м — для сетей среднего и высокого давления), определяемые по формуле (16)
(16)
DРдоп — допустимые потери давления (Па — для сетей низкого давления, МПа/м — для сетей среднего и высокого давления);
L — расстояние до самой удаленной точки, м.
Таблица 6
| Категория сети | А |
| Сети низкого давления | 106 / (162 p2) = 626 |
| Сети среднего и высокого давления | P0 = 0,101325 МПа, Pm — усредненное давление газа (абсолютное) в сети, МПа. |
Таблица 7
| Материал | В | m | m1 |
| Сталь | 0,022 | 2 | 5 |
| Полиэтилен | , v — кинематическая вязкость газа при нормальных условиях, м2/с. | 1,75 | 4,75 |
3.40 Внутренний диаметр газопровода принимается из стандартного ряда внутренних диаметров трубопроводов: ближайший больший — для стальных газопроводов и ближайший меньший — для полиэтиленовых.
Методика взята из СП 42-101-2003 Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб.
Поделиться ссылкой:
Б.К. Ковалев, заместитель директора по НИОКР
В последнее время все чаще приходится сталкиваться с примерами, когда оформление заказов на промышленное газовое оборудование ведут менеджеры, не имеющие достаточного опыта и технических знаний в отношении предмета закупок. Иногда результатом становится не вполне корректная заявка или принципиально неверный подбор заказываемого оборудования. Одной из наиболее распространенных ошибок является выбор номинальных сечений входного и выходного трубопроводов газораспределительной станции, сориентированный только на номинальные значения давления газа в трубопроводе без учета скорости потока газа. Цель данной статьи – выдача рекомендаций по определению пропускной способности трубопроводов ГРС, позволяющих при выборе типоразмера газораспределительной станции проводить предварительную оценку ее производительности для конкретных значений рабочих давлений и номинальных диаметров входного и выходного трубопроводов.
При выборе необходимых типоразмеров оборудования ГРС одним из основных критериев является производительность, которая в значительной мере зависит от пропускной способности входного и выходного трубопроводов.
Пропускная способность трубопроводов газораспределительной станции рассчитывается с учетом требований нормативных документов, ограничивающих максимально допустимую скорость потока газа в трубопроводе величиной 25м/с. В свою очередь, скорость потока газа зависит главным образом от давления газа и площади сечения трубопровода, а также от сжимаемости газа и его температуры.
Пропускную способность трубопровода можно рассчитать из классической формулы скорости движения газа в газопроводе (Справочник по проектированию магистральных газопроводов под редакцией А.К. Дерцакяна, 1977):
где D — внутренний диаметр трубопровода, мм;
p = (Pраб + 0,1012) — абсолютное давление газа, МПа.
Отсюда следует, что пропускная способность трубопровода Qmax, соответствующая максимальной скорости потока газа w = 25м/сек, определяется по формуле:
Для предварительных расчетов можно принять z = 1; T = 20?С = 293 ?К и с достаточной степенью достоверности вести вычисления по упрощенной формуле:
Значения пропускной способности трубопроводов с наиболее распространенными в ГРС условными диаметрами при различных величинах давления газа приведены в таблице 1.
| Рраб.(МПа) | Пропускная способность трубопровода (м?/ч), при wгаза=25 м/с; z = 1; T= 20?С = 293?К |
|||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| DN 50 | DN 80 | DN 100 | DN 150 | DN 200 | DN 300 | DN 400 | DN 500 | |
| 0,3 | 670 | 1715 | 2680 | 6030 | 10720 | 24120 | 42880 | 67000 |
| 0,6 | 1170 | 3000 | 4690 | 10550 | 18760 | 42210 | 75040 | 117000 |
| 1,2 | 2175 | 5570 | 8710 | 19595 | 34840 | 78390 | 139360 | 217500 |
| 1,6 | 2845 | 7290 | 11390 | 25625 | 45560 | 102510 | 182240 | 284500 |
| 2,5 | 4355 | 11145 | 17420 | 39195 | 69680 | 156780 | 278720 | 435500 |
| 3,5 | 6030 | 15435 | 24120 | 54270 | 96480 | 217080 | 385920 | 603000 |
| 5,5 | 9380 | 24010 | 37520 | 84420 | 150080 | 337680 | 600320 | 938000 |
| 7,5 | 12730 | 32585 | 50920 | 114570 | 203680 | 458280 | 814720 | 1273000 |
| 10,0 | 16915 | 43305 | 67670 | 152255 | 270680 | 609030 | 108720 | 1691500 |
Примечание: для предварительной оценки пропускной способности трубопроводов, внутренние диаметры труб приняты равными их условным величинам (DN 50; 80; 100; 150; 200; 300; 400; 500).
Примеры пользования таблицей:
1. Определить пропускную способность ГРС с DNвх=100мм, DNвых=150мм, при PNвх=2,5 – 5,5 МПа и PNвых=1,2 МПа.
Из таблицы 1 находим, что пропускная способность выходного трубопровода DN=150мм при PN=1,2 МПа составит 19595 м3/ч, в то же время входной трубопровод DN=100мм при PN=5,5 МПа сможет пропустить 37520 м3/ч, а при PN=2,5 МПа — только 17420 м3/ч. Таким образом, данная ГРС при PNвх=2,5 – 5,5 МПа и PNвых=1,2 МПа сможет максимально пропустить от 17420 до 19595 м3/ч. Примечание: более точные значения Qmax можно получить из формулы (3).
2. Определить диаметр выходного трубопровода ГРС, производительностью 5000 м3/ч при Pвх=3,5 МПа для выходных давлений Pвых1=1,2 МПа и Pвых2=0,3 МПа.
Из таблицы 1 находим, что пропускную способность 5000м3/час при Pвых=1,2 МПа обеспечит трубопровод DN=80мм, а при Pвых=0,3 МПа — только DN=150мм. При этом на входе ГРС достаточно иметь трубопровод DN=50мм.
Регуляторы давления газа предназначены для понижения входного давления в газопроводе и поддержания его на стабильном уровне. Пропускная способность регуляторов зависит от трех факторов — конструкции исполнительного механизма , диаметра условного прохода и диаметра седла. Наибольшей пропускной способностью среди отечественных регуляторов, работающих с давлением до 1.2 МПа обладает регулятор РДП-200 — его пропускная способность при максимальном давлении достигает 100.000 м³/ч.
Среди комбинированных регуляторов (со встроенным запорным механизмом) наибольшей пропускной способностью обладает регулятор РДК-50Н. При входном давлении 1.2 МПа его пропускная способность составит 3000 м³/ч.
* Красным цветом помечены регуляторы давления газа разработки и производства ООО ПКФ «ЭКС-ФОРМА». Подробные технические характеристики изделий смотрите по ссылке регуляторы давления газа.
** Регуляторы давления газа завода ЭКС-ФОРМА не требуют наличия минимального расхода газа и стабильно работают при любых, сколь угодно малых расходах.
Диаметры стальных труб
Диаметр трубы по способу измерения разделяется на два вида — внутренний (условный диаметр (Ду, Dy) номинальный размер (в миллиметрах) и внешний (наружный диаметр). По внутреннему диаметру измеряются трубы водогазопроводные, по внешнему электросварные круглые и бесшовные.
Применение труб различных диаметров
В различных отраслях промышленности сегодня широко используются стальные трубы. К ним можно отнести:
- бытовую;
- химическую;
- автомобильную;
- пищевую;
- сельскохозяйственную;
- строительную и другие отрасли.
Прежде всего, такая популярность данного вида трубного проката обусловлена экономической выгодой. Основным отличием стальных труб друг от друга это способы производства, стали из которых изготавливают трубы, а так же диаметры и сечение.
Большое значение для любых работ связанных с использованием труб из стали имеет как внешний, так и внутренний диаметр. Главное принципиальное отличие между измерениями диаметра трубы, это то что внешний диаметр не зависит от толщины стенок, а внутренний зависит к примеры труба 108х3 имеет внешний диаметр 108 мм, а внутренний 102 мм, расчет 108 — (3*2) = 102 мм. Так же есть трубы водогазопроводные, которые измеряются по внутреннему диаметру и имеют следующие размеры ду 15х2,8, в данном случае все наоборот внутренний остается неизменным 15 мм, а внешний будет 20,6 мм, расчет 15 + (2,8*2) = 20,6 мм. Такие трубы изготавливаются по ГОСТу 3262-75 и имеют обозначение ДУ — диаметр условного прохода.
Диаметр труб считается важным, так как показатель служит опорой для проведения классификации изделий. Зная диаметры и толщину стальных труб можно, например, заранее просчитать их необходимое количество, для транспортировки какого – либо вещества по магистрали. И как следствие можно расчитать нагрузку на проектируемую систему, а также выявить слабые места и возможности их устранение.
Разновидности диаметров можно посмотреть в таблице стальных труб
Существующая стандартизация стальных труб необходима для осуществления стыковых соединений с использованием трубопроводной арматуры и четкого определения аналогов данной продукции, изготовленной из других материалов. Ведь соединение деталей из разного материала позволило расширить сферу применения трубопроводов в различных видах промышленности. Именно поэтому всегда значение диаметра металлической трубы должно совпадать, быть тоньше или толще с его соединительным элементом или ее полимерным аналогом, формируя при этом сложную систему. Это, например, дало возможность при масштабном проектировании разнообразнейших магистралей подбирать специалистами различные соединительные узлы.
Ведь если известны значения наружного и внутреннего диаметра, то подобрать необходимые элементы для соединения достаточно легко.
Диаметры стальных труб могут быть:
- трубы с особо тонкими стенками -тонкостенные;
- нормальные, усредненные конструкции — обычные;
- изделия с тонкими стенками — тонкостенные;
- элементы с толстыми стенками — толстостенные;
- трубы с особо толстыми стенками — толстостенные.
Также диаметр и толщина стальной трубы заранее может предопределить сферу ее использования.
