• RU
  • icon На проверке: 14
Меню

Газоснабжение района города Форт-Шевченко. Курсовой ГСиУ (Газовые сети и установки)

  • Добавлен: 30.04.2022
  • Размер: 2 MB
  • Закачек: 2
Узнать, как скачать этот материал

Описание

Месторождение: Карадаг (Азербайджан)

Состав газа: 93,2% / 2,1% / 1,2% / 1% /

 

1/ Генеральный план района города Форт-Шевченко с сетями газоснабжения М 1:2000

2/ Расчетная схема газопроводов низкого давления  

3/ Расчетная схема газопроводов среднего давления  

 

I П.  Введение

I ПЗ.КП. Определение низшей теплоты сгорания газа

II ПЗ.КП. Определение площади застройки кварталов

III ПЗ.КП. Определение численности населения

IV ПЗ.КП. Определение годовых и часовых расходов газа на хозяйственно-бытовое потребление

V ПЗ.КП. Определение годовых и часовых расходов газа на мелкое коммунально-бытовое потребление

VI ПЗ.КП. Определение годовых и часовых расходов газа на  коммунально-бытовое потребление

VII ПЗ.КП. Определение годовых и часовых расходов газа на 0топление, вентиляцию и горячее водоснабжение

VIII  ПЗ.КП. Определение необходимого количества ГРП

IX ПЗ.КП. Ведомость газопотребления

X ПЗ.КП. Гидравлический расчет для сети низкого давления

XI ПЗ.КП. Таблица удельных путевых расходов газа

XII ПЗ.КП. Определение транзитных, путевых, эквивалентных и расчетных расходов газа

XIII ПЗ.КП. Таблица удельнопутевых, путевых, эквивалентных, транзитных и расчетных расходов газа

XIV ПЗ.КП. Гидравлический расчет кольцевого газопровода Сети низкого давления

XV ПЗ.КП. Таблица гидравлического расчета кольцевого газопровода низкого давления

XVI ПЗ.КП. Расчет тупикового газопровода сети низкого давления

XVII ПЗ.КП. Определение давления в узлах

XVIII ПЗ.КП. Гидравлический расчет газопровода среднего давления

XIX ПЗ.КП. Таблица гидравлического расчета основных направлений газовых сетей среднего давления

XX ПЗ.КП. Таблица гидравлического расчета ответвлений направлений газовых сетей среднего давления

XXI ПЗ.КП. Подбор оборудования ГРП

XXII ПЗ.КП. Спецификация на низкое давление

XXIII ПЗ.КП. Спецификация на среднее давление

 Список использованной литературы

 

II П. ГЧ.КП. Генплан района города Форт-Шевченко с сетями газоснабжения

ГЧ.КП. Расчетная схема газопровода сети низкого давления

ГЧ.КП. Расчетная схема газопровода сети среднего давления

 

 

Состав проекта

icon
icon Курсовой ГСиУ.doc
icon Курсовой. Тех.карты 3.dwg

Дополнительная информация

Контент чертежей

icon Курсовой ГСиУ.doc

Определение необходимого количества ГРП
Ведомость газопотребления
Гидравлический расчет для сети низкого давления
Таблица удельных путевых расходов газа
Определение транзитных путевых эквивалентных
и расчетных расходов газа
Таблица удельнопутевых путевых эквивалентных
Транзитных и расчетных расходов газа
Гидравлический расчет кольцевого газопровода
Сети низкого давления
Таблица гидравлического расчета кольцевого
газопровода низкого давления
Расчет тупикового газопровода сети низкого
Определение давления в узлах
Гидравлический расчет газопровода среднего
Таблица гидравлического расчета основных
направлений газовых сетей среднего давления
Таблица гидравлического расчета ответвлений
Подбор оборудования ГРП
Спецификация на низкое давление
Спецификация на среднее давление
Список использованной литературы
Генплан района города Форт-Шевченко с сетями
Расчетная схема газопровода сети низкого
Расчетная схема газопровода сети среднего дав-
на тему «Газоснабжение района города Форт-Шевченко»
Месторождения природного газа находятся в пористых горных породах образовавшихся в результате тектонических сдвигов. Слои покрывающие эти породы не пропускают газ. Состав природного газа отличается от месторождения. Поэтому перед использованием природный газ должен проходить обработку позволяющую удалить ненужные компоненты такие как сернисто-кислую соль воду и т.д. Обработка как правило осуществляется на месте добычи. При этом особую сложность представляет удаление серных соединений поскольку при их сжигании выделяется токсичный сернистый газ (SO2)
На 90% он состоит из углеводородов главным образом метана СН4. Содержит и более тяжёлые углеводороды - этан пропан бутан а так же меркаптаны и сероводород (обычно эти примеси вредны) азот и углекислый газт пары воды полезные примеси гелия и других инертных газов.
Газ используется в производственных и бытовых целях.
В быту газ используется для отопления жилых домов приготовление пищи.
В производственных целях газ используется в различных технологических процессах (в доменных печах ТЭС и т.д.)
Газ как стратегический товар для Казахстана является экспортном ориентированным.
Извлекаемые запасы углеводородного сырья по РК включая сушу составляют нефти- 35 млрд. баррелей (4.8 млрд. тонн) газа – 34 трлн. баррелей. Прогнозные запасы углеводородного сырья только участков и структур по которым начаты работы составляют более 2 млрд. тонн нефтяного эквивалента.
Большие перспективы увеличения объемов добычи углеводородов у Казахстана связаны с реализацией Государственной программы освоения казахстанского сектора Каспийского моря. По предварительным оценкам объем извлекаемых запасов КСКМ составляет свыше 60 млрд. баррелей (80 млрд. тонн).
По окончанию строительства газоперерабатывающего завода в Оренбурге Казахстан будет способен экспортировать около 30 млрд. природного газа в год.
К 2015 году добыто 40 млрд.
Транспортировка природного газа осуществляется по систем магистральных газопроводов которые проходят по территории 8 областей Казахстана.
Общая протяжённость магистральных газопроводов: около 11 тыс. км.
Природный газ является высокоэффективным энергоносителем условиях экономического кризиса газификация может составить основ социально-экономического развития регионов РК обеспечить улучшение условия труда и быта населения а также снижение загрязнения окружающей среды.
По сравнению с другими видами топлива газ имеет следующий преимущества:
-низкую себестоимость;
-высокую теплоту сгорания обеспечивающую транспортирование по магистральным газопроводам;
-полное сгорание облегчающее условия труда персонала обслуживающего газовое оборудование сети;
-отсутствие в его составе оксида углерода что особенно важно при утечках газа возникающих при газоснабжении коммунальных и бытовых потреблений;
-высокую жар производительность(более 2000 С);
-возможность автоматизации процессов горения и достижения высоких КПД.
Безопасность надежность и экономичность газового хозяйства зависят от степени подготовки обслуживающего персонала.
Карадагское месторождение
Города и поселки Закавказья в том числе Тбилиси и Ереван снабжаются газом от Карадагского месторождения находящегося близ Баку. Открыто в 1955 году.
Газ Карадагского месторождения имеет хорошие качества сумма углеводородов составляет более 6% содержание этана 4% пропана — 1% бутана — 05%.
Содержание тяжелых УВ в газе месторождения не увеличиваются с глубиной.
Разведочные работы на месторождении Карадаг продолжаются. Основные задачи этих работ заключаются в прослеживании вскрытых залежей как по простиранию (на запад) так и вниз по падению пластов на юго-восток а также в выявлении новых продуктивных горизонтов в нижнем отделе продуктивной толщи.
Карадагская антиклинальная складка является очередным поднятием Западно-Апшеронской складчатой линии охватывающей структуры Шабандаг-Аташкя-Пута-Кергез - Кызыл-Тепе. По своим большим размерам и оригинальной форме эта структура отличается от соседних складок Апшеронского полуострова и Кобыстана.
Карадагская складка состоит из двух частей: меридиональной и широтной. Меридиональная (северная) часть складки является продолжением южного окончания складки Кызыл-Тепе и разведана относительно слабо. Ось меридиональной части складки у грязевого вулкана Ахтарма резко поворачивает на запад принимая широтное направление проходит через грязевые вулканы Ахтарма Торпаглы-Ахтарма и сопку Пильпиля погружается на юго-запад под г. Карагош и вулкан Отман-Боздаг. Залежи газа и конденсата связаны с южным крылом широтной части складки.
I.Определение теплоты сгорания газa
Состав газа % (па объему)
Карадаг (Азербайджан)
1.Низшая теплота сгорания определяется по формуле:
Теплоту сгорания газа определяют как сумму произведений величин теплоты сгорания горючих компонентов на объемные доли.
Где - состав газа месторождения
% 31% 07%- объемные доли горючих компонентов в %;
840 63730 93370 – низшая теплота сгорания горючего компонента- газа кДж.
=000001*(932×35840+21×63730+12×93370+123770)= 371 МДжнм2
II. Определение площади застройки кварталов
1. Для определения площади кварталов их следует разбить на прямоугольники треугольники и трапеции. Вычитать площадь а затем разбитого кварталы и так просчитать все имеющие квартал
Площадь треугольника Площадь квадрата
Площадь трапеций Площадь прямоугольника
S1=100*50=5000м2=5га
S2=150*50=7500м2=75га
S3=200*100=20000м2=20га
S4=200*75=15000м2=15га
S5=100*50=5000м2=5га
S6=150*38=5700м2=57га
S7=100*100=10000м2=10га
S8=150*112=16800м2=168га
S9=200*75=15000м2=15га
S10=200*100=20000м2=20га
S11=262*100=26200м2=262га
S12=410*150=61500м2=61.5га
S13=262*198=51876м2=51876га
S14=350*185=64750м2=6475га
SА=98*100=9800м2=98га
SБ=98*75=7350м2=735га
SВ=98*150=14700м2=147га
SГ=160*185=29600м2=296га
Sобщ=385776м2=385776га
III. Определение численности населения
1. Численность населения определят по формуле
Где N-количество население(жителей)
S=площадь квартала (га);
a-плотность населения (челга);
Индивидуальная застройка
N2=500*7.5=3750 чел.
N6=500*5.7=2850 чел.
N8=500*16.8=8400 чел.
N10=300*20=6000 чел.
N11=250*26.2=6550 чел.
N12=250*61.5=15375 чел.
N13=250*51.876=12969 чел.
N14=250*64.75=16188 чел.
NБ=300*735=2205 чел.
NВ=250*147=3675 чел.
NГ=250*296=7400 чел.
N=N1+N2+N5+N6+N7+N8=25000 чел.
N=N3+N4+N9+N10+NA+NБ=26145 чел.
N=N11+N12+N13+N14+NB+NГ=62157 чел.
Nобщ=25000+26145+62157=113302 чел
Натуральные размеры в мм
Численность населения
IV. Определение газовых расходов газа на хозяйственно-бытовое потребление
При расчете необходимо учитывать степень благоустройства квартир. Обозначим часть населения проживающего в квартирах с централизованным горячим водоснабжением. Z часть населения проживающего в квартирах с горючим водоснабжением от газовых водогревателей. Тогда для всего населения использующего газ будет справедлива выражение:
-доля населения проживающих в квартирах имеющих газовых плиты и централизованные горячее водоснабжение %
-доля населения проживающим в квартирах имеющих газовые плиты и емкостные водогреватели от которых производителя горячее водоснабженя %
-доля населения проживающих в квартирах имеющих газовые плиты и не имеющих горючего водоснабжения %.
Z1+Z2+Z3=022+023+055=1
1. Годовая расход газа на хозяйственно- бытовые нужды определяется по формуле:
Где - годовая расход газа;
-степень охвата населения города газоснабжением;
N – численность населения;
- норма расхода теплоты на одного человека в год в квартирах газовые плиты и центральное горячее водоснабжения;
- норма расхода теплоты на одного человека в год в квартирах газовые плиты и газовые водонагревателя;
- норма расхода теплоты на одного человека в год в квартирах газовые плиты и отсутствии централизованного горючего водоснабжения в газов водогревателя;
- низшая рабочая теплота сгорания.
Показатель потребления газа
Нормы расхода теплоты МДж (тыс. ккал)
При наличии в квартире газовой плиты и централизованного горячего водоснабжения при газоснабжении:
При наличии в квартире газовой плиты и газового водонагревателя (при отсутствии централизованного горячего водоснабжения) при газоснабжении:
При наличии в квартире газовой плиты и отсутствии централизованного горячего водоснабжения и газового водонагревателя при газоснабжении:
Предприятия бытового обслуживания населения
на стирку белья в механизированных прачечных
на стирку белья в немеханизированных прачечных с сушильными шкафами
на стирку белья в механизированных прачечных включая сушку и глаженье
на дезинфекцию белья в паровых камерах
на дезинфекцию белья и одежды в горячевоздушных камерах
Предприятия общественного питания
Столовые рестораны кафе:
на приготовление обедов (вне зависимости от пропускной способности предприятия
на приготовление завтраков или ужинов
На 1 завтрак или ужин
Учреждения здравоохранения
Больницы родильные дома:
на приготовление пищи
на приготовление горячей воды для хозяйственно-бытовых нужд и лечебных процедур (без стирки белья)
Предприятия по производству хлеба и кондитерских изделий
Хлебозаводы комбинаты пекарни:
на выпечку хлеба формового
на выпечку хлеба подового батонов булок сдобы
на выпечку кондитерских изделий (тортов пирожных печенья пряников и т.п.)
Примечания. 1. Нормы расхода теплоты на жилые дома приведенные в таблице учитывают расход теплоты на стирку белья в домашних условиях.
При применении газа для лабораторных нужд школ вузов техникумов и других специальных учебных заведений норму расхода теплоты следует принимать в размере 50 МДж (12 тыс. ккал) в год на одного учащегося.
QГОДХ-Б=(1*113302*(4000*022+10000*023+5000*055))37099=181104844 нм3год
2. Часовой расход газа на хозяйственно-бытовые нужды определяется по формуле:
Где -часовой расход газа на хозяйственно-бытовые нужды;
- коэффициент максимального часового расхода газа подбирают из количество проживающего населения газоснабжения района города(района)(число для примера -12300)
-годовой расход газа на хозяйственно-бытовое потребления .
QчасХ-Б=13700*181104844=489473 нм3час
Число жителей снабжаемых газом тыс. чел.
Коэффициент часового максимума расхода газа (без отопления)Khmax
Коэффициент часового максимума расхода газаKhmax
Общественного питания
По производству хлеба и кондитерских изделий
Примечание. Для бань и прачечных коэффициенты часового максимума расхода газа приведены с учетом расхода газа на нужды отопления и вентиляции.
V.Определение годовых и часовых расходов газа на
мелкое коммунально-бытовоепотребление
1. Годовой расход на мелко коммунально-бытовые потребление определяется по формуле:
Где -годовой расход газа на мелко коммунальное бытовое потребление;
-5%- условный объем расхода газа хозяйственно бытовое потребление;
- годовой расход газа на хозяйственно бытовым
=005*181104844=9055242 3год
2. Часовой расход газа на мелко коммунально-бытовое потребление определяется по формуле:
- часовой расход газа на мелко коммунально-бытовое потребление;
=005*489473=24474 3час
VI. Определение годовых и часовых расходов газа на коммунально бытовое потребление
При определении расхода газа в прачечных учитывают степень охвата населения прачечными т.е. отношение числа людей пользующихся услугами прачечных к общему числу жителей N а накопление сухого белья для стирки на одного человека в год принимают равным 100кг.
При наличий в городе прачечных с различной сменью механизации общее количество стираемого белья разделяют соответственно их производительности и обозначают части населения пользующегося немеханизированными прачечными ; -пользующегося механизированными прачечными- ; а механизированными прачечными с сушкой и глажением-.
1. Определение годовых расходов газа на прачечную
Где -степень охвата прачечных газоснабжением %;
-норма расхода теплоты на 1 тонну сухого белья в немеханизированных в сушильными шкафами мДж;
- норма расход теплоты на 1 тонну сухого белья в механизированных прачечных с сушкой и глажением мДж;
- норма расхода теплоты на 1 тонну сухого белья в немеханизированных прачечных сушкой глажением.
-часть населения пользующихся немеханизированными прачечными с сучильными шкафами %;
- часть населения пользующегося механизированными прачечными %;
-часть населения пользующегося механизированными с сушкой и глажением %;
0-норма сухого белья на одного жителя в год;
-степень охвата прачечными населения района.
-низшая теплоты сгорания газа.
Qгодпр=(100*(1*113302)*(12600*01+8800*01+18800*01))37099=(11330200*4020)37099=(11330200*4020)37099=122772592 3год
2. Определения газового расхода газа на баню
Потребления газа в банях определяют из расчета 52 помывки на 1 человека в год. Если часть населения пользующегося банями- a- степень охвата бань газоснабжением то расход теплоты в год на бани:
Где -годовой расход газа баню;
-низшая теплота сгорания газа;
-степень охвата населения района;
-степень охвата бань газоснабжением %.
-часть население пользующегося банями с ванными %.
-пользующегося банями без ванн.
-норма расхода теплоты на одну помывку в банях с ванными;
-норма расхода теплоты на одну помывку в банях без ванн.
=(1*52*(03*50+02*40)*113302)37099=3652637323год
3. Определение годового расхода газа банно-прачечным комбинатов
Где - годовой расход газа на прачечный;
-годовой расход газа банями.
Qгодбпк=122772592+365263732=488036324 3год
4. Определение часовых расходов газа на прачечную
Где -часовой расход газа на прачечную
- коэффициент максимального часового расхода газа прачечной;
- годовой расход газа прачечный;
Qчаспр=12900*488036324=1682884 3час
5. Определение часового расходов газа на предприятия баню
Где - часовой расход газа на баню;
- максимальный часовой расход газа баней;
- годовой расход газа баню;
Qчасб=12700*365263732=1352829 3час
6. Определение часового расхода газа банно-прачечным комбинатом (БПК):
где Q - часовой расход газа прачечной
Q - часовой расход газа баней
Qчасбпк=135283+1682884=3035714 3час
7. Определение годового расхода газа на предприятия общественного питания – столовую или ресторан.
где Q - годовой расход газа на предприятие общественного питания;
0 – количество дней работы общественного питания в год (5 санитарных дней)
zп.о.п. – охват обслуживания населения столовыми и ресторанами;
уп.о.п. – охват столовых и ресторанов газоснабжения в %;( 100%)
N – численность населения района; чел
qп.о.п – норма расхода теплоты на обед и завтрак; (q=21+42=63 мДж)
мДж – норма расхода теплоты на один обед и ужин
Q - низшая теплота сгорания газа; мДжнм3
Qгодст=(360*03*1*113302*63)37099=20779719 3год
8. Определение часового расхода газа на предприятия
общественного питания – столовую или ресторан.
где Q - часовой расход газа на столовую;
kmax – коэффициент максимального часового расхода газа предприятиями общественного питания (12000)
Q - годовой расход газа предприятиями общественного питания – столовую [нм3час]
Qчасст=12000*20779719=1038986 3час
9. Определение годового расхода газа на хлебозаводы или пекарни.
гдеQ - годовой расход газа на хлебозавод;
÷08 – суточная норма выпечки хлеба на 1000 (одну тысячу) жителей
5 – число дней работы хлебозавода в год (дней)
qxn – расчетный расход теплоты на одну тонну изделия в том числе на выпечку хлеба батонов и сдобы
ухn – охват газоснабжением хлебозаводов; % (100%)
N – численность населения района города; чел
Q - низшая теплота сгорания газа; (мДжнм3)
Qгодхз=(07*365*1*(05*2500+03*5450+02*7750)*113302)37099=(2555*4435*113302)37099=346066771 3год
10. Определение часового расхода газа на хлебозаводы или пекарни.
где Q - часовой расход газа на хлебозаводы; нм3 час;
Q - годовой расход газа на хлебозаводы; м3 год;
Qчасхз=16000*346066771=576778 3час
11. Определение годового расхода газа на учреждение здравоохранения.
где 12 - количество коек на 1000 жителей;
qi – норма расхода теплоты на приготовление пищи на 1 койку в год 3200 мДж
N – численность населения района города; чел
Q - низшая теплота сгорания газа мДжм3
Qгодуч.зд.=(12*1*(07*3200+03*9200)*113302)37099=183242675 3год
12. Определение часового расхода газа на учреждение здравоохранения.
где Q - часовой расход газа на учреждения здравоохранения; нм3 час;
kmax – коэффициент часового максимума (12200)
Q - годовой расход газа учреждениями здравоохранения м3 год;
Qчасуч.зд=12500*183242675=733 3час
13. Определение годового расхода газа на коммунально-
бытовое потребление.
где - годовой расход на коммунально-бытовое потребление; нм3 год;
- годовой расход на прачечную; нм3 год;
- годовой расход на столовую; нм3 год
- годовой расход на баню; нм3 год
- годовой расход на хлебозаводы; нм3 год
- годовой расход на учреждения здравоохранения; нм3 год
Qгодкб=122772592+20779719+365263732+346066771+183242675=
14. Определение годового и часового расходов газа на
коммунально-бытовое потребление.
где - часовой расход на коммунально-бытовое потребление; нм3 час
- часовой расход на прачечную; нм3 час
- часовой расход на столовую; нм3 час
- часовой расход на баню; нм3 час
- часовой расход на хлебозаводы; нм3 час
- часовой расход на учреждения здравоохранения; нм3 час
Qчаскб=1682884+1038986+1352829+576778+73297=4724774 3час
VII. Определение годовых и часовых расходов газа на отопление вентиляцию и горячее водоснабжение района города.
Расчетные параметры наружного воздуха для проектирования отопления вентиляции и кондиционирования следует принимать в соответствии с таблицей.
1. Определение часовых расходов газа на отопление.
Где -укрепленный показатель максимального теплового потока на отопление жилых зданий на жилой площади (выбирается из СНИП «Тепловые сети» по средней температуре области пункта (города села и т.п.))
Выписка из МНСНИП «Тепловые сети»
Укрупненный показатель часавого расхода теплоты на отопление
-общая минимальная жилая площадь зданий ();
- коэффициент учитывающий тепловой поток на отопление общественных зданий (025);
- низшая рабочая теплота сгорания газа();
- коэффициент полезного действия котельной; (85%=085);
- коэффициент учитывающий отношение общей и жилой площади зданий;
N- численность населения района города чел
f- норма жилой площади приходящейся на одного человека ()
А=15*113302*18=3059154 м2
Qотпчас=(05357*3059154*(1+025))37099*085=46934233 нм3час
2. Определение годовых расходов газа на отопление.
где - продолжительность отопительного периода (дни);
где - температура воздуха внутри помещения отапливаемого здания жилого общественного принимается равной 22 С (ГОСТ 30494-96) ;
- средняя температура воздуха города среднесуточного периода для расчёта на отопление (со среднесуточной температурной воздуха 8 С и менее С)
- расчётная температура воздуха наиболее холодной пятидневки города или области С;
Qотпср.год=46934233 *((22-09)(22-(-19)))=2415396 нм3год
Qотпгод=24*157*2415396=910121213 нм3год
3. Определение часовых расходов газа на вентиляцию
Где -часовой расход газа на вентиляцию;
- коэффициент учитывающий тепловой поток не отопление общественных зданий; (при отсутствии данных следует принимать=025);
- коэффициент учитывающий тепловой поток на вентиляцию общественных зданий; (при отсутствии данных следует принимать общественных зданий построенных до 1985 года=0.4 после 1985 года=0.6);
- укрепленный показатель максимального теплового потока на вентиляцию жилых зданий;
- общая минимальная жилая площадь зданий ();
- коэффициент полезного действия котельной (КПД в долях единиц для местных котельных принимается 08-085; для районных котельных с учётом КПД тепловых сетей- 0.8);
- низшая теплота сгорания газа (мДж);
Qвенчас=(025*06*05357*3059154)37099*08=5300807 нм3час
4. Определение годовых расходов газа на вентиляцию
Где - годовой расход газа на вентиляцию;
- среднечасовой расход газа на вентиляцию;
- продолжительность отопительного периода; сутки соответствующая периоду со средней суточной температурой наружного воздуха 8 С и ниже;
- усреднённое за отопительный период число часов работы системы вентиляции общественных зданий в течении суток (при отсутствии данных принимается равным- 16 часов);
- часовой расход газа на вентиляцию;
- температура воздуха внутри помещения отапливаемого здания жилого и общественного принимается равной 22 С (ГОСТ 30494-96)
- средняя температура воздуха города среднесуточного периода для расчёта на отопление (со среднесуточной температурой воздуха 8С и менее)
- расчетно-вентиляционная температура воздуха наружного воздуха для проектирования вентиляции С;
Qвенср.час=5300807 *(22-09)(22-(-49))=4157882 нм3час
Qвенгод=16*4157882*157=104446057 нм3год
5. Определение часовых расходов газа на горячее водоснабжение.
Где - часовой расход газа на горячее водоснабжение
- средний часовой расход газа на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий а отопительный период;
- укрупнённый показатель человека(с учётом общественных зданий района) принимается по таблице указанной ниже
Укрупнённый показатель среднего теплового потока на горячее водоснабжение на одного человека
Средняя за отопительный период норма расхода воды на горячее водоснабжение (лсутки*чел)
- численность населения района (города)
- низшая теплота сгорания газа
- коэффициент полезного действия котельной(85%-085).
QзимГ.В.=(126*113302)(37099*085)=452719 нм3час
QЧАСГ.В.=24*45271935 =10865264 нм3час
6. Определение годовых расходов газа на горячее водоснабжение
-годовой расход газа на горячее водоснабжение
- часы работы горячего водоснабжения
- средний часовой расход газа на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий на отопительной период
- продолжительность отопительного периода; сутки соответствующая периоду со средней суточной температурой наружного воздуха 8С и ниже (дни);
- средний часовой расход газа на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий в неотопительный сезон
0- расчётное число суток в году работы системы горячее водоснабжении
QгодГ.В.=(24*452719*157)+(24*553446 *(350-157))=17058464+25635628=42694092 нм3год
7. Определение часовых расходов газа на горячее водоснабжение.
Где - температура холодной воды в неотопительный период (при отсутствии данных принимается равной 15С)
-температура холодной воды в отопительной период (при отсутствии данных принимается равной 5С)
- коэффициент учитывающй изменение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительной период по отношению к отопительному периоду принимаемый при отсутствии данных для жилищно-коммунального сектора равным-0.8( для курортов равным 1.2-1.5; для предприятий – 1.00).
QлетнГ.В.ср=452719*((60-15)(60-5))=553446 нм3час
8. Определение часовых расходов на котельную
Где -часовой расход газа на котельную
-часовой расход газа на отопление
-часовой расход газа на вентиляцию
-часовой расход газа на горячее водоснабжение
Qчаскот=46934233+53008+10865264=63100297 нм3час
9. Определение годовых расходов газа котельную
Где - годовой расход газа на котельную
-годовой расход газа на отопление
-годовой расход газа на вентиляцию
- годовой расход газа на горячее водоснабжение
Qгодкот=910121213+104446057+42694092=144150819 нм3год
10. Определение годовых расходов газа промышленное предприятие (фабрику или завод)
Qгодзав.строительный=3671000 нм3год
Qгодзав.судостроительный=6327000 нм3год
Qгодзав.строительный=1718000 нм3год
11. Определение часовых расходов газа на промышленное предприятие
Qчасзав.строительный=3671000* 13500=104886 нм3год
Qчасзав.судостроительный=6327000* 13500=180771 нм3год
Qчасзав.строительный=1718000 * 13500=49086 нм3год
VIII. Определение необходимого количества ГРП.
(газорегуляторный пункт)
Газорегуляторный пункт служит для снижения уровня газа на поддержания его на заданном уровне.
В ГРП входит газ среднегодавления а выходит низкого давления.
Радиус действия ГРП один (1) километр. Если расстояние больше одг=ного километра то ставится два ГРП.
Где n-коэффициент необходимого количества ГРП.
- часовой расход газа на низкое давление;
- оптимальный расходгаза ГРП
1. Определение часового расхода газа на низкое давление
-часовой расход газа на низкие давление
- часовой расход газа на хозяйственно-бытовое потребление
-часовой расход газа на мелкое коммунально-бытовое потребление
-часовой расход газа на столовую
-часовой расход газа на учреждение здравоохранение
Qчасн.д.=489473+24474+1038986+732971=6251753 нм3час
Наименование потребителей
Мелкое ком-быт потребление
Коммунально-бытовое потребление
Столовая или ресторан
Учреждение здравоохранения
Завод строй материалов
Судостроительный завод
Горячее водоснабжение
X.Гидравлический расчет для сети низкого давления
1. Длина участков газопровода низкого давления:
2. Определение численности населения по кольцам.
Nкольцам=2500+3750+6000+4500+2500+2850+5000+8400+4500+6000+6550+15375+12969+16188=97082 чел
Nтупик=2940+2205+3675+7400=16220 чел
3. Определение удельного расхода газа приходящегося на
где q - удельный расход газа приходящегося на 1 чел.
Q- часовой расход газа для сети низкого давления; нм3час;
N – численность населения района (города); чел;
q=6251753113302=0.0552 нм3час
4. Определение расхода газа по кольцам.
где - часовой расход газа по определенному кольцу ; нм3час;
q – удельный расход газа приходящегося на 1 чел;
N(зона)n – численность населения по определенному кольцу; чел.
QчасI=00552*2500=138 нм3час
QчасII=q*3750=207 нм3час
QчасIII=q*6000=331.2 нм3час
QчасIV=q*4500=248.4 нм3час
QчасV=q*2500=138 нм3час
QчасVI=q*2850=157.32 нм3час
QчасVII=q*5000=276 нм3час
QчасVIII=q*8400=463.68 нм3час
QчасIX=q*4500=248.4 нм3час
QчасX=q*6000=331.2 нм3час
QчасXI=q*6550=361.56 нм3час
QчасXII=q*15375=848.7 нм3час
QчасXIII=q*12969=715.89 нм3час
QчасXIV=q*16188=893.58 нм3час
QчасА=q*2940=162.29 нм3час
QчасБ=q*2205=121.72 нм3час
QчасВ=q*3675=202.86 нм3час
QчасГ=q*7400=408.48нм3час
5. Определение длины питающего контура для каждого
Где - длина питающего контура для п-ого кольца
lnI=L13-14+L18-13+L18-19+L19-14=112+62+112+62=348 м
lnII=L17-18+L18-13+L17-12+L12-13=162+62+62+162=448 м
lnIII=L9-10+L10-11+L9-16+L16-17+L17-12+L11-12=26+87+212+87+62+212=686 м
lnIV=L10-11+L10-6+L6-7+L11-7=87+212+86+212=597 м
lnV=L20-18+L20-21+L21-22+L18-19+L22-19=50+12+112+112+62=348 м
lnVI=L16-17+L17-18+L20-18+L16-20=87+162+50+162=461 м
lnVII=L24-21+L21-22+L24-25+L25-22=112+112+112+112=448 м
lnVIII=L24-21+L20-21+L16-20+L15-16+L15-23+L23-24=112+12+162+87+38+162=573 м
lnIX=L9-16+L1-9+L1-15+L15-16=212+87+212+87=598 м
lnX=L9-10+L10-6+L4-6+L1-9+L1-2=26+212+25+87+212=562 м
lnXI=L23-26+L26-28+L23-24+L24-25+L25-28=112+274+162+112+112=772 м
lnXII=L1-2+L2-31+L31-33+L1-15+L15-23+L23-26+L26-27+L27-33+L0-1 =
=212+162+62+212+38+112+12+362+100=1272 м
lnXIII=L26-27+L26-28+L27-29+L29-30+L28-30=12+274+197+274+210=967 м
lnXIV=L33-34+L27-33+L27-29+L29-34=197+362+197+362=1118 м
lnA=L7-8+L6-7+L4-6+L4-5=110+86+25+110=331 м
lnБ=L4-5+L2-4+L2-3=110+87+110=307 м
lnВ=L2-3+L2-31+L31-32=110+162+102=374 м
lnГ=L31-32+L31-33+L33-34+L34-35=102+62+197+172=533 м
6. Определение удельно-путевого расхода газа для каждого кольца
где- удельно-путевой расход газа п-ого кольца.
Q- часовой расход газа по п-ому кольцу
- длина питающего контура для п-ого кольца; м.
qnVI=157.32461=0.341
qnVIII=463.68573=0.809
qnXII=848.71272=0.667
qnXIII=715.89967=074
qnXIV=893.581118=0.799
ХI. Таблица удельных путевых расходов газа
XII. Определение транзитных путевых эквивалентных и расчетных расходов газа
1 Определение путевых расходов газа участков газопровода низкого давления
Qпут- путевой расход газа [нм3час];
qпут- удельный путевой расход газа [нм3час];
Qпут 0-1=100*0667=667 [нм3час]
Qпут 1-2=(0.589+0.667)*212=26627 [нм3час]
Qпут 2-3=110*(0.396+0.542)=10318 [нм3час]
Qпут 2-4=(0.589+0.396)*87=857 [нм3час]
Qпут 4-5=110*(0.49+0.396)=9746 [нм3час]
Qпут 4-6=25*(0.589+0.49)=2698 [нм3час]
Qпут 6-7=86*(0416+0.49)=7792 [нм3час]
Qпут 7-8=105*0.49=5145 [нм3час]
Qпут 1-9=87*(0.415+0.589)=8735 [нм3час]
Qпут 9-10=26*(0483+0.589)=2787 [нм3час]
Qпут 10-6=212*(0416+0.589)=21306 [нм3час]
Qпут 10-11=87*(0483+0416)=7821 [нм3час]
IQпут 11-12=212*0483=1024 [нм3час]
Qпут 12-13=0462*162=74844 [нм3час]
Qпут 13-14=112*0397=44464 [нм3час]
Qпут 9-16=212*(0483+0.415)=19038 [нм3час]
Qпут 16-17=87*(0483+0.316)=69513 [нм3час]
Qпут 17-12=62*(0483+0462)=5859 [нм3час]
Qпут 17-18=162*(0462+0416)=142236 [нм3час]
Qпут 18-13=62*(0397+0462)=53258 [нм3час]
Qпут 18-19=112*(0.358+0397)=8456 [нм3час]
Qпут 19-14=62*0397=24614 [нм3час]
Qпут 16-20=162*(0.316+0.809)=18225 [нм3час]
Qпут 20-18=50*(0.397+0.341)=36.9 [нм3час]
Qпут 20-21=12*(0.358+0.809)=14004 [нм3час]
AQпут 21-22=112*(0.616+0358)=109088 [нм3час]
Qпут 22-19=62*0358=22196 [нм3час]
Qпут 11-7=212*0416=88192 [нм3час]
Qпут 1-15=212*(0.415+0.667)=229384 [нм3час]
Qпут 15-16=87*(0.809+0.415)=106488 [нм3час]
Qпут 15-23=38*(0.667+0.809)=56088 [нм3час]
Qпут 23-24=162*(0.528+0.809)=216594 [нм3час]
Qпут 24-21=(0.809+0.616)*112=1596 [нм3час]
Qпут 24-25=112*(0.528+0.616)=128128 [нм3час]
Qпут 25-22=112*0.616=68992 [нм3час]
Qпут 23-26=112*(0.528+0.667)=13384 [нм3час]
Qпут 26-27=12*(0.667+0.791)=17496 [нм3час]
Qпут 26-28=212*(0468+074)=2561 [нм3час]
Qпут 25-28=87*0.509=44.283 [нм3час]
Qпут 2-31=162*(0.542+0.667)=195858 [нм3час]
Qпут 31-32=102*(0.542+0.766)=133416 [нм3час]
Qпут 31-33=62*(0.766+0.667)=88846 [нм3час]
Qпут 33-34=197*(0.799+0766)=308305 [нм3час]
Qпут 34-35=172*0.766=131752 [нм3час]
Qпут 27-29=197*(0.791+0.799)=31323 [нм3час]
Qпут 29-34=0.799*362=289238 [нм3час]
Qпут 29-30=274*0.791=216734 [нм3час]
Qпут 28-30=210*0.791=16611 [нм3час]
Qпут 27-33=(0.667+0.799)*362=530692 [нм3час]
Qчас=6254.28 нм3час=Qпут=632542 [нм3час]
2 Определение эквивалентных расходов газа на участках газопровода
Qпут - путевой расход газа [нм3час]
5- среднее значение для реальных газовых сетей.
Qэкв 0-1=055*667=36685 [нм3час]
Qэкв 1-2=055*26627=146449 [нм3час]
Qэкв 2-3=055*10318=56749 [нм3час]
Qэкв 2-4=055*857=47135 [нм3час]
Qэкв 4-5=055*9746=53603 [нм3час]
Qэкв 4-6=055*2698=14839 [нм3час]
Qэкв 6-7=055*7792=42856 [нм3час]
Qэкв 7-8=055*5145=28298 [нм3час]
Qэкв 1-9=055*8735=48043 [нм3час]
Qэкв 9-10=055*2787=15329 [нм3час]
Qэкв 10-6=055*21306=117183 [нм3час]
Qэкв 10-11=055*7821=43016 [нм3час]
Qэкв 11-12=055*1024=5632 [нм3час]
Qэкв 12-13=055*74844=41164 [нм3час]
Qэкв 13-14=055*44464=24455 [нм3час]
Qэкв 9-16=055*19038=104709 [нм3час]
Qэкв 16-17=055*69513=38232 [нм3час]
Qэкв 17-12=055*5859=32225 [нм3час]
Qэкв 17-18=055*142236=7823 [нм3час]
Qэкв 18-13=055*53258=29292 [нм3час]
Qэкв 18-19=055*8456=46508 [нм3час]
Qэкв 19-14=055*24614=13438 [нм3час]
Qэкв 16-20=055*18225=100238 [нм3час]
Qэкв 20-18=055*36.9=20.3 [нм3час]
Qэкв 20-21=055*14004=7702 [нм3час]
Qэкв 21-22=055*109088=59998 [нм3час]
Qэкв 22-19=055*22196=12208 [нм3час]
Qэкв 11-7=055*88192=48506 [нм3час]
Qэкв 1-15=055*229384=126161 [нм3час]
Qэкв 15-16=055*106488=58568 [нм3час]
Qэкв 15-23=055*56088=30848 [нм3час]
Qэкв 23-24=055*216594=119127 [нм3час]
Qэкв 24-21=055*1596=8778 [нм3час]
Qэкв 24-25=055*128128=7047 [нм3час]
Qэкв 25-22=055*68992=37946 [нм3час]
Qэкв 23-26=055*13384=73612 [нм3час]
Qэкв 26-27=055*17496=9623 [нм3час]
Qэкв 26-28=055*2561=14086 [нм3час]
Qэкв 25-28=055*44.283=24.36 [нм3час]
Qэкв 2-31=055*195858=107722 [нм3час]
Qэкв 31-32=055*133416=73379 [нм3час]
Qэкв 31-33=055*88846=48865 [нм3час]
Qэкв 33-34=055*308305=169568 [нм3час]
Qэкв 34-35=055*131752=72464 [нм3час]
Qэкв 27-29=055*31323=172277 [нм3час]
Qэкв 29-34=055*289238=159081 [нм3час]
Qэкв 29-30=055*216734=119204 [нм3час]
Qэкв 28-30=055*16611=91361 [нм3час]
Qэкв 27-33=055*530692=291881 [нм3час]
3. Определение эквивалентных расходов газа на участках газопровода
Qтрi=Qпут(i+1)+Qтр(i+1) [нм3час]
Где Q - путевой расход газа [нм3час]
Qтр 0-1=(Qn+Qтр)1-2+(Qn+Qтр)1-15+(Qn+Qтр)1-9
Qтр 1-2=(Qn+Qтр)2-3+(Qn+Qтр)2-4+(Qn+Qтр)2-31
Qтр 2-4=(Qn+Qтр)4-5+(Qn+Qтр)4-6
Qтр 4-6=12*(Qn+Qтр)6-7
Qтр 6-7=12*(Qn+Qтр)7-8
Qтр 1-15=(Qn+Qтр)15-16+(Qn+Qтр)15-23
Qтр 15-16=12*((Qn+Qтр)16-17+(Qn+Qтр)16-20)
Qтр 16-17=(Qn+Qтр)17-12+(Qn+Qтр)17-18
Qтр 17-12=12*(Qn+Qтр)12-13
Qтр 12-13=12*(Qn+Qтр)13-14
Qтр 1-9=(Qn+Qтр)9-10+(Qn+Qтр)9-16
Qтр 9-10=(Qn+Qтр)10-6+(Qn+Qтр)10-11
Qтр 10-6=12*(Qn+Qтр)6-7
Qтр 10-11=(Qn+Qтр)11-7+(Qn+Qтр)11-12
Qтр 11-7=12*(Qn+Qтр)7-8
Qтр 11-12=12*(Qn+Qтр)12-13
Qтр 9-16=12*((Qn+Qтр)16-17+(Qn+Qтр)16-20)
Qтр 16-20=(Qn+Qтр)20-18+(Qn+Qтр)20-21
Qтр 17-18=12*((Qn+Qтр)18-13+(Qn+Qтр)18-19)
Qтр 18-13=12*(Qn+Qтр)13-14
Qтр 18-19=12*(Qn+Qтр)19-14
Qтр 20-21=12*(Qn+Qтр)21-22
Qтр 21-22=12*(Qn+Qтр)22-19
Qтр 22-19=12*(Qn+Qтр)19-14
Qтр 24-21=12*(Qn+Qтр)21-22
Qтр 2-31=(Qn+Qтр)31-32+(Qn+Qтр)31-33
Qтр 31-33=12*(Qn+Qтр)33-34
Qтр 33-34=(Qn+Qтр)34-35
Qтр 15-23=(Qn+Qтр)23-26+(Qn+Qтр)23-24
Qтр 23-24=(Qn+Qтр)24-21+(Qn+Qтр)24-25
Qтр 24-25=(Qn+Qтр)25-22+(Qn+Qтр)25-28
Qтр 25-22=12*(Qn+Qтр)22-19
Qтр 25-28=12*(Qn+Qтр)28-30
Qтр 23-26=(Qn+Qтр)26-27+(Qn+Qтр)27-28
Qтр 26-28=12*(Qn+Qтр)28-30
Qтр 27-33=12*(Qn+Qтр)33-34
Qтр 27-29=(Qn+Qтр)29-30+(Qn+Qтр)29-34
Qтр 29-34=12*(Qn+Qтр)34-35
Qтр 26-27=(Qn+Qтр)27-33+(Qn+Qтр)27-29
Qтр 20-18=(Qn+Qтр)18-13+(Qn+Qтр)18-19
Qтр 29-34=12*(31323+0)34-35=156615 нм3час
Qтр 25-28=12*(530692+0)28-30=265346 нм3час
Qтр 26-28=12*(530692+0)28-30=265346 нм3час
Qтр 33-34=(31323+0)34-35=31323 нм3час
Qтр 31-33=12*(131752+31323)33-34=222491 нм3час
Qтр 18-19=12*(24614+0)19-14=12307 нм3час
Qтр 18-13=12*(44464+0)13-14=22232 нм3час
Qтр17-18=12*((53258+22232)18-13+(8456+12307)18-19)=12*(7549+96867)=861785 нм3час
Qтр 12-13=12*(44464+0)13-14=22232 нм3час
Qтр 17-12=12*(74844+22232)12-13=48538 нм3час
Qтр16-17=(5859+48538)17-12+(142236+86179)17-18=335543 нм3час
Qтр 6-7=12*(5145+0)7-8=25725 нм3час
Qтр 4-6=12*(7792+25725)6-7=51823 нм3час
Qтр2-4=(9746+0)4-5+(2698+51823)4-6=9746+78803=176263 нм3час
Qтр 2-31=(133416+0)31-32+(88846+222491)31-33=444753 нм3час
Qтр1-2=(10318+0)2-3+(857+176263)2-4+(195858+444753)2-31=1005754 нм3час
Qтр 27-29=(16611+0)29-30+(216734+156615)29-34=539459 нм3час
Qтр 27-33=12*(131752+31323)33-34=222491 нм3час
Qтр 22-19=12*(24614+0)19-14=12307 нм3час
Qтр 21-22=12*(22196+12307)22-19=17252 нм3час
Qтр 20-21=12*(109088+17252)21-22=6317 нм3час
Qтр 25-22=12*(22196+12307)22-19=17252 нм3час
Qтр 24-25=(68992+17252)25-22+(44.283+265346)25-28=399.179 нм3час
Qтр 23-24=(1596+6317)24-21+(128128+399.179)24-25=750.077 нм3час
Qтр 24-21=12*(109088+17252)21-22=6317 нм3час
Qтр 23-26=(17496+1359493)26-27+(2561+265346)26-28=189844 нм3час
Qтр 26-27=(308305+222491)27-33+(289238+539459)27-29=1359493 нм3час
Qтр 15-23=(13384+189844)23-26+(216594+750.077)23-24=299895 нм3час
Qтр 11-12=12*(74844+22232)12-13=48538 нм3час
Qтр 11-7=12*(5145+0)7-8=25725 нм3час
Qтр 20-18=12*((53258+22232)18-13+(8456+12307)18-19)=86179 нм3час
Qтр 16-20=(20.3+86179)20-18+(14004+6317)20-21=254.865 нм3час
Qтр 9-16=12*((69513+335543)16-17+(18225+254.865)16-20)=421.09 нм3час
Qтр 10-11=(88192+25725)11-7+(1024+48538)11-12=264855 нм3час
Qтр 10-6=12*(7792+25725)6-7=51823 нм3час
Qтр 9-10=(21306+51823)10-6+(7821+264855)10-11=607948 нм3час
Qтр 1-9=(2787+607948)9-10+(19038+421.09)9-16=1247.28 нм3час
Qтр15-16=12*((69513+335543)16-17+(18225+227.599)16-20)=410.217 нм3час
Qтр1-15=(106488+410.217)15-16+(56088+299895)15-23=357174 нм3час
Qтр0-1=(26627+1005754)1-2+(229384+357174)1-15+(8735+1247.28)1-9=640777 нм3час
31.3+667=6497.99 нм3час
Qчас=6321.647 нм3час
4. Определение эквивалентных расходов газа на участках газопровода низкого давления
Qрас n=(Qэкв+Qтр) [нм3час]
Где Qэкв -путевой расход газа [нм3час]
Qтрi-транзитный расход газа [нм3час]
ХIII. Таблица удельно-путевых путевых эквивалентных транзитных и расчетных расходов газа
Удельно-путевой расход qуд нм3ч
Расход газа (нм3час)
XIV. Гидравлический расчет кольцевого газопровода сети низкого давления
Общие потери от ГРП до газового прибора равны 1800 Па из них 1200 Па идёт на уличную сеть оставшиеся 600 Па это:
Принимаем потери на местное сопротивлением равными 10% от линейных потерь общие допустимые потери давления 1200 Па тогда потери на трение составят:
Определяем удельные потери по главным направлениям для каждой зоны. Удельные потери давления это потери с 1-го метра газопровода.
hcpI=109100+26+212+87+162+62+112=109761=0143 мм.вд.ст.
hcpII=109100+87+212+162+87+62=109710=0.154 мм.вд.ст.
hcpIII=109100+87+212+87+62=109548=0.199 мм.вд.ст.
hcpIV=109100+87+26+86+212=109511=0.213 мм.вд.ст.
hcpV=109100+212+38+162+112+112+62=109798=0.137 мм.вд.ст.
hcpVI=109100+87+212+162+50=109611=0.178 мм.вд.ст.
hcpVII=109100+212+38+162+112+112=109736=0.148 мм.вд.ст.
hcpVIII=109100+212+38+162+112=109624=0.175 мм.вд.ст.
hcpIX=109100+212+87=109399=0.251 мм.вд.ст.
hcpX=109100+87+26+212=109425=0.256 мм.вд.ст.
hcpXI=109100+212+38+112+212=109674=0.162 мм.вд.ст.
hcpXII=109100+212+38+112+12+362=109836=0.13 мм.вд.ст.
hcpXIII=109100+212+38+112+12+194+274=109942=0.116 мм.вд.ст.
hcpXIV=109100+212+38+112+12+197+362=1091033=0.106 мм.вд.ст.
XV. Таблица гидравлического расчета кольцевого газопровода низкого давления
HI=((661-64)661)*100=318%
HII=((1102-108)1102)*100=197%
HIII=((991-942)991)*100=494%
HIV=((924-918)924)*100=065%
HV=((566-537)566)*100=513%
HVI=((1157-1064)1157)*100=804%
HVII=((862-838)862)*100=278%
HVIII=((141-1217)141)*100=992%
HIX=((854-794)854)*100=702%
HX=((748-74)748)*100=107%
HXI=((212-1964)212)*100=734%
HXII=((4181-3861)4181)*100=828%
HXIII=((3813-3731)3813)*100=215%
HXIV=((1482-1408)1482)*100=499%
XVI. Расчет тупикового газопровода сети низкого давления.
РС -расчетный перепад давления в сети
ΣРТ.уч. -суммарные потери давления на участках по сути от ГРП до рассматриваемого тупика.
-длина тупикового участка.
Потери давления на тупиковых участках определяются по формуле:
Потери давления на тупиковых участках с учетом местных сопротивлений определяется по формуле:
Таблица гидравлического расчета тупикового газопровода низкого давления.
Диаметр уч-ка г-дов Ду мм
Потеря давл. на уч-ке Р
Потеря давл. с учетом Р*11
Ррасч2-3=120-(11Р0-1+11Р1-2)=120-(385+536)=11079
Ррасч4-5=120-(11Р0-1+11Р1-2+11Р2-4)=120-(921+144)=10935
Ррасч7-8=120-(11Р0-1+11Р1-2+11Р2-4+11Р4-6+11Р6-7)=120-(1065+06+691)=10184
Ррасч31-32=120-(11Р0-1+11Р1-2+11Р2-31)=120-(921+517)=10562
Ррасч34-35=120-(11Р0-1+11Р1-2+11Р2-31+11Р31-33+11Р33-34)=120-(385+536+517+2148+845)=7569
hcp31-32=10562102=104
hcp34-35=7569172=044
XVII. Определение давления в узлах
Давление на выходе из ГРП принимаем равным P=300 мм.вод.ст
P1= 300-1.1*P0-1=300-385=29615 мм.вд.ст.
P2= P1-1.1*P1-2=29615-536=29079 мм.вд.ст.
P3= P2-1.1*P2-4=29079-144=28935 мм.вд.ст.
P4= P3-1.1*P4-6=28935-06=28875 мм.вд.ст.
P5= P4-1.1*P6-7=28875-691=28184 мм.вд.ст.
P6= P1-1.1*P1-9=29615-258=29357 мм.вд.ст.
P7= P6-1.1*P9-10=29357-257=291 мм.вд.ст.
P8= P7-1.1*P10-6=291-233=28867 мм.вд.ст.
P9= P7-1.1*P10-11=291-265=28835 мм.вд.ст.
P10= P9-1.1*P11-7=28835-653=28182 мм.вд.ст.
P11= P9-1.1*P11-12=28835-42=28415 мм.вд.ст.
P12= P11-1.1*P12-13=28415-998=27417 мм.вд.ст.
P13= P12-1.1*P13-14=27417-32=27097 мм.вд.ст.
P14= P6-1.1*P9-16=29615-536=29079 мм.вд.ст.
P15= P14-1.1*P16-17=29079-373=28706 мм.вд.ст.
P16= P15-1.1*P17-12=28706-082=28624 мм.вд.ст.
P17= P15-1.1*P17-18=28706-784=27922 мм.вд.ст.
P18= P17-1.1*P18-13=27922-32=27602 мм.вд.ст.
P19= P17-1.1*P18-19=27922-197=27725 мм.вд.ст.
P20= P6-1.1*P16-20=29357-695=28662 мм.вд.ст.
P21= P20-1.1*P20-18=28662-369=28293 мм.вд.ст.
P22= P20-1.1*P20-21=28662-013=28649 мм.вд.ст.
P23= P22-1.1*P21-22=28649-382=28267 мм.вд.ст.
P24= P23-1.1*P22-19=28267-123=28144 мм.вд.ст.
P25= P24-1.1*P19-14=28037-464=27573 мм.вд.ст.
P26= P1-1.1*P1-15=29615-653=28962 мм.вд.ст.
P27= P26-1.1*P15-16=28962-201=28761 мм.вд.ст.
P28= P26-1.1*P15-23=28962-523=28436 мм.вд.ст.
P29= P28-1.1*P23-24=28436-214=28225 мм.вд.ст.
P30= P29-1.1*P24-21=28225-48=27745 мм.вд.ст.
P31= P29-1.1*P24-25=28598-259=28339 мм.вд.ст.
P32= P31-1.1*P25-22=28339-197=28142 мм.вд.ст.
P33= P28-1.1*P23-26=28812-1577=27235 мм.вд.ст.
P34= P33-1.1*P26-28=27235-42=26815 мм.вд.ст.
P35= P34-1.1*P28-30=26815-3188=23627 мм.вд.ст.
P36= P33-1.1*P25-28=27235-1491=25744 мм.вд.ст.
P37= P33-1.1*P26-27=27235-086=27149 мм.вд.ст.
P38= P37-1.1*P27-29=27149-412=26737 мм.вд.ст.
P39= P38-1.1*P29-30=26737-3315=23422 мм.вд.ст.
P40= P37-1.1*P27-33=27149-637=26512 мм.вд.ст.
P41= P40-1.1*P33-34=26512-845=25667 мм.вд.ст.
P42= P38-1.1*P29-34=26737-996=25741 мм.вд.ст.
P43= P2-1.1*P2-31=29079-517=28562 мм.вд.ст.
P44= P43-1.1*P31-33=28562-2148=26414 мм.вд.ст.
XVIII. Гидравлический расчет газопровода среднего давления.
1. Определение нагрузки на газораздаточную станцию (ГРС)
QчасГРС= QчасБПК+ Qчаскот+ QчасГРП+ Qчасхз+ Qчасзавод строительных материалов+ +Qчассудостроительный завод+ Qчасзавод строительных материалов
QчасГРС=63100297+3035714+625468+576778+104886+180771+49086=
2. Определение расхода газа по основным направлениям
Q1-2= QчасГРС=76314899 нм3час
Q2-4= Q1-2-QчасБПК=76314899-3035714=73279185 нм3час
Q4-6= Q2-4-Qчаскот=73279185-63100297=10178888 нм3час
Q6-8= Q4-6-QчасХ3 =10178888-576778=96021 нм3час
Q8-10= Q6-8-QчасГРП=96021-625468=334743 нм3час
Q10-12=Q8-10-Qчасзавод судостроительный =334743-180771=153972 нм3час
Q12-14=Q10-12-Qчасзавод строительных материалов=153972-104886=49086 нм3час
XIX. Таблица гидравлического расчёта основных направлений газовых сетей среднего давления.
1. Определение коэффициента которым будут оперировать при подборе диаметров газопровода для основной магистралиж:
А0=(42-33012)6266=0814
XX. Таблица гидравлического расчёта ответвлений газовых сетей среднего давления.
Определение давления в конечной точки сети
Рк2-4=√34642-0832=3342 атм
Рк4-6=√3342 2-005=3334
Рк6-8=√33342-0015=3332
Рк8-10=√33322-0055=3324
Рк10-12=√33242-0099=3309
Рк12-14=√33092-0054=3301
Рк2-3=√3464²-2313=3112
Рк4-5=√31122-0035=3106
Рк6-7=√31062-0016=3103
Рк8-9=√31032-1653=2824
Рк10-11=√28242-014=2799
Рк12-13=√27992-0234=2757
Рк12-14=√27572-0052=2748
XXI. Подбор оборудования ГРП.
1. Подбор регулятора давления.
Р2Р1=334=0825>0.5 – режим работы регулятора не критический
Площадь седла клапана
F- площадь седла клапана
С- коэффициент расхода
р1- абсолютное давление на выходе в регулятор
φ- коэффицент зависящий от отношения р1 к р2 (048)
V=1595*96*06*4*0375*√113=137808*0877=1208656 м3час
Полученная пропускная способность регулятора является максимальной а номинальная составит 80% от неё т.е.
Vном=08*1208656=966925 м3час
Выбранный регулятор РДУК 2-50 Ду=35 подходит
2. Подбор газовых фильтров
Задачей фильтра в ГРП является очистка газа от механических примесей пыли ржавчины смолянистых веществ и других твёрдых частиц. При этом фильтр должен пропускать весь газовый поток не превышая допустимую потерю давления на себе указанную в паспорте.
По направлению движения газа через фильтрующий элемент все фильтры можно разделить на прямоточные и угловые по материалу корпуса и методу его изготовления на чугунные литые и стальные сварные.
По фильтрующему материалу серийно выпускаемые фильтры подразделяются на сетчатые и волосяных кассеты набитые капроновой нитью и пропитанные висциновым маслом.
Сетчатые фильтры особенно двухслойные отличаются повыченной тонкостью и интенсивностью очистки. В процесс эксплуатации по мере засорению сетки повышается тонкость фильтрования при одновременном уменьшении пропускной способности фильтра.
Для обеспечения достаточной степени очистки газа без уносатвердых частиц и фильтрующего материала скорость газового потока лимитируются и характеризуется максимального допустимым перепадом давления на сетке или кассете фильтра.
Для сетчатых фильтров максимально допустимый перепад давления не должен превышать 5000 Па для волосяных 10000 Па.
В фильтре до начала эксплуатации или после очистки и промывки этот перепад должен составлять для сетчатых фильтров 2000-2500 Па а для волосяных 4000-5000 Па. В конструкции фильтров предусмотрены штуцеры для присоединения приборов с помощью которых определяется величина падения давления на фильтрующем элементе.
С регулятором РДУК поставляется фильтры волосяные ВФ. Фильтры для ГРП подбираются по графику на котором показано падение давления в них в зависимости от пропускной при P=01 МПа и р=1 кгм3. Во избежание разрыва кассет и сетки в незагрязненном фильтре падение давления не должно превышать для вновь устанавливаемых 5000 а для работающих – 10000 Па.
Фильтры устанавливаемые в ГРП (ГРУ) для защиты регулирующих и предо-хранительных устройств от засорения механическими примесями должны соответствовать данным приведённым ниже в таблице.
Давление на выходе(рабочее) Мпа
Максимально допустимое падение давления на кассете фильтра даПа:
Подбор газовых фильтров сводится к определению расчетных потерь давления которые складываются из потерь давления в корпусе и на кассете.
Во избежании разрушения кассет эти потери не должны превышать 1000 мм.вод.ст.
А для обеспечения нормальной работы фильтра следует принимать потери 400-600 мм.вод.ст.
Сетчатый фильтр принимают к установке по диаметру регулятора давления.
Для сварных волосяных фильтров определяем по формуле:
где потери давления в корпусе и на кассете [кгссм2];
абсолютное давление газа перед фильтром [кгссм2];
плотность газа кгм3;
=(70+140)*765*130.73=210*108*178=4037мм.вод.ст. т.е. 4037%.
т.е. 4037% от предельно допустимых потерь. Следовательно фильтр Ду =35мм можно принять к установке. Следовательно фильтр Ду=100 мм можно принять к установке.
XXII. Спецификация на низкое давление.
Газорегуляторный пункт с учетом расхода газа РДУК 2-50 35
Предохранительный запорный клапан типа ПЗК100Н-100мм
Фильтр сварной с регулятором типа РДУК 2-50
Колодец железобетонный
Труба СТ ф ГОСТ 30732-2006
Монтажный узел установки стальной задвижки ЗОС941НЖ
Монтажный узел установки стальной задвижки ЗОС41НЖ
Контрольно-измерительный пункт
Колодец железобетонный для двух задвижек (∅600)
XXIII. Спецификация на среднее давление.
Контрольно-измерительный пункт за городом
XXIV. Список использованной литературы.
МСН 4.03-01-2003. "Газораспределительные системы".
Строительная климатология. СНиП. РК2-04-01-2001.
СНиП РК. 1.03.05.2001г. "Охрана труда и техника безопасности".
"Газовые сети и установки" В.А.Жила 2003г. Москва.
СН РК 2.03.12-2001г "Сейсмология".
СНиП РК 2.04.01-2001г. "Климотология".
Газовые сети и установки. А.И. Гордюхин.
Газоснабжение. СНиП. 2.04.08-87
ГОСТ 21.101.-97 "Основные требования к проектной и рабочей документации". Астана-2008г.
ГОСТ 21.610-85* "Газоснабжение. Наружные газопроводы".
ГОСТ 17378-83 "Детали трубопроводов стальные бесшовные приварные. Переходы
ГОСТ 17376-2001 "Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Тройники
ГОСТ 17375-2001 "Детали трубопроводов бесшовные приварные из углеродистой и низколегированной стали. Отводы

icon Курсовой. Тех.карты 3.dwg

Курсовой. Тех.карты 3.dwg
Алматинский колледж строительства и менеджмента
Генплан района города Форт-Шевченко с сетями газоснабжения
Условные обозначения:
Расчетная схема газопроводов низкого давления
Газопровод низкого давления
Направление движения газа
Задвижка в прямоугольном колодце
Контрольно-измерительный пункт
Контрольно-измерительный пункт за городом
Диаметр трубы Длина трубы
Давления газа в узлах
Расходы газа: путевой
Кольцевые участки сети газопровода
Тупиковые участки сети газопровода
N= 186 чел. L= 782 м
N= 507 чел. L= 944 м
N= 2112 чел. L= 1024 м
N= 550 чел. L= 222 м
N= 410 чел. L= 350 м
N= 1575 чел. L= 1028 м
N= 3333 чел. L= 1108 м
N= 2570 чел. L= 1032 м
N= 3294 чел. L= 1156 м
N= 479 чел. L= 328 м
N= 1174 чел. L= 494 м
N= 2016 чел. L= 978 м
N= 343 чел. L= 224 м
N= 1677 чел. L= 674 м
N= 2333 чел. L= 866 м
N= 4330 чел. L= 1274 м
Расчетная схема газопроводов среднего давления
Газораспределительная станция
Проектируемый газорегуляторный пункт
Банно-прачечный комбинат
Газопровод среднего давления
Промышленное предприятие
Условные обозначения
Контрольно-измерительные приборы
-ми - 9-ти этажная зона застройки
-ти - 6-ти этажная зона застройки
индивидуальная зона застройки
Предприятие промышленное
Лиственные и хвойные деревья
Генеральный план района города Форт-Шевченко с сетями газоснабжения М 1:2000
Завод строительных материалов
Судостроительный завод
Газорегуляторный пункт с учетом расхода газа РДУК 2-100 ∅70
Предохранительный запорный клапан типа ПЗК 70 мм
Фильтр сварной с регулятором типа РДУК 2-100
Колодец железобетонный
Труба СТ ф ГОСТ 30732-2006
Монтажный узел установки стальной задвижки 30С941НЖ
Монтажный узел установки стальной задвижки 30С41НЖ
Контрольно-измерительный пункт
Примечание: продолжение спецификаций в ПЗ. КП. стр 36-38
Переход газопровода с ∅400 на ∅300
Переход газопровода с ∅500 на ∅400
Переход газопровода с ∅400 на ∅200
Переход газопровода с ∅300 на ∅200
Переход газопровода с ∅500 на ∅125
Примечание: давление в кПа длина в км.
Дисциплина: Газовые сети и установки
Переход газопровода с ф200 на ф125
Переход газопровода с ф200 на ф150
Переход газопровода с ф250 на ф200
Переход газопровода с ф300 на ф200
Переход газопровода с ф100 на ф50
Переход газопровода с ф100 на ф80
Переход газопровода с ф150 на ф100
Переход газопровода с ф250 на ф150
Переход газопровода с ф400 на ф300
Переход газопровода с ф300 на ф150
Переход газопровода с ф300 на ф250
Переход газопровода с ф200 на ф100
Переход газопровода с ф100 на ф70
Переход газопровода с ф150 на ф125
Переход газопровода с ф150 на ф80
Переход газопровода на ф50
Переход газопровода с ф150 на ф50
Отвод 45-1-∅508х11TS4 ГОСТ17375-2001
х4 TS4 ГОСТ17375-2001
Тройник ∅508х11 ГОСТ 17376-2001
Тройник ∅530х7 ГОСТ 17376-2001
ф200>ф125 ГОСТ 17378-83
ф200>ф150 ГОСТ 17378-83
ф219х8-ф159х6 ГОСТ 17378-83
Ф219х8-ф133х6 ГОСТ 17378-83
ф273х8-ф159х6 ГОСТ 17378-83
ф300>ф200 ГОСТ 17378-83
ф89х5>ф57х4 ГОСТ 17378-83
ф108х6>ф57х4 ГОСТ 17378-83
ф108х6>ф89х5 ГОСТ 17378-83
ф150>ф100 ГОСТ 17378-83
ф273х8>ф159х6ГОСТ 17378-83
ф400>ф300 ГОСТ 17378-83
ф426х12>ф325х10 ГОСТ 17378-83
ф325х10-ф159х6 ГОСТ 17378-83
ф325х10>ф273х8 ГОСТ 17378-83
Ф219х8>ф108х6 ГОСТ 17378-83
ф219х8>ф159х6 ГОСТ 17378-83
ф108х6-ф76х5 ГОСТ 17378-83
Ф159х6-133х6 ГОСТ 17378-83
Ф159х6-ф89х5 ГОСТ 17378-83
ф325х10-ф219х8 ГОСТ 17378-83
Ф159х6-ф57х4 ГОСТ 17378-83
ф325х10>ф219х8 ГОСТ 17378-83
ф159х6-ф108х6 ГОСТ 17378-83
ф325х10-273х8 ГОСТ 17378-83
ф219х8-ф57х4 ГОСТ 17378-83
ф273х8-ф219х8 ГОСТ 17378-83
Тройник ∅219х6 ГОСТ 17376-2001
Тройник ∅426х7 ГОСТ 17376-2001
Тройник ∅325х7 ГОСТ 17376-2001
ф133х6-ф57х4 ГОСТ 17378-83
Генеральный план района г. Экибастуза с сетями газоснабжения
Генеральный план района города Экибастуза с сетями газоснабжения М 1:2000
Газифицирование района г. Экибастуз
Характеристика района
Район находится в г. Экибастуз
Месторождение Уренгойское
Охват газоснабжения района
Централизованное гор. водоснабжение
Горячее водоснабжение и отопление
Металлургический завод(1)
Машиностроительный завод(2)
Завод строительных материалов(3)
Расход газа на участках
Тупиковые участки сети газопровода
Давление газа в узле
расчетные расходы газа
Переход газопровода с ∅200 на ∅125
Предохранительный запорный клапан типа ПЗК 100Н ∅100мм
Колодец железобетонный для двух задвижек(∅600)
Переход К 273х8-133х4 ГОСТ 17378-83
Переход К 133х5-108х4 ГОСТ 17378-83
Переход К 530х12-377х12 ГОСТ 17378-83
Переход К 530х12-426х12 ГОСТ 17378-83
Переход К 325х8-133х5 ГОСТ 17378-83
Переход К 273х8-108х4 ГОСТ 17378-83
Переход К 325х8-273х8 ГОСТ 17378-83
Переход К 426х10-325х8 ГОСТ 17378-83
Переход К 273х7-219х6 ГОСТ 17378-83
Переход К 273х5-108х4 ГОСТ 17378-83
Переход К 219х6-133х4 ГОСТ 17378-83
Переход К 133х4-89х3
Переход газопровода с ∅500 на ∅350
Переход газопровода с ∅350 на ∅100
Переход газопровода с ∅350 на ∅300
Переход газопровода с ∅350 на ∅80
Переход газопровода с ∅300 на ∅150
Переход газопровода с ∅600 на ∅300
Переход газопровода с ∅600 на ∅400
Переход газопровода с ∅300 на ∅125
Переход газопровода с ∅125 на ∅100
Переход газопровода с ∅125 на ∅70
Переход газопровода с ∅250 на ∅150
Переход газопровода с ∅250 на ∅125
Переход газопровода с ∅300 на ∅250
Переход газопровода с ∅250 на ∅200
Переход газопровода с ∅250 на ∅70
Переход газопровода с ∅100 на ∅80
Переход газопровода с ∅200 на ∅150
Переход газопровода с ∅200 на ∅100
Переход газопровода с ∅125 на ∅80
Переход газопровода с ∅70 на ∅50
Переход газопровода с ∅80 на ∅50
Переход газопровода с ∅ 300 на ∅200
Переход газопровода с ∅200 на ∅80
Переход газопровода с ∅150 на ∅80
Тройник ∅273х7 ГОСТ 17376-2001
Тройник ∅133х4 ГОСТ 17376-2001
Тройник ∅325х8 ГОСТ 17376-2001
Переход К ∅530х12-∅426х12 ГОСТ 17378-83
Переход К ∅426х12-∅159х8 ГОСТ 17378-83
Тройник ∅426х10 ГОСТ 17376-2001
Переход К ∅426х10-∅325х8 ГОСТ 17378-83
Переход К ∅325х8-∅159х4
Переход К ∅325х10-∅219х8 ГОСТ 17378-83
Переход К ∅219х6-∅133х4 ГОСТ 17378-83
Генеральный план района г. Кокшетау с сетями газоснабжения
Генеральный план района города Кокшетау с сетями газоснабжения М 1:2000
Газифицирование района г. Кокшетау
Район находится в г. Кокшетау
Месторождение Оренбургское
Газифицирование района г. Кокшетау
Завод стройматериала(2)
Переход К 273х8-219х6 ГОСТ 17378-83
Переход К 530х12-273х12 ГОСТ 17378-83
Переход К 219х6-159х4
Переход К 219х6-89х3
-133х4 ГОСТ 17378-83
Переход К 152х4-89х3 ГОСТ 17378-83
Переход К 114х3-76х3 ГОСТ 17378-83
Переход К 426х6-219х4 ГОСТ 17378-83
Переход К 426х6-152х4 ГОСТ 17378-83
Переход К 219х4-114х3 ГОСТ 17378-83
Переход К 219х4-152х4 ГОСТ 17378-83
Переход К 127х3-89х3 ГОСТ 17378-83
Переход К 127х3-76х3 ГОСТ 17378-83
Переход К 152х4-127х3 ГОСТ 17378-83
Переход К 152х4-114х3 ГОСТ 17378-83
Переход К 426х6-114х3 ГОСТ 17378-83
Переход К 273х5-152х4 ГОСТ 17378-83
Переход К 426х6-273х5 ГОСТ 17378-83
Переход К 273х5-114х3 ГОСТ 17378-83
Переход К 114х3-57х3 ГОСТ 17378-83
Переход К 114х3-89х3 ГОСТ 17378-83
Тройник ∅152х4 ГОСТ 17376-2001
Тройник ∅273х5 ГОСТ 17376-2001
Тройник ∅426х6 ГОСТ 17376-2001
Тройник ∅219х4 ГОСТ 17376-2001
Тройник ∅127х3 ГОСТ 17376-2001
Отвод 90-1-∅76х3 TS4 ГОСТ17375-2001
Отвод 90-1-∅114х3 TS4 ГОСТ17375-2001
Отвод 90-1-∅152х4 TS4 ГОСТ17375-2001
Отвод 90-1-∅219х4 TS4 ГОСТ17375-2001
Отвод 90-1-∅89х3 TS4 ГОСТ17375-2001
Переход газопровода с ∅100 на ∅70
Переход газопровода с ∅400 на ∅250
Переход газопровода с ∅400 на ∅350
Переход газопровода с ∅150 на ∅125
Переход газопровода с ∅150 на ∅100
Переход газопровода с ∅100 на 80
Переход газопровода с ∅100 на ∅50
Переход газопровода с ∅350 на ∅200
Переход газопровода с ∅350 на ∅150
Переход газопровода с ∅250 на ∅100
Переход газопровода с ∅600 на ∅250
Газорегуляторный пункт с учетом расхода газа РДУК 2-100 ∅50
Примечание: продолжение спецификаций в ПЗ. КП. стр 30-32
Район находится в г.Форт-Шевченко
Месторождение Карадаг
Охват газоснабжения р-на
Охват квартир коммунальными удобствами
Централизиванное горячее водоснабжение
Горячее водоснабжение на газовых водонагревателей

Свободное скачивание на сегодня

Обновление через: 9 часов 58 минут
up Наверх