Сервис, позволяет провести онлайн гидравлический расчет тупиковых систем трубопроводов (газопроводов). Расчет предназначен в основном для расчета систем газораспределения и газопотребления.
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:
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;
— 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 λ— коэффициент гидравлического трения;
V — средняя скорость движения сжиженных газов, м/с.
Формула расчета падения давления в трубопроводе жидкой фазы СУГ:
Поделится ссылкой на расчет :
Скачать результат расчета падения давления в трубопроводе жидкой фазы СУГ:
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 напорHg, даПа, определяемый по формуле (14)
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;
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
0,0446
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.
Наш сайт использует файлы cookies, чтобы улучшить работу и повысить эффективность сайта. Продолжая работу с сайтом, вы соглашаетесь с использованием нами cookies и политикой конфиденциальности.