(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование и расчёт систем газоснабжения. Система технологического пароснабжения
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
УЧРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ
ГОМЕЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ технический УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ П. О. СУХОГО
Факультет «Энергетический»
Кафедра «Промышленная теплоэнергетика и экология»
РАСЧЕТНО-ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к курсовому проекту
по дисциплинам «Теплоэнергетические системы промышленных компаний»
на тему: «Проектирование и расчёт систем газоснабжения. Система технологического пароснабжения»
Исполнитель: студент гр. ТЭ-52
Карпович А.С.
Управляющий:
педагог Смирнов Н.А.
Гомель 2013
Содержание
Введение
1. Проектирование и расчёт систем газоснабжения
1.1 Определение общего расхода газа, распределение годичного расхода газа по месяцам, определение месячных и часовых наибольших и малых расходов газа
1.2 Заложение и устройство внешних и внутренних газопроводов
1.3 Гидравлический расчет газопроводов
1.4 Подбор оборудования ГРП
1.5 Подбор байпасной полосы
1.6 Выбор запорной арматуры и труб для обвязки ГРП
1.7 Расчёт отопления и вентиляции
1.8 средства пожаротушения и защита газопроводов
2. Система технологического пароснабжения
3. Расчёт паровых сетей
4. Конденсатное хозяйство. Расчёт и выбор конденсатоотводчиков
5. системы жаркого водоснабжения промышленных компаний
Заключение
Перечень литературы
газопровод водоснабжение конденсатоотводчик промышленный
Введение
Данный полный курсовой проект состоит из 2-ух частей: расчет системы газоснабжения и расчет системы технологического пароснабжения .
Задачей данного курсового проекта является:
1. Расчет системы газоснабжения потребителей в процессе, которого требуется выполнить нужные расчеты расходов газа пользователями, гидравлические расчеты всех участков газопровода с подбором соответственных фильтров, ПЗК, ПСК, регуляторов давления , системы отопления, вентиляции и средств пожаротушения, также описание основ проектирования системы газоснабжения и спостроек ГРП.
2. Расчёт системы пароснабжения в процессе, которого требуется выполнить гидравлический расчёт сети и определяем конденсатоотводчики.
1. Проектирование и расчёт систем газоснабжения
Предназначение и устройство ГРП
Понижение давления газа, поступающего из распределительного газопровода, и поддержание давления на определённом уровне, также полное автоматическое отключение газа в нужных вариантах делается в ГРП и ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации). Зависимо от давления газа на входном газопроводе ГРП бывают высочайшего и среднего давления. ГРП располагают: в раздельно стоящих зданиях; в пристройках к производственным зданиям; в помещениях, интегрированных в одноэтажные производственные строения; в шкафах, устанавливаемых на несгораемой стенке снаружи газифицируемого строения либо на раздельно стоящих несгораемых опорах; на покрытиях газифицируемых производственных спостроек; на открытых площадках, если разрешают климатические условия. Оборудование и устройство ГРП содержит в себе: — фильтр — для чистки газа от механических примесей (пыли, окалины, грязищи);
— предохранительный запорный клапан — для полного автоматического отключения подачи газа при повышении давления газа за регулятором давления сверх данных пределов;
— регулятор давления — для обеспечения автоматического понижения давления газа и поддержания его значения на данном уровне независимо от конфигурации расхода газа на оборудование и колебаний давления на входном газопроводе;
— предохранительное сбросное устройство — для сброса некого количества газа в атмосферу при вероятных краткосрочных увеличениях его давления за регулятором, чтоб избежать отключения газа на объектах предохранительным запорным клапаном;
— обводной газопровод (байпас) с 2-мя поочередно расположенными запорными устройствами — для подачи по нему газа во время ревизии либо ремонта оборудования;
— сбросные и продувочные трубопроводы — для сброса газа в атмосферу от предохранительно-сбросных устройств и продувки газопроводов и оборудования, т.е. для освобождения их в нужных вариантах от воздуха либо газа;
— средства измерений — манометры (показывающие и самопишущие) для измерения давления газа перед регулятором и за ним; температуры (показывающие и самопишущие) для измерения температуры газа;
— импульсные трубки — для соединения отдельных частей оборудования меж собой и с контролируемом точками газопроводов, также для присоединения средств измерений к газопроводом в контролируемых точках. ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) могут быть двухступенчатым, если разность меж входным и выходным давлением превосходит 0,6 МПа. В этом случае устанавливают поочередно два регулятора, а фильтр ставят лишь перед первым по ходу газа регулятором. На объектах с резкими колебаниями (сезонными и суточными) употребления газа предугадывают две полосы регулирования. Условный поперечник продувочного трубопровода должен быть не мене 20 мм, а сбросного — равен условному поперечнику патрубка ПСУ, но не наиболее 20 мм. В схемах ГРП, как правило, предугадывает узел учёта расхода газа с газовыми счетчиками либо ссужающим устройством (диафрагмой) и дифманометром-расходомером.
1.1 Определение общего расхода газа, распределение годичного расхода газа по месяцам, определение месячных и часовых наибольших и малых расходов газа.
Годичный расход природного газа объектом газоснабжения:
где:
— годичный расход газа фабричным пользователем;
— годичный расход газа коммунально-бытовыми пользователями;
— годичный расход газа на отопление.
Годичный расход газа на нужды производства рассчитывается в табличной форме (Таблица 1.).
При заполнении таблицы 1. учитываем:
1) Режим работы производственных цехов: трёхсменный;
2) При расчётах употреблять календарь текущего года: 2008 год, при 5- дневной рабочей недельке количество рабочих дней составляет 254.
3) Летний расход природного газа (с мая по август):
Распределение по месяцам годичных расходов газа на отопление и коммунально-бытовые нужды рассчитывается в табличной форме (Таблица 2).
Распределение производственного газопотребления осуществляется в табличной форме (Таблица 3).
На основании приобретенных результатов строим график годичного газопотребления объектами газоснабжения.
Определение максимально-часовых расходов природного газа объектами газоснабжения
— для отопления:
где — наибольший (январский) расход газа на отопление (по таблице 3);
— температура снутри отапливаемого помещения;
— максимально-расчётная температура внешнего воздуха более прохладного месяца (для г. Гомеля);
— число календарных дней января;
— средняя температура внешнего воздуха в январе (для г. Гомеля).
— для коммунально-бытовых нужд:
где — наибольший (декабрьский) расход газа на коммунально-бытовые нужды (по таблице 3);
— коэффициент, устанавливающий долю очень дневного расхода газа на коммунально-бытовые нужды в границах недельки;
— коэффициент, устанавливающий долю очень часового расхода природного газа на коммунально-бытовые нужды в границах суток декабря;
— число календарных дней декабря.
Определение минимально-часовых расходов природного газа объектами газоснабжения
— для отопления:
— для коммунально-бытовых нужд:
где — малый (августовский) расход газа на коммунально-бытовые нужды (по таблице 3);
— коэффициент малого дневного расхода газа на коммунально-бытовые нужды в границах недельки;
— коэффициент малого часового расхода газа на коммунально-бытовые нужды в границах суток августа (ночные часы);
— число календарных дней августа.
Приобретенные данные максимально-часового и минимально-часового расходов заносим в Таблицу 4.
Таблица 4. Годичный ,месячный и часовой расходы природного газа
Группы расхода
Размер-ность
Отопле-ние
Комму-нально-бытовые нужды
Промыш-ленные расходы
Всего
Vmaxдо ГРП
=1,25Vmax
Годичный расход природного газа
нм3
520000
570000
1974352
3064352
—
Месячный
расход
— max
— min
нм3
99840
8046
67830
26790
211600
93936
379270
125406
Часовой расход
— max
— min
нм3
225
6,29
301
0,78
1150
126
1676
133,07
2095
—
1.2 Заложение и устройство внешних и внутренних газопроводов
Исходя из данных объектов потребителей газа нужно спроектировать систему газоснабжения с указанием расчётных длин участков и расположения отводов, задвижек и конденсатоотводчиков.
Газопроводы, входящие в систему газоснабжения, классифицируются по последующим признакам:
— месторасположение относительно планировки населённого пт — уличные, внутриквартальные, дворовые, межцеховые, внутренние (расположенные снутри спостроек и помещений); месторасположение относительно поверхности земли;
— предназначение в системе газоснабжения — распределительные, вводы, вводные, продувочные, сбросные, импульсные;
— давление газа, МПа — высочайшего I группы (выше 6 до 12), высочайшего II группы (выше 0.3 до 0.6), среднего (0.005 до 0.3), низкого (до 0.005).
Распределительные газопроводы — внешние газопроводы, обеспечивающие подачу газа от источника газоснабжения до газопроводов, также газопроводы высочайшего давления, созданные для подачи газа к одному объекту (ГРП, промышленные компании, котельные и т.п.).
Вводные газопроводы — участки отключающего устройства на вводе до внутреннего газопровода, включая газопровод, проложенный в футляре через стенку.
Внутренние газопроводы — участки от газопровода-ввода (при установке отключающего устройства снутри строения) либо от вводного газопровода до места подключения газоиспользующей установки.
Внешние газопроводы
Глубина заложения газопровода обязана быть не наименее 0.8 м до верха газопровода либо футляра. В местах, где движение транспорта отсутствует, допускается уменьшение глубины заложении до 0.6 м.
Газопроводы, транспортирующие неосушенный газ, прокладывают ниже зоны сезонного промерзания с уклоном к конденсатосборникам не наименее 0.002.Конденсатосборники и гидрозатворы устанавливают ниже зоны промерзания грунта.
В конце всякого межцехового газопровода предугадывают продувочный трубопровод с краном для его отключения и штуцером с краном для отбора проб. При маленький протяженности и малом поперечнике газопровода предугадывают лишь штуцер с краном либо производят продувку через продувочный трубопровод внутренних газопроводов.
На надземных газопроводах устанавливают запорные устройства и изолирующие фланцевые соединения. Газопроводы, транспортирующие неосушенный газ, прокладывают с уклоном не наименее 0.03 с установкой в нижних точках устройств для удаления конденсата (дренажные штуцеры). Для таковых газопроводов предугадывают термическую изоляцию.
Внутренние газопроводы
Ввод газопровода в котельную предугадывает конкретно в котельный зал либо в смежное с ним помещение при условии соединения этих помещений открытым дверным просветом.
Прокладка газопровода низкого и среднего давления через производственные помещения, не связанные с внедрением газа, допускается при отсутствии на транзитных участках арматуры и обеспечения круглосуточного доступа в это помещение персонала.
1.3 Гидравлический расчет газопроводов
Рис. 2. Схема промышленного дворового газопровода
Гидравлический расчёт газопроводов содержит в себе:
— гидравлический расчёт участок газопровода среднего давления до ГРП;
— гидравлический расчёт участков газопроводов низкого давления опосля ГРП.
При всем этом поперечникы трубопроводов принимаются сначала расчёта приблизительно, исходя из уравнения неразрывности:
где : — расход газа, ;
— площадь поперечного сечения трубопровода, :
;
— скорость газа в трубопроводе, .
Тогда:
.
Для трубопроводов:
— низкого давления: [1];
— среднего и высочайшего давления: [1].
Для всякого участка газопровода расчёт производится по трём вариантам — на одну ступень выше и на одну ступень ниже приблизительно принятого по уравнению неразрывности потока.
Расчет газопроводов низкого давления
Часовые расходы на расчетных участках принимаются по заданию для производственных потребителей:
QI=BУ=1150 нм3/ч;
QII=QI-B1=990 нм3/ч;
QIII=QII-B2=860 нм3/ч;
QIV=QIII-B3=710 нм3/ч;
QV=B5=630 нм3/ч;
Для газопроводов низкого давления принимаем .
Определяем приблизительное значение поперечников для всякого участка газопровода:
Участок I :
Принимаем :
При данных приблизительных значениях поперечников определяем скорость газа:
Гидравлический расчет газопровода низкого давления сводим в таблицу участков 5.
Сумма утрат давления на участках газопровода низкого давления обязана быть:
.
На основании выполненных расчетов для участков газопровода принимаем поперечникы с минимальными потерями давления и скоростями, близко лежащими и лежащими в приведённых выше интервалах.
Участок I :
Участок II :
Участок III :
Участок IV :
Участок V :
Потому что условия равенства суммарных утрат давления в газопроводе соблюдаются, гидравлический расчет считается завершенным.
Расчет газопроводов среднего давления
Расход природного газа на участке газопровода до ГРП избираем по данным таблицы 4.
Для газопроводов среднего давления принимаем .
Определяем приблизительное значение поперечников для всякого участка газопровода:
Принимаем:
При данных приблизительных значениях поперечников определяем скорость газа.
Расчет газопроводов среднего давления производим по таблице 6.
Величина коэффициента «А»:
;
где D — принятый поперечник газопровода, см.,
=2095 — расчетный расход природного газа.
где — приведённая длина рассчитываемого участка газопровода от ввода до ГРП, определённая с учётом местных сопротивлений на этом участке;
Аналогично определяем и , и заносим в таблицу 6.
В итоге расчёта получаем несколько значений Pк. Избираем меньшее из их Рк=324,21 кПа при поперечнике условного прохода 100 мм, т. к. при всем этом соблюдается условие экономической необходимости.
При всем этом следует учесть условие, при котором отношение давления до регулятора ГРП к давлению опосля регулятора ГРП обязано находиться в границах , что влияет на наиболее размеренную работу регуляторов ГРП и обеспечивает малый износ регулятора.
Входное давление на регулятор ГРП определяется по выражению:
где: — утрата давления в чистом фильтре;
— сопротивление измерительной камерной диафрагмы;
— утрата давления в засорённом фильтре.
Выходное давление опосля регулятора ГРП определяется выражением:
Где =68,77 -сумма утрат давления в газопроводе от ГРП до конечного пользователя.
— лишнее давление газа в конечной точке газопровода;
Таблица 6. Гидравлический расчёт участка газопроводов среднего давления
1.4 Подбор оборудования ГРП
Выбор фильтров и определение давления газа перед регулятором давления
Пользуясь таблицей 4, находится расход природного газа через фильтр:
;
Пользуясь номограммой для выбора газового фильтра [2,стр.210 рис5.6.а],определяем утраты в нём и избираем фильтр ФВ-16-50В с условным поперечником 50 мм.
Фактическое сопротивление незапятнанного фильтра определяется по формуле:
где: — сопротивление фильтра по паспортным данным;
=1451 — фактический расход природного газа через фильтр;
— паспортная пропускная способность фильтров, соответственная ;
— фактическая плотность природного газа;
— расчётная ( паспортная ) плотность природного газа;
— паспортное
— фактическое
Опосля проведения расчета уточняем давление газа на входе в регулятор давления:
Проверяем отношение давлений газа на входе и выходе ГРП:
Т.к. Р1/Р2=3.03 не лежит в границах (1,6?2), то регулятор давления будет работать в неоптимальном режиме и характеристики регулирования не соответствуют устойчивой работе и минимальному износу.
Избираем к установке на ГРП фильтр волосяной сварной конструкции типа ФВ-16-50В с главными чертами и размерами, обозначенными в таблице 7. [2,стр.200 табл.5.1.]
Таблица 7. Главные свойства и размеры фильтра
Выбор регулятора давления
В истинное время на ГРП (ГРУ (Главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации)) промышленных компаний, котельных и др. везде инсталлируются всепригодные регуляторы давления типа РДУК-2.
Исходя из расхода газа, определяем расчётную пропускную способность избранного к установке РД:
где: — табличный (паспортный) расход газа через регулятор [3,стр.24,табл.9];
=1.0 — паспортный перепад давления на регуляторе;
=1.01- паспортное давление за регулятором давления;
— фактическая плотность природного газа;
— расчётная (паспортная) плотность природного газа;
К установке на ГРП принимаем РДУК-2- с клапаном соответственного поперечника, который обеспечит конечное давление, соответственное расчетному.
На ГРП стремятся ограничиться одним — очень 2-мя параллельно установленными однотипными РД. Размер их быть может разным. Их следует выбирать так, чтоб при наивысшем в году часовом пропуске газа (в зимнюю пору в часы пик) они могли быть загружены не наиболее 75% , а при наименьшем (в летнюю пору ночкой) — не наименее 10% их расчётной пропускной возможности. В этих вариантах регуляторы РДУК-2 работают в режиме устойчивого регулирования.
Наибольшая загрузка РД:
;
Малая загрузка РД :
;
Принимаем к установке регулятор давления РДУК-2-50 с главными чертами и размерами, обозначенными в таблице 8. [4,стр.128,табл.3.2]
Таблица 8. Главные свойства и размеры РДУК-2-50
Выбор предохранительно-запорного клапана (ПЗК)
ПЗК выбирается по условному поперечнику трубопровода =200 мм и пределам опции ( и ).
Предел опции ПЗК определяется:
,
где: — лишнее давление газа на выходе из ГРП;
Исходя из рассчитанного значения давления принимается к установке ПЗК типа ПКН-50 [2, стр. 116,табл. З.1.] с габаритными размерами:
Таблица 9. Главные свойства и размеры ПЗК
Тип
ПЗК
размеры, мм
Масса, кг
давление на входе,
МПа не наиболее
Предел опции контролируемого давления, МПа
Dу
L
H
h
K
нижний
Верх-ний
ПКН-50
50
230
476
80
305
32
1.2
0.003-0.03
0.02-0.6
Выбор предохранительно-сбросного клапана (ПСК)
ПСК устанавливается на выходном газопроводе из ГРП. количество газа, подлежащее сбросу ПСК, при наличии перед регулятором давления ПЗК, определяется по формуле:
где :=2762 — расчётная пропускная способность регулятора;
Предел опции ПСК:
;
На основании приобретенных данных принимаем к установке клапан предохранительный сбросной малоподъёмный типа ПСК-50С/1.25 с главными чертами и размерами, обозначенными в таблице 10.
Таблица 10. Главные свойства и размеры ПСК
Тип ПСК
Размеры, мм
Масса, кг
давление на входе,
кгс/см2 не наиболее
Спектр опции на срабатывание, кПа
Поперечникы дисков
размеры пружины 1315-09
D1
D2
Поперечник проволо-ки
Поперечник пружины
Высота
Число витков
ПСК-50С/1.25
130
60
6
42
78
12
6,2
1.2
50-12
1.5 Подбор байпасной полосы
Поперечник байпасной полосы избираем не наименее поперечника клапана регулятора давления, с поперечником условного прохода dу=50 мм.
1.6 Выбор запорной арматуры и труб для обвязки ГРП
Выбор запорной арматуры
На газопроводе устанавливаем задвижки клиновые с выдвижным шпинделем фланцевые типа 30c41нж (ЗКЛ 2-16). Избранные задвижки и их главные свойства приведены в таблице 11.
Таблица 11. Выбор задвижек
Участок
Тип задвижки
Dу, мм
Ру, МПа
Кол-во , шт.
Материал корпуса
I
30c41нж
(ЗКЛ 2-16)
250
1,6
3
сталь
II
250
1,6
5
III
200
1,6
1
IV
200
1,6
3
V
150
1,6
1
до ГРП
100
1.6
5
Выбор труб для обвязки ГРП
При выбирании труб для расчетных участков и обвязки ГРП нужно управляться критериями прокладки газовой сети, предназначением трубопроводов и внешной температурой. Избранные к установке трубы описываем в табличной форме (таблица 12.).
Таблица 12. Выбор труб
Участок
Dу,
мм
L,
м
Обозначение по ГОСТ
I
250
273×7
17
II
250
273×7
14
III
200
219×6
18
IV
200
219×6
27
V
150
159×4,5
28
до ГРП
100
110
байпасная линия
50
—
1.7 Расчёт отопления и вентиляции
Расход тепла на отопление ГРП:
где : — объём строения ГРП по внешнему обмеру;
— расчётная температура внешнего воздуха для отопления для г.Гомеля;
— температура снутри ГРП;
— удельная термическая черта строения;
тут
— неизменный коэффициент, зависящий от типа строительства (кирпичное здание);
— коэффициент, учитывающий климатические условия ().
Поперечник дефлектора определяется:
где
— объём помещения ГРП;
1.8 средства пожаротушения и защита газопроводов
Согласно правил неопасной эксплуатации газового хозяйства в таблице 13 указаны средства пожаротушения.
Таблица 13. Средства пожаротушения
Средство
количество
ОУ-2
ОП-5
ОУ-5
ОП-10А
1
1
1
1
Ящик с песком
0.5
Лопата
1
Асбестовое полотно
2×2 м
Базы сохранности при проектирования ГРП
строения либо пристройки к зданиям, в каких располагают ГРП, должны отвечать требованиям, установленным для производства группы А, т.е. для взрывоопасных производств. Они должны быть одноэтажными I и II степени огнестойкости, бесчердачными, с покрытием лёгкой конструкции массой не наиболее 120 кг на 1 м2. Утеплитель покрытия делают из несгораемых материалов (пенобетона).
Если общая площадь оконных просветов, световых фонарей либо отдельных просто сбрасываемых панелей составляет не наименее 500 см2 на любой кубометр внутреннего размера ГРП, то допускается применение трудносбрасываемых взрывной волной покрытий. В оконных просветах и световых фонарях рекомендуется употреблять очень вероятные размеры стеклянных листов и закреплять их лишь с внешной стороны рам.
Необходимость и вид отопления ГРП определяют из расчета, чтоб для обеспечения обычной работы оборудования и КИП температура в помещении, не имеющем неизменного обслуживающего персонала, не снижалась ниже 5 оС. Источниками тепла для подогрева ГРП, расположенных на территориях промышленных и коммунально-бытовых предприятии, также городов с централизованной системой теплоснабжения, служит обычно жгучая вода с температурой до 95 °С, которая подается в систему отопления ГРП. Наибольшая температура на поверхности нагревательных устройств не обязана превосходить 95 оС, а темпера-тура помещения 30 оС.
Если отопление ГРП от имеющихся систем теплоснабжения нереально либо невыгодно, то устанавливается местная отопительная установка, в качестве которой почаще всего употребляют емкостные водонагреватели типа АГВ-80 либо -120 либо чугунные водогрейные котлы ВНИИСТОМч, оборудованные системой автоматики. Их располагают в изолированном, имеющем самостоятельный выход помещении, отделенном от остальных помещений ГРП глухими, газонепроницаемыми, противопожарными (с пределом огнестойкости не наименее 2,5 ч) стенками.
Помещение и отдельные приборы ГРП могут иметь электрообогрев, выполненный во взрывозащищенном выполнении. температура внешних оболочек электрообогреваемых поверхностей не обязана превосходить 95 °С.
Для электронного освещения помещений ГРП (не считая неотклонимого естественного) используют рефлекторы типа «кососвет», располагая их снаружи строения у окон, либо взрывобезопасные осветительные приборы, устанавливаемые снутри помещения ГРП. Электрооборудование в обычном выполнении располагают вне ГРП либо в смежном с ним помещении, созданном для отопительной установки либо устройств телемеханизации. Железные части электроустановок, не находящихся под напряжением, заземляют.
При наличии телефонной связи телефонный аппарат в обычном выполнении располагают в подсобном помещении ГРП либо снаружи строения в запирающемся ящике во взрывозащищенном выполнении — конкретно в помещении регуляторов. Такие же требования предъявляют к установке КИП с электронным приводом.
Помещение ГРП обязано быть укомплектовано противопожарным инвентарем по указаниям пожарной инспекции.
Продувочные и сбросные трубопроводы обязаны иметь малое число поворотов, также устройства, исключающие попадание в их осадков.
Свойство монтажа ГРП инспектируют методом внешнего осмотра корректности установки оборудования, укладки и свойства сварки газопроводов. Опосля внешнего осмотра, также продувки внешних газопроводов до ГРП воздухом оборудование и газопроводы ГРП испытывают на крепкость и плотность под давлением. При всем этом если ГРП испытывают в целом (от входного до выходного запорного устройства), то испытательное давление принимают по входной стороне; при испытании по частям (до и опосля регулятора) испытательное давление принимают по давлению газа до регулятора и опосля него. Импульсные трубопроводы к оборудованию и КИП испытывают сразу с главными газопроводами. Обводные полосы (байпасы) ГРП испытывают частями вместе с газопроводами высочайшей и низкой сторон.
При испытании на плотность в газопроводах и оборудовании ГРП испытательное давление поддерживают в течение 12 ч, при этом допускаемое падение давления не обязано превосходить 1 % от испытательного. Если это испытание выдержано, то проводится вторичное испытание на плотность по нормам давления, обозначенным в паспортах на оборудование.
Защита трубопровода от коррозии
Зависимо от состава газа, материала трубопровода, критерий прокладки и физико-механических параметров грунта газопроводы подвержены в той либо другой степени внутренней и наружной коррозии.
Коррозия внутренних поверхностей труб в главном зависит от параметров газа. Борьба с внутренней коррозией сводится к удалению из газа брутальных соединений, т.е. к неплохой его чистке.
Внешнюю коррозию по собственной природе делят на хим, химическую и электронную (коррозию блуждающими токами ).
Хим коррозия возникает от деяния на сплав разных газов и водянистых неэлектролитов.
Химическая коррозия является результатом взаимодействия сплава, который делает роль электродов, с брутальными смесями грунта, выполняющими роль электролита.
Электронная коррозия возникает под действием блуждающих токов.
Имеющиеся способы защиты от коррозии можно поделить на две группы: пассивные и активные.
Пассивные способы защиты заключаются в изоляции газопроводов. К изоляционным материалам, использующим для защиты газопроводов, предъявляют ряд требований, главные из которых последующие: монолитность покрытия, водонепроницаемость, не плохое прилипание к сплаву, хим стойкость в грунтах, высочайшая механическая крепкость(при переменных температурах), наличие диэлектрических параметров.
К активным способам защиты относят катодную и протекторную защиту и электронный мелкие камешки. Он заключается в отводе токов, попавших на газопровод, назад к источнику.
При катодной защите на газопровод накладывают отрицательный потенциал, т.е. переводят весь защищаемый участок на газопровода на катодную зону.
При протекторной защите участок газопровода превращают в катод без стороннего источника тока, а в качестве анода употребляется железный стержень, помещенный в грунт с газопроводом. Меж газопроводом и анодом устанавливается электронный контакт.
2. Система технологического пароснабжения
Теплоэнергетические системы современных промышленных компаний представляют собой сложные комплексы взаимоувязанных по потокам разных энергоносителей, потребляемых и преобразуемых в энергетических и технологических агрегатах и установках.
Система технологического пароснабжения является частью общей теплоэнергетической системы компании и от её оптимального построения зависит эффективность работы всей системы.
Источниками пароснабжения могут быть термо электростанции, промышленные котельные, также котлы утилизаторы, интегрированные в технологические полосы промышленных компаний.
Присоединение потребителей к системам пароснабжения быть может:
а). конкретным — от источника пара в систему абонента;
б). независящим — присоединение через теплообменные аппараты.
Это дозволяет от 1-го источника получать разные характеристики пара, исключив редуцирование и вероятные загрязнения конденсата.
Зависимо от требований энергетических либо технологических потребителей пар может генерироваться насыщенным либо перегретым.
Схема сетей пароснабжения определяется расположением источников пара, потребителей, качеством и количеством нужного пользователям пара.
Пар в качестве всепригодного энерго- и теплоносителя обширно употребляется для:
— генерации электронной энергии на термических и атомных электростанциях;
— привода массивных турбовоздуходувок и компрессоров в горно-обогатительной и металлургической индустрии;
— разогрева мазута при сжигании его в топках котлов и печей, распыления горючего в паромеханических форсунках;
— деаэрации воды на электростанциях и котельных;
— обезжиривания деталей на машиностроительных заводах;
— нагрева воды для хозяйственных и технологических нужд;
— обеспечения работы разных технологических аппаратов и установок в нефтехимической, пищевой, текстильной, лекарственной и остальных отраслях индустрии.
От совершенства построение системы пароснабжения зависит эффективность использования пара. оптимизация системы ставит собственной задачей: понижение утрат тепла излучением от агрегатов, установок, распределительной сети паропроводов, понижение утрат тепла с утечками, повышение возврата конденсата.
Принципиальным моментом эффективности пара является согласование графиков генерации и употребления. нужно также учесть при всем этом потребление термический энергии для целей отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха, если не предусмотрены другие источники тепла.
3. Расчёт паровых сетей
3.1 Гидравлический расчёт
Проведение гидравлического расчёта является важным разделом при проектировании паропроводов и их эксплуатации.
При выполнении гидравлического расчёта нужно найти:
— поперечникы трубопроводов;
— утраты давления и температуру по участкам и в конечной точке паропровода;
— расчёт осуществляется исходя из данных расходов пара и допустимого падения давления, с тем, чтоб обеспечить данные характеристики пара у всякого пользователя.
Так как падение давления на любом участке паропровода зависит от его поперечника, который в свою очередь, является разыскиваемой величиной, то гидравлический расчёт состоит из 2-ух шагов: подготовительного и окончательного.
Гидравлический расчет может выполняться и для используемого паропровода, когда по известным поперечникам трубопроводов, давлению источника пара быть может рассчитана пропускная способность магистрального паропровода и ответвлений на пользователи, также падение давления и температуры по участкам и в конечной точке.
Нередко приходится решать и оборотную задачку — по располагаемому перепаду давлений и данному расходу нужно отыскать сечения трубопроводов. Гидравлический расчёт при всем этом приходится вести способом поочередных приближений. Это соединено с тем, что поперечник трубопровода не может избран произвольно (он должен отвечать эталону).
Участок I.
Поперечник участков трубопровода:
где
G=6,67 кг/сек — массовый расход пара;
— средняя скорость пара;
— средняя плотность пара,
тут — соответственно плотность пара сначала и конце участка при исходном и конечном давлении на любом участке.
Падение давления в паровой сети следует принимать не выше 15% от исходного давления
Избираем обычную трубу 219×6 ,
где внутренний диметр.
Утрата давления на прямых участках трубопроводов при протекании хоть какой однофазной среды с неизменной скоростью определяется:
— коэффициент гидравлического трения, определяемый по номограмме.
тут — относительная шероховатость,
— средняя высота выступов шероховатости (абсолютная шероховатость)
— длина прямого участка трубопровода;
Величина температурного удлинения:
— длина рассчитываемого участка трубы;
— коэффициент температурного удлинения (для сталей при t= 100-450)
— разность меж средней температурой стены трубы в её рабочем состоянии и температурой при монтаже;
количество компенсаторов:
,
где b- компенсирующая способность компенсатора, равная 0,2 м(к установке принят сальниковый компенсатор по серии 4.903-10).
Падение давления в местных сопротивлениях:
где — коэффициент местного сопротивления [1,стр.51 табл.7];
тут 0.5 — коэффициент местного сопротивления для задвижки;
0.3 — коэффициент местного сопротивления для сальникового компенсатора.
Полные утраты напора на участке I составят:
давление пара в конце участка:
Расчетная толщина стены:
где
— расчётное давление пара;
— допустимое напряжение при данной температуре пара[5,стр.170 табл.10.1];
— коэффициент прочности шва;
— коэффициент, учитывающий минусовые допуски при изготовлении трубопроводов;
— надбавка к толщине стены на калибрование (для аустерлитных сталей).
Как видно из расчета, принятая труба 219х6 имеет наиболее, чем 3-хкратный припас прочности. Как следует, принимаем её к монтажу.
Участок 1а.
Поперечник участков трубопровода:
где
G=1,111 кг/сек — массовый расход пара;
— средняя скорость пара;
— средняя плотность пара,
тут
— соответственно плотность пара сначала и конце участка при исходном и конечном давлении на любом участке.
Падение давления в паровой сети следует принимать не выше 15% от исходного давления
Избираем обычную трубу 108×4 ,
где внутренний диметр.
Утрата давления на прямых участках трубопроводов при протекании хоть какой однофазной среды с неизменной скоростью определяется:
где
— коэффициент гидравлического трения, определяемый по номограмме.
— относительная шероховатость,
тут — средняя высота выступов шероховатости (абсолютная шероховатость)[1,стр.50 табл.5]
— длина прямого участка трубопровода;
Величина температурного удлинения:
— длина рассчитываемого участка трубы;
— коэффициент температурного удлинения (для сталей при t= 100-450)
— разность меж средней температурой стены трубы в её рабочем состоянии и температурой при монтаже;
количество компенсаторов:
,
Где b- компенсирующая способность компенсатора, равная 0,15 м(к установке принят сальниковый компенсатор по серии 4.903-10).
Падение давления в местных сопротивлениях:
где — коэффициент местного сопротивления;
тут 0.2 — коэффициент местного сопротивления для задвижки;
0.2 — коэффициент местного сопротивления для сальникового компенсатора.
Полные утраты напора на участке I составят:
давление пара в конце участка:
Расчетная толщина стены:
где
— расчётное давление пара;
— допустимое напряжение при данной температуре пара[5,стр.170 табл.10.1];
— коэффициент прочности шва;
— коэффициент, учитывающий минусовые допуски при изготовлении трубопроводов;
— надбавка к толщине стены на калибрование (для аустерлитных сталей).
Как видно из расчета, принятая труба 108х4 имеет наиболее, чем 3-хкратный припас прочности. Как следует, принимаем её к монтажу.
Участок 1б.
Поперечник участков трубопровода:
где
G=0,556 кг/сек — массовый расход пара;
— средняя скорость пара;
— средняя плотность пара,
тут
— соответственно плотность пара сначала и конце участка при исходном и конечном давлении на любом участке.
Падение давления в паровой сети следует принимать не выше 15% от исходного давления
Избираем обычную трубу 89×3,5 где внутренний диметр.
Утрата давления на прямых участках трубопроводов при протекании хоть какой однофазной среды с неизменной скоростью определяется:
где
— коэффициент гидравлического трения, определяемый по номограмме.
— относительная шероховатость,
тут — средняя высота выступов шероховатости (абсолютная шероховатость)[1,стр.50 табл.5]
— длина прямого участка трубопровода;
Величина температурного удлинения:
— длина рассчитываемого участка трубы;
— коэффициент температурного удлинения (для сталей при t= 100-450)
— разность меж средней температурой стены трубы в её рабочем состоянии и температурой при монтаже;
количество компенсаторов:
,
где b- компенсирующая способность компенсатора, равная 0,15 м(к установке принят сальниковый компенсатор по серии 4.903-10).
Падение давления в местных сопротивлениях:
где — коэффициент местного сопротивления [1,стр.51 табл.7];
тут 0.2 — коэффициент местного сопротивления для задвижки;
4 — коэффициент местного сопротивления для П-образного компенсатора.
Полные утраты напора на участке I составят:
давление пара в конце участка:
Расчетная толщина стены:
где
— расчётное давление пара;
— допустимое напряжение при данной температуре пара[5,стр.170 табл.10.1];
— коэффициент прочности шва;
— коэффициент, учитывающий минусовые допуски при изготовлении трубопроводов;
— надбавка к толщине стены на калибрование (для аустерлитных сталей).
Как видно из расчета, принятая труба 89х3.5 имеет наиболее, чем 2-хкратный припас прочности. Как следует, принимаем её к монтажу.
Конечный участок.
Поперечник участков трубопровода:
где
G=0,556 кг/сек — массовый расход пара;
— средняя скорость пара;
— средняя плотность пара,
тут
— соответственно плотность пара сначала и конце участка при исходном и конечном давлении на любом участке.
Падение давления в паровой сети следует принимать не выше 15% от исходного давления
Избираем обычную трубу 89×3,5 ,
где внутренний диметр.
Утрата давления на прямых участках трубопроводов при протекании хоть какой однофазной среды с неизменной скоростью определяется:
где
— коэффициент гидравлического трения, определяемый по номограмме.
— относительная шероховатость,
тут — средняя высота выступов шероховатости (абсолютная шероховатость)
— длина прямого участка трубопровода;
Величина температурного удлинения:
— длина рассчитываемого участка трубы;
— коэффициент температурного удлинения (для сталей при t= 100-450)
— разность меж средней температурой стены трубы в её рабочем состоянии и температурой при монтаже;
количество компенсаторов:
,
где b- компенсирующая способность компенсатора, равная 0,4 м(к установке принят сальниковый компенсатор по серии 4.903-10).
Падение давления в местных сопротивлениях:
где — коэффициент местного сопротивления [1,стр.51 табл.7];
тут 2 — коэффициент местного сопротивления для задвижки;
4 — коэффициент местного сопротивления для П-образного компенсатора .
Полные утраты напора на участке I составят:
давление пара в конце участка:
Расчетная толщина стены:
где
— расчётное давление пара;
— допустимое напряжение при данной температуре пара[5,стр.170 табл.10.1];
— коэффициент прочности шва;
— коэффициент, учитывающий минусовые допуски при изготовлении трубопроводов;
— надбавка к толщине стены на калибрование (для аустерлитных сталей).
Как видно из расчета, принятая труба 89х3,5 имеет наиболее, чем 2-хкратный припас прочности. Как следует, принимаем её к монтажу.
Аналогично рассчитываем для других участков трубопровода и заносим в таблицу 14.
Таблица 14. Расчёт участков I — IV и ответвлений Б — Д
Таблица 15. свойства и количество компенсаторов, запорной арматуры и местных сопротивлений
3.2 Термический расчёт
Задачей термического расчета является выбор толщины изоляционного слоя паропроводов, определение температуры внешной поверхности изоляции.
Расчет толщины термический изоляции трубопроводов, м, по нормированной плотности термического потока делают по формуле:
где — внешний поперечник трубопровода, м;
е — основание натурального логарифма;
— коэффициент теплопроводимости теплоизоляционного слоя (фенольный поропласт), Вт/(м °С).
— тепловое сопротивление слоя изоляции, м °С/Вт, величину которого определяют по формуле:
где — суммарное тепловое сопротивление слоя изоляции и остальных доп тепловых сопротивлений на пути термического потока, м°С/Вт, определяемое по формуле:
где — средняя за период эксплуатации температура теплоносителя, ?С;
— среднегодовая температура окружающей среды, [4];
— нормированная линейная плотность термического потока, Вт/м.
Найдем суммарное тепловое сопротивление слоя изоляции и остальных доп тепловых сопротивлений на пути термического потока:
— для первого участка:
При надземной прокладке:
где — коэффициент теплоотдачи с поверхности термический изоляции в окружающий воздух [2].
— для первого участка:
Дальше определяем температуру внешной поверхности изоляции:
где — температура окружающей среды, ?С;
— внешний поперечник изоляционной конструкции, м;
— удельная утрата тепла, Вт/м [2, приложение 9];
— коэффициент теплоотдачи от изолированной конструкции к окружающей среде,
где — скорость движения ветра,м/c [4].
Тогда для первого участка:
Подобные расчеты проводим для других участков главной магистрали и ответвлений. Промежные значения и расчетные значения заносим в таблицу 16.
Таблица 16. Термический расчёт паропроводов
4. Конденсатное хозяйство. Расчёт и выбор конденсатоотводчиков
Конденсат предоставляет собой сконденсировавшийся (отработанный пар) в виде воды и фактически не содержит солей и остальных примесей, если не происходит его загрязнение в технологических действиях, использующий пар. Не считая того, возвращаемый конденсат имеет в большинстве собственном температуру 75-95, а как следует, на каждой тонне возвращаемого конденсата экономится ~0.075-0.095 Гкал тепла. Если конденсат ворачивается с температурой выше 100, то в этом случае употребляется пар вторичного вскипания. Исходя из выше изложенного, конденсат представляет из себя ценнейший вторичный энергоресурс. Величина возврата конденсата на предприятиях зависит от почти всех причин:
— технического состояния систем сбора и возврата конденсата, которые на почти всех предприятиях и учреждениях находятся не в наилучшем состоянии;
— отсутствие на технологическом и другом оборудовании, использующий пар, конденсатоотводчиков либо неудовлетворительная их эксплуатация; — нарушение технологического режима;
— сверхнормативные утечки вследствие неудовлетворительного технического состояния технологического оборудования и конденсатных сетей;
— загрязнение конденсата механическими, хим примесями либо нефтепродуктами при отсутствии устройств для их чистки;
— сбор конденсата в сточную канаву вследствие экономической нецелесообразности его возврата источнику пароснабжения;
— отсутствие либо неработоспособность систем автоматического регулирования; — применение барботажного использования пара в разных технологических действиях;
— применение открытых систем сбора и возврата конденсата и прочее.
Наведение порядка в конденсатном хозяйстве дозволяет сберегать до 10-15% используемой термический энергии. Принимаем поплавковые муфтовые конденсатоотводчики 45ч 13 нж. Расход конденсата через конденсатоотводчик (для 1-го участка):
,
Где — расход пара;
Подбор осуществляется по условной пропускной возможности:
,
Где — плотность среды при . — перепад давлений на конденсатоотводчике; По приобретенному значению избираем конденсатоотводчик типа 45ч13нж с условным поперечником 50мм. Аналогично избираем другие конденсатоотводчики такового же типа.
Таблица 15. Техно черта конденсатоотводчика
Тип конденсатоотводчика
Ду, мм
Масса, кг
Условная пропускная способность, KV,т/ч
Рабочее давление, МПа
Перепад давления МПа
45ч13нж
50
26.5
6.2
1.3
0.3-0.7
Таблица 16. Конденсатотводчики.
Участки паропровода
Ответвление А
1
1.71
2.5
1б
4
4
Ответвление Б
2
2.85
4
2б
2.3
2.5
Ответвление В
3
2.3
2.5
3б
2.3
2.5
Ответвление Г
4
5.7
6.2
Ответвление Д
5
4.351
6.2
5. системы жаркого водоснабжения промышленных компаний
Наибольший часовой расход тепла и греющей воды:
где 1,2 — коэффициент, учитывающий остывание жаркой воды в абонентских системах жаркого водоснабжения;
m — количество душей, шт. (Начальные данные) ;
a — норма расхода жаркой воды в душе, а = 60 л/ч;
tсм.1 — температура консистенции жаркой и прохладной воды в душе, tсм.1 = 37 .С;
tх.в — температура прохладной водопроводной воды, tх.в = 5 .С;
n — количество умывальников, шт. (Начальные данные);
b — норма расхода жаркой воды на умывальник, b = 5 л/ч;
tсм.2 — температура консистенции жаркой и прохладной воды в умывальнике,
tсм.2 = 35 ?С; cp — теплоемкость воды, cp = 4.19 кДж/кг·К.
Тогда:
Расход греющей воды:
где ,- надлежащие температуры греющей воды (ровная и оборотная) системы теплоснабжения. Для I ступени: Для II ступени:
;
;
Расход нагреваемой воды:
Для I ступени: Для II ступени:
Принимаем скорость нагреваемой воды в трубках подогревателя wт. Тогда площадь живого сечения:
Избираем обычный водонагреватель по ГОСТ 38-588-68, номер 01.
Определяем площадь живого сечения трубок:
Определяем площадь живого сечения межтрубного места:
Заключение
В процессе выполнения данного всеохватывающего курсового проекта были выполнены нужные расчёты систем газоснабжения и пароснабжения.
Были приняты к установке
— на газопроводе:
фильтры: ФВ-16-50В;
ПЗК: ПКН-50,
ПСК: ПСК-50С/1.25,
Регуляторы давления РДУК-2-50
-на конденсатопроводе:
Конденсатоотводчики поплавковый муфтовый типа 45ч13нж.
Перечень литературы
1. М/УК (Уголовный Кодекс — система нормативных правовых актов, принимаемых уполномоченными органами государственной власти) 3208 к выполнению курсового проекта по курсу «системы производства и распределения энергоносителей промышленных компаний»- Гомель: ГПИ, 1996 г.
2. Газорегуляторные пункты и установки. И.А. Шур, 1985 г.
3. М/УК (Уголовный Кодекс — система нормативных правовых актов, принимаемых уполномоченными органами государственной власти) 2067 к выполнению курсового проекта по дисциплинам «Теплоэнергетические системы промышленных компаний» «Системы производства и распределения энергоносителей промышленных компаний»- Гомель: ГПИ, 1996 г.
4. Е.Б. Столпнер Справочник эксплуатационника газифицированных котельных
5. Николаев А. А. Справочник проектировщика . Проектирование термических сетей.
6. Мастрюков Б.С. Теплотехнические расчёты промышленных печей. — М.: Металлургия. 1972.
7. Соколов Е. Я. «Теплофикация и термо сети». М.: Энергоиздат, 1982;
8. СНиП 2.04.14-88 Термическая изоляция оборудования и трубопроводов;
9. СНБ 4.03.01-98 Газоснабжение
]]>