Средство
|
Количество
|
ОУ-2 ОП-5 ОУ-5 ОП-10А
|
1 1 1 1
|
Ящик с песком
|
0.5
|
Лопата
|
1
|
Асбестовое полотно
|
2x2 м
|
Основы безопасности при проектирования ГРП
Строения или пристройки к зданиям, в которых
располагают ГРП, должны отвечать требованиям, установленным для производства
категории А, т.е. для взрывоопасных производств. Они должны быть одноэтажными I и II степени огнестойкости, бесчердачными, с покрытием лёгкой
конструкции массой не более 120 кг на 1 м2. Утеплитель покрытия
выполняют из несгораемых материалов (пенобетона).
Если общая площадь оконных проемов, световых фонарей
или отдельных легко сбрасываемых панелей составляет не менее 500 см2
на каждый кубометр внутреннего объема ГРП, то допускается применение
трудносбрасываемых взрывной волной покрытий. В оконных проемах и световых
фонарях рекомендуется использовать максимально возможные размеры стеклянных
листов и закреплять их только с наружной стороны рам.
Необходимость и вид отопления ГРП определяют из
расчета, чтобы для обеспечения нормальной работы оборудования и КИП температура
в помещении, не имеющем постоянного обслуживающего персонала, не понижалась
ниже 5 оС. Источниками тепла для обогрева ГРП, расположенных на
территориях промышленных и коммунально-бытовых предприятии, а также городов с
централизованной системой теплоснабжения, служит обычно горячая вода с
температурой до 95 °С, которая подается в систему отопления ГРП. Максимальная
температура на поверхности нагревательных приборов не должна превышать 95 оС,
а темпера-тура помещения 30 оС.
Если отопление ГРП от существующих систем
теплоснабжения невозможно или нерентабельно, то монтируется местная
отопительная установка, в качестве которой чаще всего используют емкостные
водонагреватели типа АГВ-80 или -120 или чугунные водогрейные котлы ВНИИСТОМч,
оборудованные системой автоматики. Их размещают в изолированном, имеющем
самостоятельный выход помещении, отделенном от других помещений ГРП глухими,
газонепроницаемыми, противопожарными (с пределом огнестойкости не менее 2,5 ч)
стенами.
Помещение и отдельные приборы ГРП могут иметь электрообогрев,
выполненный во взрывозащищенном исполнении. Температура наружных оболочек
электрообогреваемых поверхностей не должна превышать 95 °С.
Для электрического освещения помещений ГРП (кроме
обязательного естественного) применяют рефлекторы типа "кососвет",
располагая их снаружи здания у окон, или взрывобезопасные светильники,
устанавливаемые внутри помещения ГРП. Электрооборудование в нормальном
исполнении размещают вне ГРП или в смежном с ним помещении, предназначенном для
отопительной установки или приборов телемеханизации. Металлические части
электроустановок, не находящихся под напряжением, заземляют.
При наличии телефонной связи телефонный аппарат в нормальном исполнении
располагают в подсобном помещении ГРП или снаружи здания в запирающемся ящике
во взрывозащищенном исполнении - непосредственно в помещении регуляторов. Такие
же требования предъявляют к установке КИП с электрическим приводом.
Помещение ГРП должно быть укомплектовано
противопожарным инвентарем по указаниям пожарной инспекции.
Продувочные и сбросные трубопроводы должны иметь
минимальное число поворотов, а также устройства, исключающие попадание в них
атмосферных осадков.
Качество монтажа ГРП проверяют путем наружного осмотра
правильности установки оборудования, укладки и качества сварки газопроводов.
После наружного осмотра, а также продувки наружных газопроводов до ГРП воздухом
оборудование и газопроводы ГРП испытывают на прочность и плотность под
давлением. При 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 после регулятора) испытательное давление
принимают по давлению газа до регулятора и после него. Импульсные трубопроводы
к оборудованию и КИП испытывают одновременно с основными газопроводами.
Обводные линии (байпасы) ГРП испытывают частями совместно с газопроводами
высокой и низкой сторон.
При испытании на плотность в газопроводах и
оборудовании ГРП испытательное давление поддерживают в течение 12 ч, причем
допускаемое падение давления не должно превышать 1 % от испытательного. Если
это испытание выдержано, то проводится вторичное испытание на плотность по
нормам давления, указанным в паспортах на оборудование.
Защита трубопровода от коррозии
В зависимости от состава газа, материала трубопровода, условий прокладки
и физико-механических свойств грунта газопроводы подвержены в той или иной
степени внутренней и внешней коррозии.
Коррозия внутренних поверхностей труб в основном зависит от свойств
газа. Борьба с внутренней коррозией сводится к удалению из газа агрессивных
соединений, т.е. к хорошей его очистке.
Внешнюю коррозию по своей природе разделяют на химическую,
электрохимическую и электрическую (коррозию блуждающими токами ).
Химическая коррозия возникает от действия на металл различных газов и
жидких неэлектролитов.
Электрохимическая коррозия является результатом взаимодействия металла,
который выполняет роль электродов, с агрессивными растворами грунта,
выполняющими роль электролита.
Электрическая коррозия возникает под действием
блуждающих токов.
Существующие методы защиты от коррозии можно разделить
на две группы: пассивные и активные.
Пассивные методы защиты заключаются в изоляции
газопроводов. К изоляционным материалам, использующим для защиты газопроводов,
предъявляют ряд требований, основные из которых следующие: монолитность
покрытия, водонепроницаемость, хорошее прилипание к металлу, химическая
стойкость в грунтах, высокая механическая прочность(при переменных
температурах), наличие диэлектрических свойств.
К активным методам защиты относят катодную и протекторную защиту и
электрический дренаж. Он заключается в отводе токов, попавших на газопровод,
обратно 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
постороннего источника тока, а в качестве анода используется металлический
стержень, помещенный в грунт рядом с газопроводом. Между газопроводом и анодом
устанавливается электрический контакт.
2. Система технологического пароснабжения
Теплоэнергетические системы современных промышленных предприятий
представляют собой сложные комплексы взаимоувязанных по потокам различных
энергоносителей, потребляемых и преобразуемых в энергетических и
технологических агрегатах и установках.
Система технологического пароснабжения является частью общей
теплоэнергетической системы предприятия и от её рационального построения
зависит эффективность работы всей системы.
Источниками пароснабжения могут быть тепловые электростанции,
промышленные котельные, а также котлы утилизаторы, встроенные в технологические
линии промышленных предприятий.
Присоединение потребителей к системам пароснабжения может быть:
а). непосредственным - от источника пара в систему абонента;
б). независимым - присоединение через теплообменные аппараты.
Это позволяет от одного источника получать различные параметры пара,
исключив редуцирование и возможные загрязнения конденсата.
В зависимости от требований энергетических или технологических
потребителей пар может генерироваться насыщенным или перегретым.
Схема сетей пароснабжения определяется расположением источников пара,
потребителей, качеством и количеством необходимого потребителям пара.
Пар в качестве универсального энерго- и теплоносителя широко используется
для:
генерации электрической энергии на тепловых и атомных электростанциях;
привода мощных турбовоздуходувок и компрессоров в горно-обогатительной и
металлургической промышленности;
разогрева мазута при сжигании его в топках котлов и печей, распыления
топлива в паромеханических форсунках;
деаэрации воды на электростанциях и котельных;
обезжиривания деталей на машиностроительных заводах;
нагрева воды для хозяйственных и технологических нужд;
обеспечения работы различных технологических аппаратов и установок в
нефтехимической, пищевой, текстильной, фармацевтической и других отраслях
промышленности.
От совершенства построение системы пароснабжения зависит эффективность
использования пара. Оптимизация системы ставит своей задачей: снижение потерь
тепла излучением от агрегатов, установок, распределительной сети паропроводов,
снижение потерь тепла с утечками, увеличение возврата конденсата.
Важным моментом эффективности пара является согласование графиков
генерации и потребления. Необходимо также учитывать при этом потребление
тепловой энергии для целей отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха,
если не предусмотрены иные источники тепла.
3. Расчёт паровых сетей
.1 Гидравлический расчёт
Проведение гидравлического расчёта является важнейшим разделом при
проектировании паропроводов и их эксплуатации.
При выполнении гидравлического расчёта необходимо определить:
диаметры трубопроводов;
потери давления и температуру по участкам и в конечной точке паропровода;
расчёт осуществляется исходя из заданных расходов пара и допустимого
падения давления, с тем, чтобы обеспечить заданные параметры пара у каждого
потребителя.
Поскольку падение давления на каждом участке паропровода зависит от его
диаметра, который в свою очередь, является искомой величиной, то гидравлический
расчёт состоит из двух этапов: предварительного и окончательного.
Гидравлический расчет может производиться и для эксплуатируемого
паропровода, когда по известным диаметрам трубопроводов, давлению источника
пара может быть рассчитана пропускная способность магистрального паропровода и
ответвлений на потребители, а также падение давления и температуры по участкам
и в конечной точке.
Часто приходится решать и обратную задачу - по располагаемому перепаду
давлений и заданному расходу необходимо найти сечения трубопроводов.
Гидравлический расчёт при этом приходится вести методом последовательных
приближений. Это связано с тем, что диаметр трубопровода не может выбран
произвольно (он должен отвечать стандарту).
Участок I.
Диаметр участков трубопровода:
где
G=6,67
кг/сек - массовый расход пара;
- средняя скорость пара;
- средняя плотность пара,
Здесь - соответственно плотность пара в
начале и конце участка при начальном и конечном давлении на каждом участке.
Падение давления в паровой сети следует принимать не свыше 15% от
начального давления
Выбираем стандартную трубу 219x6 ,
где внутренний диметр.
Потеря давления на прямых участках трубопроводов при протекании любой
однофазной среды с постоянной скоростью определяется:
- коэффициент гидравлического трения, определяемый по
номограмме.
Здесь - 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 между средней температурой стенки 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];
здесь 0.5 - коэффициент местного сопротивления для задвижки;
.3 - коэффициент местного сопротивления для сальникового компенсатора.
Полные потери напора на участке I составят:
Давление пара в конце участка:
Расчетная толщина стенки:
где
- расчётное давление пара;
- допустимое напряжение при заданной температуре
пара[5,стр.170 табл.10.1];
- коэффициент прочности шва;
- коэффициент, учитывающий минусовые допуски при изготовлении
трубопроводов;
- прибавка к толщине стенки на калибрование (для
аустерлитных сталей).
Как видно из расчета, принятая труба 219х6 имеет более, чем 3-хкратный
запас прочности. Следовательно, принимаем её к монтажу.
Участок 1а.
Диаметр участков трубопровода:
где
G=1,111
кг/сек - массовый расход пара;
- средняя скорость пара;
- средняя плотность пара,
здесь
- соответственно плотность пара в начале и конце участка при
начальном и конечном давлении на каждом участке.
Падение давления в паровой сети следует принимать не свыше 15% от
начального давления
Выбираем стандартную трубу 108x4 ,
где внутренний диметр.
Потеря давления на прямых участках трубопроводов при протекании любой
однофазной среды с постоянной скоростью определяется:
где
- коэффициент гидравлического трения, определяемый по
номограмме.
- относительная шероховатость,
Здесь - 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 между средней температурой стенки 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;
здесь 0.2 - коэффициент местного сопротивления для задвижки;
.2 - коэффициент местного сопротивления для сальникового компенсатора.
Полные потери напора на участке I составят:
Давление пара в конце участка:
Расчетная толщина стенки:
где
- расчётное давление пара;
- допустимое напряжение при заданной температуре
пара[5,стр.170 табл.10.1];
- коэффициент прочности шва;
- коэффициент, учитывающий минусовые допуски при изготовлении
трубопроводов;
- прибавка к толщине стенки на калибрование (для
аустерлитных сталей).
Как видно из расчета, принятая труба 108х4 имеет более, чем 3-хкратный
запас прочности. Следовательно, принимаем её к монтажу.
Участок 1б.
Диаметр участков трубопровода:
где
G=0,556
кг/сек - массовый расход пара;
- средняя скорость пара;
- средняя плотность пара,
здесь
- соответственно плотность пара в начале и конце участка при
начальном и конечном давлении на каждом участке.
Падение давления в паровой сети следует принимать не свыше 15% от
начального давления
Выбираем стандартную трубу 89x3,5 где внутренний диметр.
Потеря давления на прямых участках трубопроводов при протекании любой
однофазной среды с постоянной скоростью определяется:
где
- коэффициент гидравлического трения, определяемый по
номограмме.
- относительная шероховатость,
Здесь - 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 между средней температурой стенки 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];
здесь 0.2 - коэффициент местного сопротивления для задвижки;
- коэффициент местного сопротивления для П-образного компенсатора.
Полные потери напора на участке I составят:
Давление пара в конце участка:
Расчетная толщина стенки:
где
- расчётное давление пара;
- допустимое напряжение при заданной температуре
пара[5,стр.170 табл.10.1];
- коэффициент прочности шва;
- коэффициент, учитывающий минусовые допуски при изготовлении
трубопроводов;
- прибавка к толщине стенки на калибрование (для
аустерлитных сталей).
Как видно из расчета, принятая труба 89х3.5 имеет более, чем 2-хкратный
запас прочности. Следовательно, принимаем её к монтажу.
Конечный участок.
Диаметр участков трубопровода:
где
G=0,556
кг/сек - массовый расход пара;
- средняя скорость пара;
- средняя плотность пара,
здесь
- соответственно плотность пара в начале и конце участка при
начальном и конечном давлении на каждом участке.
Падение давления в паровой сети следует принимать не свыше 15% от
начального давления
Выбираем стандартную трубу 89x3,5 ,
где внутренний диметр.
Потеря давления на прямых участках трубопроводов при протекании любой
однофазной среды с постоянной скоростью определяется:
где
- коэффициент гидравлического трения, определяемый по
номограмме.
- относительная шероховатость,
Здесь - 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 между средней температурой стенки 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];
здесь 2 - коэффициент местного сопротивления для задвижки;
- коэффициент местного сопротивления для П-образного компенсатора .
Полные потери напора на участке I составят:
Давление пара в конце участка:
Расчетная толщина стенки:
где
- расчётное давление пара;
- допустимое напряжение при заданной температуре
пара[5,стр.170 табл.10.1];
- коэффициент прочности шва;
- коэффициент, учитывающий минусовые допуски при изготовлении
трубопроводов;
- прибавка к толщине стенки на калибрование (для
аустерлитных сталей).
Как видно из расчета, принятая труба 89х3,5 имеет более, чем 2-хкратный
запас прочности. Следовательно, принимаем её к монтажу.
Аналогично рассчитываем для остальных участков трубопровода и заносим в
таблицу 14.
Таблица 14. Расчёт участков I - IV и ответвлений Б - Д
Таблица 15. Характеристики и количество компенсаторов, запорной арматуры
и местных сопротивлений
.2 Тепловой расчёт
Задачей теплового расчета является выбор толщины изоляционного слоя паропроводов,
определение температуры наружной поверхности изоляции.
Расчет толщины тепловой изоляции трубопроводов, м, по нормированной
плотности теплового потока выполняют по формуле:
где - наружный диаметр трубопровода, м;
е - основание натурального логарифма;
- коэффициент теплопроводности теплоизоляционного слоя
(фенольный поропласт), Вт/(м °С).
- термическое сопротивление слоя изоляции, м °С/Вт, величину
которого определяют по формуле:
где - суммарное термическое сопротивление слоя изоляции и других
дополнительных термических сопротивлений на пути теплового потока, м°С/Вт,
определяемое по формуле:
где - средняя за период эксплуатации температура теплоносителя, ◦С;
- среднегодовая температура окружающей среды, [4];
-
нормированная линейная плотность теплового потока, Вт/м.
Найдем суммарное термическое сопротивление слоя изоляции и других
дополнительных термических сопротивлений на пути теплового потока:
для первого участка:
При надземной прокладке:
где - коэффициент теплоотдачи с поверхности тепловой изоляции в
окружающий воздух [2].
- для первого участка:
Далее определяем температуру наружной поверхности изоляции:
где - температура окружающей среды, ◦С;
- наружный диаметр изоляционной конструкции, м;
-
удельная потеря 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:
Аналогичные расчеты проводим для остальных участков главной магистрали и
ответвлений. Промежуточные значения и расчетные значения заносим в таблицу 16.
Таблица 16. Тепловой расчёт паропроводов
4. Конденсатное хозяйство. Расчёт и выбор конденсатоотводчиков
Конденсат предоставляет собой сконденсировавшийся (отработанный пар) в
виде воды и практически не содержит солей и других примесей, если не происходит
его загрязнение в технологических процессах, использующий пар. Кроме того,
возвращаемый конденсат имеет в большинстве своем температуру 75-95, а следовательно, на каждой тонне
возвращаемого конденсата экономится ~0.075-0.095 Гкал тепла. Если конденсат возвращается с температурой выше 100, то в этом случае используется пар
вторичного вскипания. Исходя из выше изложенного, конденсат
представляет из себя ценнейший вторичный энергоресурс. Величина возврата конденсата на предприятиях зависит от
многих факторов:
технического состояния систем сбора и возврата конденсата, которые на
многих предприятиях и учреждениях находятся не в лучшем состоянии;
отсутствие на технологическом и другом оборудовании, использующий пар,
конденсатоотводчиков или неудовлетворительная их эксплуатация; - нарушение технологического режима;
сверхнормативные утечки вследствие неудовлетворительного технического
состояния технологического оборудования и конденсатных сетей;
загрязнение конденсата механическими, химическими примесями или
нефтепродуктами при отсутствии устройств для их очистки;
сбор конденсата в канализацию вследствие экономической нецелесообразности
его возврата источнику пароснабжения;
отсутствие или неработоспособность систем автоматического регулирования; - применение барботажного использования пара в различных
технологических процессах;
применение открытых систем сбора и возврата конденсата и прочее.
Наведение порядка в конденсатном хозяйстве позволяет экономить до 10-15%
расходуемой тепловой энергии. Принимаем
поплавковые муфтовые конденсатоотводчики 45ч 13 нж. Расход конденсата через конденсатоотводчик (для 1-го
участка):
,
Где - расход пара;
Подбор осуществляется по условной пропускной способности:
,
Где - плотность среды при . - перепад давлений на
конденсатоотводчике; По полученному значению выбираем
конденсатоотводчик типа 45ч13нж с условным диаметром 50мм. Аналогично выбираем остальные конденсатоотводчики такого же
типа.
Таблица 15. Техническая характеристика 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 горячего водоснабжения промышленных предприятий
Максимальный часовой расход тепла и греющей воды:
где 1,2 - коэффициент, учитывающий остывание горячей воды в абонентских
системах горячего водоснабжения;- количество душей, шт. (Исходные данные) ;-
норма расхода горячей воды в душе, а = 60 л/ч;см.1 - температура
смеси горячей и холодной воды в душе, tсм.1 = 37 .С;х.в -
температура холодной водопроводной воды, tх.в = 5 .С;- количество
умывальников, шт. (Исходные данные);- норма расхода горячей воды на умывальник,
b = 5 л/ч;см.2 - температура смеси горячей и холодной воды в
умывальнике,см.2 = 35 ◦С; cp
- теплоемкость воды, cp = 4.19 кДж/кг·К.
Тогда:
Расход греющей воды:
где ,- соответствующие температуры греющей воды (прямая и
обратная) 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:
Выбираем стандартный водонагреватель по ГОСТ 38-588-68, номер 01.
Определяем площадь живого сечения трубок:
Определяем площадь живого сечения межтрубного пространства:
Заключение
В ходе выполнения данного комплексного курсового проекта были выполнены
необходимые 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.
Список литературы
1. М/УК 3208 к выполнению курсового проекта по курсу
"Системы производства и распределения энергоносителей промышленных
предприятий"- Гомель: ГПИ, 1996 г.
. Газорегуляторные пункты и установки. И.А. Шур, 1985 г.
. М/УК 2067 к выполнению курсового проекта по дисциплинам
"Теплоэнергетические системы промышленных предприятий" "Системы
производства и распределения энергоносителей промышленных предприятий"-
Гомель: ГПИ, 1996 г.
. Е.Б. Столпнер Справочник эксплуатационника газифицированных
котельных
. Николаев А. А. Справочник проектировщика . Проектирование
тепловых сетей.
. Мастрюков Б.С. Теплотехнические расчёты промышленных печей.
- М.: Металлургия. 1972.
. Соколов Е. Я. "Теплофикация и тепловые сети". М.:
Энергоиздат, 1982;
. СНиП 2.04.14-88 Тепловая изоляция оборудования и
трубопроводов;
. СНБ 4.03.01-98 Газоснабжение