Реконструкция сети газоснабжения населенного пункта

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Другое
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
  • Опубликовано:
    2019-05-31
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Реконструкция сети газоснабжения населенного пункта

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………………

1. КРАТКАЯ СВЕДЕНИЯ О КЛИМАТИЧЕСКОЙ, ГЕОГРАФИЧЕСКОЙ И ИНЖЕНЕРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКЕ РАЙОНА СТРОИТЕЛЬСТВА………………………………………………………………………

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК ПРИРОДНОГО ГАЗА…………………….

3РАСЧЕТ ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА …………………………………………………….

3.1 Потребители газа…………………………………………………………

3.2 Определение годовых расходов газа……………………………………

3.3 Определение расчетных расходов газа……………………………………

3.4Расход газа на нужды населения………………………………………….

4 ВЫБОР СИСТЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ..........................................................

4.1 Выбор и обоснование системы газоснабжения...................................

 4.2 Определение радиуса действия ГРП..............................................................

4.3 Газорегуляторные пункты …………………………………………………

5 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ..............................................................................

    5.1 Гидравлический расчёт сети низкого давления......................................

    5.2 Гидравлический расчёт сети среднего давления.................................

6 ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО ПУНКТА..............

6.1Выбор регуляторов давления................................................................

6.2. Устройство и принцип работы ГРПШ-13-1Н-1У…………………..…..

6.3 Устройство и принцип работы ГРПШ-07-2У1………………………....

6.4Очистка газа от механических примесей..............................................

6.5Выбор предохранительно-запорного клапана……………………………

6.6 Устройство сбросных трубопроводов……………………………………..

 6.7 Установка контрольно-измерительных приборов и средств автоматики……………………………………………………………………….

7 УКЛАДКА ГАЗОПРОВОДОВ…………………………………………………….

    7.1 Переходы газопровода через естественные и искусственные преграды………………………………………………………………………………….

    7.2 Изоляция газопровода……………………………………………………

    7.3 Очистка полости трубопровода…………………………………………

    7.4 Испытание газопровода…………………………………………………

    7.5 Защита газопровода от коррозии. Молниезащита. Заземление………

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ.................................................

ВВЕДЕНИЕ

В нашей стране создан мощный высокоэффективный топливо-энергетический  комплекс. Российская Федерация – единственная крупная из промышленно-развитых стран, которая полностью обеспечивает себя топливом и энергией за счет собственных природных ресурсов и одновременно осуществляет экспорт топлива и электроэнергии.

Природный газ, как высокоэффективный энергоноситель применяется в настоящее время во многих звеньях общественного производства. Оказывает прямое воздействие на увеличение выпуска промышленной и сельскохозяйственной продукции, рост производительности и снижения удельных расходов топлива. Природный газ – высокосортное топливо, он имеет высокую теплоту сгорания и не образует твердых отходов при сжигании.

Основным центром добычи газа являются промыслы Тюменской области. Использование газового топлива позволяет внедрить эффективные методы передачи теплоты, создавать экономные и высокопроизводительные тепловые агрегаты с меньшими габаритными размерами и стоимостью, высоким КПД, а также повышать качество продукции.Кроме того, применение газа в качестве топлива позволяет значительно улучшить условия быта населения, повысить санитарно-гигиенический уровень производства и оздоровить воздушный бассейн в городах и промышленных центрах.

Неоспоримые достоинства газа и наличие его значительных запасов создают условия для дальнейшего развития газоснабжения страны.

Основной задачей использования природного газа является его рациональное потребление, то есть снижение удельного расхода посредством экономичных технологических процессов, при которых наиболее полно реализуются положительные свойства газа.

Темой бакалаврской работы предусматривается газоснабжение с. Астыровка Горьковского района Омской области.

Актуальность темы газификации села определяется одной из важнейших социальных задач государства – повышение жизненного уровня населения, проживающего в сельской местности.Кроме решения социальных аспектов газификацияпозволит снизить расходы бюджетов всех уровней, организаций ЖКХ и населения на топливо и энергию при одновременном повышении устойчивости и надежности функционирования систем жизнеобеспечения населения, привлечь инвестиции в жилищно-коммунальный комплекс, сократить уровень экологической нагрузки на окружающую природную среду.

Целью бакалаврской работы является проектирование системы газоснабжения населенного пункта.

При проектировании газовых сетей необходимо решить следующие задачи:

1)определить характеристики природного газа;

2)рассчитать потребление газа;

3)выбрать систему газоснабжения;

4) произвести гидравлический расчет для определения диаметров газопроводов;

5) выбрать оборудование ГРП;

6) разработать способы укладки газопроводов.

1. КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О КЛИМАТИЧЕСКОЙ, ГЕОГРАФИЧЕСКОЙ И ИНЖЕНЕРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКЕ РАЙОНА СТРОИТЕЛЬСТВА

Объект газоснабжения расположен в Горьковском районе Омской области в 100 км от г.Омска. Климат района строительства умеренно-континентальный. Расчетная температура наружного воздуха минус 370С.

- средне –месячная  температура  воздуха  самого холодного месяца (января)  -        190 С;

- средне-месячная  температура  самого  теплого  месяца  (июля)-  +18,90  С;

- температура  воздуха  наиболее  холодной  пятидневки  -370  С;

- продолжительность  периода  с  температурой  воздуха  от  0 С  и  ниже –                     169 дн;

- нормативная  глубина  промерзания  грунта  -1,93 м; 

- суточный максимум осадков-70мм;

- количество осадков за ноябрь-март-79мм;

- среднегодовое  количество  осадков  -375мм;

- сейсмичность – 5 баллов;

- нормативная  снеговая  нагрузка  по  СНиП[1]  – 70кгс/м2;

- нормативная  ветровая  нагрузка  поСНиП[1] - 30кгс/м2.

Астыровское сельское поселение расположено на Барабинской низменности к юго-востоку от р.п. Горьковское, в пределах Прииртышской аккумуляторной равнины, имеющей однообразную, почти горизонтальную поверхность с абсолютными отметками 107-133 м.

       Инженерно-геологический  разрез  на  площадке  строительства  на  изученную  глубину    представлен  следующими  слоями:

-  почвенно-растительный, мощность слоя 0,3 м;

-  глина полутвердая;

-  суглинок мягкопластичный;

-  суглинок текучепластичный.

Грунтовые воды отмечены на глубине 0,9-2,5 м от поверхности земли с учетом сезонной поправки.

Грунты в зоне промерзания относятся к сильнопучинистым. Нормативная глубина промерзания грунтов составляет 1,93 м, согласноСНиП[2].

Грунты просадочные и набухающими свойствами  не обладают.

По отношению к бетонным и ж/б конструкциям грунты выше уровня грунтовых вод обладают средней агрессией к бетонам марки W4. По отношению к стали грунты обладают высокой коррозийной агрессивностью.

Блуждающие токи отсутствуют.

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК ПРИРОДНОГО ГАЗА

         На проектируемом объекте используется природный газ, поступающий из северных районов Тюменской области. Качество природного газа соответствует ГОСТ 5542-87. В состав расчета входит определение плотности, теплоты сгорания газовой смеси, пределов взрываемости. Для расчета необходимые данные приведены в таблице № 1[3].

Таблица 1 - Основные физико-химические характеристики природного газа

Состав газа

Теплота сгорания, QкДж/м3


Плотность, , кг/м3

Предел взрываемости


Компоненты

Доля в общем объеме, Уi


Н, %


В, %

Метан, СН4

0,977

35840

0,717

5

15

Этан, С2Н6

0,0114

63730

1,357

3

12,5



 

Пропан, С3Н8

0,0038

93370

2,2

2

9,5







Изо-Бутан, Изо-С4Н10

0,0005

123770

2,71

1,7

8,5

Н-Бутан,

 Н-С4Н10

0,0004

146340

3,22

1,35

8

Двуокись углерода, СО2

0,0002

-

1,98

12,5

74

Азот, N2

0,0081

-

1,25

-

-


Расчет параметров газового топлива выполняется по следующим формулам:

Плотность газовой смеси определяется по формуле [3]:

= 0,01 ∙уi∙i, (кг/м3)       ,

(2.1)

                  

где, уi – молекулярная концентрация i-го компонента в паровой фазе;

i – плотность газа (кг/м3).

Определяем плотность газовой смеси:

p=0,01·(0,717·97,66+1,357·1,14+2,2·0,38+2,71·0,05+3,22·0,04+1,98·0,02+1,25·0,71) =0,685 кг/м3.

Низшая теплота сгорания газовой смеси определяетсяпо формуле [3]:

Q0,01  уi∙Q, (кДж/м3)                              (2.2)

где, Q– низшая теплота сгорания газа(кДж/м3).Определяем низшую теплоту сгорания газовой смеси:

Q=0,01·(35840·97,66+63730·1,14+93370·0,38+123770·0,05+146340·0,04)=35280 кДж/м3.

Низший предел взрываемости смеси определяется по формуле [3]:

Lн = , (%)                                        (2.3)

где, Lн – низший предел взрываемости компонента (%).

Определяем низший предел взрываемости смеси:

Lн= %.

Верхний предел взрываемости газовой смеси определяется по формуле [3]:

Lв=, (%)      (2.4)

где, Lв  - верхний предел взрываемости компонента.

Определяем верхний предел взрываемости смеси:

Lн= %.

Результаты расчета заносим в таблицу № 2.

Таблица  2 –Характеристика газовой смеси

Плотность, , кг/м3

Теплота сгорания, Q,кДж/м3

Низший предел взрываемости Lн, %

Верхний предел взрываемости Lв, %

0,685

35280

4,96

15,03



2. РАСЧЕТ ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА

3.1 Потребители газа

Проектом предусматривается снабжение природным газомжилых домов в с.Астыровка, всего – 341 квартиры, в т.ч. на I очередь строительства 124 квартиры, с учетом расхода газа на перспективу на нужды объектов соцкультбыта, отопление производственных зданий и сушку зерна:

- Астыровская средняя школа на 392 места, объем помещения – 16663 м3;

- детский сад на 140 мест, объем помещения – 3440 м3;

- дом культуры – 6550 м3;

- столовая 90 мест – 480 м3;

- баня – 280 м3;

- прачечная – 120 м3;

- больница –400 м3;

- Административное здание – 2176 м3;

- здание магазина – 432 м3;

Определение численности населения[3]:

, (3.1)

где F – площадь застройки, 5 га;

а – плотность заселения, 200 чел/га.

Численность населения в с.Астыровка N = 1000 чел.

3.2Определение годовых расходов газа

Годовой расход газа на коммунально-бытовые нужды определяется по формуле [3]:

(3.2)

где Qi – норма расхода теплоты на условную единицу, МДж/м3, принимается согласно[4];

n – количество условных единиц;

y – охват газоснабжения в долях единиц;

Qpн – низшая рабочая теплота сгорания, МЖд/м3 (табл.2).

Определяем количество условных единиц газопотребления (Табл. №3.1)

Таблица 3.1 -  Количество условных единиц

Потребители

Нормы проектирования

Количество условных единиц → n

1) жилые дома

Принимаем 15% жителей пользуются общепитом, 5% находятся в больницах или командировках, следовательно, коэффициент использования в домашних условиях 0,8

n1 = K ·Nобщ

n1 = 0,8 ·1000=800 чел.

 

2) общепит

К1=0,15

n2 = K1 ·Nобщ·360·2

n2=0,15 ·1000·360·2=108000 обедов.

3) хлебозавод

Принимаем 0,7 т хлеба в сутки на 1000 жителей

n3 =

n3==255,5 т.

4) больницы

Принимаем 12 коек на 1000 жителей

n4 = 0,012 ·Nобщ

n4=0,012·1000=12 коек

5) прачечные:

а) стирка белья населению

б) стирка белья больниц

в) дезинфекция

37 тонн белья в год на 1000 жителей

0,4 тонны на 1 койку

Все белье больницы

n51 = 0,037 ·Nобщ

n51=0,037·1000=37 т

n511=0.4·n4

n511=0.4·12=4.8 т

n5111= n511=4,8 т

n5= n51 + n511+ n5111= 46,6т

6) баня

Принимаем 15 помывок в год на 1 жителя

n6 = 15 ·Nобщ

n6=15·1000=15000 помывок

7) учебное заведение

Принимаем 25% учащихся

n7 = 0,25 ·Nобщ

n7=0,25·1000=250 чел.



Таблица 3.2 -  Определение годового расхода теплоты и газа на коммунально-бытовые нужды






1) жилые дома

- ПГ+ВДГ


800


0,8


10000


19,1·104

2) общепит

108000

1

4,2

1,4·104

3) хлебозавод

255,5

1

5450

4,2·104

4) больница

12

1

3200

0,1·104

5) прачечная

46,6

1

18800

0,1·104

6) баня

15000

1

40

1,8·104

7) учебные заведения

250

1

50

0,04·104





Σ=26,740·104


3.3Определение расчетных расходов газа

Расходы газа на коммунально-бытовые нужды

Максимальный расчетный часовой расход определяется как доля от годового расхода по формуле[3]:

, (3.3)

где Кmax– коэффициент часового максимума[1] (табл.2);

Qгод– годовой расход газа отдельных потребителей (применен из табл.3.2).

Расчетные расходы газа сводим в таблицу № 3.3.



Таблица 3.3 - Расчетные расходы газа

Потребители

Qгод, м3/год

Кmax

Qp, м3/час

1) жилые дома, больницы, учебные заведения

19,24·104

1/1800

106,89

2) общепит

1,4·104

1/2000

7

3) баня

1,8·104

1/2700

6,67

4) прачечная

0,1·104

1/2900

0,34

5) хлебозавод

4,2·104

1/6000

7

6) котельная



382,56


Расход газа на отопление и вентиляцию

Максимальный часовой расход газа на отопление и вентиляцию определяется по формуле[3]:

, (3.4)

где К– коэффициент, учитывающий расход теплоты на отопление общественных зданий, при отсутствии данных принимается равным 0,25 [3];

К1– коэффициент, учитывающий расход теплоты на вентиляцию общественных зданий,при отсутствии данных принимается равным 0,6 [3];

η=0,85 – КПД районных котельных [3];

Qрн=33505 к Дж/м3(табл.2);

q0=150Вт – укрупненный показатель теплового потока, зависит от этажности зданий и расчетной наружной температуры на отопление[3];

А–площадь, подлежащая отоплению, м2:

  А=1,2·12·Nобщ·у4=1,2·12·1000·1=14400м2;

.

3.3 Расход газа на нужды населения

Потребление газа населенным пунктом является основой при составлении проекта газоснабжения. В проекте предусматривается газоснабжение жилого фонда.

      Режим потребления газа в домах является характерным примером случайного процесса. Бытовые газовые приборы работают периодически и включаются в случайные моменты времени. С увеличением числа домов, присоединяемых к газопроводу, график нагрузки уплотняется и становится более равномерным. Это приводит к уменьшению коэффициента неравномерности.

     Для каждой ступени давления газа она составляет 3-4% максимально часовой их пропускной способности, следствием этого является жесткая связь, существующая между подачей газа и расходом его потребителями. Отсюда, чтобы система нормально функционировала, ежечасовая подача газа в распределительную сеть должна строго соответствовать потреблению. Если потребление окажется меньше подачи, сети не примут лишний газ; если же оно будет больше подачи, тогда начнет падать давление газа в сетях и будет нарушено нормальное газоснабжение.

    Основным следствием жесткой связи в системе распределения газа является то, что пропускную способность газовых сетей и элементов системы следует рассчитывать на пиковые, максимально часовые расходы газа. Поскольку система газоснабжения имеет высокую стоимость и большую материалоемкость, максимально часовые расходы должны быть тщательно обоснованы. Схемой газоснабжения предусматривается газоснабжение жилого фонда.

Для отдельных жилых домов и общественных зданий расчетный часовой расход газа определяется по сумме номинальных расходов газа газовыми приборами с учетом коэффициента одновременности их действия по формуле[4]:

 ,                                            (2.6)

где- сумма произведений величин Кsim,qном и niот i до m;

ksimкоэффициент одновременности, значения которого принимаются по СП[4] ;

qномноминальный расход газа прибором или группой приборов, м3/ч, принимается по паспортным данным или техническим характеристикам приборов [4];

niчисло однотипных приборов;

m – число типов приборов или групп приборов.

По генплану распределительную сеть разбиваем на расчетные ветви и участки, начиная с наиболее отдаленной точки. Определяем расчетные расходы на каждом участке.

      В каждом доме осуществляется установка бытовых отопительных газовых котлов типа АОГВ-11,6-3 (расход газа Q=1,17 м3/ч),газовой плиты типа ПГ-4 (Q=1,25 м3/ч) и водонагревателя ВДГ Q =1,9 м3/ч.Пример расчета расхода газа на 1 участке на один дом:

.

Результаты расчета расхода газа для всех участков сведен в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 - Расчетные расходы газа

№ участка

Колич. домов

Установленное оборудование

Коэффициент одновременности

Расчетный

Расход

Qр, м3

ПГ4+ВДГ

АОГВ

Расчетная ветвь 1

1

1

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,7

0,85

3,199

2

2

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,56

0,85

5,517

3

3

0,48

0,85

7,519

4

4

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,43

0,85

9,396

5

5

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,4

0,85

11,273

6

6

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,392

0,85

13,376

7

7

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,37

0,85

15,120

8

8

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,36

0,85

17,028

9

9

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,345

0,85

18,731

10

10

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,34

0,85

20,655

11

11

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,34

0,85

22,721

 

12

12

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,34

0,85

24,786

13

13

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,34

0,85

26,852

14

14

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,34

0,85

28,917

15

15

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,3

0,85

29,093

16

16

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,3

0,85

31,032

17

17

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,3

0,85

32,972

18

18

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,3

0,85

34,911

19

19

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,3

0,85

36,851

20

20

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,28

0,85

37,530

21

21

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,28

0,85

39,407

22

22

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,28

0,85

41,283

23

23

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,28

0,85

43,159

Расчетная ветвь 2

1

1

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,7

0,85

3,199

2

2

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,56

0,85

5,517

3

3

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,48

0,85

7,519

4

4

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,43

0,85

9,396

5

5

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,4

0,85

11,273

6

6

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,392

0,85

13,376

7

7

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,37

0,85

15,120

8

8

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,36

0,85

17,028

9

9

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,345

0,85

18,731

10

10

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,34

0,85

20,655

11

11

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,34

0,85

22,721

12

12

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,34

0,85

24,786

13

13

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,34

0,85

26,852

14

14

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,34

0,85

28,917

15

15

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,3

0,85

29,093

16

16

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,3

0,85

31,032

17

17

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,3

0,85

32,972

18

18

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,3

0,85

34,911

19

19

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,3

0,85

36,851

Расчетная ветвь 3

1

1

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,7

0,85

3,199

2

2

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,56

0,85

5,517

3

3

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,48

0,85

7,519

4

4

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,43

0,85

9,396

5

5

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,4

0,85

11,273

6

6

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,392

0,85

13,376

7

7

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,37

0,85

15,120

8

8

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,36

0,85

17,028

 

9

9

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,345

0,85

18,731

10

10

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,34

0,85

20,655

11

11

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,34

0,85

22,721

12

12

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,34

0,85

24,786

Расчетная ветвь 4

1

1

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,7

0,85

3,199

2

2

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,56

0,85

5,517

3

3

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,48

0,85

7,519

4

4

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,43

0,85

9,396

5

5

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,4

0,85

11,273

6

6

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,392

0,85

13,376

7

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,37

0,85

15,120

8

8

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,36

0,85

17,028

9

9

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,345

0,85

18,731

10

10

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,34

0,85

20,655

11

11

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,34

0,85

22,721

12

12

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,34

0,85

24,786

13

13

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,34

0,85

26,852

Расчетная ветвь 5

1

1

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,7

0,85

3,199

2

2

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,56

0,85

5,517

3

3

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,48

0,85

7,519

4

4

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,43

0,85

9,396

5

5

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,4

0,85

11,273

6

6

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,392

0,85

13,376

Расчетная ветвь 6

1

1

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,7

0,85

3,199

2

2

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,56

0,85

5,517

3

3

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,48

0,85

7,519

4

4

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,43

0,85

9,396

5

5

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,4

0,85

11,273

6

6

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,392

0,85

13,376

Расчетная ветвь 7

1

1

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,7

0,85

3,199

2

2

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,56

0,85

5,517

3

3

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,48

0,85

7,519

4

4

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,43

0,85

9,396

5

5

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,4

0,85

11,273

6

6

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,392

0,85

13,376

7

7

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,37

0,85

15,120

8

8

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,36

0,85

17,028

 

9

9

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,345

0,85

18,731

10

10

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,34

0,85

20,655

11

11

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,34

0,85

22,721

12

12

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,34

0,85

24,786

13

13

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,34

0,85

26,852

Расчетная ветвь 8

1

1

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,7

0,85

3,199

2

2

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,56

0,85

5,517

3

3

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,48

0,85

7,519

4

4

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,43

0,85

9,396

5

5

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,4

0,85

11,273

6

6

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,392

0,85

13,376

Расчетная ветвь 9

1

1

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,7

0,85

3,199

2

2

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,56

0,85

5,517

3

3

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,48

0,85

7,519

4

4

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,43

0,85

9,396

5

5

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,4

0,85

11,273

6

6

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,392

0,85

13,376

7

7

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,37

0,85

15,120

8

8

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,36

0,85

17,028

9

9

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,345

0,85

18,731

10

10

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,34

0,85

20,655

Расчетная ветвь 10

1

1

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,7

0,85

3,199

2

2

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,56

0,85

5,517

3

3

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,48

0,85

7,519

4

4

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,43

0,85

9,396

5

5

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,4

0,85

11,273

6

6

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,392

0,85

13,376

7

7

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,37

0,85

15,120

8

8

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,36

0,85

17,028

9

9

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,345

0,85

18,731

10

10

0,34

0,85

20,655

11

11

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,34

0,85

22,721

12

12

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,34

0,85

24,786

13

13

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,34

0,85

26,852

Расчетная ветвь 11

1

1

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,7

0,85

3,199

2

2

(ПГ4+ВДГ)+АОГВ

0,56

0,85

5,517

Общий расход на 141 квартиру = 196,5 м3


На основе анализа результатов расчета составлена схема расхода газа по расчетным ветвям (рис.3).

Рис.3- Расход газа по расчетным ветвям

4. ВЫБОР СИСТЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

4.1 Выбор и обоснование системы газоснабжения

Системы газоснабжения представляют собой сложный комплекс соо­ружений. На выбор системы газоснабжения объекта оказывает влияние ряд факторов.Это прежде всего размер газифицируемой территории, особенности ее планировки, плотность населения, число и харак­тер потребителей газа, наличие естественных и искусственных пре­пятствий для прокладки газопроводов (рек, дамб, оврагов, железнодо­рожных путей, подземных сооружений и т.п.).При проектировании системы газоснабжения разрабатывают ряд вариантов и производят их технико-экономическое сравнение. Для строительства применяют наиболее выгодный вариант.

В зависимости от максимального давления газа газопро­воды разделяют на следующие группы:

    •    высокого давления 1 категории с давлением от 0,6 до 1,2 МПа;

    •    среднего давления от 5 кПа до 0.3 МПа;

    •    низкого давления до 5 кПа.

Давление газа во внутренних газопроводах и перед газоиспользующими установками должно соответствовать давлению, рекомендуемое СНиП [8], приведено в табл.№ 4., необходимому для устойчивой работы горелок этих установок,указанному в технических паспортах заводов-изготовителей, но не должно превышать значений, приведенных выше.

Таблица  4 – Давление газа во внутренних газопроводах и перед газоиспользующими установками

Потребители газа

Давление газа, МПа

1. Производственные здания, в которых величина давления газа обусловлена требованиями производства

1,2

2. Производственные здания прочие

0,6

3. Бытовые здания промышленных предприятий отдельно стоящие, пристроенные к производственным зданиям и встроенные в эти здания

0,3

4. Административные здания

0,005

5. Котельные:

 отдельно стоящие на территории производственных предприятий

 то же, на территории поселений

 пристроенные, встроенные и крышные производствен-ных зданий

 пристроенные, встроенные и крышные общественных, административных и бытовых зданий

 пристроенные, встроенные и крышные жилых зданий


1,2

0,6

0,6

0,3

0,005

6. Общественные здания (кроме зданий, в которых установка газового оборудования требованиями СНиП [15]не допускается) и складские

0,005

7. Жилые здания

0,003


Современные системы газовых сетей имеют иерархическую систему построения, которая увязывается с приведённой выше классификацией газопроводов по давлению. Верхний уровень составляют газопроводы высокого давления первой и второй категории, нижний газопроводы низкого давления. Давление газа при переходе с высокого уровня на более низкий постепенно снижается. Это осуществляется с помощью регуляторов давления, установленных на ГРП.

По числу ступеней давления, применяемых в городских газовых сетях, они подразделяются на:

 • двухступенчатые, состоящие из сетей высокого или среднего давления и низкого давления;

 • трёхступенчатые, включающие газопроводы высокого, среднего и низкого давления;

• многоступенчатые, в которых газ подаётся по газопроводам высокого (1 и 2 категорий) давления, среднего и низкого давления.

Выбор системы газоснабжения зависит от характера потребителей газа, которым нужен газ соответствующего давления, а также от протяженности и нагрузки газопроводов. Чем разнообразнее потребители газа и чем большую протяженность инагрузку имеют газопроводы, тем сложнее будет система газоснабжения.

В условиях сельских населенных пунктов наибольшее распространение получили двухступенчатые системы газоснабжения, при которых по газопроводам 1 ступени газ под давлением 0,3 – 0,6 МПа подается к крупным сельскохозяйственным потребителям, отопительным котельным и газорегуляторным пунктам. Через ГРП он поступает в газопровод низкого давления (II ступень), которые обеспечивают подачу газа в жилые дома, мелкие коммунально–бытовые объекты и учреждения, а также для нужд сельскохозяйственного производства.

В нашем случае принята двухступенчатая разветвленная тупиковая сеть газоснабжения.

4.2 Определение оптимального радиуса действия ГРП

ГРП, питающие сетьнизкого давления, располагают в центре нагрузок (кварталов и микрорайонов). Такие ГРП имеют пропускную способность 1000…3000 м3/ч. При известном расчетном расходе газообразного топлива определяется количество ГРП исходя из оптимального радиуса действия (Rопт= 0,5÷1,0 км). Количество ГРП и радиус действия можно определить по формулам[17]:

                (4.1)

              (4.2)

             (4.3)

где n – число ГРП;

R–радиус действия ГРП, км;

F –газифицируемая площадь, га;

ΣQГРП –суммарный расход газа через ГРП, м3/ч;

Q –производительность типовой ГРП, м3/ч.

;

Исходя из данных расчетов R=2.5>1км, следует, что одного ГРП недостаточно.

Принимаем 2 ГРПШ с оптимальными радиусами действия 1 км.

4.2 Газорегуляторные пункты

Газорегуляторные пункты предназначены для снижения давления и автоматического поддержания его на заданном уровне. ГРП состоят из следующихосновных узлов: узла регулирования давления газа с предохранительно-запорным клапаном и обводным газопроводом (байпасом), предохранительногосбросного клапана, контрольно-измерительных приборов, продувочных трубопроводов.

Газ высокого или среднего давления входит в ГРП и поступает в узел регулирования, в котором по ходу движения газа располагают: отключающее устройство, фильтр, предохранительный запорный клапан, регулятор давления газа, отключающее устройство.

Выходное давление из ГРП контролируется предохранительным запорнымклапаном (ПЗК) и предохранительным сбросным клапаном (ПСК). ПЗК контролирует верхний и нижний предел, ПСК – только верхний. ПСК настраивается на меньшее давление, чем ПЗК, поэтому он срабатывает первым.

Если отказал регулятор давления, клапан ПСК сработал, а давление в сетяхпродолжает расти, то сработает ПЗК. Он перекроет газопровод перед регулятором давления и прекратит подачу газа потребителям. ПЗК сработает и при недопустимом снижении давления газа, которое может произойти при аварии нагазопроводе. При устранении аварии ПЗК приводится в рабочее состояние неавтоматически, а только обслуживающим персоналом.

Клапан ПСК настраивается на давление, превышающее регулируемое на10–15 %. При низком выходном давлении разность между давлением настройкии регулируемым давлением должна быть не менее 500 Па.

Верхний предел настройки клапана ПЗК принимают на 20–25 % выше регулируемого давления после ГРП. Нижний предел – минимально допустимоедавление газа в сети.

Для бесперебойного снабжения потребителей газом при выходе из строярегулятора давления, замене, осмотре или ремонте оборудования предусмотренобводной газопровод (байпас). Регулирование давления газа на байпасе производят вручную. Для этого на байпасе устанавливают последовательно кран изадвижку.Кран работает в положениях «открыто» – «закрыто» и не может быть использован для регулирования давления. Ручное регулирование давления осуществляется с помощью задвижки.

На ГРП может быть несколько линий редуцирования, число которых зависит от расчетного расхода газа и режима его потребления. При наличии двух иболее линий байпас обычно не монтируют, а во время ремонта одной из них газпоступает через другие линии. В ГРП с входным давлением более 0,6 МПа ипропускной способностью более 5000 м3/ч устройство резервной линии редуцирования вместо байпаса обязательно.

ГРП могут быть одно- или двухступенчатыми. В одноступенчатом ГРПвходное давление газа редуцируют до выходного в одном регуляторе, в двухступенчатом – двумя последовательно установленными регуляторами. Приэтом регулятор первой ступени компонуют с фильтром и ПЗК, регулятор второй ступени фильтра может не иметь. Одноступенчатые схемы ГРП обычноприменяют при разности между входным и выходным давлением до 0,6 МПа,при большем перепаде предпочтительнее двухступенчатые схемы редуцирования.

На ГРП обычно учет газа не производится (кроме объектовых).

Газорегуляторные пункты выполняются по типовым проектам. Типовыепроекты выполнены на базе универсальных регуляторов давления, используемых в промышленности.

Правила установки приведены в ШРП СП [4].

ГРП размещают:

1) отдельно стоящими;

2) пристроенными к газифицируемым производственным зданиям, котельным и общественным зданиям с помещениями производственного характера;

3) встроенными в одноэтажные газифицируемые производственные здания и котельные (кроме помещений, расположенных в подвальных и цокольных этажах);

4) на покрытиях газифицируемых производственных зданий I и II степеней огнестойкости класса С0 с негорючим утеплителем;

5) вне зданий на открытых огражденных площадках под навесом на территории промышленных предприятий.

ГРПБ следует размещать отдельно стоящими в соответствии с [16] табл.№6.

Таблица 6 – Требования к размещению отдельно стоящих газорегуляторных пунктов        


Давление газа в ГРПШ, МПа

Расстояния в свету от отдельно стоящих ГРП, ГРПБ и ШРП по горизонтали, м

до зданий и сооружений

до ж/д и трамвайных путей

до обочины автомобильных дорог

до воздушных линий электропередач

До 0,6

10

10

5

Не менее 1,5 высоты опоры

Свыше 0,6 до 1,2

15

15

8

-

 

Примечания:

1. Расстояние следует принимать от наружных стен зданий ГРП, ГРПБ или ШРП, а при расположении оборудования на открытой площадке – от ограждения.

2. Требования таблицы распространяются также на узлы учета расхода газа, располагаемые в отдельно стоящих зданиях или в шкафах на отдельно стоящих опорах.

3. Расстояние от отдельно стоящего ШРП при давлении газа на вводе до 0,3 МПа до зданий и сооружений не нормируется.

Отдельно стоящие газорегуляторные пункты в населенных пунктах располагают на расстояниях от зданий и сооружений не менее указанных в таблице, а на территории промышленных предприятий и других предприятий производственного назначения – согласно требованиям СП [4].

В стесненных условиях разрешается уменьшение на 30 % расстояний от зданий и сооружений до газорегуляторных пунктов пропускной способностью до 10 000 м3/ч.

5. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

В основе гидравлического расчета газопроводной сети лежит определение оптимальных диаметров газопроводов, обеспечивающих пропуск необходимых количеств газа при допустимых перепадах давления[16]. Расчет ведется исходя из максимально возможных расходов газа в часы максимального газопотребления. При этом учитываются часовые расходы газа на нужды производственных (промышленных и сельскохозяйственных), коммунально-бытовых потребителей, а также на индивидуально-бытовые нужды населения (отопление, горячее водоснабжение).

Для проведения гидравлических расчётов необходимо иметь следующие исходныеданные:

- расчетную схему газопровода с указанием на ней номеров и длин участков;

- часовые расходы газа у всех потребителей, подключенных к данной сети;

- допустимые перепады давления газа в сети.

Расчетная схема газопровода составляется в упрощенном виде по плану газифицируемого района. Все участки газопроводов как бы вып­рямляются и указываются их полные длины со всеми изгибами и поворотами. Точки расположения потребителей газа на плане определяются местами расположения соответствующих ГРП или ГРУ.

При движении газа по трубопроводам происходит постепенное снижение первоначального давления за счет преодоления сил трения и местных сопротивлений[16]:

      (5.1)

Средняя скорость движения газа в трубе [16]:

,                                            (5.2)

гдеV – объемный расход газа, м3/с;

F – площадь поперечного сечения трубы, м3.

В зависимости от скорости потока, диаметра трубы и вязкости газа течение его может быть ламинарным, т. е. упорядоченным в виде движущихся один относительно другого слоев, и турбулентным, когда в потоке газа возникают завихрения и слои перемешиваются между собой. Режим движения газа характеризуется величиной критерия Рейнольдса [16]:

,        (5.3)

где w – скорость потока, м/с;

D – диаметр трубопровода, м;

v – кинематическая вязкость, м2/с.

Интервал перехода ламинарного движения в турбулентное называется критическим и характеризуется Re=2000–4000. При Re<2000 течение ламинарное, а при Re>4000 - турбулентное.

Практически в распределительных газопроводах преобладает турбулентное движение газа. Лишь в газопроводах малого диаметра, например, во внутридомовых, при небольших расходах газ течет ламинарно. Течение газа по подземным газопроводам считают изотермическим процессом, так как температура грунта вокруг газопровода за короткое время протекания газа изменяется мало.

Гидравлический расчет газопроводов следует выполнять, как правило, на электронно-вычислительных машинах с использованием оптимального распределения расчетных потерь давления между участками сети.

При невозможности или нецелесообразности выполнения расчета на электронно-вычислительной машине (отсутствие соответствующей программы, отдельные небольшие участки газопроводов и т.п.) гидравлический расчет допускается производить по приведенным ниже формулам или номограммам, составленным по этим формулам.


5.1. Гидравлический расчёт сети среднего давления.

При гидравлическом расчете газопроводов среднего и высокого давлений, в которых перепады давления значительны, изменение плотности и скорости движения газа необходимо учитывать, поэтому потери давления на преодоление сил трения в таких газопроводах определяются по формуле [16]:

, (5.4)

где Pн - абсолютное давление в начале газопровода, МПа;

Рк - абсолютное давление в конце газопровода, МПа;

Р0 - атмосферное давление 0,101325 МПа;

- коэффициент гидравлического трения;

- расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;

- внутренний диаметр газопровода, см;

- плотность газа при нормальных условиях, кг/м;

V- расход газа, м/ч, при нормальных условиях;

Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения расчетной длины газопроводов на  10 %.

При выполнении гидравлического расчета газопроводов расчетный внутренний диаметр газопровода можно предварительно определять по формуле[16]:

,                  (5.5)

где dp – расчетный внутренний диаметр, см;

A – коэффициент, зависящий от категории сети.

 Для сети среднего давления [16]:

А=,        (5.6)

откуда P0 = 0,101325 МПа;

Pm– усредненное абсолютное давление газа в сети, МПа;

B, n, m – коэффициенты, зависящие от материала газопровода. Для стальных труб [16]B = 0,022, m = 2, n = 5, для полиэтиленовых – B = 0,0446, m = 1,75, n = 4,75;

Q0 – расчетный расход газа, м3/ч, при нормальных условиях;

Руд – удельные потери давления (Па/м – для сетей низкого давления, МПа/м – для сетей среднего и высокого давления), определяемые по формуле [16]:

,          (5.7)

где ∆Рдоп -  допустимые потери давления (Па – для сетей низкого давления, МПа – для сетей среднего и высокого давления);

L – расстояние до самой удаленной точки, м.

Внутренний диаметр газопровода принимается из стандартного ряда внутренних диаметров трубопроводов: ближайший больший – для стальных газопроводов и ближайший меньший – для полиэтиленовых.

Коэффициент гидравлического трения λ определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса [16]:

,      (5.8)

где v – коэффициент кинематической вязкости газа, м2/с, при нормальных условиях;

d – внутренний диаметр трубопровода, см;

V – расход газа, м3/ч, при нормальных условиях.

А также в зависимости от гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода, определяемой по условию[16]:

,    (5.9)

где 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 медных труб – 0,001 см.

В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического трения λ [16]:

для ламинарного режима движения газа при Re ≤ 2000:

,          (5.10)

для критического режима движения газа при Re = 2000–4000:

λ=0,0025·Re0.333.

При Re > 4000 в зависимости от выполнения условия (5.9):

для гидравлически гладкой стенки (неравенство (5.9) справедливо):

при 4000 < Re < 100 000[16]:

;       (5.11)

при Re >100 000:

,     (5.12)

для шероховатых стенок (неравенство (5.9) несправедливо) при Re > 4000:

,      (5.13).

Таким образом, при проведении гидравлических расчетов газораспределительной сети учитывается материал газопровода, а также процесс старения трубы, который выражается в увеличении шероховатости и зарастании стальных труб и неизменности шероховатости в процессе эксплуатации и ползучести полиэтиленовых труб. Ползучесть полиэтиленовой трубы выражается в увеличении внутреннего диаметра на 5% в процессе эксплуатации под воздействием внутреннего давления в результате уменьшения толщины стенки трубы.

Особая специфика полиэтиленовых труб заключается еще и в том, что они могут изготавливаться из полиэтилена различной плотности: средней – ПЭ 80, высокой – ПЭ 63 (в настоящее время в системах газораспределения не применяется), а также на основе бимодального сополимера – ПЭ 100. Известно, что внутренний слой стенки полиэтиленовой трубы насыщается газом и степень насыщения зависит от давления газа и плотности стенки. Насыщение газом приводит к изменению шероховатости стенки, вследствие чего изменяется гидравлическое сопротивление трубы. Ползучесть также влияет на изменение шероховатости стенки трубы в процессе эксплуатации. В совокупности все эти факторы определяют пропускную способность полиэтиленовых труб.

         Распределительная сеть среднего давления предусматривается тупиковой. Источником газоснабжения является действующий распределительный газопровод с давлением 0,3 МПа (рис.5.1)

         Давление газа в самой удалённой точке должно быть не менее 0,25 МПа. Потребитель газа с Р=0,3 МПа сетевые ГРПШ №1.


Рис. 5.1. Расчетная схема сети среднего давления

Удельный расход газа в сети[16]:

=

Путевые расходы газа[16]:

Сумма путевых расходов газа составляет 600 м3/ч.

Расчетные расходы газа на участках сети [16]:

Vp3-4=VT+0,5VП=0.5·9.5=4.74 м3/ч;

Vp1-2=0.5·34=17м3/ч.

На участках1-3, 0-1 кроме путевого, имеется транзитный расход [16]:

Vт1-3=Vп3-4=9.5м3/ч;

Vт0-1=Vп3-4+Vп1-3+Vп1-2=9.5+61+34=104,37м3/ч;

Vp1-3=9,5+0.5·61=101м3/ч;

Vp0-1=104,37+0.5·495,6=352,2м3/ч.

Результаты вычислений путевых и расчетных расходов сводим в табл. 5.1.

Таблица  5.1 – Путевые и расчетные расходы газа среднего давления

Расход, м3

Участок

0-1

1-2

1-3

3-4

Путевой

495,6

34

61

9,5

Расчетный

352,2

17

101

4,74


Определяя среднюю удельную потерю давления на основной магистралисети от С.З. (существующей задвижки) до точки 4 (1-2-3-4), принимаем общее падение давления на этой магистрали Н = 120 даПа. Отнесем 10% этого падения давления за счет потерь в местных сопротивлениях.

Тогда потери давления на трение:

Нтр = 120 - 0,1 · 120 · 108 даПа.

Средняя удельная потеря давления на трение:

∆ртртр(l0-1+l1-2+l1-3+l3-4)=108/4426.5=0.02 даПа/м.

1) Ориентируясь по средней удельной потере давления и расчетным расходам газа на участках, по номограмме (приложение А) подбираем диаметры газопроводов на участках сети.

2) Для выбранных диаметров газопроводов на участках по той же номограмме определяем действительные удельные потери давления.

3) Умножая действительные потери давления на участках на длину этих участков, определяем действительные потери давления на участках.

4) Суммируем потери давления на участках основной магистрали и результат сравниваем с принятым расчетным перепадом давления. В случае недоиспользования или превышения расчетного перепада изменяем диаметр газопровода на одном или нескольких участках, чтобы свести невязку до величины не более 5%. Изменения диаметров фиксируем в табл. 5.2.

Далее расчет сведем в табличную форму (табл. 5.2).

Таблица 5.2. Гидравлический расчёт газопровода среднего давления

№ уч-ка

, м3

Lф

Lp

d, мм


,МПа/м

∆Руч=lp, МПа

0-1

352,2

3656,5

4022,15

160

0,00004

0,064

1-2

17

250

275

110

0,000298

0,000012

1-3

101

450

495

110

0,000364

0,00156

3-4

4,7

70

77

110

0,0023338

0,000001

5.2. Гидравлический расчёт сети низкого давления

Расчетные потери давления газа в распределительных газопроводах низкого давления следует принимать не более 1800Па, в том числе в уличных и внутриквартальных газопроводах 1200 Па.

Падение давления в газопроводе низкого давления определяют в зависимости от режима движения газа, характеризуемого числом Рейнольдса.

Для ламинарного режима движения газа при Re ≤ 2000 и коэффициенте гидравлического сопротивления λ= 64 / Re потери давления, Па[4]:

                                         ,(3.1)

где    Q – расход газа;

d – внутренний диаметр газопровода, см;

V – кинематическая вязкость газа, м2 /с;

ρ  - плотность газа, кг/м3.

Для критического режима движения газа при  Re = 2000÷4000 иλ = 0,0025 потери давления определяются по формуле [4]:

, (3.2)

 Учитывая сложность расчета с помощью формул,  на практике используют таблицы и номограммы [17] (приложение Б).

Гидравлический расчет сведен в таблицу 5.3.

Таблица 5.3. Гидравлический расчёт газопровода низкого давления

№ уч-ка

, м3

Lф

Lр

D, мм

Удельные потери

, Па/м

Падение давления на расч. длине газопр-да, Па

∆Руч= Lр

Расчетная ветвь 1

1

3,199

65

71,5

63

2,28

1,77

2

5,517

50

55

63

2,975

3,54

3

7,519

70

77

63

2,125

8,52

4

9,396

80

88

63

1,86

14,37

5

120

132

63

1,24

29,65

6

13,376

120

132

63

1,24

39,92

7

15,120

45

49,5

63

1,24

49,57

8

17,028

95

104,5

63

1,57

48,32

9

18,731

75

82,5

63

1,98

45,064

10

20,655

80

88

63

1,86

57,02

11

22,721

150

165

63

0,99

126,34

12

24,786

70

77

63

2,12

68,69

13

26,852

90

99

63

1,65

101,56

14

28,917

70

77

63

2,12

89,95

 

15

29,093

50

55

63

2,97

64,92

16

31,032

70

77

63

2,13

101,77

17

32,972

70

77

63

2,13

113,14

18

34,911

70

77

63

2,13

125,05

19

36,851

90

99

63

1,65

176,74

20

37,530

50

55

63

2,97

101,38

21

39,407

55

60,5

63

2,7

121,48

22

41,283

90

99

110

1,65

215,58

23

43,159

70

77

110

2,12

181,27

Расчетная ветвь 2

1

3,199

75

82,5

63

1,98

2,045

2

5,517

45

49,5

63

3,31

3,184

3

7,519

55

60,5

63

2,7

6,69

4

9,396

40

44

63

3,72

7,19

5

11,273

50

55

63

2,98

12,35

6

13,376

75

82,5

63

1,98

24,95

7

15,120

70

77

110

2,12

28,92

8

17,028

50

55

110

2,98

25,43

9

18,731

30

33

110

4,96

18,03

10

20,655

40

44

110

3,72

28,53

11

22,721

50

55

110

2,97

42,12

12

24,786

50

55

110

2,97

49,07

13

26,852

30

33

110

4,96

33,85

14

28,917

25

27,5

110

5,96

32,13

15

29,093

30

33

110

4,96

38,95

16

31,032

60

66

110

2,48

87,22

17

32,972

65

71,5

110

2,28

105,06

18

34,911

50

55

110

2,97

89,32

19

36,851

250

275

110

0,65

194,97

Расчетная ветвь 3

1

3,199

100

110

63

1,49

2,73

 

2

5,517

60

66

63

2,48

4,25

3

7,519

70

77

63

2,13

8,52

4

9,396

95

104,5

63

1,56

17,07

5

11,273

105

115,5

63

1,42

25,93

6

13,376

90

99

63

1,65

29,98

7

15,120

50

55

63

2,97

20,65

8

17,028

75

82,5

63

1,98

38,14

9

18,731

60

66

63

2,48

36,05

10

20,655

50

55

63

2,97

35,64

11

22,721

50

55

63

2,97

42,12

12

24,786

30

33

63

29,43

Расчетная ветвь 4

1

3,199

70

77

63

2,13

1,91

2

5,517

80

88

63

1,86

5,66

3

7,519

60

66

63

2,48

7,30

4

9,396

60

66

63

2,48

10,78

5

11,273

60

66

63

2,48

14,82

6

13,376

65

71,5

63

2,29

21,65

7

15,120

70

77

63

2,13

28,92

8

17,028

60

66

63

2,48

30,52

9

18,731

60

66

63

2,48

36,05

10

20,655

75

82,5

63

1,98

53,46

11

22,721

65

71,5

63

2,29

54,76

12

24,786

30

33

63

4,96

29,44

13

26,852

160

176

110

0,93

180,55

Расчетная ветвь 5

1

3,199

70

77

63

2,13

1,91

2

5,517

100

110

63

1,49

7,08

3

7,519

80

88

63

1,86

9,73

4

9,396

70

77

63

2,13

12,59

5

11,273

85

93,5

63

1,75

20,99

 

6

13,376

140

154

63

1,06

46,63

Расчетная ветвь 6

1

3,199

50

55

63

2,97

1,36

2

5,517

70

77

63

2,12

4,95

3

7,519

55

60,5

63

2,7

6,69

4

9,396

50

55

63

2,97

8,99

5

11,273

60

66

63

2,48

14,82

6

13,376

50

55

63

2,97

16,68

Расчетная ветвь 7

1

3,199

65

71,5

63

2,29

1,77

2

5,517

55

60,5

63

2,7

3,89

3

7,519

80

88

63

1,86

9,73

4

9,396

150

165

63

0,99

26,97

5

11,273

110

121

63

1,35

27,17

6

13,376

50

55

63

2,97

16,65

7

15,120

70

77

63

2,13

28,92

8

17,028

45

49,5

63

3,31

22,89

9

18,731

75

82,5

63

1,98

45,064

10

20,655

55

60,5

63

2,7

39,2

11

22,721

80

88

63

1,86

67,4

12

24,786

70

77

63

2,13

68,69

13

26,852

230

253

110

0,65

259,54

Расчетная ветвь 8

1

3,199

90

99

63

1,65

2,45

2

5,517

75

82,5

63

1,98

5,31

3

7,519

70

77

63

2,13

8,52

4

9,396

70

77

63

2,13

12,58

5

11,273

50

55

63

2,98

12,35

6

13,376

20

22

63

7,4

6,67

Расчетная ветвь 9

1

3,199

75

82,5

63

1,98

2,05

 

2

5,517

70

77

63

2,13

4,95

3

7,519

100

110

63

1,49

12,17

4

9,396

50

55

63

2,97

8,98

5

11,273

65

71,5

63

16,05

6

13,376

70

77

63

2,13

23,35

7

15,120

70

77

63

2,13

28,92

8

17,028

100

110

63

1,49

50,86

9

18,731

90

99

63

1,65

54,08

10

20,655

30

33

63

4,96

21,4

Расчетная ветвь 10

1

3,199

400

440

63

0,41

9,92

2

5,517

50

55

63

2,97

3,54

3

7,519

65

71,5

63

2,29

7,91

4

9,396

55

60,5

63

2,7

9,98

5

11,273

300

330

63

0,5

74,09

6

13,376

100

110

63

1,49

34,98

7

15,120

160

176

110

0,93

99,094

8

17,028

50

55

110

2,97

25,43

9

18,731

65

71,5

110

2,29

39,055

10

20,655

60

66

110

2,48

42,76

11

22,721

60

66

110

2,48

50,55

12

24,786

90

99

110

1,65

88,26

13

26,852

140

154

110

1,062

157,98

Расчетная ветвь 11

1

3,199

100

110

63

1,49

2,73

2

5,517

120

132

63

1,24

8,5

Суммарные потери составили 5177,63 Па.

           

6. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО ПУНКТА

6.1Выбор регуляторов давления

Регуляторы давления выбираются по расчетному (максимальному часовому) расходу газа при требуемом перепаде давления. Пропускная способность таких регуляторов определяется по паспортным данным заводов-изготовителей, полученным экспериментальным путем. Ее величину рекомендуется принимать на 15–20 % больше максимального значения расчетного расхода газа.

Подбор типоразмера регулятора давления производится по таблицам, приведенным в справочной литературе [3]. Далее по формулам и в зависимости от P2/P1 определяется максимальная пропускная способность V регулятора давления. Устойчивой работа регулятора будет при его загрузке в пределах 10–80% от максимальной пропускной способности. Если это условие не выполнено, то берется регулятор другого типоразмера и расчет повторяется. Наиболее экономичным (с наименьшей металлоемкостью) будет регулятор, максимальная пропускная способность которого V превышает расчетный расход газа Vр на величину, близкую к 0,2V.

При подборе регулятора следует руководствоваться номенклатурой ряда регуляторов, выпускаемых промышленностью.

При определении пропускной способности регулятора необходимо определить давление газа перед ним и после него с учетом потерь и дополнительных потерь давления в арматуре, фильтре, расходомере и ПЗК, установленных до регулятора давления.

Пропускная способность регуляторов определяется  по формуле[16]:

   (6.1)

где Q2 - расход газа, м3/ч, при нормальных условиях со значениями Р1111 и ρ01, отличными от приведенных в паспорте на регулятор;

Q1- расход газа при Р1, φ1, ρ0 согласно паспортным данным;

Р1- входное абсолютное давление, МПа;

φ1- коэффициент, определяемый по отношению Р2/Р1;

Р11, φ1 , ρ01 - принятые данные при использовании других параметров газа.


Рис. 6.1 График определения коэффициента φ в зависимости от Р21 при К=срv=1,32,

 где К – показатель адиабаты газа при нормальных условиях;

ср - теплоемкость при постоянном давлении, кДж/(м3·0C);

cv - теплоемкость при постоянном объеме, кДж/(м3·0C).

Рис. 6.2 Расчетная схема ГРП

1, 5 – кран; 2 – фильтр; 3 – клапан; 4 – регулятор.

ПредварительнозадаемсяпотерямивгазопроводахГРП, кранах 1,5, предохранительномзапорномклапане 3 ифильтре 2 (рис.6.2) вразмере 4 кПа. Вэтомслучаеперепаддавлениянаклапанерегулятора 4 давлениябудетравен[17]:

Δр = р- р- рпот,         (6.2)

где рпот - потери давления в арматуре (без регулятора), в первом приближении можно принять рпот = 1 кПа;

∆Р = 300–3–4 = 297кПа.

Абсолютноедавлениегазанавходеивыходерегуляторадавления (РД) [17]:

Р1 = Риа = 300+100 = 400кПа,

Р2 = 3+100 = 103 кПа.

РежимтечениягазачерезклапанРД:

∆Р/Р1 =297/400 = 0,74> 0,5,

чтоговоритокритическомтечениигазачерезРД.

Подбор регулятора давления для ГРПШ №1

Коэффициент пропускной способности рассчитывается по формуле[17]:

КV =Q / 5260 ε ( Δр р1абс/ρ T1 Z1½,        (6.3)

где ε - коэффициент, определяемый по формуле [17]:

ε = 1 – 0,46 Δр /р1абс,        (6.4)

р1абс - абсолютное давление газа на входе, МПа;

Т1 - температура газа, К;

Z1 - коэффициент сжимаемости газа, при р1 < 1,2 МПа Z = 1;

;

Подбираемрегулятордавленияскоэффициентомпропускнойспособностиблизкимкрасчетному kv = 1,63. Для kv = 1,7соответствуетрегулятордавленияРДГ-50Н (рис.6.3).

Определяемзапасегопропускнойспособности:

==198 м3/ч.

т.е. пропускнаяспособностьнесколькобольшенеобходимой, чтоудовлетворяеттребованиям.

Рис.6.3 Принципиальная схема РДГ-50Н

1-клапан отсечной; 2-исполнительное устройство; 3-седло; 4-клапан рабочий; 5-стержень; 6-мембрана исполнительного устройства; 7-дроссельная шайба; 8-дроссели регулируемые; 9-трубка импульсная входного газопровода; 10-пружина отсечного клапана; 11-шток механизма контроля; 12-механизм контроля; 13-фильтр; 14-свеча; 15-регулятор управления (КН-2); 16-стабилизатор; 17-манометр; 18-рычаг отсечного клапана давления; 19-кронштейн; 20-винт; 21-пружина малая; 22-пружина большая; 23-скобы; 24-кронштейн; 25-рег. винт малой пружины; 26-рег. винт большой пружины; 27-кронштейн.

Максимальная паспортная производительность ГРПШ при входном давлении 0,3 МПа – 1500,0 м3/час, производительность паспортная в перерасчете на плотность транспортируемого газа 1599,0 м3/час; минимальное расчетное давление 0,1 МПа. Давление газа на выходе расчетное 0,00226 МПа.

Расчетная производительность:

332,1 м3/час – зимой, 88,4 м3/час – летом.

на Iочередь строительства:

192,0 м3/час – зимой, 55,7 м3/час – летом.

          Процент загрузки регулятора при Рвх=0,3МПа:

Рвх.(max) – 0,3 МПа

332,1 м3/час / 1599,0 м3/час х 100% = 20,8% < 80%

88,4 м3/час / 1599,0 м3/час х 100% = 5,5% < 10%

на Iочередь строительства:

192,0 м3/час / 1599,0 м3/час х 100% = 12% < 80%

55,7 м3/час / 1599,0 м3/час х 100% = 3,5% < 10%

Рвх.(min) – 0,1 МПа

332,1 м3/час / 746,0 м3/час х 100% = 44.5% < 80%

88,4 м3/час / 746,0 м3/час х 100% = 4.8% < 10%

на Iочередь строительства:

192,0 м3/час /746,0 м3/час х 100% = 25.7% < 80%

55,7 м3/час / 746,0 м3/час х 100% = 7,4% < 10%

Условия устойчивой работы регулятора РДГ-50Н соблюдаются.

Подбор регулятора давления для ГРПШ №1

Коэффициент пропускной способности определяетсяпо формуле (6.3):

.

Подбираемрегулятордавленияскоэффициентомпропускнойспособностиблизкимкрасчетному kv = 5.16. Для kv = 6соответствуетрегулятордавленияРДНК-1000 (рис.6.4).

Определяемзапасегопропускнойспособности:

==699,6м3/ч.

т.е. пропускнаяспособностьнесколькобольшенеобходимой, чтоудовлетворяеттребованиям.

Рис.6.4 Принципиальная схема РДНК-1000

Регулятор давления газа РДНК: 1 — импульсная трубка; 6, 20, 21, 27, 33 — пружины; 4, 18 — мембрана; 7 — нажимная гайка; 8 — стакан; 9 — мембранная камера; 10 — хомут; 11 — корпус; 12 — рабочий клапан; 13 — седло; Т — выходной патрубок; 15 — фиксатор; 19 — отключающее устройство; 22, 23 — регулировочные гайки; 25 — пробка; 26, 31 — штоки; 28 — отсечной клапан; 29 — тройник; 32 — рычажной механизм; 41 — исполнительный механизм; Н — входной патрубок

Максимальная производительность ГРПШ№2 при входном давлении 0,3 МПа – 600,0 м3/час, производительность паспортная в перерасчете на плотность транспортируемого газа 639,6 м3/час; минимальное расчетное давление 0,1 МПа. Давление газа на выходе расчетное 0,00204 МПа.

Расчетная производительность:

120,8 м3/час – зимой, 33,7 м3/час – летом.

Процент загрузки регулятора при Рвх=0,3МПа:

Рвх.(max) – 0,3 МПа

120,8 м3/час / 639,6 м3/час х 100% = 18,9% < 80%

33,7 м3/час / 639,6 м3/час х 100% = 5,3% < 10%

Рвх.(min) – 0,1 МПа

120,8 м3/час / 191,9 м3/час х 100% = 62,9% < 80%

33,7 м3/час / 191,9 м3/час х 100% = 17,6% < 10%

Условия устойчивой работы регулятора РДНК-1000 соблюдаются.

6.2.Устройство и принцип работы ГРПШ-13-1Н-1У

Для снижения давления газа со среднего 0,3 МПа до низкого 2 кПа и  поддержания его на заданном уровне проектом предусмотрена установка двух шкафных газорегуляторных пунктов ГРПШ-13-1Н-У1и ГРПШ -07-1У1№2.

 ГРПШ-13-1Н-У1№1с одной линией редуцирования (регулятор давления РДГ-50Н),  байпасом и газовым обогревом.

Режим работы ГРПШ автоматический.

Максимальная паспортная производительность ГРПШ при входном давлении 0,3 МПа – 1500,0 м3/час, производительность паспортная в перерасчете на плотность транспортируемого газа 1599,0 м3/час; минимальное расчетное давление 0,1 МПа. Давление газа на выходе расчетное 0,00226 МПа.

Расчетная производительность:

332,1 м3/час – зимой, 88,4 м3/час – летом.

на Iочередь строительства:

192,0 м3/час – зимой, 55,7 м3/час – летом.

Для работы в зимний период в ГРПШ предусмотрен обогрев газовой горелкой.

ГРПШ-13-1Н-У1 производится ООО «Сигнал» г.Энгельс Саратовской области.

Проектируемый ГРПШ расположен на свободном от застройки месте.

Установка ГРПШ предусматривается на бетонном основании, в одном ограждении закрытого типа с задвижкой Ду50 на входе.

      Отвод поверхностных вод с территории ГРПШ предусматривается в существующую канаву.

Газорегуляторный пункт состоит из металлического шкафа, в котором смонтированы линия редуцирования, байпасная линия и система обогрева.

Для визуального наблюдения за давлением газа и замера перепада давления на фильтре предусмотрены манометры с кранами.

Линия редуцирования состоит из крана на входе и выходе, фильтра газового, регулятора давления РДГ-50Н, импульсных трубопроводов, предохранительно-сбросного клапана.   

 Для сброса газа с предохранительно-сбросного клапана (ПСК-50Н Ду50) предусмотрен сбросной газопровод Ду20.

 Для сброса газа при выполнении ремонтных работ предусмотрены продувочные трубопроводы с кранами.                                             

 Продувочные и сбросные свечи вывести на высоту 4 м от уровня земли и закончить «гусаками».  

Система обогрева, предназначенная для обогрева технологического оборудования, включает обогреватель газовый, кран, регулятор и шланг соединительный.

 Обслуживание ГРПШ должно производиться квалифицированным персоналом, прошедшим проверку знаний «Правил безопасности в газовом хозяйстве», изучившим конструкцию и порядок работы настоящего ШРП, паспорт и инструкции по эксплуатации на комплектующие приборы, оборудование и арматуру.

Функциональная схема


Габаритный чертеж

ГРПШ-13-1Н(В)-У1 с регулятором РДГ-50Н / РДГ-50В

Технические характеристики ГРПШ-13-1Н-У1

Регулируемая среда

Природный газ по ГОСТ 5542-87

Регулятор давления газа

РДГ-50Н

Максимальное входное давление, МПа

1,2

Диапазон настройки входного давления, кПа

1-60

Пропускная способность, м3/ч, при входном давлении, 0,3 МПа

1250

Неравномерность регулирования, %

±10

Диапазон настройки давления, срабатывания отключающего устройства, кПа:


При повышении входного давления, МПа

0,0003-0,003

При понижении входного давления, МПа

0,003-0,07

Предохранительный сбросной клапан

ПСК-50Н

Давление начала срабатывания сбросного клапана, кПа

2-20

Температура окружающего воздуха,0С

-40…+60

Система обогрева

Газовое

Расход для системы обогрева, м3

0,05±15%

Присоединительные размеры

Входного патрубка, мм

Выходного патрубка, мм

Импульса, мм


Ду50

Ду50

Ду25

Межремонтный интервал (ТР,ТО)

3

Средний срок службы, лет

15

Назначенный срок службы, лет

40

Масса, кг

120



Настройка оборудования ГРПШ

Проектом предусматривается установка следующих регулируемых диапазонов настройки оборудования ГРПШ -13-1Н-1У.

1.  Выходное давление регулятора давления РДГ-50Н  -  2 кПа (0,02кгс/см²).

2. Настройка давления срабатывания автоматического отключающего устройства

редуктора давления:

- при повышении выходного давления    -  2,5 кПа (0,025 кгс/см²)

- при понижении выходного давления                       -  1,7 кПа (0,017 кгс/см²)

  3.  Настройка предохранительного сбросного клапана ПСК-Н:

 - начало открытия при повышении выходного давления -  2,1 кПа (0,021 кгс/см²)

 - полное открытие при повышении выходного давления -  2,3 кПа (0,023 кгс/см²)

4.  Импульсный трубопровод подсоединить на расстоянии не менее 3 Ду  на выходе из ГРПШ.

6.3Устройство и принцип работы ГРПШ-07-2У1

ГРПШ -07-2У1 №2с двумя линиями редуцированияна базе регулятора давления РДНК-1000, предназначенного для снижения среднего давления газа на низкое и поддержания его на заданном уровне при газоснабжении потребителей.

Режим работы ГРПШ автоматический.

Максимальная паспортная производительность ГРПШ при входном давлении 0,3 МПа – 600,0 м3/час, производительность паспортная в перерасчете на плотность транспортируемого газа 639,0 м3/час; минимальное расчетное давление 0,1 МПа. Давление газа на выходе расчетное 0,00204 МПа.

Расчетная производительность:

120,8 м3/час – зимой, 33,7 м3/час – летом.

ГРПШ-13-1Н-У1 производится ООО НПП «Газмашпром» Саратовской области.

Проектируемый ГРПШ расположен на свободном от застройки месте.

Установка ГРПШ предусматривается на бетонном основании, в одном ограждении закрытого типа с задвижкой Ду50 на входе.

Отвод поверхностных вод с территории ГРПШ предусматривается в существующую канаву.

Газорегуляторный пункт ГРПШ состоит из металлического шкафа, в котором установлено технологическое оборудование и работает (согласно функциональной схеме) следующим образом:

Газ по входному трубопроводу через входной кран 1, поступает в фильтр 4 (где происходит очистка газа от механических примесей, окалины и пыли), затем поступает к регулятору давления газа 5, где происходит снижение давления газа до установленного значения и поддержание его на заданном уровне, и далее через выходной кран 1 поступает к потребителю.

При повышении выходного давления выше допустимого заданного значения открывается предохранительный сбросной клапан 6, и происходит сброс газа в атмосферу.

При дальнейшем повышении или понижении контролируемого давления газа сверх допустимых пределов срабатывает предохранительно-запорный клапан, встроенный в регулятор, перекрывая вход газа в регулятор. На входном и выходном газопроводе установлены манометры 2 и 8 предназначенные для замера входного и выходного давления и определения перепада давления на фильтрующей кассете. Для удобства обслуживания газового фильтра, устанавливается датчик перепада давления ДПД-5 или ДПД-10, либо индикатор перепада давления ИПД-5 или ИПД-10. Максимально допустимое падение давление на кассете фильтра — 10кПа.

В случае ремонта оборудования газ поступает к потребителю через резервную линию. При необходимости используются обе линии одновременно, пропускная способность при этом возрастает.

На газопроводе после входного крана и после регулятора давления газа предусмотрены продувочные 

Технические характеристики ГРПШ-07-2У1

Регулируемая среда

Природный газ по ГОСТ 5542-87

Регулятор давления газа

РДНК-1000

Максимальное входное давление, МПа

0,6

Диапазон настройки входного давления, кПа

2,0-0,5

Пропускная способность, м3/ч, при входном давлении, 0,3 МПа

450

Неравномерность регулирования, %

±10

Диапазон настройки давления, срабатывания отключающего устройства, кПа:


При повышении входного давления, кПа

1,2-1,8

0,2-0,5

Предохранительный сбросной клапан

КПС-Н

Давление начала срабатывания сбросного клапана, кПа

2,0-6,5

Температура окружающего воздуха,0С

-40…+60

Система обогрева

Газовое

Расход для системы обогрева, м3

0,05±15%

 

Присоединительные размеры

Входного патрубка, мм

Выходного патрубка, мм

Импульса, мм


Ду50

Ду50

Ду15

Межремонтный интервал (ТР,ТО)

3

Средний срок службы, лет

15

Назначенный срок службы, лет

40

Масса, кг

150

 

Функциональная схема

ГРПШ-07-2У1 с регулятором РДНК-1000

 

 

 

 

 


Габаритный чертеж

ГРПШ-07-2У1 с регулятором РДНК-1000

6.4Очистка газа от механически[ примесей

Дляочисткигазанагазорегуляторныхпунктахустанавливаютволосяныеисетчатыефильтры[17]. Приусловныхдиаметрахбольше50 ммприменяютволосяныефильтры, апридиаметрах50 ммименее–сетчатые.

Волосяныефильтрывыпускаютдвухмодификацийсмаксимальнымдавлениемдо 0,6 МПаидо 1 МПа. Перепаддавлениянакассетефильтранедолженпревышать 10 кПа. Еслионбудетбольше, тонеобходимаочисткафильтра.

Вусловияхэксплуатацииперепаддавлениянафильтреобычнонепревышает3000…5000 Па. ПерепаддавленияконтролируетсядифманометромДСП-780 Н.

Приперепадедавлениянафильтре 5000 Па, избыточномдавлениипередним 0,6 МПаиплотностигаза 0,73 кг/м3 пропускнаяспособностьеговзависимостиотдиаметрапринормальныхусловияхсоставляет [17]:

1) Dу = 50 мм Q = 6000 м3/ч;

2) Dу = 100 мм Q = 14750 м3/ч;

3) Dу = 200 мм Q = 38600 м3/ч.

Еслифильтриспользуетсявусловиях, отличныхотуказанных, тоегопропускнуюспособностьопределяютпоформуле [17]:

      (6.4)

где ∆Р–перепаддавлениянафильтре;

Р2–давлениенавходевфильтр;

p0–плотностьгаза.

Параметрысиндексом«Т»относятсякпаспортнымдляданногофильтраприопределенныхусловияхегоработы.

Пропускнаяспособностьфильтроввыбираетсяизусловия. чтоскоростьгазавкорпусенебудетпревышать 1 м/с.

Сетчатыефильтрыприменяютвшкафныхгазорегуляторныхпунктах(ШРП) наболеенизкиепропускныеспособности.

Фильтры, устанавливаемые в ГРП (ГРУ) для защиты регулирующих и предохранительных устройств от засорения механическими примесями, должны соответствовать данным, приведенным в табл. 6.4

Таблица № 6.4 – Допустимые значения потерь давления в фильтрах

Параметр

Значение параметра

Давление на входе (рабочее), МПа

0,3; 0,6; 1,2

Максимально допустимое падение давления на кассете фильтра, даПа:

сетчатого

висцинового

волосяного




500

500

1000



Технические характеристики газовых фильтров приведены в графическом виде на рис. 6.4.1

Рис. 6.4.1 Характеристики сетчатых фильтров.

Для очистки газа примем к установке сетчатый фильтр с D = 50 мм. Его

пропускная способность при абсолютном давлении на входе Рабс=0,4 МПа перепаде давления ∆Р= 5 кПа и плотности газа r = 0,685 кг/м3 составит Qт = 6500м3/ч. Именно такую пропускную способность обеспечивает ФГС-50, установленный в ГРПШ.

Рис.6.4.2 Схема фильтра сетчатого газового ФГС-50

1 — корпус фильтра; 2 — кассета; 3 — фильтрующий элемент; 4 — фланцы; 5 — штуцер; 6 — патрубок.

6.5Выбор предохранительно-запорного клапана

Установку ПЗК следует предусматривать перед регулятором давления. Предохранительные запорные отсекающие клапаны типа ПКН и ПКВ поставляются комплектно с соответствующими регуляторами давления газа[16]. Они устанавливаются до регулятора давления газа после фильтра. Промышленность выпускает два типа ПЗК: ПКН и ПКВ. Первый следует применять в случаях, когда после ГРП или ГРУ поддерживается низкое давление, второй – среднее.

Настройка пределов срабатывания отключающего устройства:

верхний предел – 125 % от Рвых / Рв=1,25Рвых;

нижний предел – 5–10 % от Рвых / Рн= 0,1Рвых,

где Рвых – выходное давление после регулятора, МПа.

Габариты и тип клапана определяются типом регулятора давления. ПЗК обычно выбирают с таким же условным диаметром, как и у регулятора.

Предохранительные сбросные клапаны устанавливаются после регуляторов давления газа для исключения повышения давления газа в сети после ГРП, а при наличии расходомера – после расходомера.

ПСК настраивается на срабатывание при достижении значения

115% от Рвых / Р= 1,15Рвых.

Количество газа, подлежащего сбросу ПСК, определяют:

при наличии перед регулятором давления ПЗК по формуле[16]:

Q≥0.0005Qd ,       (6.5)

где Q- количество газа, подлежащего сбросу ПСК в течение одного часа, м3/ч (при 0 0С и 0,10132 МПа);

Qd -  расчетная пропускная способность регулятора давления, м3/ч (при 0 0С и 0,10132 МПа);

при отсутствии перед регулятором давления ПЗК по формулам [16]:

для регуляторов давления с золотниковыми клапанами

Q≥0,01Qd ,               (6.5.1)

для регулирующих заслонок с электронными регуляторами

Q≥0,02Qd ,  (6.5.2)

При необходимости установки в ГРП (ГРУ) параллельно нескольких регуляторов давления количество газа, подлежащего сбросу ПСК, следует определять по формуле[16]:

Q1≥Qn ,         (6.4.3)

где Q1 - необходимое суммарное количество газа, подлежащего сбросу ПСК в течение часа, м3/ч (при 0 0С и 0,10132 МПа);

п - количество регуляторов давления газа, шт.;

Q  - количество газа, подлежащего сбросу ПСК в течение одного часа для каждого регулятора, м3/ч (при 0 0 С и 0,10132 МПа).

Определен тип регулятора ГРПШ 13-1Н-1 №1РДГ-50Н. Этот регулятор  имеет  условныйдиаметр  50 мм, следовательно, ПЗК будетПКН-50.Настройка клапана должна соответствовать Рвых.расч.=0,0026МПа

Для регулятора ГРПШ-07-У2 №2 РДНК-1000 настройка клапана должна соответствовать Рвых.расч.=0,00235МПа.

6.6Устройство сбросных трубопроводов

В ГРП следует предусматривать продувочные и сбросные трубопроводы. Продувочные трубопроводы следует размещать:

- на входном газопроводе после первого отключающего устройства;

- обводном газопроводе (байпасе) между двумя отключающими устройствами;

- участках газопровода с оборудованием, отключаемым для производства профилактического осмотра и ремонта.

Условный диаметр продувочного трубопровода должен быть не менее 20 мм. Допускается объединять продувочные трубопроводы одинакового давления в общий продувочный трубопровод. Условный диаметр сбросного трубопровода, отводящего газ от ПСК, должен быть равен условному диаметру выходного патрубка клапана, но не менее 20 мм.

Продувочные и сбросные трубопроводы следует выводить наружу в места, обеспечивающие безопасные условия для рассеивания газа, но не менее чем на 1 м выше карниза здания.

Продувочные и сбросные трубопроводы должны иметь минимальное число поворотов. На концах продувочных и сбросных трубопроводов следует предусматривать устройства, исключающие попадание атмосферных осадков в эти трубопроводы.

Трубопроводы, отводящие газ от ПСК шкафных ГРП и комбинированных регуляторов давления, устанавливаемых на опорах, следует выводить на высоту не менее 4 м от уровня земли, а при размещении шкафных ГРП и комбинированных регуляторов давления на стене здания  на 1 м выше карниза здания.

Предохранительно-сбросной клапан подбирается по пропускной спо­собности

регулятора давления. Пропускная способность ПСК должна составлять не менее 10 %от пропускной способности регулятора давления или не менее пропускнойспособности наибольшего из клапанов. Выбираем ПСК-50Ндля ГРПШ -13-1Н-У1 №1 и ГРПШ-07-2У1 №2 – КПС-Н

Настройка клапана должна соответствовать:

№1 Рвых.расч.=0,0028МПа;

№2 Рвых.расч.=0,00256МПа.

6.6 Установка контрольно-измерительных приборов и средств автоматики

В ГРП и ГРУ следует предусматривать установку показывающих и регист-рирующих приборов для измерения входного и выходного давления и температуры газа. В шкафных ГРП допускается не предусматривать установку регистрирующих приборов.

В ГРП и ГРУ, в которых не производится учет расхода газа, допускается не предусматривать регистрирующий прибор для замера температуры.

Допускается не устанавливать регистрирующие приборы давления газа в ГРП, входящих в состав АСУ ТП и ТМ, а также в ГРУ и других ГРП в зависимости от их функционального назначения и расположения в системе газоснабжения по согласованию с местными органами газового надзора. КИП с электрическим выходным сигналом и электрооборудование, размещаемые в помещении ГРП с взрывоопасными зонами, следует предусматривать во взрывозащищенном исполнении.

КИП с электрическим выходным сигналом в нормальном исполнении следует размещать снаружи вне взрывоопасной зоны в закрывающемся шкафу (ящике), изготовленном из несгораемых материалов, или в обособленном помещении ГРП, пристроенном к противопожарной газонепроницаемой (в пределах примыкания) стене ГРП. Ввод импульсных газопроводов в это помещение следует предусматривать через разделительные устройства, конструкция которых должна исключать возможность попадания газа в помещения КИП, или с установкой дроссельных шайб с диаметром отверстия не более 0,3 мм на каждом импульсном газопроводе.

Установка дроссельных шайб на импульсных газопроводах к расходомерам не допускается. В местах прохода импульсных газопроводов через стену, отделяющую помещение КИП, следует предусматривать сальниковые уплотнения или другие уплотнители, исключающие возможность проникновения газа.

7.УКЛАДКА ГАЗОПРОВОДОВ

Укладка подземного газопровода параллельно рельефу местности осуществляется с глубиной заложения  не менее 1,95 м до верха трубы. Ширина траншеи по постели не менее Дтр.+200 мм .

Подземная  прокладка  предусмотрена  на  песчаное  основание  h=0,1м, с присыпкой  песком не менее 20 см выше верхней образующей трубы.

 Засыпку газопровода производить грунтом, вынутым из траншеи с заполнением пазух при тщательном уплотнении. 

При пересечении газопровода среднего и низкого давления с автодорогой  прокладка газопровода предусматривается в полиэтиленовых футлярах Ø110х10,0 и Ø63х5,8 с устройством контрольной трубки Ду32, выведенной в стальной колонке (прокладка закрытым способом).

 В связи с прокладкой газопровода низкого давления в стесненных условиях, на участках сближения с опорами ЛЭП и на расстоянии не менее 5,0 м в каждую сторону, прокладка газопровода предусматривается в полиэтиленовых футлярах Ø110х10,0 Ø63х5,8, без сварных соединений или соединенные деталями с закладными нагревателями (ЗН), или соединенные сваркой встык при 100%-ном контроле стыков физическими методами.

При пересечении распределительных газопроводов низкого давления и газопроводов-вводов с внутриквартальными проездами и проездами к ж/домам установка футляров не предусматривается.        

Сварку полиэтиленовых труб производить при температуре окружающего воздуха от -15ºСдо +40ºС. Сварка труб при более низких температурах должна производиться в специальных укрытиях.

Полиэтиленовый газопровод для компенсации температурных удлинений должен укладываться змейкой в горизонтальной плоскости. Присыпку плети производить летом в самое холодное время суток (рано утром), зимой – в самое теплое время суток.

Полиэтиленовые плети и трубы могут храниться на трассе не более 15 суток.

Углы поворота полиэтиленового газопровода ПЭ80 SDR11 Ø63 выполнить упругим изгибом с радиусом не менее 1,6 м, ПЭ80 SDR11 Ø32 – не менее 0,8 м.

Соединение полиэтиленовых труб между собой выполнить муфтами с закладными электронагревателями для подземных газопроводов по ТУ 2291-033-00203536-96.

Соединения полиэтиленовой трубы и стальной выполнить неразъемными соединениями «полиэтилен-сталь» обычного типа по ТУ 2248-025-00203536-96.

Подключение отводов предусматривается седелками крановыми с закладными электронагревателями по ТУ  2248-025-00203536-96.

В связи с высоким уровнем подземных вод, при укладке газопроводов ПЭ80 на проектные отметки выполнить балластировку газопровода мешками из синтетических прочных тканей, наполненных песком:

   ПЭ80 Ø63х5,8 – мешками весом 50 кг с шагом 10,0 м по всей трассе;

   ПЭ80 Ø32х3,0 – мешками весом 10 кг с шагом 8,0 м по всей трассе.

Тройники равнопроходные, переходы полиэтилен-сталь, седелки крановые,  электромуфты и стальные участки подземных газопроводов засыпать песком на всю глубину траншеи с тщательным уплотнением.        

Вдоль трассы газопровода из полиэтиленовых труб выполнить укладку сигнальной ленты желтого цвета с несмываемой надписью «Огнеопасно-ГАЗ» по ТУ 2245-028-00203536-96 на расстоянии 0,2 м от образующей трубы. На участках пересечения газопровода с подземными инженерными коммуникациями сигнальная лента должна быть уложена вдоль газопровода  дважды на расстоянии не менее 0,2 м между собой и на 2,0 м в обе стороны от пересекаемого сооружения.

Для определения местоположения газопровода установить ориентировочные столбики с табличками в месте врезки, в месте расположения неразъемных соединений, на углах поворота.

7.1 Переходы газопровода через естественные и искусственные преграды

При пересечении улиц с асфальтовым покрытием газопровод прокладывается в футляре из полиэтиленовых труб. Футляры прокладываются открытым способом. На конце футляров устанавливаются контрольные трубки, выходящие над поверхностью земли на высоту 0,5 м. Контрольные трубки защищены футлярами. С целью избежания повреждения полиэтиленовых труб при протаскивании их через футляр и центрирования труб по оси футляра следует предусматривать защиту их поверхности с помощью защитных колец из резины или пенькового каната сечением 15-20мм, устанавливаемых на расстоянии от 2 до 3 м и закрепляемых на трубе липкой синтетической лентой.

7.2 Изоляция газопровода

Изоляция газопровода из стальных труб при подземной прокладке принята весьма усиленная в соответствии с ГОСТ 9.602-89* из полиэтиленовой липкой ленты типа «Полилен» толщиной 0,45 мм – в 3 слоя или толщиной – 0,63 мм – в 2 слоя, нанесенной по полимерной грунтовке типа П-001 и с оберткой полиэтиленовой лентой с липким слоем типа «Полилен ОБ» толщиной 0,6 мм. Общая толщина защитного покрытия должна быть не менее 1,8 мм.

Надземные участки газопровода окрашиваются эмалью желтого цвета ПФ-115 ГОСТ 6465-76 в 2 слоя, нанесенной по грунтовке ГФ-021 из 2-х слоев ГОСТ 25129-82.

7.3 Очистка полости трубопровода

Перед испытанием газопровода на герметичность после выполнения сварочно-монтажных работ и укладки газопровода на проектные отметки следует производить продувку газопровода с целью очистки его внутренней поверхности, удаление случайно попавших при строительстве внутрь газопровода грунта, воды и различных предметов.

Очистка полости трубопровода выполняется продувкой воздухом.

7.4 Испытание газопровода

Испытание газопровода на герметичность и сдача его в эксплуатацию должны проводиться в соответствии с требованиями СП [4. табл.30].

Таблица № 7.4.1- Испытательное давление газопроводов среднего давления в поселениях

Рабочее давление газа, МПа

Испытательное давление, МПа

Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного газопровода в поселении при номинальном диаметре (мм)

65

80

100

125

150

200

250

300

0,005-0,3

0,6


16,8

11

6,4

4,8

2,6

1,6

1,1

1,5


15,3

10

59

44

2,3

15

1,0

0,3-0,6

0,75

16,6

11,7

7,7

4,5

3,4

1,8

1,1

1,0

1,5

12,5

8,8

5,8

3,4

2,5

1,3

1,0

1,0

0,6-1,2

1,5

6,4

4,7

3,1

1,8

1,4

1,0

1,0

1,0

Примечание. Для газопроводов среднего и высокого давления диаметром более 300 мм максимальная длина испытуемого участка равна 1,0 км.


Испытания газопроводов следует производить после окончания сварочных, изоляционных работ, установки арматуры.

Испытательное давление  и продолжительность испытания следует принимать  в соответствии  с требованиями СП[4](табл.30).

Газопровод на герметичность следует испытывать воздухом с соблюдением специальных мер безопасности.

Участки газопровода, прокладываемые в футлярах, следует испытывать в 3 стадии:

- после сварки перехода или его части до укладки на место;

- после укладки на место, после монтажа и засыпки всего перехода в цело;

- при окончательном на герметичность всего газопровода.

7.5 Защита газопровода от коррозии. Молниезащита. Заземление

    Изоляция  участков подземных стальных газопроводов  принята «Весьма усиленного типа» из полимерных липких лент по ГОСТ 9.602-2005: 

 -  грунтовка «Праймер-001» по ТУ 5775-001-01297859-95;

 -  два слоя  полиэтиленовой ленты «Полилен 40-Ли-63» по ТУ 2245-001-00203312-2003;

 -  один защитный слой защитной  оберткой «Полилен-ОБ» по ТУ 2245-003-01297859-99.

Для защиты от атмосферной коррозии предусматривается покрыть надземные газопроводы и арматуру двумя слоями грунтовки ГФ 021 по ГОСТ 25129-83* и двумя слоями эмали желтого цвета ПФ 133 по ГОСТ 926-82*, выдерживающей температурные изменения и влияние атмосферных воздействий.

Выполнить опознавательную окраску нанесением на надземные газопроводы одного кольца  красного цвета согласно ГОСТ 14020-69. 

В соответствии с СО 153-34.21.122-2003 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций» проектом предусматривается выполнение молниезащиты проектируемого ГРПШ с задвижкой Ду50 на входе в одном ограждении закрытого типа и задвижки Ду50 (надземная установка в месте подключения газопровода среднего давления) в ограждении закрытого типа от прямых ударов молнии (ПУМ).

 Защищаемые объекты относятся по устройству молниезащиты от ПУМ к уровню защиты с надежностью защиты Рз=0,99.

 Согласно ПУЭ, взрывоопасная зона ГРПШ относится к классу В-1г.

Молниеотводы монтируются для пункта учета – на стойке ограждения ГРПШ, для узлов №1, №2 – на опоре под ГРПШ.

Высота молниеотводов выбирается с учетом взрывоопасной зоны – 3 м по вертикали и горизонтали (ПУЭ п. 7.3.44).

Молниеотводы и ГРПШ – заземлить.

Очаг заземления: ст. катанка Ø 16 мм длиной 5 м в количестве 3 шт., соединенный между собой ст. 404 мм.

Сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 10 Ом.

Токоотводы: ст. полосовая 404 мм.

Все соединения выполнить сваркой.

На задвижках и между входным и выходным газопроводом у ГРПШ выполнить перемычки из ст. полосы 404 мм.

Перемычки окрасить эмалью ПФ – 115 за 2 раза по грунтовке ГФ 021 из 2х слоев.

Газопровод на выходе из земли необходимо заземлить.

Вводы газопровода в здания необходимо заземлить (выполняется по мере подключения).

Сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 10 Ом.

Все соединения выполнить сваркой.

 Защита ГРПШ в ограждении и задвижки Ду50 в ограждении закрытого типа от прямых ударов молнии осуществляется отдельно стоящими стержневыми молниеприемниками, соединенными токоотводами с группой заземлителей. Величина импульсного сопротивления растеканию тока заземлителей принята не более 10 Ом.

 Заземляющее устройство молниезащиты выполнено из 2-х вертикальных электродов (уголок 63х63х6, L=3м) каждый, соединенных с молниеприемником токоотводом (полоса 40х4 мм).

Проектом предусматривается заземление ГРПШ соединением корпуса ГРПШ с заземляющим устройством полосой 40х4 ГОСТ 103-76, в соответствии с требованиями ПУЭ.

Молниеприемники, молниеотводы, токоотводы для предохранения от коррозии предусматривается окрасить черной эмалью ПФ за 2 раза.

Проектом предусматривается заземление газовых вводов ж/домов.  Заземляющее устройство выполнено из 2-х вертикальных электродов (уголок 63х63х6, L=3м) каждый, соединенных с газовыми вводами токоотводом (полоса 40х4 мм).            

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1.   СНИП  2.01.07-85*. Нагрузки и воздействия / ЦНИИСК им. Кучеренко Госстроя СССР,Москва 2011. – 80 с.

2.   СНиП 2.02.01-83*. Основания зданий и сооружений / Научно-исследовательский, проектно-изыскательский и конструкторско- технологический институт оснований и подземных сооружений им. Н.М. Герсеванова — институт ОАО «НИЦ «Стрительство» (НИИОСП им. Н.М. Герсеванова), Москва 2011. – 161 с.

3.   Стаскевич Н. Л. Справочник по газоснабжению и использованию газа / Н. Л. Стаскевич, Г. Н. Северинец, Д. Я. Вигдорчик.  Л.: Недра, 1990.

4. СП 42-01-2003. Газораспределительные системы. М.: ЦИТП Госстроя России, 2003. – 54 с.

5.   ГОСТ 10704-91*. Трубы стальные электросварные прямошовные сортамент / ИПК ИЗДАТЕЛЬСТВО СТАНДАРТОВ. 1993. – 11 с.

6.   ГОСТ 10705-80. Трубы стальные электросварные / ИПК Издательство стандартов. Москва 1982. – 11 с.

7.   ГОСТ1050-88. Прокат сортовой, калиброванный, со специальной отделкой поверхности из углеродистой качественной конструкционной стали/ Государственный комитет СССР по управлению качеством продукции и стандартам. Москва – 1989. – 85с.

8.   СНиП 42 – 01 – 2002. Газораспределительныесистемы / ГосстройРос-

9.   сии, 2002. – 31 с.

10.  СНиП 2.04.12-86. Расчет на прочность стальных трубопроводов / ВНИИСТ Миннефтегазстрой. 1986. -16с.

11.  СП 42-102-2004. Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб / ЗАО «Полимергаз». 2004. – 224 с.

12.  ГОСТ 9544-2005. Арматура трубопроводная запорная. Классы и нормы герметичности затворов / Москва Стандартинформ 2004. – 11 с.

13.   ГОСТ 9544-93. Арматура трубопроводная запорная. Классы и нормы герметичности затворов / Госстандарт России. 1995. – 6 с.

14.  Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности. Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления / ОАО "Гипрониигаз". ЗАО НТЦ ПБ Москва. 2014 – 58 с.

15.  СНиП2.08 02–89*. Общественные здания и сооружения /  Научно-архитектурным центром общественных и производственных зданий и сооружений Госкомархитектуры. Москва 2000.

16.  Комина Г.П. Гидравлический расчет и проектирование газопроводов: учебное пособие. Г. П. Комина, А. О. Прошутинский; СПбГАСУ. – СПб., 2010. – 148 с.

17.  Белицкий В.Д.Методические указания к выполнению домашнего задания

18.  и расчетно-графической работы. Газовые сети и газохранилища/ В.Д. Белицкий. – Омск: Издательство ОМГТУ, 2010. – 57 с.

19.  Ионин А.А. Газоснабжение: учебник для ВУЗов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Стройиздат, 1989. – 439 с.


Приложение А
(обязательное)
 Номограмма для гидравлического расчета стальных и полиэтиленовых газопроводов

Рис. А.1 Номограмма для гидравлического расчета стальных и полиэтиленовых газопроводов

Приложение Б
(обязательное)
Номограммадлярасчетагазопроводовнизкогодавления

Рис. Б.1. Номограммадлярасчетагазопроводовнизкогодавления

(природныйгазр = 0,73 кг/м3; v = 14,3 x 10 Мус)


а

Приложение В

(обязательное)

Гидравлическая схема газопровода низкого давления





Похожие работы на - Реконструкция сети газоснабжения населенного пункта

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!