Реконструкция сети газоснабжения населенного пункта

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

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 (R_опт= 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;

ΣQ_ГРП –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        

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 P_н - абсолютное давление в начале газопровода, МПа;

Р_к - 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 d_p – расчетный внутренний диаметр, см;

A – коэффициент, зависящий от категории сети.

 Для сети среднего давления [16]:

А=,        (5.6)

откуда P₀ = 0,101325 МПа;

P_m– 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;

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

,          (5.7)

где ∆Р_доп -  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·Re^0.333.

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]:

V_p3-4=V_T+0,5V_П=0.5·9.5=4.74 м³/ч;

V_p1-2=0.5·34=17м³/ч.

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

V_т1-3=V_п3-4=9.5м³/ч;

V_т0-1=V_п3-4+V_п1-3+V_п1-2=9.5+61+34=104,37м³/ч;

V_p1-3=9,5+0.5·61=101м³/ч;

V_p0-1=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

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:

∆р_тр=Н_тр(l_0-1+l_1-2+l_1-3+l_3-4)=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

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

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 Р₁¹,φ₁¹ 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 Р₂/Р₁ при К=с_р/с_v=1,32,

 где К – показатель адиабаты газа при нормальных условиях;

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

c_v - 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 = р₁ - р₂ - р_пот,         (6.2)

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

∆Р = 300–3–4 = 297кПа.

Абсолютноедавлениегазанавходеивыходерегуляторадавления (РД) [17]:

Р₁ = Р_и+Р_а = 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]:

К_V =Q / 5260 ε ( Δр р₁^абс/ρ T₁ Z₁) ^½,        (6.3)

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

ε = 1 – 0,46 Δр /р₁^абс,        (6.4)

р₁^абс - 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 Р_вх=0,3МПа:

Р_вх.(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%

Р_вх.(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 Р_вх=0,3МПа:

Р_вх.(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%

Р_вх.(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

Технические характеристики ГРПШ-13-1Н-У1

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

Функциональная схема

Габаритный чертеж

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

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 Р_абс=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 Р_вых / Р_в=1,25Р_вых;

нижний предел – 5–10 % от Р_вых / Р_н= 0,1Р_вых,

где Р_вых – 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 Р_вых / Р= 1,15Р_вых.

Количество газа, подлежащего сбросу ПСК, определяют:

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

Q≥0.0005Q_d ,       (6.5)

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

Q_d -  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≥0,01Q_d ,               (6.5.1)

для регулирующих заслонок с электронными регуляторами

Q≥0,02Q_d ,  (6.5.2)

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

Q¹≥Q_n ,         (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

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 2^х 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 М_ус)

а

Приложение В

(обязательное)

Гидравлическая схема газопровода низкого давления