Введение В глубине веков теряется тот миг, когда человек впервые столкнулся с таким природным сокровищем как газ. Правда, для того чтобы понять, что газ и продукты его переработки весьма полезны, людям понадобилось довольно много времени, но когда уж поняли, стали эксплуатировать «на полную катушку». Но это сегодня, а как же все-таки человек обнаружил, что газ нужен ему. Более двух тысяч лет назад в храме огнепоклонников, построенном в одном из селений Апшеронского полуострова, не погасая, пылал в светильнике яркий огонь. Ни дождь, ни ураган не могли погасить его и люди стали поклоняться ему как чуду. Поклонение огню или зороастризм, в средневековье было широко распространено. И поэтому храм огнепоклонников под Баку, в Сураханах был местом особо почитаемым. Но развивался человек, росли его знания и так мало помалу люди стали использовать «священный огонь» для вещей далеких от сверхъестественного приготовления пищи, обогрев жилища. Газовая промышленность- отрасль промышленности, охватывающая все виды добычи, естественного и искусственного производства, хранения, передачи и распределения его ресурсов для использования в качестве источника энергии и химического сырья. На данный момент газовая промышленность России является одной из важных доходных отраслей перспективы, которой связаны с освоением газовых месторождений полуострова Ямал. Сегодня довольно трудно найти какую-нибудь отрасль современного производства, где тем или иным образом не используют газ. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ При сжигании угля, дров и других видов топлива в атмосферу выбрасывается большое количество сажи, вредны веществ, пыли, шлака. Поступление в воздух продуктов сгорания изменяет его состав, часто приближает концентрацию токсичных веществ конструкции пределу допустимых норм, что влияет на здоровье человека. Замена жидкого и твердого топлива газообразным резко сокращает содержание вредных веществ в воздухе. Перевод предприятий, котельных, печей на газообразное топливо уменьшает загрязнение воздуха и окружающей среды населенных пунктов. Применение газа исключило возможность строительства складов угля, кокса и пылеприготовительных устройств являющихся также источниками загрязнения воздуха на предприятиях, что улучшило на них условия труда. Для того чтобы поддерживать нормальное состояние среды, окружающей нас с вами котлы работающие на твердом топливе необходимо перевести на работу на газе. Т. о. Широкая газификация городов обуславливается не только тем, что газ экономичен, легко добывается и выделяет большое количество тепла, но и тем, что газификация городов позволяет оздоровлять воздушный бассейн, флору и фауну. 1. ГАЗОСНАБЖЕНИЕ ПОСЕЛКА 1.1 Характеристика поселка Газоснабжению подлежит поселок, расположенный в Краснодарском крае. Поселок имеет квартальную застройку, благоустроен, озеленен. Проложены инженерные коммуникации (водопровод, канализация, электрокабели и т.д.). Проезды имеют асфальтовое покрытие. Климат местности отличается мягкой непродолжительной зимой и жарким летом. Газоснабжению в поселке подлежат бытовые потребители и коммунально-бытовые. Часть зданий имеет централизованное отопление, часть зданий имеет местное отопление. Источником газоснабжения является ГРС расположенная на окраине поселка. Давление на выходе из ГРС = 300 кПа Поселок снабжается природным газом следующего состава: СН4=96,19%; С2Н6==0,6%; С3Н8=0,25%; С4Н10=0,95%; С4Н10=0,31% СО2=0,4%; N2=1,3%. Теплота сгорания газа Qн, мДж/м3 определяется по формуле: Qн=y1Qн1+у2Qн2+у2Qн3+...., (1) где у1,у2,у3- объемная доля компонентов в смеси газов. Q1,Q2,Q3-теплота сгорания компонентов, мДж/м3 согласно /1/ таблица 15 Qн=0.01(96,1935,756+0,663,652+0,2591,138+0,95118,530+0,31146,178)=36,58МДж/м3 Плотность газа , кг/м3, определяется по формуле: =у11+у22+у33...., (2) где 1, 2, 3–плотность компонентов, кг/м3 согласно /1/ таблица 8. =0,01(96,190,72+0,61,38+0,252+0,952,7+0,313046+0,41,98+1,31,25)= =0,76 кг/м3 Численность населения N, чел, определяется по формуле: =mF, (3) где m– плотность населения, чел/га (по заданию) F–площадь поселка, га .Генплан поселка лист N=34547,67=16446чел. 1.2 Годовой расход газа 1.2.1 Годовой расход на бытовые нужды Годовой расход газа бытовыми потребителями Qуб 3 м /год определяется в зависимости от численности населения, охвата населения газоснабжением и нормы расхода теплоты на 1 человека. Qу N Z g Qн , (4) где N– количество жителей, чел. Z– охват населения газоснабжением по заданию g– норма расхода теплоты на жилые дома согласно /2/ . таблица 2. Qуб 16446 (0,49 8000 0,48 2800) 2366641,4 м3/год 36,58 1.2.2 Годовой расход газа на коммунально-бытовые нужды Годовой расход газа на коммунально-бытовые нужды Qу ,м3/год определяется в зависимости от мощности предприятия по формуле: Q— N Z n g Q’ (5) где n– коэффициент, зависящий от типа предприятия. Расход газа баней: Qубан 16446 0,32 50 52 374058,8 м3/год 36,58 Расход газа столовой: Qст 16446 0,32 (2,1 4,2 2,1) 365 441101,6 м3/год 36,58 Расход газа мехпрачечной: Qупр 16446 0,33 0,1 18800 278925,5 м3/год 36,58 Расход газа предприятиями КБО: Qу=0,05Qужил=0,052366641,4=118332,07 м3/год Расход газа больницей: Qбол 12672 10 12400 30211,9 м3/год 1000 36,58 Расход газа хлебозаводом: Qухз 16446 365 (0,3 2500 0,3 5450 0,2 7750) 645734,7 м3/год 1000 36,58 Расчет сведен в таблицу 1. 1.3 Часовой расход газа Часовый расход газа необходим для определения диаметров газопровода, а годовой расход газа позволяет определить только величину газопотребления. Часовый расход газа определяется для каждой категории потребителей. 1.3.1 Часовой расход газа предприятием h Часовой расход газа Qd м3/ч промышленным предприятием по фактическому расходу условного топлива определяется по формуле: Qdh G Qусл Qн , (6) где G– расход условного топлива по заданию кг/ч. Qdh – теплота сгорания условного топлива равна 29,2 мДж/кг h Qдпром 300 29,2 239 м3/ч 36,58 1.3.2 Часовой расход газа на отопление Часовой расход газа на отопление Qhd м3/ч зависит от кубатуры отапливаемых зданий, удельной тепловой характеристики, климатических условий местности и определяется по формуле: W g (tвн t ро) Q , (7) Qн h d где W– кубатура отапливаемых зданий, м3 определяется по формуле: W N aZ , (8) где a– норма жилых и общественных зданий на одного человека Z– охват населения отоплением по заданию. Кубатура зданий отапливаемых от котельных: Wж 16446 58 0,87 829865,16 м3 Wобщ 16446 14 0,87 200312,28 м3 Кубатура зданий с местными отопительными установками: Wил 16446 58 0б13 12002,8 м3 Wобщ=1644614 0,13=29931,7 м3 Удельная тепловая характеристика зданий принимается: g=1,67 кДж/м2чС tвн- температура внутренняя Температура внутри зданий принимается для жилых зданий tвн= +18С, для общественных +16С tр.о.- расчетная температура для отопления tро– температура для самой холодной пятидневки Темрюка tро= –18С Qн-теплота сгорания газа. Qн=37700 кДж/м3 -КПД КПД принимается для котельной – 0,8 для местного отопления – 0,75 Расход газа котельной на отопление: Qdny 829865,16 1.67 (18 19) 200312,28 1.67 (16 19) 2152,2 м3/ч 36580 0.8 36580 0.8 Расход газа на горячее водоснабжение от котельной определяется по формуле: Qгв Kс K N (a b) (65 t x ) 4,19 , (9) 24 Qн где Кс Кч– суточный и часовой коэффициенты неравномерности потребления Кс=1,2 Кч=1,72,0 N– число жителей с горячим водоснабжением от котельной N=126720.46=5830 чел. a – норма расхода горячей воды для жилых зданий ( а=80100л на 1 чел) b– то же для общественных зданиях b=20л tх– температура водопроводной воды tx=5С. q-КПД Qгв 1,2 1,8 8000 (80 20) (65 5) 4,19 618 м3/ч. 24 36580 0,8 Расход газа местными отопительными агрегатами: Qdh 124002,8 1.67 37 29931,7 1.67 35 343,04 м3/ч 36580 0.75 36580 0.75 1.3.3 Часовой расход газа потребителями поселка Часовой расход газа необходим для определения диаметров газопровода, а годовой расход газа позволит определить только величину газопотребления. Часовой расход газа Qhd, м3/ч определяется как доля годового расхода по формуле: h Qdh Kmax Qу , (10) где Qу– годовой расход газа, м /год 3 h Kmax – коэффициент часового максимума определяется по /2/ таблицы 3,4. Расчет сведен в таблицу 1. Таблица 1. Часовой расход газа. Потребители Годовой Числен Коэф.часового Часо вой Давле газа. расход ность max. расход. ние м3/год. населе М3/ч газа. ния. h Kmax 1.Бытовые потребители. -приготовление пищи и горячей 2366641,4 16446 1/2220 1066 н.д. -баня 374058,8 16446 1/2700 138,5 с.д. -столовая, рестораны 441101,6 16446 1/2000 220,5 н.д. -мех. Прачечная 278925,5 16446 1/2900 96,18 с.д. -больница 30211,9 16446 1/2260 13,36 н.д. -хлебозавод 645734,7 16446 1/6000 107,6 с.д. -предприятия КБО 118332,07 16446 1/2260 52,3 н.д. 3. Отопление: – – – – – -котельные – – – 2152,2 с.д. -местные отопит Установки. – – – 343,04 н.д. – – – 239,4 с.д. воды. 2.Коммунально-бытовые: 4. Промышленные потребители. Итого: 4429 От газопровода низкого давления снабжаются газом бытовые потребители, столовые, предприятия КБО, больница и местные отопительные установки: Qdh нд 1066 220,5 13,36 52,3 343,04 1695,2 м3/ч От газопровода среднего давления снабжаются газом: баня, прачечная, хлебозавод, котельные, промышленный потребитель и через ГРП сеть низкого давления: Qdh ср.д 138,5 96,18 107,6 2152,2 239,4 2733,8 м3/ч 1.4 Обоснование системы и схемы газоснабжения Для газоснабжения поселка применяется двухступенчатая система газоснабжения. Система газоснабжения поселка включает в себя источник газоснабжения, газовую распределительную сеть и внутреннее газооборудование. Двухступенчатая система газоснабжения принята, потому что в поселке имеются потребители, которые можно снабжать газом только низкого давления (бытовые, предприятия общественного питания и т.д.). Потребители со значительным расходом газа (бани, прачечные, котельные и т.д.) рационально снабжать газом от газопровода среднего давления, что позволит уменьшить диаметр газопровода, обеспечить стабильность давления в газопроводах низкого давления, уменьшить стоимость сетей. Для газопроводов низкого давления принято комбинированная схема, состоящая из четырех колец с тупиками. Эта схема обеспечивает высокую надежность газоснабжения, которая не нарушается при выходе из строя отдельных участков. Для газопроводов среднего давления принята тупиковая схема, она имеет меньшую протяженность и стоимость. Надежность газоснабжения обеспечивается надзором за состоянием газопровода и правильным обслуживанием. 1.5 Определение количества ГРП Количество ГРП в поселке определяется экономическим расчетом. С увеличением количества ГРП увеличивается стоимость самих ГРП и сетей среднего давления, но уменьшается диаметр и стоимость газопроводов низкого давления. Следовательно, существует оптимальное количество ГРП , при котором общие затраты на строительство системы газоснабжения будут минимальными. Количество ГРП связано с такими показателями как оптимальный радиус действия ГРП и оптимальная нагрузка на ГРП. Оптимальный радиус Rопт м определяется по формуле: Rопт P 0,388 Р 0,081 6,5 0,245 0 ,143 m c , (11) где Р- стоимость ГРП принимается 28000 рублей - допустимая потеря давления от ГРП до самой удаленной точки сети (принимается согласно /2/ – 120 мм. вод. ст. =120.даПа) - коэффициент плотности сети 1/м определяется по формуле : 0,0075 0,003 т 100 , (12) где m- плотность населения (по заданию),чел/га. 0,0075 0,003 345 0,017 , 1/м 100 е- удельный часовый расход газа низкого давления на одного человека: м3/ччел h Qd’ . Љ. е N е , (13) 1695,2 0,10 м3/ччел 16446 Подставим: Rопт 53,15 1,47 826 м 0,37 1,66 Оптимальная нагрузка Qопт, м3/ч, на 1 ГРП определяется по формуле: Qопт m e R2 5000 Qопт 345 0,10 8262 4707,7 м3/ч 5000 Количество ГРП: h Qdопт n Qопт n 1695,2 0.36 4707,7 Принимается 1 ГРП. 1.6 Трассировка газопровода , (14) Газопроводы по территории поселка прокладываются по проездам, выбор проезда зависит от интенсивности движения транспорта, наличия естественных и искусственных преград, коммуникаций, ширины проезда, вида дорожного покрытия. В центре поселка газопроводы прокладываются подземно, глубина заложения не менее 0,8 м. На некоторых участках применяется совместная прокладка в одной траншее газопроводов низкого и среднего давления. На окраинах поселка газопроводы прокладываются надземно на высоте 2,5м., в местах проезда транспорта-5м. Минимальное расстояние (разрыв) от газопроводов до зданий, сооружений, коммуникаций, приняты в зависимости от давления газа. Таблица 2 Минимальное расстояние (разрывы) от газопроводов до сооружений. Давление газа. Низкого давления Здание Бортовой Водопро Теп ло Канализа Кабель Дере фундамен камень вод. трасса ция связи т улицы. 2 1.5 1 2 1 1 1.5 4 1,5 1 2 1,5 1 1,5 и вья силовые до 5кПа. Среднее давление от 5300 кПа. При пересечении газопровода с другими коммуникациями выдержаны расстояния в свету: до водопровода, канализации, теплотрассы – 0.2 м, но при пересечении с теплотрассой газопровод заключается в футляр, на котором устанавливается контрольная трубка. При пересечении газопровода с электрокабелем расстояние в свету 0.5 м, если электрокабель в футляре – 0,25 м. Отключающие устройства размещаются в колодцах перед потребителями среднего давления до и после ГРП. Расстояние от колодца до ГРП не менее 5 м и не более 100 м. В низких точках газопровода устанавливаются сборники конденсата для сбора и удаления конденсата и воды, попавшей в газопровод при ремонте и строительстве. Через 150-200 м в местах пересечения газопровода с другими коммуникациями устанавливаются контрольные трубки-проводники для обнаружения утечки газа и замера потенциала «Газопровод-земля». 1.7 Защита газопровода от коррозии Подземные газопроводы защищены от коррозии весьма усиленной противокорозийной изоляцией. Изоляция должна быть водонепроницаемой, диэлектрической, прочной, эластичной с хорошей прилипаемостью к трубе. Кроме пассивной защиты применяется активная защита – установлена катодная станция. К отрицательному полюсу катодной станции присоединяется газопровод, к положительному – анодный заземлитель. Ток течет с анодного заземлителя на газопровод. В результате разрушается заземлитель, а не газопровод. Рисунок 1. 1.8 Расчет газопровода низкого давления Определение расчетных расходов газа по которым подбираются диаметры труб производится в следующей последовательности. 1.8.1 Расход газа на площади застройки. Расход газа потребителями низкого давления на единицу площади h q уд , м3/чга, определяется по формуле: h q уд Qdh.н.д. Qdh.сос р ед F , (15) Qdh.н .д. – расход газа низкого давления, м /ч 3 Qdh.сос р ед – расход газа сосредоточенным потребителем (больницей), м /ч 3 F– площадь поселка, га f g eудl 1695,2 13,36 35,28 м3/чга 47,67 Расход газа Qdкh , м /ч, на площади застройки внутри колец и за кольцами зависит от площади и 3 определяется по формуле: h F Qdкольца q уд F , (16) F– площадь внутри кольца или за кольцом, га Расчет производится в таблице 3. Таблица 3 Расход газа на площади застройки. Номер кольца и площадь удельный расход расход газа , площади кольце, га кольцом, га qF м3/чга м3/ч I 6,42 - 35,28 226,49 II 7,54 - 35,28 266,25 III 9,82 - 35,28 346,44 IV 9,22 - 35,28 325,28 а - 1,53 35,28 53,97 б - 1,62 35,28 57,15 в - 0,56 35,28 19,75 г - 1,36 35,28 47,98 д - 2,72 35,28 95,96 е - 1,34 35,28 47,27 ж - 2,38 35,28 83,96 з - 3,16 35,28 83,96 вне в площадь за кольца = 1681,74 Вывод: Расходы газа на площади застройки определены правильно так как сумма расходов равна часовому расходу газа низкого давления без больницы. 1.8.2 Удельный расход газа на единицу длины газопровода Удельным расходом газа называется расход, отбираемый потребителем с 1м газопровода. Удельный расход q где l уд . l q уд ,м3/чм, определяется по формуле: h Qdк L , (17) Qdkh – расход газа площадью внутри кольца, м /ч L – периметр кольца, м 3 Расчет сведен в таблицу 4. Таблица 4. Удельный расход газа. Номер Расход газа Периметр кольца, м Удельный кольца кольцом, м3/ч I 226,49 1180 0,1919 II 266,01 1240 0,2145 III 346,44 1448 0,2392 IV 325,28 1476 0,2203 l q уд . Удельные расходы газа определены правильно т.к. расход м3/чм q lуд l QКh 8.3 Путевой расход газа Путевым расходом газа называется расход газа, отбираемый потребителями со всей длины участка газопровода. Путевой расход Qdh , м /ч, определяется по формуле: 3 l Qdh q уд L , (18) где l q уд – удельный расход газа с 1м газопровода, м /мч 3 L – длина участка газопровода, м Если участок является общим для двух колец, удельные расходы газа складываются. Расход газа кварталами за кольцами должен быть приближен к тем участкам, от которых прибавляется снабжение их газом. Таблица 5 Путевой расход газа. Номер Длина Удельный расход газа Расход участка участка в м l q уд , м3/чм внутри газа Расход газа вне колец, м3/ч Путевой расход колец, газа, м3/ч м3/ч 1-2 260 0,1919 49,89 - 49,89 2-3 290 0,2145 62,2 111,48 173,68 3-4 330 0,2145 70,78 - 70,78 4-5 292 0,2392 68,84 - 68,84 5-6 388 0,2392 92,8 47,98 92,8 6-7 260 0,2203 57,27 47,27 105,25 7-8 478 0,2203 105,3 105,3 8-1 330 0,1919 63,32 110,59 8-9 260 0,4122 107,17 107,17 9-2 330 0,4064 134,11 Номер Длина Удельный расход газа Расход участка участка в м l q уд , м3/чм внутри 134,11 газа Расход газа вне колец, м /ч Путевой расход 3 колец, газа, м3/ч м3/ч 9-4 290 0,4537 131,57 - 131,57 9-6 478 0,4595 219,64 - 219,64 2-10 156 - - 83,96 83,96 4-11 105 - - 111,12 111,12 6-12 96 - - 19,75 19,75 8-13 96 - - 95,96 95,96 =1680,41 путевые расходы определены правильно, т. к. сумма путевых равна часовому расходу газа без больницы. 1.8.4 Узловой расход газа Узловым расходом газа называется путевой расход, сосредоточенный в начале и конце участка. Узловой расход h Qdузла ,м /ч, определяется по формуле: 3 h h h Qdузла 0,5Qdпут Qdсос р , (19) где h Qdпут – путевой расход участков, примыкающих к узлу, м /ч 3 h Qdсос р – расход газа, сосредоточенный потребителем, больницей, м /ч 3 Расчет сводится в таблицу 6. Таблица 6 Узловой расход № расч Qhузл=0,5Qn+Qсос Узловой расход 1 0,5(110,59+49,89) 80,24 2 0,5(173,68+49,89+83,96+134,11)+13,36 234,18 3 0,5(70,78+173,68) 122,23 4 0,5(68,84+70,78+111,12+131,57) 191,15 5 0,5(92,80+68,84) 80,82 6 0,5(105,25+92,80+219,64+19,75) 218,72 7 0,5(105,30+105,25) 105,27 8 0,5(105,30+110,59+107,17+95,96) 209,5 9 0,5(107,17+134,11+131,57+219,64) 296,24 10 0,583,96 41,98 11 0,5111,12 55,56 12 0,519,75 9,87 13 0,595,96 47,98 . узла =1693,75 1.8.5 Расчетный расход газа Расчетным расходом газа называется такой постоянный расход, который создает на участках газопровода такие же потери давления, что и действительный переменный расход, состоящий из путевого и транзитного расходов газа. Расчетный расход Qdhр ас , м /ч, определяется по формуле: 3 h h Qdhрас 0,5 Qdпут Qdт р анз , (20) где h Qdпут – путевой расход на данном участке, м /ч 3 h Qdт р анз – транзитный расход, т.е. путевые расходы дальше расположенных участков, которые снабжаются газом через данный участок, м3/ч. Номер Qрасч=0,5Qпут+Qтранз Расчетный расход 1-2 0,549,89 24,94 2-3 0,5173,68 86,84 3-4 0,570,78 35,39 4-5 0,568,84 34,42 5-6 0,592,80 46,4 6-7 0,5105,25 52,62 7-8 0,5105,30 52,65 8-1 0,5110,59 55,29 8-9 0,5107,17+(110,59+105,30) 269,47 9-2 0,5134,11+(49,89+173,68+83,96) 374,58 9-4 0,5131,57+(70,78+68,84+111,12) 316,52 9-6 0,5219,64+(92,82+105,25+19,75) 327,64 2-10 0,583,96 41,98 4-11 0,5111,12 55,56 6-12 0,5.19,75 9,87 8-13 0,595,96 47,98 участка Q =Q +Q Q =1832,15 Расчетные расходы определены правильно так как, загрузка ГРП равна часовому расходу газа низкого давления. 1.9 Гидравлический расчет газопроводов низкого давления Цель гидравлического расчета газопроводов низкого давления- определение диаметров труб в зависимости от расчетного расхода газа и допустимых потерь давления. Допустимая потеря давления установлена /2./ и не должна превышать 120даПа от ГРП до самых удаленных точек сети. Гидравлический расчет газопроводов выполняется при помощи таблиц «Гидравлический расчет газопроводов низкого давления», составленных С. Борисовым и В. Даточным. Расчет выполняется при помощи с плотностью газа =0,79 кг/м3. Так как плотность газа отличается от табличной, в расчетные расходы введена поправка , которая определяется по формуле: газ табл (21) 0,76 1,02 0,73 Гидравлический расчет кольцевых сетей производится с увязкой давления в узловых точках расчетных колец при максимально возможном использовании допустимого перепада давления. Неувязка потерь давления допускается до 10% от полусуммы по обоим направлениям полукольца. Выполняя гидравлический расчет принимают направление движение газа в кольце по часовой стрелке- положительное (+), против часовой стрелке- отрицательное (-). Потери давления в местных сопротивлениях учитывается увеличение фактической длины на 10%. Предварительно определяется допустимая удельная потеря давления P, даПа/м от ГРП до самой удаленной точки по формуле: P Pдоп l 1,1 , (22) где Рдоп- допустимая потеря давления от ГРП до самых удаленных точек- 120даПа L- длина газопровода от ГРП до точек схода Направление даПа/м Направление даПа/м Направление даПа/м Таблица 8. Гидравлический расчет газопроводов низкого давления. № № участка кольца Длина Длина Расчетный факти- расчет- расход газа, Qdh ческая, м ная,м. м /ч м3/ч 3 Диа Потери давления даПа Потери метр труб на1м на полу участке кольце на β=1,02 9-2 330308 338,8 24,2 374,58 382,07 2-1 8-1 260 330 0,200 1,133 67,76 27,41 0,06 17,16 114х4 22 1 159х4,5 286 270 297 66 286 25,43 76х3 55,29 56,39 79х3 89х3 0,255 0,111 68,85 269,17 274,85 159х4,5 0,109 31,17 86,84 88,57 159х4,5 0,013 1,001 114х4 0,07 16,94 159х4,5 0,200 67,76 114х4 1,133 27,41 57х3 76х3 0,53 34,98 32,67 24,94 112,33 7,32 60 9-8 Невязка 260 (114,22 112,33) 100 1,7 0,5 114,22 112,33 2-3 290 70 77 242 220 9-2 330 308 338,8 24,2 374,58 382,07 22 2 4-3 330 60 66 297 35,39 36,09 270 9-4 Невязка № кольца 114,22 113,11 112,31 0,11 427 33,694 33 76х3,5 Длина Длина Расчетный Диа Потери давления даПа Потери факти- расчет- расход газа, Qdh метр труб на1м на полу ческая, м ная,м. м /ч м3/ч участке кольце 388 44,8 (113,11 112,31) 100 0,7 0,5 113,11 112,31 № участка 3 β=1,02 на 32184,7 236,5 4-5 34,42 35,1 292 0,50 42,35 76х3 0,108 25,54 9-4 290 319 316,52 322,85 159х4,5 0,19 44,66 112,55 9-6 478 525,8522,5 3,3 327,64 334,19 159х4,5 0,15 78,37 112,25 114х4 0,88 2,9 28,33 2,904 3 6-5 Невязка 57х3 388 354,2 72,6 46,4 47,32 89х3 108X4 0,08 0,04 Диа Потери давления даПа Потери на1м на полу участке кольце (112,55 112,5) 100 0,04 0,5 112,55 112,5 Продолжение таблицы 8 № № участка кольца Длина Длина Расчетный факти- расчет- расход газа, Qdh м3/ч м /ч ческая, м ная,м. метр труб 3 β=1,02 28622264 0,23 52,62 53,67 763 327,64 334,19 1594,5 52,65 53,70 893 0,10 286 269,47 274,85 1594,5 0,109 156 171,6 195,44 199,34 1594,5 0,060 10,296 10,296 4-11 106 116,6 111,12 113,34 1144,0 0,119 13,875 13,875 пи 6-12 96 105,6 67,73 69,08 1084,0 0,064 6,758 6,758 ки 8-13 96 105,6 143,23 146,09 1144,0 0,189 19,95 19,95 6-7 260 9-6 478 8-7 478 66 9-8 260 т 2-10 у 4 459,8 893 1144 763 0,15 0,10 11,45 112,73 0,88 81,27 0,23 112,35 31,17 112,35 на На основании гидравлического расчета вычерчивается схема газопроводов низкого давления с указанием давления узловых точках. Вывод: Гидравлический расчет газопроводов низкого давления выполнен правильно, так как потеря давления от ГРП до удаленных точек сети не превышает допустимой по/2/ т.е. не превышает 120 даПа. 1.10 Гидравлический расчет газопроводов среднего давления Цель гидравлического расчета газопроводов среднего давления– определение диаметров труб в зависимости от расчетных расходов газа. Расчетные расходы газа определяются по методу тупиковой сети с сосредоточенными расходами. Допустимая потеря давления от ГРС до самого удаленного потребителя принимается по заданию и не должна превышать 100 кПа. Расчет газопроводов среднего давления . 1. Намечается трасса газопровода на генплане. Определяется их длина. Схема газопроводов среднего давления. h . Qd 1 2 239,4 1076,1 107,6 1695,2 1076,1 138,5 96,18 4429,08 м3/ч Qdh2 3 1076,1 107,6 1695,2 106,10138,5 96,18 4189,68 м3/ч Qdh3 4 107,6 1695,2 1076,1 96,18 138,5 3113,58 Qdh45 1695,2 1076,1 96,18 138,5 3005,98 Qdh56 1076,1 96,18 138,5 1310,78 Qdh67 96,18 138,5 234,68 Qdh7 8 138,5 м3/ч м3/ч м3/ч м3/ч 2. Определяется давление в промежуточных точках Рпром, кПа, по формуле: Pп р ом Pн2 Pн2 Pк2 , (23) м3/ч где Pн, Pк - давление в начале и конце сети среднего давления по заданию, кПа. Pн=380кПа Pк=280кПа X– отношение длины участка от начала сети до точки, где определяется давление ко всему расстоянию от начала до удаленной точки. 2 L1 2 300 0,25 Р2 3902 (3902 2902 ) 0,25 367,5 кПа L1 6 1198 3 L1 3 652 0,54 P3 3902 68000 0,54 336,67 кПа L18 1198 4 L1 4 782 0,65 P4 3902 68000 0,65 328,48 кПа L18 1198 5 L1 5 858 0,71 P5 3902 68000 0,71 322,21 кПа L18 1198 6 L1 6 894 0,74 P6 3902 68000 0,74 322,21 кПа L18 1198 7 L1 7 1022 0,85 P7 3902 68000 0,85 307,08 кПа L18 1198 8 L18 1198 1 P8 290 кПа L18 1198 3. Определяются диаметры газопроводов для каждого участка расчет производится по номограмме для гидравлического расчета газопроводов среднего давления с плотностью газов =0,73 кг/м3, т.к. плотность газа отличается от номограммы в расчетные расходы вводиться поправка =1,02. При длине участка больше 100м при использовании номограммы длина уменьшается в 10 раз, а полученный по номограмме перепад давления затем увеличивается в 10 раз. Местные сопротивления учитываются увеличением длинны на 10%. Таблица 8. Гидравлический расчет газопроводов среднего давления. № участка Длина, м Расчетный Lф,м Lр,м расход Qdh м Qdh Диаметр труб м3/ч Pн2 Pк2 Начальное Конечное потеря давление Рн, давление кПа кПа Рн-Рк Рк, давления /ч 3 1-2 300 330 4429,08 4517,66 159х4,5 17000 390 367 23 2-3 352 387,2 4189,68 4273,47 159х4,5 16900 367 343 24 3-4 130 143 3113,58 3175,85 159х4,5 4500 343 336 7 4-5 76 83,6 3005,18 3065,89 108х4 15000 336 312 24 5-6 36 39,6 1310,78 1336,99 89x3,5 4000 312 305 7 6-7 128 140,8 234,68 239,37 57x3,5 3500 305 295 10 7-8 176 138,5 138,5 141,27 76х3,5 560 295 294 1 =96 Ответвления 2-9 198 217,8 239,4 244,18 57х3,5 10000 367 353 14 На основании гидравлического расчета среднего давления вычерчивается расчетная схема с указанием расчетных расходов газа, расчетных длин, диаметров труб и потерь давления на участках и рассчитывается потеря давления в точках. Расчетная схема газопроводов среднего давления выполнена на отдельном листе. Вывод: Гидравлический расчет среднего давления выполнен правильно, так как давление в самых дальних точках не превышает 100кПа. 1.11 Подбор оборудования ГРП ГРП является основным элементом системы газоснабжения, служит для снижения давления со среднего на низкое и поддержание его постоянным независимо от расхода газа. Компоновка газового оборудования в ГРП выполнена в виде отдельных блоков: а) блок фильтра; б) блок редуцирования; в) блок учета расхода газа; г) блок предохранительного клапана. Блок фильтра предназначен для очистки газа от механических примесей. Для обеспечения непрерывной работы ГРП при техническом осмотре фильтра в блоке предусмотрен байпас. Блок фильтра имеет отборные устройства для установки и подсоединения контрольно-измерительных приборов: двух манометров, термометра показывающего, дифманометра для замера перепада давления на кассете фильтра. Основным редуцирования элементом состоит из газового оборудования последовательно ГРП соединенных является блок между собой редуцирования. входной Блок задвижки, предохранительного запорного клапана, регулятора давления и выходной задвижки. В ГРП предусмотрена установка двух блоков редуцирования один из которых является резервным. Установка резервного блока обеспечивает возможность непрерывного газоснабжения потребителей при техническом обслуживании и ремонте основного блока. Допускается вместо резервного блока редуцирования устройство байпаса, состоящего из двух задвижек. Блок учета расхода газа состоит из двух объемных турбинных расходомеров-счетчиков газа Тургас 1600, один из которых является резервным. Переключение счетчиков производится при помощи четырех задвижек. В блоке предусмотрено присоединение двух самопишущих термометров типа ТЖС и двух термопреобразователей сопротивления, самопишущих манометров. Обеспечения расхода среды (воздуха) при постройке ГРП с помощью сжатого воздуха без подсоединения ГРП к газопроводу. Имеется отборное устройство для установки показывающего манометра. Все блоки между собой обвязываются основными, продувочными и сбросными газопроводами. На входе и выходе газопроводы оборудованы изолирующими фланцами. Установка изолирующих фланцевых соединений производится а специальной нише здания ГРП. Исходные данные. Часовый расход газа Qdh’Љ 1695,2 м3/ч Давление газа перед ГРП Рабс=390кПа Давление газа после ГРП Рабс=290 кПа Плотность газа 2=0,76 кг/м3 Подбор регулятора. Принимается регулятор РДБК- 50/35 клапана=35мм, F=8,5см2, =0,6 К=5,1 Максимальная пропускная способность определяется по формуле: Р1 Q 1570 К h d г , (24) где К=F=5,1 для РДБК-50/35 - коэффициент, зависящий от Р1 Р2 =0,47 Р1- давление перед регулятором, МПа г- плотность газа, кг/м3 Qdh max 1570 0,47 5,1 0,3323 0,78 1381,29 , м3/ч Загрузка регулятора. Qdнh .д h 100 0 0 Qd max X 1695,2 100% 125 0 0 1354,78 Регулятор давления подобран правильно, т.к. загрузка находится в пределах 20-80 от максимальной пропускной способности. Подбор фильтра. К регуляторам типа РДБК устанавливаем фильтр сварной волосяной Ду50. Он подбирается по диаметру условного прохода регулятора. Принимается фильтр Ду 50. Техническая характеристика. Диаметр условного прохода Ду50 Максимальная пропускная способность 3000 м3/ч Емкость 22л Масса 66 кг Подбор ПЗК. К регуляторам типа РДБК устанавливается предохранительно-запорный клапан типа ПКН. Он подбирается по диаметру условного прохода регулятора. Принимается ПЗК типа ПКН Ду50. Техническая характеристика. Диаметр условного прохода Ду50 Максимальное давление в корпусе 1,2 МПа Диаметр настройки при воздействии давления 1-60 кПа Диапазон настройки при падении давления 0,3-30 кПа Масса 35 кг Подбор ПСК. Необходимое сечение F,м2 ,сбросной трубы ПСК определяется по формуле: F 0,1 0,2 Qdh 2 3600 1,6 P2 u (25) где Р2 - давление после регулятора, даПА F 0,2 1695,2 0,76 3600 1,6 300 0,76 0,0029 м 2 Диаметр сбросной трубы d, мм. в d 4F 4 29 3,14 (26) =6,07см/мм Принимается труба Ду50, ПСК-50Н Характеристика ГРП. Единицы измерения Показатели Наименование характеристики м /ч обозначения 1.Часовый расход газа м3/ч 1695,2 2. Давление до регулятора (изб) кПа 332,3 3. Давление после регулятора (изб) кПа 300 3 4. Тип регулятора РДБК-50/35 5. Диаметр клапана 35 6. Предохранительно-запорный клапан ПКН Ду50 - верхнее давление настройки кПа 3,75 -нижнее давление настройки кПа 2,25 7. Предохранительно-сбросной клапан -давление настройки или ПСК-50Н кПа 3,45 Запорная арматура Запорная арматура подбирается по диаметру условного прохода оборудования. Принимаются к установке задвижки ЗКЛ-2-16 Ду50 для блока фильтра, блока редуцирования, блока предохранительного клапана. Для установки до и после счетчика Тургас принимаются задвижки ЗКЛ-2-16 Ду100. Подбор КИП. Контроль за работой оборудования осуществляется контрольно-измерительными приборами. В ГРП приборы устанавливаются на щите и по месту. На блоке фильтра для измерения давления до регулятора устанавливаются показывающие манометры типа МТП-160 пределы измерения 0-400кПа, регистрирующий манометр типа МСС-712 предел измерения 0-400кПа., термометр показывающий типа ТТ предел измерения от -30 до +50С, перепад давления в фильтре измеряется дифманометром типа ДСС-712 и предел измерения 0-10кПа. На блоке редуцирования устанавливаются показывающие манометры типа МТП-160 предел измерения 0-400кПа. Для измерения давления после регулятора устанавливают показывающий напоромер НМП-52 предел измерения 0-400даПа, регистрирующий напоромер НС-712 предел измерения 0-600даПа, термометр самопишущий типа ТГС-712 предел измерения от -30 до +50С. Для измерения температуры воздуха в помещении ГРП установлен термометр показывающий типа ТТ предел измерения от -30 до +50С. 3 Техника безопасности 3.1 Техника безопасности при обслуживании ГРП Во время выполнения ремонтных работ в помещении ГРП должен быть организован непрерывный надзор с улицы через открытую дверь. Для этой цели из бригады работающих в ГРП назначается дежурный, в обязанности которого входит: – находиться у входа в помещение ГРП и держать связь с работающими в помещении; – не допускать курения и открытого огня около ГРП; – быть готовым к оказанию помощи работающим, в случае необходимости вызвать скорую помощь и о случившемся сообщить администрации газового хозяйства. Если установлено наличие газа в воздухе помещения ГРП, оно должно быть проветрено. В этих условиях вход в помещение разрешается только в противогазах. Курение и наличие открытого огня в помещение ГРП категорически запрещается, о чем должны быть вывешены на видном месте снаружи и внутри помещения предупредительные надписи "ОГНЕОПАСНО", "НЕ КУРИТЬ", "НЕ РАЗВОДИТЬ ОГНЯ". В помещении ГРП хранение горючих, легковоспламеняющихся материалов и баллонов с газом КАТЕГОРИЧЕСКИ ЗАПРЕЩАЕТСЯ. Вход в помещение ГРП посторонним категорически запрещается. 3.2 Техника безопасности при производстве работ по ликвидации закупорок стояка дома Проинструктировать работников бригады. У места работы выставить дежурного. Отогрев в проводе категорически запрещается производить открытым огнем. Посторонних лиц удалить. Использовать все виды вентиляции. Продувку производить через удаленный прибор, шланг вывести через форточку наружу. Обеспечить меры безопасности в месте выброса газа из шланга (Закрыть все форточки, находящиеся в месте продувки, не пользоваться открытым огнем, посторонних лиц удалить. Выставить предупредительные знаки). Категорически запрещается производить продувку и откачку конденсата через краны и пробки стояков, находящихся в помещениях (коридорах кухнях лестничных клетках, подъездах), категорически запрещено производить откачку конденсата из сборников конденсата в открытые емкости. СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ. 1. Рябцев Н.Н. “Природные и искусственные газы”, Л. , Недра 1978 г. 2. СНиП 2.04.08-87* «Строительная климатология и геофизика» М. Стройиздат, 1984г. 3. СНиП 2.01.01-83 «Строительная климатология и геофизика» М. Стройиздат 1984г. 4. 5. 6. 7. 8. 9. СниП 05.02-88* «Газоснабжение», М. Стройиздат 1991г. ЕНиР Е2 «Земельные работы», М. Стойиздат 1988г. ЕНиР Е9 «Монтажные работы», М. Стройиздат 1987г. ЕНиР Е22 «Сварочные работы», М.Стройиздат1987г. Ионин А. А. «Газоснабжение», М. Стройиздат1989г. Борисов С. И.,Даточный В. В. «Гидравлический расчет газопроводов» Л.Недра 1972г. 10. Нечаев М. А. «Справочник работника газового хозяйства» Л. Недра 1973г. 11. Гордюхин А. И. «Газовые сети и установки», М. Стройиздат 1978г. 12. Шальнов А. Б. «Строительство газовых сетей и сооружений» М. Стройиздат 1980 г. 13. Стаскевич Н. Л. «Справочник по газоснабжению и использованию газа» Л. Недра 1990 г.
