Газоснабжение микрорайона

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Природный газ - газообразное топливо, представляющее собой смесь горючих и негорючих газов, содержащие некоторое количество примесей, образовавшаяся в недрах земли при анаэробном разложении.

Таблица 1 - Состав природного газа

СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	СО	N2
95,1%	2,3%	0,7%	0,4%	0,8%	0,2%	0,5%

Основной задачей при использовании природного газа является его рациональное потребление, т.е. снижение удельного расхода посредством внедрения экономичных технологических процессов, при которых наиболее полно реализуются положительные свойства газа [1].

Природный газ используется в качестве топлива органических веществ. Природный газ относится к полезным ископаемым. Благодаря природному газу производят, около 95% стали и чугуна, более 60% цемента, более 90% минеральных удобрений. Часто является попутным газом при добыче нефти. Природный газ в пластовых условиях (условиях залегания в земных недрах) находится в газовом состоянии в виде отдельных скоплений (газовые залежи) или в виде газовой шапки нефтегазовых месторождений - это свободный газ, либо в растворенном состоянии в нефти или воде (в пластовых условиях), а в стандартных условиях (0,101325 МПа и 20°С) - только в газовом состоянии. Также природный газ может находиться в виде газогидратов [2].

Природный газ не имеет цвета и запаха. Чтобы можно было определить утечку по запаху, в газ добавляют небольшое количество меркаптанов, имеющих сильный неприятный запах.

Количество теплоты, которое выделяется при полном сгорании 1 м³ или 1 кг газа называется теплотой сгорания. Различают высшую и низшую теплоту сгорания:

Q_н=35128 кДж

Q_в=39061 кДж

Высшая теплота сгорания газового топлива соответствует условию, при котором водяные пары продуктов сгорания доводят до жидкого состояния. Понятие низшей теплоты сгорания относится к тем газам, которые при сгорании выделяют водяные пары.

Физические свойства:

· плотность: с = 0,7 кг/мі (сухой) либо 400 кг/мі (жидкий);

· температура возгорания: t = 650°C;

· теплота сгорания: 16 - 35 МДж/мі (для газообразного);

· легче воздуха в 1,8 раз, поэтому при утечке не собирается в низинах.

Совершенствование и автоматизация технологических процессов привели к необходимости повысить качество расходуемых теплоносителей. В наибольшей мере по сравнению с другими видами топлива этим требованиям удовлетворяет природный газ [1].

Преимущества газа в сравнении с другими видами топлива:

· полное сгорание без дыма, золы и копоти;

· возможность транспортирования по трубам на большие расстояния;

· низкая стоимость;

· простота ухода за газовыми приборами.

Природный газ находится в земле на глубине от одной тысячи метров до нескольких километров. Сверхглубокой скважиной недалеко от города Новый Уренгой получен приток газа с глубины более шести тысяч метров. В недрах газ находится в микроскопических пустотах (порах). Поры соединены между собой микроскопическими каналами - трещинами, по этим каналам газ поступает из пор с высоким давлением в поры с более низким давлением до тех пор, пока не окажется в скважине. Движение газа в пласте подчиняется определённым законам.

Газ добывают из недр земли с помощью скважин. Скважины стараются разместить равномерно по всей территории месторождения, для равномерного падения пластового давления в залежи. Иначе возможны перетоки газа между областями месторождения, а также преждевременное обводнение залежи.

Газ выходит из недр вследствие того, что в пласте находится под давлением, многократно превышающем атмосферное. Таким образом, движущей силой является разность давлений в пласте и системе сбора.

В 2005 году в России объём добычи природного газа составил 548 млрд мі. Внутренним потребителям было поставлено 307 млрд мі через 220 региональных газораспределительных организаций. На территории России расположено 24 хранилища природного газа. Протяжённость магистральных газопроводов России составляет 155 тыс. км.

В 2009 году США впервые обогнали Россию не только по объёму добытого газа (624 млрд мі против 582,3 млрд мі), но и по объёму добычи товарного газа, то есть идущего на продажу контрагентам. Это объясняется ростом добычи сланцевого газа (т. н. сланцевая революция). В 2010 году Россия вернула себе лидерство в объёмах добываемого газа, нарастив добычу до 647 млрд мі. США же, напротив, снизили добычу до 619 млрд мі. В 2011 году, согласно данным ЦДУ ТЭК РФ, добыча газа в России составила 670,5 млрд мі.

В настоящее время основным видом транспорта является трубопроводный. Газ под давлением 75 атмосфер движется по трубам диаметром до 1,4 метра. По мере продвижения газа по трубопроводу он теряет энергию, преодолевая силы трения как между газом и стенкой трубы, так и между слоями газа. Поэтому через определенные промежутки необходимо сооружать компрессорные станции (КС), на которых газ дожимается до 75 атм. Сооружение и обслуживание трубопровода весьма дорогостояще, но, тем не менее - это наиболее дешёвый способ транспортировки газа и нефти.

Кроме трубопроводного транспорта используют специальные танкеры - газовозы. Это специальные корабли, на которых газ перевозится в сжиженном состоянии при определенных термобарических условиях. Таким образом, для транспортировки газа этим способом необходимо протянуть газопровод до берега моря, построить на берегу сжижающий газ завод, порт для танкеров, и сами танкеры. Такой вид транспорта считается экономически обоснованным при отдаленности потребителя сжиженного газа более 3000 км.

В 2004 международные поставки газа по трубопроводам составили 502 млрд. м3, сжиженного газа - 178 млрд. м3.

Снабжение природным газом городов и населенных пунктов имеет свою цель:

улучшение бытовых условий населения;

замену более дорогого твёрдого топлива или электроэнергии в тепловых процессах на промышленных предприятиях, тепловых электростанциях, на коммунально-бытовых предприятиях, в лечебных учреждениях, предприятиях общественного питания и т.п.;

улучшение экологической обстановки в городах и населенных пунктах, так как природный газ при сгорании практически не выделяет в атмосферу вредных газов.

В последнее время сети проектируются со структурным и транспортным резервами в связи с развитием системы газоснабжения города.

Газораспределительная система - производственный комплекс, состоящий из организационного и экономически связанных объектов предназначенных для транспортировки и подачи газа потребителям.

Газораспределительная сеть - система наружных газопроводов от источника до ввода газа потребителям, а также сооружения и технические устройства на них. Наружным газопроводом называют подземный, наземный и (или) надземный газопровод, проложенный вне зданий до наружной конструкции здания. Природный газ в газораспределительной сети высокого давления поступает из магистрального газопровода через газораспределительную станцию. В газораспределительной сети среднего и низкого давления - через газораспределительные пункты.

По назначению различают газопроводы газораспределительных сетей:

магистральные (городские и межпоселковые) - проходят до головных газораспределительных пунктов;

распределительные (уличные, внутриквартальные, межцеховые и др.) - от газораспределительных пунктов до вводов;

вводы - от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства на вводе в здание;

вводные газопроводы - от включающего устройства;

внутренние газопроводы - от вводного газопровода до места подключения газового прибора.

Газопроводы газораспределительных сетей бывают низкого (до 0,05 МПа), среднего (от 0,05 до 0,3 МПа), высокого (1 категории от 0,3 до 0,6 и 2 второй от 0,6 до 1,2 МПа) давлений.

Современные городские распределительные системы представляют собой сложный комплекс сооружение, состоящий из следующих основных элементов: газовых сетей низкого, среднего и высокого давления; газораспределительных станций, контрольно-регуляторных пунктов, газорегуляторных пунктов и установок; в указанных станциях и установках давление газа снижают до необходимой величины и автоматически поддерживают постоянным. Они имеют автоматические предохранительные устройства, которые исключают возможность повышения давления в сетях сверх нормы; системы связи и телемеханизации.

Система газоснабжения должна обеспечивать бесперебойную подачу газа потребителям, быть безопасной в эксплуатации, простой и удобной в обслуживании, должна предусматривать возможность отключения отдельных ее элементов или участков газопроводов для производства ремонтных или аварийных работ [10].

Сооружения, оборудование и узлы в системе газоснабжения следует применять однотипные. Принятый вариант системы должен иметь максимальную экономическую эффективность и предусматривать строительство и ввод в эксплуатацию системы газоснабжения по частям.

Природный газ подается в города и поселки по магистральным газопроводам, начинающимся от мест добычи газа (газовых месторождений) и заканчивающихся у газораспределительных станций (ГРС), расположенных возле городов и поселков.

Для снабжения газом всех потребителей на территории городов строится распределительная газовая сеть, оборудуются газорегуляторные пункты или установки (ГРП и ГРУ), сооружаются необходимые для эксплуатации газопроводов контрольные пункты и другое оборудование.

На территории городов и посёлков газопроводы прокладываются только под землёй. На территории промышленных предприятий и тепловых электростанций газопроводы прокладываются над землей на отдельно стоящих опорах, по эстакадам, а также по стенам и крышам производственных зданий.

Газ используют как топливо для кухонных плит и газовых водонагревателей, для отопительных печей и котлов систем центрального отопления и горячего водоснабжения.

Один из главных приоритетов политики любого государства - забота о его энергетической безопасности. Поэтому газификация регионов страны стала неотъемлемой частью энергетической стратегии страны. В настоящее время средний уровень газификации страны природным газом составляет более 50%.

Начиная с 2001 года в ОАО «Газпроме» утверждаются программы газификации регионов. Газификация регионов России осуществляется совместно «Газпромом» и властями субъектов Федерации.

При этом компания финансирует строительство межпоселковых газопроводов, то есть доведение газа до населенных пунктов, а региональные власти отвечают за прокладку уличных сетей и подготовку потребителей к приему газа.

Для обеспечения эффективной реализации программы газификации «Газпром» и правительства субъектов Федерации заключают соглашения о сотрудничестве и договора о газификации.

Перечень работ и сроки их завершения, как со стороны компании, так и руководства регионов, ежегодно фиксируются в графиках синхронизации строительства объектов газификации, призванных обеспечить подключение потребителей сразу по завершению «Газпромом» прокладки межпоселковых газопроводов.

При определении регионов, в которых «Газпром» планирует развернуть работы по газификации, учитывается несколько факторов:

· уровень газификации региона;

· возможность региона взять на себя часть расходов по газификации;

· задолженность по оплате текущих поставок газа;

· отсутствие несогласованных с «Газпромом» превышений установленных лимитов потребления газа.

ОАО «Газпром» в целях улучшения теплоснабжения потребителей края путем перевода котельных на природный газ, газификации жилищного фонда, повышения эффективности использования газовых сетей планирует направить на газификацию Алтайского края в 2011 году капитальные вложения в общем объеме 1091295,9 тыс. рублей.

Дальнейшая работа «Газпрома» будет направлена на достижение максимального экономически оправданного уровня газификации России. Одной из важнейших задач для компании в настоящее время является газификация Восточной Сибири и Дальнего Востока, которая будет идти одновременно с созданием добычной и газотранспортной инфраструктурой в этих регионах [3].

1. Определение численности населения

Численность населения микрорайона устанавливается по укрупненной методике в зависимости от площади жилой застройки и плотности жилого фонда, а также норм общей площади квартиры, приходящегося на одного человека.

Численность населения проживающего в микрорайоне определяется для каждого квартала по формуле:

N - численность населения квартала, [чел.];

F - площадь застройки квартала, [га];

S - плотность населения квартала, [чел./га].

Для двухэтажной застройки S=150 чел./га;

Для пятиэтажной застройки S=250 чел./га;

Для девятиэтажной застройки S=350 чел./га;

Данные расчетные показатели взяты из среднестатистических данных.

Численность всего микрорайона определяется по формуле:

m - количество кварталов

Данные по определению численности населения микрорайона сводим в таблицу 2.



Рисунок 1 - План микрорайона

Таблица 2 - Численность населения микрорайона

№ квартала	Этажные застройки	Плотность застройки S (чел./га)	Площадь квартала F (га)	Численность населения N (чел.)
1	5	250	1,43	358
2	5	250	1,47	368
3	5	250	1,55	388
4	5	250	1,5	375
5	5	250	1,5	375
6	5	250	1,58	395
7	5	250	1,5	375
8	5	250	1,58	395
9	5	250	1,56	390
10	5	250	2,53	633
11	5	250	2,9	725
12	5	150	1,57	236
13	5	150	1,45	218
14	5	250	2,53	633
15	5	250	2,92	730
16	5	250	2,58	645
17	5	250	2,9	725
ИТОГО:	7961

2. Определение годовых расходов газа

2.1 Исходные данные для расчета годового расхода газа

Микрорайон со 100% центральным горячим водоснабжением, 100% газифицирован. Нормы расхода газа приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Нормы расхода газа

Назначение расходуемого газа	Единицы измерения	Расход теплоты, q (кДж)
1 Жилые дома
1 приготовление пищи	на 1 чел. в год	2800
2 Детские учреждения
1 детские сады (приготовление пищи)	на 1 ребенка в год	2390
2 детские ясли (приготовление пищи)	на 1 ребенка в год	2050
3 Учреждения здравоохранения
1 больницы (приготовление пищи)	на 1 койку в год	3200
2 поликлинники (лечебные процедуры)	на 1 постель в год	84
4 Предприятия коммунально-бытового обслуживания
1 прачечные (стирка, сушка, глажка)	на 1 тонну сухого белья	18800
2 бани	на 1 помывку	50
3 гостинницы	на 1 место в год	5020
5 Предприятия общественного питания
1 столовые, рестараны, кафе, бары	на 1 завтрак, обед, ужин	8,4
6 Хлебопекарные и кондитерские издения
1 пекарни (на выпечку хлеба, булок, сдобы)	на 1 тонну	3200

2.2 Назначение расходуемого газа

Нормы для определения годового расхода газа приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Нормы годового расхода газа

Предприятие учреждение	Расчетные показатели	Охват обслуживания
1 Жилые дома	Общее число жителей - 7038	100%
2 Детские сады	Число жителей в возрасте 4-7 лет (10% от населения)	50%
3 Детские ясли	Число жителей в возрасте до 4 лет	50%
4 Больницы	Обща вместимость из расчета 12 коек на 1000 жителей	100%
5 Поликлиники	Каждый житель посещает поликлиники 8 раз в год	100%
6 Гостиницы	Из расчета 5 мест на 1000 жителей	100%
7 Прачечные	100 кг сухого белья на 1 жителя в год	30%
8 Бани	52 помывки в год на 1 человека	30%
9 Столовые, рестораны	1 завтрак, обед ужин	40%
10 Хлебозаводы	0,6-0,8т суточной выпечки на 1000 жителей	100%

2.3 Расчет годового расхода газа в микрорайонах

1 Жилые дома:

2 Детские учреждения, ясли:

3 Учреждение здравоохранения:

4 Коммунально-бытовые предприятия:

5 Предприятия общественного питания, столовые, рестораны:

6 Хлебопекарные и кондитерские изделия:

7 Мелкие коммунально-бытовые предприятия:

8 Неучтенные затраты:

9 Годовой расход газа:

3. Расчет часового расхода газа

Часовой расход газа

- коэффициент часового максимума;

- годовой расход газа различных потребителей.

Результаты расчета часового расхода газа сводим в таблицу 5.

Таблица 5 - Расчет часового расхода газа

Потребители	Годовой расход, Qi год, м3/год	Коэффициент часового расхода Ri мах	Часовой расход, Qi рас. час, м3/час
Жилые дома	634,56·103	1/2130	0,298·103
Прачечные	127,87·103	1/2900	0,044·103
Бани	176,84·103	1/2700	0,065·103
Столовые	278,04·103	1/2000	0,139·103
Учреждения здравоохранения	9,2·103	1/2400	0,004·103
Детские учреждения	50,3·103	1/2400	0,02·103
Хлебозаводы	211,84·103	1/6000	0,035·103
Оставшиеся коммунально-бытовые предприятия	85,97·103	1/2500	0,003·103
ИТОГО:			607

4. Гидравлический расчет уличных распределительных газопроводов низкого давления

1) Давление начальной точки 1 принимаем равное 1,8кПа (0,002кПа), а в конечной точке 9 принимаем 1,05 кПа (0,001кПа) - определяется минимально необходимым давлением для работы бытовых газовых приборов.

2) Определяем потери давления по основному газопроводу:

3) Целю гидравлического расчета является определение расчетных расходов газа, подбор диаметров газопровода, а также расчет потерь давления по всей длине газопровода (сети низкого давления).

4) Определяем удельный расход газа по всей территории газоснабжения по формуле:

5) Вычисляем расход газа, потребляемый каждым жилым кварталом:

6) Определяем удельный расход газа на 1 м:

Данные расчета газопроводов сводим в таблицу 6.

Рисунок 2 - Схема уличного распределительного газопровода низкого давления

Таблица 6 - Расчет расхода газа в каждом жилом квартале

№ квартала	Число жителей	Расход газа кварталом, м3	Длина газового контура, м	Удельный расход газа на 1 м, м3/м*ч
1	358	35,8	125	0,28
2	368	36,8	100	0,37
3	388	38,8	150	0,25
4	375	37,5	275	0,14
5	375	37,5	100	0,38
6	395	39,5	150	0,26
7	375	37,5	125	0,3
8	395	39,5	150	0,26
9	390	39,0	275	0,14
10	633	63,3	350	0,18
11	725	72,5	250	0,29
12	236	23,6	100	0,24
13	218	21,8	125	0,17
14	633	63,3	375	0,17
15	730	73,0	450	0,16
16	645	64,5	175	0,37
17	725	72,5	450	0,16

4.1 Расчет наружной разветвленной тупиковой сети

Таблица 7 - Гидравлический расчет разветвленной тупиковой сети

№ участка	Длина участка, Li	Удельный расход газа на участке, м3/м*ч	Qпутевое, м3*ч	Qтранзитное, м3*ч	Qрасчетное, м3*ч	Диаметр, мм	Потери давления, Па	Р, Па
							На 1 м	На весь участок
Основная магистраль 1-2-3-4-5-6-7
ГРПШ-1	-	-	-	961	961	350	-	-	1800
1-2	175	0,14	24.5	936,5	948,75	350	0,15	26,25	1773,75
2-3	175	0,3	52.5	610	636,25	300	0,17	29,75	1744
3-4	200	0,32	64	546	578	250	0,33	66	1678
4-5	250	0,35	87,5	304,1	347,76	250	0,15	37,5	1640,5
5-6	225	0,33	74,25	106	143,13	200	0,1	22,5	1618
6-7	200	0,53	106	0	53	150	0,1	20	1598	>1050
	?202<750
Ответвления 2-8-9-10-11
2-8	175	0,44	77	249.5	288	200	0,27	47,25	1726,5
8-9	200	0,51	102	147.5	198,5	200	0,15	30	1696,5
9-10	150	0,75	112,5	35	91,25	150	0,17	25,5	1671
10-11	125	0,28	35	0	17,5	100	0,1	12,5	1658,5	>1050
4-12	175	0,31	54,25	100	127,125	150	0,3	52,5	1625,5
12-13	200	0,5	100	0	50	125	0,15	30	1595,5	>1050
5-14	275	0,45	123,75	0	61,87	125	0,22	60,5	1580	>1050
								?258,25 <750

1) Удельный расход на участке равен сумме расходов прилегающих кварталов.

2) Q_{путевое} рассчитывается как произведение длины участка на его расход.

3) Q_{транзитное} - количество газа, которое не расходуется на данном участке, а расходуется на последующем. Его расчет начинают выполнять с конечной точки участка.

4) Q_{расчетное} =0,5* Q_{путевое} + Q_{транзитное}

5) Диаметр вычисляется по таблице 3.3 на странице 95 по справочнику «Газоснабжение» Стаскевича Н.Л. [12].

Рисунок 3 - Схема гидравлического расчета

5. Подбор оборудования для ГРПШ

газ горючий микрорайон технологический

Необходимая для выбора основного оборудования исходная информация о давлениях газа и диаметров газопровода на входе и выходе сетевых ГРПШ принимается по результатам гидравлических расчетов сети низкого давления.

По давлению на входе и выходе ГРПШ, по пропускной способности, которая определяется как: Q_{расчетноеmax} + 20%, м³/ч.

К основному оборудованию относится: газовые фильтры, предохранительно-запорные и сбросные клапаны, и регуляторы давления. Газовые фильтры, ПЗК и ПСК подбираются по справочным данным [11] по пропускной способности давлению на входе в ГРПШ и на выходе из ГРПШ и диаметру. Пригодность предварительно выбранных регуляторов давления проверяется сопоставление их пропускной способности в рабочих условиях с расчетным часовым расходом газа, проходящим через ГРПШ. Согласно требованиям [9] регулятор считается выбранным правильно, если его пропускная способность на 15 - 20% больше максимального расчетного расхода газа.

В состав оборудования ГРП, ГРУ, ГРПБ и ГРПШ входят:

1) запорная арматура;

2) регуляторы давления;

З) предохранительно-запорные клапаны (далее - ПЗК);

4) предохранительные сбросные клапаны (далее - ПСК);

5) приборы замера расхода газа;

6) приборы КИП.

При выборе оборудования ГРП, ГРПБ, ГРПШ и ГРУ необходимо учитывать:

- рабочее давление газа в газопроводе, к которому подключается объект;

- состав газа, его плотность, температуру точки росы, теплоту сжигания;

- потери давления на трение в газопроводе от места подключения до ввода его в ГРП или подвода к ГРУ;

- температурные условия эксплуатации оборудования и приборов ГРП и ГРУ.

5.1 Выбор регулятора давления

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

При максимальной пропускной способности регулятора давления РДСК-50БМ: 1200м³/ч при входном давлении 0,6 МПа.

Данный регулятор давления рассчитан на устойчивую работу при воздействии температуры окружающего воздуха от -40 ^оС до +60 ^оС и относительной влажности до 95% при температуре +35 ^оС [5].

Таблица 8 - Технические характеристики регулятора давления РДСК-50БМ

Регулируемая среда	природный газ ГОСТ 5542-87 газовая фаза газа сжиженного по ГОСТ 20448-90
Диапазон входного давления, МПа	0,4-1,2
Диапазон настройки выходного давления, кПа	270-300
Диапазон настройки отключающего устройства, МПа:
при повышении выходного давления	(1,2-1,5) Рвых.
при понижении выходного давления	(0,3-0,5) Рвых.
Пропускная способность при максимальном входном давлении, мі/ч	1200
Неравномерность регулирования, %, не более	±10
Ду присоединительного патрубка, мм:
входа	32
выхода	50
Строительный размер, мм	230
Вид соединения	фланцевое по ГОСТ 12820-80
Масса, кг, не более	6,5

Рисунок 4 - Регулятор давления РДСК-50БМ

Рисунок 5 - 1, 27 - направляющая; 2, 3 - пружина; 4 - трубопровод; 5 - втулка; 6 - шток; 7 - корпус; 8 - шток; 9 - корпус; 10 - мембрана; 11, 15 - пружина; 12 - направляющая; 13 - штуцер; 14 - крышка; 16 - отсечной клапан; 17 - седло отсечного клапана; 18 - седло рабочего клапана; 19 - рабочий клапан; 20 - разгрузочная мембрана; 21 - исполнительный механизм; 22 - отключающее устройство; 23 - шток; 24 - пробка; 25 - мембрана; 26 - пробка. Схема в разрезе регулятора давления РДСК-50БМ

Регулятор состоит из (см. рис. 5) регулятора давления, автоматического отключающего устройства. В корпусе 7 регулятора запрессованы седло 17 отсечного клапана 16 и седло 18 рабочего клапана 19. Рабочий клапан посредством штока 8 соединен с мембраной 10. В крышке 14 расположена пружина 11 настройки выходного давления. Отключающее устройство 22 имеет мембрану 25, соединенную с исполнительным механизмом 21, который с помощью подвижного фиксатора стопорит шток 23, фиксируя открытое положение клапана 16. Настройка отключающего устройства осуществляется пружинами 2 и 3. Подаваемый к регулятору газ высокого давления, проходя через зазор между рабочим клапаном и седлом, редуцируется до среднего и поступает к потребителю. Импульс выходного давления по трубопроводу поступает из выходного трубопровода в подмембранную полость, которая, в свою очередь, соединена трубопроводом с отключающим устройством.

В РДСК-50 импульс от выходного давления подается в подмембранные полости регулятора и отключающего устройства через импульсные трубки, расположенные внутри регулятора. При повышении или понижении настроечного выходного давления сверх заданных значений фиксатор усилием на мембране 25 выводится из зацепления, и клапан 16 перекрывает седло 17. Поступление газа прекращается. Пуск регулятора в работу производится вручную после устранения причин, вызвавших срабатывание отключающего устройства [5].

5.2 Выбор фильтра

Фильтры, устанавливаемые в ГРП (ГРУ) для защиты регулирующих и предохранительных устройств от засорения механическими примесями.

Пропускная способность фильтра должна определяться исходя из максимального допустимого перепада давления на его кассете, что должно быть, отражено в паспорте на фильтр. Исходя из этого, наиболее подходящим фильтром является ФС-50.

Фильтры сетчатые ФС-50 предназначены для очистки неагрессивных углеводородных газов от механических примесей.

Рисунок 6 - Фильтр сетчатый ФС-50

Вид климатического исполнения УХЛ 4 ГОСТ 15150-69.

Фильтрующий элемент - сетка полутомпаковая.

Таблица 9 - Технические характеристики ФС-50

Условный проход, мм	50
Рабочее давление, МПа	1,2
Пропускная способность, мі/ч при выходном давлении 0,1 МПа для газа плотностью с=0,73 кг/мі	1350
Максимальный перепад давления на фильтре, мм вод. ст.	500
Габаритные размеры, мм:
длина L	300
ширина D	210
высота H	160
Масса, кг	20



Рисунок 7 - Схема фильтра сетчатого ФС-50 в разрезе [6]

5.3 Выбор предохранительного запорного клапана - ПЗК

Выбор типа ПЗК определяется исходя из параметров газа, проходящего через регулятор давления, а именно: максимального давления газа на входе в регулятор; выходного давления газа из регулятора и подлежащего контролю; диаметра входного патрубка в регулятор.

Выбранный ПЗК должен обеспечивать герметичное закрытие подачи газа в регулятор в случае повышения или понижения давления за ним сверх установленных пределов.

При максимальном давлении 0,6МПа;

Давление на выходе 0,005МПа.

Исходя из этого, выбираем предохранительный запорный клапан марки ПКН (В) - 100.



Рисунок 8 - Клапан предохранительный запорный ПКН - 100

Клапаны предохранительные запорные типа ПКН (ПКВ) Ду 50, 100 и 200 предназначены для прекращения подачи газа к потребителю при выходе контролируемого давления из заданных пределов регулирования и установки в ГРП и ГРУ. Изготавливаются в климатическом исполнении У, категория 4 по ГОСТ15150-69. Выпускаются в двух исполнениях: низкого (ПКН) и высокого (ПКВ) давления.

Таблица 10 - Технические характеристики ПКН - 100

Рабочее давление, МПа (кгс/смІ), не более	1,2 (12)
Диапазон настройки на срабатывание при понижении контролируемого давления, МПа (кгс/смІ):
ПКН	0,0003-0,003 (0,003-0,03)
Диапазон настройки на срабатывание при повышении контролируемого давления, МПа (кгс/смІ):
ПКН	0,002-0,06 (0,02-0,6)
Точность срабатывания, %	±5
Ду, мм	100
Габаритные размеры, мм:
Длина	388
Высота	591
Ширина	270
Масса, кг, не более	72,7



Рисунок 9 - 1 - Корпус; 2 - Переходной фланец; 3 - Крышка; 4 - Мембрана; 5 - Большая пружина; 6 - Пробка; 7 - Малая пружина; 8 - Шток; 9 - Клапан; 10 - Направляющая стойка; 11 - Тарелка; 12 - Вилка; 13 - Поворотный вал; 14 - Рычаг; 15 - Анкерный рычаг; 16 - Коромысло; 17 - Молоток. Схема клапана предохранительного запорного ПКН - 100

Принцип работы (см. рис. 9): подъем клапана 9 осуществляется при помощи вилки 12, закрепленной на поворотном валу 13, на конце которого крепится рычаг 14.

В клапане 9 имеется устройство, выполняющее функции перепускного клапана для выравнивания давления газа до и после клапана 9 в момент его открытия. При открытии клапана рычаг 14 зацепляется с анкерным рычагом 15, установленным на переходном фланце 2.

Коромысло 16, установленное в крышке 3, одним концом соединяется с мембраной 4, а другим - с молотком 17.

Для открытия необходимо рычаг 14 поднять до зацепления его с анкерным рычагом 15. При этом клапан 9 поднимается и открывает проход газу, который из сети по импульсной трубке поступит под мембрану 4.

Настройка клапанов на нижний диапазон срабатывания производится вращением штока 8, а на верхний диапазон - вращением пробки 6.

Если контролируемое давление газа возрастает выше верхнего предела, установленного большой пружиной 5, мембрана 4, преодолевая усилие этой пружины, пойдет вверх и повернет коромысло 16, наружный конец которого выйдет из зацепления с упором молотка 17.

Под действием груза молоток 17 упадет и ударит по свободному концу анкерного рычага 15, который освободит рычаг 14, укрепленный на валу, и клапан 9 под действием собственного веса и веса груза рычага 14 опустится на седло корпуса 1 и перекроет проход газу.

Если контролируемое давление газа упадет ниже заданного нижнего предела, установленного малой пружиной 7, мембрана 4 под действием этой пружины пойдет вниз и опустит внутренний конец коромысла 16. При этом наружный конец коромысла 16 выйдет из зацепления с упором молотка, который упадет и закроет клапан.

5.4 Выбор предохранительного сбросного клапана - ПСК

Для сброса газа за регулятором в случае кратковременного повышения давления газа сверх установленного должны применяться предохранительные сбросные клапаны (ПСК). ПСК - это закрытая в эксплуатационном состоянии арматура; она открывается на короткий период времени, а после достижения давления в контролируемой точке номинального значения автоматически закрывается.

ПСК могут быть пружинные и мембранные. Пружинные ПСК должны быть снабжены устройством для их принудительного открытия и контрольной продувки с целью предотвращения прикипания, примерзания и прилипания золотника к седлу, а также для удаления твердых частиц, попавших между уплотнительными поверхностями.

Выбираем предохранительный сбросной клапан типа КПС-Н, сброс газа 0,5м3/ч.



Рисунок 10 - Клапан предохранительный сбросной КПС-Н

Предназначены для сброса газа в атмосферу при повышении давления в сети сверх допустимого заданного значения.

Рассчитаны на работу при температуре окружающего воздуха от -40 до +60°С и относительной влажности 98% при температуре +35°С.

Таблица 11 - Технические характеристики КПС-Н

Максимальное рабочее давление на входе, кПа	6,5
Пределы настройки давления срабатывания Рср, кПа	2,5-6,5
Точность срабатывания, %	±10
Расход газа через клапан, мі/ч, при перепаде давлений на нем ДР=1,05Рcp	0,5
Ду, мм	12
Присоединительные размеры
вход	фланцевое
выход, дюйм	Gѕ
Габаритные размеры, мм, не более	95Ч81Ч128
Масса, кг, не более	0,5

Принцип работы заключается в следующем (см. рис. 11): газ из сети через входное отверстие поступает в надмембранную полость. Давление газа уравновешивается настроечной пружиной 7. При повышении давления газа в сети выше настроечного мембрана преодолевает усилие настроечной пружины и открывает выход газа через сбросное отверстие выходного патрубка. При снижении давления клапан возвращается в первоначальное положение и перекрывает сбросное отверстие.

Настройка срабатывания клапана осуществляется вращением регулировочной гайки (вращение по газовой стрелке увеличивает давление срабатывания клапана и наоборот) [6].

Рисунок 11 - 1 - корпус; 2 - седло; 3 - мембрана с жестким центром; 4 - клапан; 5 - корпус; 6 - гайка; 7 - настроечная пружина; 8 - регулирующая гайка; 9 - тяга [6]. Схема клапана предохранительного сбросного КПС-Н

5.5 Подбор шкафных регуляторных пунктов - ГРПШ

При выборе типа ГРПШ следует руководствоваться указаниям, а также учитывать следующие факторы:

а) влияние климатической зоны, где будет эксплуатироваться ГРПШ;

б) влияние отрицательных температур наружного воздуха;

в) температуру точки росы природного газа, при которой из него выпадает конденсат.

Выбираем газорегуляторный пункт блочный с узлом учета типа: ПГБ-03БМ-У1.



Рисунок 12 - Газорегуляторный пункт блочный с узлом учета ПГБ-03БМ-У1

Пункт газорегуляторный блочный ПГБ-03БМ-У1 представляет собой металлический утепленный бокс контейнерного типа, установленный на основании. ПГБ-03БМ-У1 состоит из 2-х помещений: технологического (категория А) и вспомогательного (категория Г), разделенных газонепроницаемой перегородкой и имеющих отдельные входы. В технологическом помещении расположено газораспределительное оборудование, установленное на кронштейны или опоры.

В блоке имеется естественная вентиляция, обеспечивающая трехкратный воздухообмен в час. Приток воздуха осуществляется через отверстия с жалюзийными решетками. Вытяжка осуществляется дефлекторами, установленными на крыше [7].

Таблица 12 - Технические характеристики ПГБ-03БМ-У1

Регулятор давления газа	РДСК-50БМ
Давление газа на входе, Рвх, МПа	1,2
Диапазон настройки давления газа на выходе, Рвых, кПа	270-300
Пропускная способность (для газа плотностью g = 0,73 кг/мі), мі/ч	1100
Наличие отопления	+
Масса, кг	1500

Газ по входному трубопроводу через входной кран 1 (см. рис. 13) и фильтр 2 поступает на счетчик газа 8, а затем к регулятору давления газа 6, регулятор снижает давление газа до установленного значения и поддерживает его на заданном уровне. После редуцирования газ через выходной кран 12 поступает потребителю.

При повышении выходного давления выше допустимого заданного значения открывается сбросной клапан 11 и происходит сброс газа в атмосферу. При дальнейшем повышении или понижении контролируемого давления газа сверх допустимых пределов срабатывает предохранительно запорный клапан, перекрываю подачу газа. На фильтре 2 установлен манометр 4 для определения перепада давления на фильтрующей кассете. Максимально допустимое падение давления на кассете фильтра - 5 кПа.

В случае ремонта оборудования при закрытых входном 1 и выходном 12 кранах газ поступает к потребителю по байпасу. Регулирование давления газа производится двумя последовательно установленными кранами 13, 14 обеспечивающими плавность установки давления. Контроль давления производится по выходному манометру 5.

Учет расхода количества газа производится счетчиком газа турбинным или ротационным с электронным корректором. На входном газопроводе после входного крана, после регулятора давления газа на байпасе предусмотрены продувочные трубопроводы.

В пункте предусмотрена возможность настройки ПСК и регулятора в «тупике».



Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 13 - 1, 3, 7, 12, 13, 14, 15 - краны шаровые; 2 - фильтр; 4 - манометр входной; 5 - выходной манометр (не комплектуется); 6 - регулятор давления газа; 8 - счетчик газовый; 9 - регулятор отопления; 10 - газораспределительное устройство; 11 - клапан предохранительный сбросной. Схема пневматическая функциональная

Рисунок 14 - 1 - Р_ВХ; 2 - выход клапана предохранительного сбросного; 3 - дымоход; 4 - дефлектор; 5 - легкосбрасываемая конструкция; 6 - молниеотвод; 7 - продувочный патрубок; 8 - вход клапана предохранительного сбросного; 9 - Р_ВЫХ; 10 - подвод импульса к генератору [8]. Габаритный чертеж пункта газорегуляторного блочного (ПГБ)

Заключение

В курсовом проекте были рассчитаны следующие характеристики:

1 общая численность населения составила N=7961 человек;

2 годовой расход газа равен Qг=1738,55·10³ м³/год;

3 часовой расход газа составляет Q_час=607 м³/час;

4 давление в начальной точке Р_н=1,8 кПа;

5 давление в конечной точке Р_к=1,05 кПа;

6 потери давления по главной магистрали на всем участке равно 0,202 кПа, что меньше 0,75 кПа допустимых потерь.

В процессе расчета для безопасной подачи газа было подобрано необходимое оборудование для газораспределительного пункта блочного типа с узлом учета ПГБ-03БМ-У1.

Список литературы

1 «wikipedia». Продукция. // Wikipedia [Электронный ресурс]; [сайт]/ Природный газ. - Электрон.текст. дан. - Москва, 2014.-Режим доступа: https://ru.wikipedia.org/wiki/;

2 «gruzdoff». Продукция. // gruzdoff [Электронный ресурс]; [сайт]/. - Электрон.текст. дан. - Москва, 2015.-Режим доступа: http://gruzdoff.ru/wiki

3 «science». Продукция. // science [Электронный ресурс]; [сайт]/ Природный газ. - Электрон.текст. дан. - Москва, 2013.-Режим доступа: http://ru.science.wikia.com/wiki // ;

4 Гордюхин, А.И. Газовые сети и установки. - /А.И. Гордюхин. - М.: Стройиздат, 1982. - 383 с;

5 «s-gaza». Продукция. // s-gaza [Электронный ресурс]; [сайт]/ Газовое оборудование. - Электрон.текст. дан. - Москва, 2013.-Режим доступа: http://s-gaza.ru/catalogue/reg/rdsk-50BM/;

6 «igazovik». Продукция. // igazovik [Электронный ресурс]; [сайт]/ Газовое оборудование. - Электрон.текст. дан. - Москва, 2014.-Режим доступа: http://igazovik.ru/catalog;

7 «gaz». Продукция. // gaz [Электронный ресурс]; [сайт]/ Газовое оборудование. - Электрон.текст. дан. - Москва, 2014.-Режим доступа: http://www.gaz-com.ru/catalogue/pgb/pgb_grpb2/onelinebp/pgb-03bm-u1/;

8 «gazovik-sbyt». Продукция. // gazovik-sbyt [Электронный ресурс]; [сайт]/ Газовое оборудование. - Электрон.текст. дан. - Москва, 2014.-Режим доступа: http://gazovik-sbyt.ru/catalogue/gpu/serial/grpsh-gru-pgb-gsgo/singlelinebypass/pgb-03bm-u1/;

9 СНиП 2.04.08-87 «Газоснабжение»;

10 СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы». 2003 г.;

11 Корякина, Е.А. Промышленное газовое оборудование. - / Е.А. Корякина. - Саратов: Газовик, 2013. - 1280 с.

Размещено на Allbest.ru