Газоснабжение улицы Азанова города Баймак Республики Башкортостан

Размещено на http://www.Allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Курсовой проект на тему «Газоснабжение улицы Азанова города Баймак» выполнен на основе задания на дипломное проектирование, генерального плана местности и соответствующих нормативных документов:

- Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления»

- СП 62.13330.2011 «Газораспределительные системы»;

- СП 42-101-2003 - Свод правил «Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб»;

В данном проекте проектируется газоснабжение улицы Азанова города Баймак Республики Башкортостан.

В проекте поставлены задачи:

- выполнить гидравлический расчет газопровода;

- рассчитать свойства газового топлива;

- выбрать оборудование ГРП;

- разработать специальную часть проекта по вопросу газоснабжения пятиэтажного дома.

Улица застроена одноэтажными одноквартирными домами. В домах отсутствует централизованное горячее водоснабжение и отопление. Расход газа осуществляется на приготовление пищи и отопление. У потребителей устанавливаются плиты типа ПГ-4 с номинальным расходом газа 1,25 м³/ч и АОГВ с расходом газа 2,5 м³/ч.

Газопровод низкого давления прокладывается подземно, трассировка осуществлена вдоль уличных проездов. Тип системы газоснабжения - тупиковый. Проектируется газопровод низкого давления.

Газопровод низкого давления прокладывается вдоль уличных проездов и снабжается газом от газорегуляторного пункта типа ПГБ-04-2У1. Газопровод прокладывается подземно, глубина заложения составляет 0,9 м.

На проектируемой улице отсутствуют естественные препятствия, имеются пересечения газопровода с дорогами. Дороги местного значения V-категории. При пересечениях газопровода с загруженными дорогами предусмотрена прокладка его в защитном футляре.

Коммуникации представлены воздушными линиями электропередач, водопроводом, кабелями связи. Расстояния до коммуникаций удовлетворяют требованиям СП 62.13330-2011.

1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ И ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА СТРОИТЕЛЬСТВА

Для составления проектов газоснабжения, необходимо исследование особенностей района строительства: изучение рельефа местности и наличия естественных и искусственных препятствий, характера и плотности застройки, типа грунта и т.д. Решающее влияние на составление проектов газоснабжения оказывают характеристики района строительства.

Район прокладки газопровода находится в городе Баймак. Город расположен в юго-восточной части Республики Башкортостан.

Климат в районе резко-континентальный. Средняя температура самого холодного месяца составляет - 17⁰С, а самого теплого - +16⁰С. Среднегодовое количество осадков колеблется в пределах 300-400мм в год. Сведения о климатических условиях получены по данным ежегодных наблюдений.

Улица застроена одноэтажными одноквартирными домами. В домах отсутствует централизованное горячее водоснабжение и отопление. Расход газа осуществляется на приготовление пищи и отопление. У потребителей устанавливаются плиты типа ПГ-4 с номинальным расходом газа 1,25 м³/ч и АОГВ с расходом газа 2,5 м³/ч.

Рельеф местности относительно ровный, с незначительным уклоном.

Грунт в районе строительства - суглинок. Глубина промерзания грунта составляет 1,65 м.

Грунтовые воды расположены глубоко.

Естественные препятствия на территории района прокладки газопровода отсутствуют. На территории строительства имеются дороги с неусовершенствованным покрытием. Пересечения с дорогами выполняются согласно требованиям нормативно-технических документов (в частности СП 62.13330-2011), то есть в футлярах с установкой контрольных трубок для определения утечек газа.

Вдоль трассы газопровода имеются инженерные коммуникации: линии водопровода, воздушные линии электропередач и связи. При прокладке газопровода учитываются все нормативные расстояния от газопровода до коммуникаций (согласно требованиям СП 62.13330-2011, СП 42-101-2003, ФНП №542).

2. ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗОВОГО ТОПЛИВА

Данный расчет производится требованиям стандарта ГОСТ 5542-87* для определения соответствия используемого газа.

В курсовом проекте в качестве топлива используется природный газ, который добывается из газовых месторождений.

Природный газ по составу состоит в основном из метана (СН₄), также в природном газе в небольших количествах содержится сероводород, кислород, азот, оксид углерода, пары воды и механические примеси. Нормальная работа газовых приборов зависит от постоянства газ. Согласно ГОСТ 5542-87* горючие свойства природных газов характеризуется числом Воббе, которое представляет собой отношение теплоты сгорания к квадратному корню из относительной плотности газа.

Особенности газового топлива

Природный газ как промышленное топливо имеет следующие технологические преимущества:

- при сжигании природного газа требуется лишь минимальный избыток воздуха для горения и достигаются высокие температуры в печи;

- при сжигании природного газа можно обеспечить более точную регулировку требуемой температуры;

- использование природного газ позволяет осуществить сравнительно быстрый разогрев тепловых агрегатов и свести к минимуму тепловые потери при остановке этих агрегатов, что также способствует экономии топлива.

Природный газ по сравнению с другими видами топлива имеет преимущество:

- высокая теплота сгорания делает целесообразным транспортирование газа по магистральным газопроводам на значительные расстояния;

- стоимость добычи газа значительно ниже, а производительность труда значительно выше, чем при добыче угля или нефти;

- обеспечивает полноту сгорания, а также высокая жаропроизводительность (более 20000С) позволяет эффективно применять природный газ в качестве энергетического и технологического топлива;

- облегчаются условия труда обслуживающего персонала.

Таблица 1

Состав газового топлива

СН4, %	С2Н6, %	С3Н8, %	С4Н10, %	С5Н12, %	СО2, %	N2, %
81,63	7,5	5,25	2,25	1	1	1,37

2.1 Расчет параметров газового топлива

Теплота сгорания газовой смеси определяется по формуле

, МДж/м³, (1)

где Q_i - теплота сгорания отдельного компонента смеси, кДж/м³;

x_i - содержание компонента в газе, %.

кДж/.

Плотность газовой смеси определяется по формуле

, кг/м³, (2)

где с_i - плотность отдельного компонента смеси, кг/м³;

x_i - содержание компонента в газе, %.

кг/м³.

Плотность газа по воздуху вычисляется с целью определения тяжести газа и воздуха по формуле

, (3)

где - плотность газа, кг/м³;

- плотность воздуха, в зависимости от влажности

имеет значение 1,25 - 1,29 кг/м³.

.

Определяется низший предел взрываемости смеси по формуле

L_н = , % (4)

где L_н - низший предел взрываемости компонента, %.

L_н = %.

Определяется верхний предел взрываемости газовой смеси по формуле

L_в , %, (5)

где L_в - верхний предел взрываемости компонента, %.

L_в %.

Определяется балласт по формуле

б = 0,01·, %, (6)

где б - балласт, %.

б = 0,01· %.

Расчеты заполняются в таблицу (2).

Таблица 2

Параметры газового топлива

Теплота сгорания, МДж/м3	Плотность газа, кг/м3	Плотность относительно воздуха	Низший предел взрываемости, %	Верхний предел взрываемости, %	Балласт, %
42,97	0,89	0,7	4,49	14,34	2,37

2.2 Расчет объема воздуха, необходимого для горения

а) Теоретический объем кислорода находится по формуле

, м³/м³, (7)

где m - число атомов углерода в углеводороде, шт;

n - число атомов водорода в углеводороде, шт.

=

м³/м³.

б) Объем кислорода при сжигании газа с избытком воздуха б = 1,1

, м³/м³, (8)

где б = 1,1 - коэффициент избытка воздуха.

= м³/м³.

в) Избыточное количество кислорода находится по формуле

, м³/м³, (9)

где - теоретический объем кислорода, м³/м³.

м³/.

г) Теоретическое количество воздуха находится по формуле

, м³/м³, (10)

где - теоретический объем кислорода, м³/м³

м³/м³.

д) Объем воздуха при сжигании газа с избытком б = 1,1

, м³/м³, (11)

где - теоретический объем воздуха, м³/м³

м³/м³.

2.3 Определение объемов продуктов сгорания

а) Объем углекислого газа с учетом его наличия в горючем газе определяется по формуле

, м³/м³, (12)

где m - число атомов углерода в углеводороде, шт;

СО₂ - содержание углекислого газа в горючем газе, %.

м³/м³.

б) Объем азота определяется по формуле

, м³/м³. (13)

где - теоретический объем воздуха, м³/м³;

N₂ - содержание азота в газе, %.

м³/м³.

в) Объем водяных паров рассчитывается по формуле

, м³/м³, (14)

где n- содержание водорода в углеводороде, шт.

м³/м³ .

г) Объем сухих продуктов сгорания рассчитывается по формуле

, м³/м³. (15)

где - объем углекислого газа, м³/м³;

- объем азота, м³/м³

- объем избытка кислорода, м³/м³.

м³/ .

д) Общий объем продуктов сгорания

, м³/м³, (16)

м³/.

2.4 Определение состава продуктов сгорания

а) Состав сухих продуктов сгорания определяется по формулам

, %, (17)

где СО₂ - содержание углекислого газа в продуктах сгорания, %.

%.

, %, (18)

где О₂ - содержание углекислого газа в продуктах сгорания, %.

%.

, %, (19)

где N₂ - содержание углекислого газа в продуктах сгорания, %.

%.

б) Состав влажных продуктов сгорания определяется по формулам

,%, (20)

%.

,%, (21)

%.

,%, (22)

%.

,%. (23)

%.

3. ВЫБОР ТРАССЫ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ

Проектирование и строительство новых, реконструкцию и развитие действующих газораспределительных систем осуществляют в соответствии со схемами газоснабжения, разработанными в составе федеральной, межрегиональных и региональных программ газификации субъектов Российской Федерации в целях обеспечения предусматриваемого этими программами уровня газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций.

Газораспределительная система должна обеспечивать подачу газа потребителям в необходимом объеме и требуемых параметров.

Для неотключаемых потребителей газа, перечень которых утверждается в установленном порядке, имеющих преимущественное право пользования газом в качестве топлива и поставки газа которым не подлежат ограничению или прекращению, должна быть обеспечена бесперебойная подача газа путем закольцевания газопроводов или другими способами.

Внутренние диаметры газопроводов должны определяться расчетом из условия обеспечения газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления газа. Качество природного газа должно соответствовать ГОСТ 5542. Давление газа во внутренних газопроводах и перед газоиспользующими установками должно соответствовать давлению, необходимому для устойчивой работы этих установок, указанному в технических паспортах заводов-изготовителей, но не должно превышать значений, приведенных в таблице (3).

Таблица 3

Нормы давлений газа для потребителей

Потребители газа	Давление газа, МПа
1. Производственные здания, в которых величина давления газа обусловлена требованиями производства	1,2
2. Производственные здания прочие	0,6
3. Бытовые здания промышленных предприятий отдельно стоящие, пристроенные к производственным зданиям и встроенные в эти здания	0,3
4. Административные здания	0,005
5. Жилые здания	0,003

Газораспределительные сети, резервуарные и баллонные установки, газонаполнительные станции и другие объекты СУГ должны быть запроектированы и построены так, чтобы при восприятии нагрузок и воздействий, действующих на них в течение предполагаемого срока службы, который может устанавливаться заданием на проектирование, были обеспечены необходимые по условиям безопасности их прочность, устойчивость и герметичность. Не допускаются температурные и другие деформации газопроводов (в том числе от перемещений грунта), которые могут привести к нарушениям их целостности и герметичности.

Выбор способа прокладки и материала труб для газопровода на выходе из ГРС следует предусматривать с учетом пучинистости грунта и других гидрогеологических условий, а также с учетом температуры газа, подаваемого из ГРС.

Стальные газопроводы должны быть защищены от коррозии.

Подземные и наземные с обвалованием стальные газопроводы, резервуары СУГ, стальные вставки полиэтиленовых газопроводов и стальные

футляры на газопроводах (далее - газопроводы) следует защищать от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602.

Стальные футляры газопроводов под автомобильными дорогами, железнодорожными и трамвайными путями при бестраншейной прокладке (прокол, продавливание и другие технологии, разрешенные к применению) должны быть, как правило, защищены средствами электротехнической защиты (ЭХЗ), при прокладке открытым способом - изоляционными покрытиями и ЭХЗ.

Газораспределительные системы поселений с населением более 100 тыс. чел. должны быть оснащены автоматизированными системами дистанционного управления технологическим процессом распределения газа и коммерческого учета потребления газа (АСУ ТП РГ). Для поселений с населением менее 100 тыс. чел. решение об оснащении газораспределительных систем АСУ ТП РГ принимается эксплуатирующими организациями или заказчиком.

Для строительства газораспределительных систем должны применяться материалы, изделия, газоиспользующее и газовое оборудование по действующим стандартам и другим нормативным документам на их поставку, сроки службы, характеристики, свойства и назначение (области применения) которых, установленные этими документами, соответствуют условиям их эксплуатации.

Пригодность для применения в строительстве систем газораспределения новых материалов, изделий, газоиспользующего и газового оборудования, в том числе зарубежного производства, при отсутствии нормативных документов на них должна быть подтверждена в установленном порядке техническим свидетельством Госстроя России.

Для подземных газопроводов следует применять полиэтиленовые и стальные трубы. Для наземных и надземных газопроводов следует применять стальные трубы. Для внутренних газопроводов низкого давления разрешается применять стальные и медные трубы.

Стальные бесшовные, сварные (прямошовные и спиральношовные) трубы и соединительные детали для газораспределительных систем должны быть изготовлены из стали, содержащей не более 0,25% углерода, 0,056% серы и 0,046% фосфора.

Выбор материала труб, трубопроводной запорной арматуры, соединительных деталей, сварочных материалов, крепежных элементов и других следует производить с учетом давления газа, диаметра и толщины стенки газопровода, расчетной температуры наружного воздуха в районе строительства и температуры стенки трубы при эксплуатации, грунтовых и природных условий, наличия вибрационных нагрузок.

Сварные соединения труб в газопроводах по своим физико-механическим свойствам и герметичности должны соответствовать основному материалу свариваемых труб. Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений должны соответствовать действующим стандартам. Для стальных подземных газопроводов должны применяться стыковые и угловые соединения, для полиэтиленовых - соединения встык нагретым инструментом или при помощи деталей с закладными электронагревателями (ЗН). Швы не должны иметь трещин, прожогов, незаваренных кратеров, а также недопустимых в соответствии с требованиями нормативных документов или проекта смещений кромок, непровара, включений, пор, несоосности труб и других дефектов, снижающих механические свойства сварных соединений.

У каждого сварного соединения наружных газопроводов должно быть нанесено обозначение (номер, клеймо) сварщика, выполнившего это соединение. Размещение сварных соединений в стенах, перекрытиях и в других конструкциях зданий и сооружений не допускается.

При проектировании и строительстве газораспределительных систем следует предусматривать мероприятия по охране окружающей среды в соответствии с действующим законодательством.

Границы охранных зон газораспределительных сетей и условия использования земельных участков, расположенных в их пределах, должны соответствовать Правилам охраны газораспределительных сетей, утвержденным Правительством Российской Федерации.

Работоспособность и безопасность эксплуатации газораспределительных систем должны поддерживаться и сохраняться путем проведения технического обслуживания и ремонта в соответствии с эксплуатационной документацией, техническими регламентами, Правилами безопасности в газовом хозяйстве, утвержденными Госгортехнадзором России, и другими документами.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ РАСХОДОВ ГАЗА

Расчет расходов газа выполняется по нормам потребления газа бытовыми газовыми приборами.

Расход газа на приготовление пищи (газовой плитой) рассчитывается по формуле

Q_п. = n·q, м³/ч, (24)

где n - количество потребителей, шт.;

q - расход газа ПГ-4, который составляет 1,25 м³/ч.

Q_1-2. = 1·1.25 = 1.25 м³/ч,

Q_2-3. = 2·1.25 = 2.5 м³/ч,

Q_3-4. = 3·1.25 = 3.75 м³/ч,

Q_4-5. = 4·1.25 = 5 м³/ч,

Q_5-6. = 5·1.25 = 6.25 м³/ч.

Расход газа на отопление (отопительными приборами) рассчитывается по формуле

Q_отоп = n·з·q, м³/ч, (25)

где n - количество потребителей, шт.;

з - коэффициент полезного действия, равный не менее 85%;

q - расход газа отопительным прибором, м³/ч.

Q_отоп1-2 = 1·2,125 = 2.125 м³/ч,

Q_отоп2-3 = 2·2,125 = 4,25 м³/ч,

Q_отоп3-4 = 3·2,125 = 6,375 м³/ч,

Q_отоп4-5 = 4·2,125 = 8,5 м³/ч,

Q_отоп5-6 = 5·2,125 = 10,625 м³/ч.

Расчетный расход газа находится по формуле

Q_р. = К_о. (Q_п. + Q_отоп)+Q_с, м³/ч, (26)

где К_о. - коэффициент одновременности работы однотипных

газовых приборов;

Q_п - расход газа на приготовление пищи, м³/ч;

Q_отоп - расход газа на отопление, м³/ч;

Q_с. - сосредоточенный расход газа, м³/ч.

Q_1-2. = 1·(1.25 + 2.125)+0 = 3,375 м³/ч,

Q_2-3. = 2 ·(2.5 + 4.25)+0 = 5,94 м³/ч,

Q_3-4. = 3·(3.75 + 6.375)+0 = 8 м³/ч,

Q_4-5. = 4·(5 + 8.5)+0 = 9,65 м³/ч,

Q_5-6. = 5·(6.25 +10.625)+0 = 11,14 м³/ч.

Расчеты заносятся в таблицу (4).

5. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ

Диаметры газопроводов определяют посредством гидравлического расчета, исходя из условия обеспечения бесперебойного снабжения газом всех потребителей в часы максимального его потребления. При проектировании газопроводов определяют диаметр труб на основе значений расчетного расхода газа и удельных потерь давления. При реконструкции газопроводов по заданным значениям диаметров и новым расходам газа определяют потери давления.

Цель гидравлического расчета - подбор оптимальных диаметров расчетных участков газовой сети, способных обеспечивать заданный расход газа к различным потребителям.

Суммарную потерю давления газа от ГРП до наиболее удаленного прибора принимают равной 1800 Па, причем считают, что 1200 Па приходится на уличные и внутриквартирные газопроводы, а 600 Па - на дворовые и внутренние.

Зная общий расход газа длину и длину расчетных участков, определяют удельный путевой расход газа на 1 м распределительной сети.

Путевые расходы находят, перемножая удельные путевые расходы газа на длину соответствующих участков сети.

Удельные потери давления для самой протяженной магистрали рассчитывают по формуле ?p/1,1 ?l.

Потери на местные сопротивления принимают равными 5-10% от потерь на трение.

Расчетная длина газопровода вычисляется по формуле

L_p = L_ф·1,1, м, (27)

где L_ф - фактическая длина газопровода, м.

L_1-2 = 20·1,1 = 22 м,

L_2-3 = 22·1,1 = 24.2 м,

L_3-4 = 20·1,1 = 22 м,

L_4-5 = 28·1,1 = 30.8 м,

L_5-6 = 20·1,1 = 22 м.

Фактическая длина определяется по чертежу.

Минимальный диаметр подземного газопровода должен быть не менее 50мм, а толщина стенки трубы - не менее 3мм. Учитывая эти требования, по номограмме подбираются соответствующие диаметры для газопроводов.

Так как точка пересечения линий, соответствующих расходу и удельным потерям давления, на номограмме чаще всего находится между двумя диаметрами, то при постоянном расходе, передвигаясь к ближайшему из них, уточняют значение удельных потерь давления. Полученное значение удельных потерь давления умножают на длину расчетного участка и находят потери давления.

Потери давления на участке рассчитываются по формуле

_?р = _?р/l·L_p, Па, (28)

где _?р/l - удельные потери давления (определяются

по номограмме), Па/м;

L_р - расчетная длина газопровода, м.

_?p_1-2 = 0,1·22 = 2,2 Па,

_?р_2-3 = 0,18·24,2 = 4,11 Па,

_?р_3-4 = 0,35·22 = 7,7 Па,

_?р_4-5 = 0,1·30,8 = 3,08 Па,

_?р_5-6 = 0,12·22 = 2,61 Па.

Давление в узлах определяется как разность выходного давления ГРП и суммарных потерь давления на участке.

Р_узл = 3000-?h, Па, (29)

где ?h - суммарные потери давления, Па.

P_1-2 = 3000-136,037 = 2864 Па,

P_2-3 = 3000-133,837 = 2866 Па,

P_3-4 = 3000-129,723 = 2870 Па,

P_4-5 = 3000-122,023 = 2878 Па,

P_5-6 = 3000-118,943 = 2881Па.

Расчеты заносятся в таблицу (4).

газораспределительный внутридомовой пятиэтажный

6. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВНУТРИДОМОВОГО ГАЗОПРОВОДА

6.1 Требования к помещениям кухонь

Газ во внутренних газовых сетях тратится на хозяйственные нужды: пищеприготовление, отопление и для нагрева воды.

В данном курсовом проекте предусмотрено внутреннее газоснабжение одноэтажного одноквартирного дома, в котором установлены четырех конфорочная газовая плита типа ПГ-4 и АОГВ.

Объем кухни для установки четырех конфорочной плиты должен составлять не менее 15 мі. При объемах не менее 12 мі устанавливаются трех конфорочные плиты и не менее 8 мі - двух конфорочные. При этом высота помещения должен быть не менее 2,2 м. При установке плиты в кухне или в помещении в окнах должны быть форточки, вентиляционный канал и естественное освещение.

Если в кухне не имеется окон, то можно устанавливать плиты при наличии вентиляционного канала через нежилое помещение с окнами. Газовые плиты нельзя устанавливать у окна, так как порывом ветра может загасить пламя.

Деревянные стены и стены из горючих материалов изолируются кровельным железом или асбестовым листом. Габариты изоляции должны выступать за габариты плиты на 10 см с каждой стороны и не менее 80 см в высоту. Расстояние от плиты до изолированных не горючими материалами стен в помещениях должно быть не менее 7 см, расстояние между плитой и противоположной стеной должно быть не менее 1 м. Внутридомовой газопровод прокладывается по нежилым помещениям, внутри кухни газопровод прокладывается на высоте 2,1 или 2,2 м в зависимости от высоты помещения, удобства монтажа. Расстояние между газопроводом и стеной 4-5 см. При проведении газопровода через стены, газопровод укладывается в футляре. Футляр должен в два раза превышать диаметр газопровода и выступать от стены на 3 см. Полость между футляром и газопроводом уплотняют эластичным материалом.

6.2 Гидравлический расчет внутридомового газопровода

Расчет внутридомового газопровода производится после выбора и размещения бытовых газовых аппаратов и составления схемы газопровода.

Для расчета выбирается самый отдаленный и невыгодно расположенный, труднодоступный стояк.

Расчетная магистраль и стояк разбивается на расчетные точки. Это места присоединения газовых приборов, места изменения магистрали, точки изменения расходов.

Диаметры и потери давления по длине внутридомового газопровода определяются по номограмме.

Определяется расчетный расход для всех участков по формуле

_m

Q^h_d = ?· k_{sim Я}·q_nom ·n_Я , м³/ч, (30)

^Я

где k_{sim Я} - коэффициент одновременности действия приборов,

n_Я - число однотипных приборов,

q_{nom Я} - номинальный расход газа приборами, м³/ч.

Потери давления на местные сопротивления принимаются как часть потерь давления по длине, и они составляют в квартирных разводках 450%, на стояках - 20%, на участках от ввода до стояка - 25%.

Расчет ведется в табличной форме.

Результаты заносятся в таблицу (5).

Таблица 5

Гидравлический расчет внутреннего газопровода

№ уч-ка	?уч, м	n, шт	, м3/ч	d г/а, мм	Потери давления по длине, Па	Потери давления на местных сопротивлениях, Па	Суммарная потеря давления , Па
					Па/м	, Па	%	h, Па

Суммарные потери давления во внутренних сетях не должны превышать 600 Па.

7. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНОГО ПУНКТА

7.1 Устройство газорегуляторных пунктов

Газорегуляторные пункты и установки предназначены для снижения и поддержания давления газа на заданном уровне.

В зависимости от места расположения технологического оборудования различают:

- газорегуляторные пункты стационарные, расположенные в отдельно стоящих зданиях;

- газорегуляторные пункты блочные, оборудование которых смонтировано в контейнере блочного типа;

- шкафные газорегуляторные пункты, оборудование которых смонтировано в контейнере шкафного типа.

ГРП и ГРПБ различают с входным давлением газа до 0,6 и входным давлением газа свыше 0,6 до 1,2 МПа.

7.2 Выбор газорегуляторного пункта

В данном курсовом проекте выбран газорегуляторный пункт блочного типа ГРПБ-04-2У1 с комбинированным регулятором давления РДНК-400.

Рисунок 1 - Функциональная схема ГРПБ-04-2У1

1 -- кран шаровой КШ-50 - 4 шт.; 2 -- клапан предохранительный сбросной КПС-Н - 1 шт; 3 -- кран шаровой КШ-20 - 4 шт; 4 -- манометр входной типа МТ - 1 шт; 5 -- фильтр газовый типа ФГ - 2 шт; 6 -- регулятор давления газа типа РДНК - 2 шт; 7 -- кран шаровой КШ-15 - 9 шт; 8 -- водяной манометр (не комплектуется); 9 -- узел отопления с газовым обогревателем.

Технические характеристики ГРПБ-04-2У1

Регулируемая среда Природный газ по ГОСТ5542-87;

Давление на входе - 0,6МПа;

Диапазон настройки давления газа на выходе 2 - 5кПа;

Пропускная способность (для газа плотностью g = 0,73 кг/мі) - 255мі/ч;

В состав пункта входят:

- узел фильтра;

- основная линия редуцирования давления газа;

- резервная линия редуцирования давления газа.

К выходной линии, на расстоянии не менее 5Д_У от перехода, подключены предохранительный сбросной клапан и импульсный трубопровод.

Пункт работает следующим образом.

Газ по входному трубопроводу через входной кран 1, фильтр 5 поступает к регулятору давления газа 6, где происходит снижение давления газа до установленного значения и поддержание его на заданном уровне, и далее через выходной кран поступает к потребителю.

При повышении выходного давления выше допустимого заданного значения открывается сбросной клапан 2, в том числе встроенный в регулятор, 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 газопроводе установлен манометр 4, предназначенный для замера входного давления и определения перепада давления на фильтрующей кассете. Максимально допустимое падение давления на кассете фильтра -- 10 кПа.

В случае ремонта оборудования газ поступает к потребителю через резервную линию редуцирования.

На основной и резервной линиях редуцирования после входного крана 1, после регулятора давления газа 6 предусмотрены продувочные трубопроводы.

Данный регулятор рассчитан на входное давление до 0,6МПа и понижает давление до значения 2-5кПа. Пропускная способность регулятора зависит от диаметра седла и колеблется в пределах от 250 до 510 м³/ч. В данном дипломном проекте выбран регулятор с пропускной способностью 255 м³/ч.

Для очистки газа от механических примесей и пыли применяются фильтры заводского изготовления, в паспортах которых должны указываться пропускная способность при различных входных рабочих давлениях и потери давления в фильтрах.

Фильтрующие материалы должны обеспечивать требуемую очистку газа, не образовывать с ним химических соединений и не разрушаться от постоянного воздействия газа. По типу фильтрующего материала фильтры делятся на сетчатые и волосяные.

В данном дипломном проекте ГРПБ оснащается сетчатым фильтром ФГ-50.

В сетчатых фильтрах материалом является плетеная металлическая сетка.

Сетчатые фильтры, особенно двухслойные, отличаются повышенной тонкостью и интенсивностью очистки. В процессе эксплуатации по мере засорения сетки тонкость фильтрования повышается, но одновременно уменьшается пропускная способность фильтра. Перепад давления на загрязненном сетчатом фильтре составляет 5000Па.

Следующим основным оборудованием газорегуляторных пунктов является предохранительно-запорный клапан.

Предохранительно-запорный клапан служит для прекращения подачи газа при недопустимом снижении или повышения давления после регулятора. К ПЗК предъявляется ряд требований:

- конструкция ПЗК должна исключать самопроизвольное открытие запорного клапана без вмешательства обслуживающего персонала;

- ПЗК рассчитывают на входное давление 0,05; 0,3; 0,6; 1,2; 1,6МПа с диапазоном срабатывания при повышении давления от 0,002 до 0,75МПа, а также с диапазоном срабатывания 0,0003 до 0,3МПа при понижении давления;

- точность срабатывания должна составлять, как правило 5% заданных величин контролируемого давления для ПЗК.

В данном дипломном проекте предохранительно-запорный клапан встроен в регулятор давления РДНК-400.

Для сброса газа за регулятором в случае кратковременного повышения давления газа сверх установленного применяется предохранительно-сбросной клапан, который может быть мембранным и пружинным.

Пружинный ПСК снабжается устройством для их принудительного открытия.

ПСК должны обеспечивать открытие при повышении установленного максимального рабочего давления не более чем на 15%.

ПСК должны быть рассчитаны на входное давление от 0,001 до 1,6МПа с диапазоном срабатывания от 0,001 до 1,6МПа.

В данном дипломном проекте в ГРПБ установлен предохранительно-сбросной клапан КПС-Н.

7.3 Расчет пропускной способности ГРПБ-04-2У1

Для выбранного оборудования необходимо рассчитать пропускную способность.

Пропускная способность регулятора давления при Р_вх = 0,3МПа и Р_вых = 0,003МПа рассчитывается по формуле

, м³/ч, (31)

где ?Р - перепад давлений, МПа;

с_о - плотность газа при нормальных условиях, кг/м³;

Р₂ - давления газа на выходе из регулятора, МПа;

Параметры с индексом Т относятся к табличным данным.

Нормальная работа регулятора давления обеспечивается при условии, когда его максимальная пропускная способность составляет не более 80%, а минимальная не менее 10% от расчетной пропускной способности.

Проверяется степень загруженности регулятора.

Коэффициент загрузки ГРПБ находится по формуле

, % (32)

где Q_{расч (max)} - максимальный расчетный расход, м³/ч.

Так как коэффициент загрузки укладывается в пределы 10-80%, следовательно, регулятор выбран правильно.

Пропускная способность предохранительно-сбросного клапана рассчитывается по формуле

Q_ПСК?0,0005·Q_рег, м³/ч, (33)

где Q_рег - пропускная способность регулятора давления, м³/ч.

Q_ПСК?0,0005·194,9?0,1 м³/ч.

8. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНОЙ ТЕХНИКЕ

Большое значение имеет правильность и безопасность выполнения газоопасных работ.

Требования, предъявляемые к спецодежде, спецобуви и другим средствам индивидуальной защиты.

Для защиты от воздействия опасных и вредных производственных факторов все работники должны быть обеспечены спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты в соответствии с действующими правилами и нормами бесплатной выдачи спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты. Применяемые средства индивидуальной защиты должны быть проверены и испытаны в установленном порядке.

Все работники должны быть ознакомлены с условиями обеспечения и применения спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты.

Используемые при ведении технологического процесса средства индивидуальной защиты должны быть указаны в инструкциях по охране труда.

В организации должно быть организовано надлежащее хранение, стирка, химчистка и ремонт спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты.

Работодатель должен не реже одного раза в две недели обеспечить стирку или химчистку спецодежды. Спецодежда, загрязненная веществами I и II классов опасности, перед стиркой предварительно обезжиривается.

Для замены спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты, сдаваемых в стирку, химчистку и ремонт, работодатель обязан предусмотреть соответствующий их запас.

Во время проведения газоопасных работ все члены бригады обеспечиваются в соответствии с действующими нормативными правовыми актами соответствующей спецодеждой, спецобувью, сигнальными жилетами (при производстве работ на улицах и дорогах), защитной каской, средствами индивидуальной защиты (спасательным поясом с веревкой и изолирующим противогазом). Применение фильтрующих противогазов запрещается. Спецобувь должна быть без стальных подковок и гвоздей. В противном случае на обувь необходимо надеть галоши или застелить место работы диэлектрическими ковриками (рулонными материалами).

Спасательные пояса должны иметь наплечные ремни с кольцом со стороны спины на их пересечении для крепления веревки. Спасательный пояс необходимо подгонять таким образом, чтобы кольцо располагалось не ниже лопаток человека.

Применение поясов без наплечных ремней запрещается. Каждый спасательный пояс, карабин и веревка должны быть испытаны и иметь инвентарный номер.

Испытания спасательных поясов и веревок проводятся 1 раз в 6 месяцев на специальном стенде грузом массой 200 кг. Время испытания поясов - 5 минут, веревок - 15 минут. Результаты испытаний оформляются актом произвольной формы. Пояса и веревки должны иметь бирки, на которых должны быть указаны дата и номер выполненных испытаний и дата следующего испытания.

Наружный осмотр поясов, карабинов и веревок должен производиться перед работой и после каждого их применения работником.

Длина применяемой веревки должна быть не менее 6 м, а при работе в колодцах, коллекторах, котлованах и траншеях ее длина должна быть на 2 м больше глубины колодца, коллектора и т.д.

Все средства индивидуальной защиты, не выдержавшие испытания, должны выбраковываться и уничтожаться.

Продолжительность работы в противогазе без перерыва не должна превышать 30 минут.

Резерв шланговых противогазов должен составлять в газовом хозяйстве 5-10% от количества работников пользующихся ими.

Шланг противогаза должен иметь внутренний диаметр не менее 20 мм и длину не менее 8 м, но не более 15 м у самовсасывающих противогазов и не более 40 м - у противогазов с механической подачей воздуха.

Противогазы должны храниться в помещении с температурой не более 25°С в специальных шкафах на расстоянии не менее 3 м от отопительных приборов и 0,75 м - от наружных стен.

Ответственным за состояние и содержание противогазов является работник, назначаемый администрацией организации.

Кислородно-изолирующие противогазы должны использоваться в тех случаях, когда невозможно применение шланговых.

Если регенеративный патрон проработал за один или несколько приемов более 30 минут, его необходимо перезарядить или заменить новым.

Кислородно-изолирующие противогазы в собранном виде ставят в вертикальное положение, при этом вентиль баллона должен быть закрыт.

Кислородно-изолирующие противогазы не разрешается смазывать каким бы то ни было маслом.

Ответственным за своевременное обеспечение работников спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты является работодатель.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Беседина Т.Н. Стандарт УТЭК: Методич. Пособие по оформлению пояснительной записки и графических работ курсового и дипломного проектирования - Уфа, М-во образования РБ, Уфимский топливно-энергетический колледж. Библиограф.: 2014. - 40 с.

2. Брюханов О.Н. Плужников А.И. Основы эксплуатации оборудования и систем газоснабжения: Учебник. - М.: ИНФРА-М, 2011. - 256 с.

3. ГОСТ 9.602-2005. Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии.

4. ГОСТ Р 53865-2010. Системы газораспределительные. Термины и определения.

5. ГОСТР54961-2012. Системы газораспределительные. Сети газопотребления. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация.

6. ГОСТ Р 54983-2012. Системы газораспределительные. Сети газораспределения природного газа. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация.

7. Кязимов К.Г. Гусев В.Е. Основы газового хозяйства. -М.: Высш.шк. 2010.-462 с.

8. Кязимов К.Г. Справочник газовика - М.: 2010.-145 с.

9. СП 62.13330.2011*. Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2003 (с Изменением N 1).

10. СП 42-101-2003. Свод правил «Проектирование и строительство газораспределительных систем из стальных и полиэтиленовых труб».

11. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления».

12. СП 89.13330.2012. Котельные установки. Актуализированная редакция СНиП II-35-76.

Размещено на Allbest.ru