Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

газопровод гидравлический проектирование

В настоящее время без природного газа уже невозможно представить человеческую жизнь. Голубое топливо полностью изменило быт и условия существования людей. Он обогревает, помогает готовить еду. На нем работают турбины и электростанции. Газ является незаменимым промышленным сырьем.

Вся европейская часть России словно паутиной опутала сетью магистральных и распределительных газопроводов. Свыше 900000 тысяч километров газовых труб, это в двадцать два раза больше окружности Земли. Они собирают газ с десятков месторождений, распределяют по стране и транспортируют за ее пределы. Сегодня система газоснабжения использует самые передовые технологии и умеет мгновенно реагировать на внештатные ситуации.

В настоящее время по добыче и запасу голубого топлива Россия занимает лидирующие позиции. Всего в мире добывают 3,5 триллиона кубометров газа, из них свыше 640 миллиардов кубометров российские. Бытует мнение, что основной объем газа Россия экспортирует, но это не так. Более 2/3 добытого в России голубого топлива потребляется внутри страны, и лишь меньше 1/3 идет на продажу за рубеж. Первые поставки небольшого объема отечественного газа были осуществлены еще в конце 1940 года в Польшу. С того времени количество потребителей возросло до нескольких десятков зарубежных стран. Это значительная часть в нашей экономике. Если оценивать в долях поступления доходов в бюджет, то около 10 % дохода федерального бюджета. Ежегодно только Газпром приносит государству около двух триллионов рублей. Это наши пенсии, медицинское страхование, зарплаты бюджетников, национальные проекты. Значение газовой отрасли для экономики страны сложно переоценить. Пол миллиона работников, огромная индустрия, дающая мультипликативный эффект для развития смежных отраслей. Гигантские заказы для промышленности, новые рабочие места, строительство жилья, социально-культурных и спортивных объектов. Эта энергия словно заряжает всё вокруг для того, чтобы успешно двигаться вперед.

Целью данного дипломного проекта является разработка системы газоснабжения деревни Новое Вологодского района, Вологодской области и подбор оборудования газорегуляторного пункта.

1. характеристика объекта строительствА

1.1 Общие данные

Деревня Новое Вологодского района Вологодской области расположена в 19 км от районного центра города Вологды. Входит в состав Лесковского сельского поселения. Численность населения по данным переписи 2002 г. составляет 172 человека.

Данным проектом предусмотрен распределительный газопровод высокого и среднего давления. Точка врезки - ранее запроектированный подземный полиэтиленовый распределительный газопровод высокого давления II категории на деревню Новое, диаметром Ш110х10,0 мм.

Проект выполнен на топографическом плане, выполненном ИП «Охонский В.М.» в 2015г.

Прокладка газопровода принята подземная. Теплотворная способность газа 8000ккал/. Газ используется на горячее водоснабжение, пищеприготовление и отопление 20 индивидуальных жилых домов. Расход газа на деревню Новое составляет 64,53 /ч.

Давление в точке подключения: расчетное по схеме - 0,4 МПа.

Для снижения давления газа с высокого =0,4 МПа до среднего =30кПа запроектирован газорегуляторный пункт шкафного типа ГРПШ-03М2-2У, имеющий сертификат соответствия и разрешение на применение.

Для обеспечения надежности газоснабжения предусмотрена установка отключающих устройств:

- у точки врезки - кран шаровый полиэтиленовый подземной бесколодезной установки FRIALEN ПЭ100 SDR11 Ш63с удлиненным штоком под ковер в ограждении;

- перед и после ГРПШ - кран стальной шаровой фланцевый Ду50.

Вдоль трассы подземного газопровода устанавливается охранная зона в виде территории, ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии 2м с каждой стороны газопровода.

Вокруг ГРПШ устанавливается охранная зона в виде территории, ограниченной замкнутой линией, проведенной на расстоянии 10м от ГРПШ

Технические решения, принятые в рабочих чертежах, соответствуют требованиям правил промышленной безопасности, экологическим, санитарно-гигиеническим, противопожарным и другим нормам, действующим на территории Российской Федерации и обеспечивающим безопасную для жизни и здоровья людей эксплуатацию объекта при соблюдении предусмотренных рабочими чертежами мероприятий.

Исходные данные для разработки проекта приняты в соответствии с техническими условиями №244 от 03.06.2013г, выданные ОАО «Вологдагаз».

1.2 Климатические данные

Климатический район деревни Новое согласно [1] - II.

Климатический подрайон - IIв.

Температура наружного воздуха, °C:

-наиболее холодной пятидневки (c обеспеченностью 0,92) -32;

-наиболее холодных суток (c обеспеченностью 0,92) -37;

-средняя температура воздуха периода со средней суточной температурой воздуха 8°C,

Продолжительность отопительного периода - 228 сут.

Климат района - умеренно- континентальный.

Самый холодный месяц - январь, со среднемесячной температурой = -11,7 °C.

Самый теплый месяц - июль, со среднемесячной температурой = 17,3 °C.

1.3 Общие сведения о проектируемом газопроводе

Данным проектом предусмотрен распределительный газопровод высокого и среднего давления.

Газопровод высокого давления принят из стальных электросварных труб Ш57х3,5 мм ГОСТ 10704-91 из стали марки Cm2cn группы B по ГОСТ 10705-80*, полиэтиленовых труб ПЭ100 Ш63х5,8 SDR11 ГАЗ ГОСТ P 50838-2009 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2.

Газопровод среднего давления выполнен из стальных электросварных труб Ш57х3,5 мм ГОСТ 10704-91 из стали марки Cm2cn группы В по ГОСТ 10705-80*, из полиэтиленовых труб типа ПЭ100 Ш63х5,8 SDR11 ГАЗ ГОСТ P 50838-2009 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2.

Переход со стальной трубы на полиэтиленовую выполнен с помощью неразъемного соединения «ПЭ/cm» заводского изготовления поТУ2248-025-00203536-96.

Газопровод в местах выхода из земли, а также при пересечении с автомобильной дорогой заключен в футляры.

В зоне прокладки газопровода залегают грунты - суглинки коричневые мягкопластичные, легкие и тяжелые с редкими гнездами песка и гальки, сильнопучинистые. Глубина промерзания суглинков - 1,32 м.

Минимальная глубина заложения газопровода 1,3 м.

На всем протяжении трассы газопровода дно траншеи выравнивается слоем среднезернистого песка толщиной 10см, а после укладки газопровод засыпается песком на высоту не менее 20 см над верхней образующей трубы.

Коррозийная агрессивность грунта относится к средней степени коррозийной активности. Проектом предусмотрена пассивная защита подземных участков газопровода высокого и среднего давления, выполненных из стальных электросварных труб, от электрохимической коррозии при помощи «весьма усиленной изоляции» (экструдированный полиэтилен по ТУ 1390-003-01284695-00).

Для определения местонахождения газопровода предусматривается установка опознавательных знаков (на опознавательном знаке в соответствии с положением СП 42-101-2003 наносятся данные о диаметре, давлении, глубине заложения газопровода, материале труб, расстоянии до газопровода, сооружения или характерной точки и телефон аварийно-диспетчерской службы).

Опознавательные знаки для определения места положения трубы устанавливают на постоянные ориентиры в местах поворота трассы и через каждые 200 м на прямолинейных участках по ГОСТ 14202-69 «Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки».

На открытых участках местности в характерных точках опознавательные знаки устанавливаются на железобетонные столбики высотой не менее 1,5 м согласно с. 5.905.-25.05 АС 1.00. Опознавательные знаки следует размещать справа по ходу газа.

Для сохранности и безопасной эксплуатации газопровода, а также для обеспечения безопасности жизни и имущества граждан, вокруг газопровода устанавливается охранная зона. Она представляет собой участок земли, очищенный от растительности, шириной 50 метров и более, расположенный по всей длине газопровода. Участок этот не огораживается, но помечается предупредительными знаками, щитами, с указанием принадлежности газопровода, и телефонами диспетчерской службы эксплуатирующей организации.

Для определения местоположения газопровода приборным методом предусматриваем медный изолированный провод-спутник (ПВ1) сечением 1х2,5 . Изолированный провод-спутник следует укладывать непосредственно на полиэтиленовый газопровод с выводом концов на поверхность под ковер. Соединение изолированного провода-спутника под землей выполнять медной гильзой под обжим с изоляцией места соединения термоусаживающей трубкой.

Вывод изолированного провода-спутника и проводника от заземляющего устройства над поверхностью земли под ковер предусматривать в специальных контрольных точках, исключающих их механические повреждения.

Срок эксплуатации полиэтиленового подземного газопровода - 50 лет, стального подземного газопровода - 40 лет, стального надземного газопровода - 30 лет. Срок эксплуатации технических устройств - 20 лет.

1.4 Выбор и обоснование системы газоснабжения

Системы газоснабжения можно разделить на три вида: местные, локальные и централизованные.

Источником газа в первом случае является баллон со сжиженным газом. Газовый баллон устанавливается в одном или смежных помещениях с потребляемым газ прибором. Такая система обслуживает только одного потребителя.

Локальная система предназначена для обеспечения топливом нескольких потребителей. Она включает в себя газгольдеры (специальные газовые резервуары) или группы баллонов, установленные вне здания, газорегуляторы, наружные и внутренние газопроводы и приборы у потребителей. В подобных системах используется искусственный газ.

Для газоснабжения населенных пунктов и городов применяют централизованную систему. По системе трубопроводов она обеспечивает всех потребителей природным газом. Состоит из таких элементов, как газораспределительная станция (ГРС), хранилища газа, газопроводы различных давлений, газорегуляторные пункты и установки, приборы потребителей.

Еще одной из основных задач при разработке проекта является определение схемы газоснабжения. Выбор схемы зависит от размера населенного пункта и его застройки.

Схемы бывают одно, двух и трехступенчатые.

Для небольших городов и населенных пунктов применяют одноступенчатую схему. Газ от ГРС по газопроводам низкого давления поступает потребителям.

Для городов с населением 50-250 тысяч жителей рекомендуют применять двухступенчатую систему, в которой газ от ГРС по газопроводам среднего и высокого давления подается к ГРП, а от них потребителям. Давление газа в первой ступени составляет 0,3 МПа, а может и 0,6 МПа.

Для крупных городов с населением более 250 тысяч целесообразней применять трехступенчатые системы газоснабжения. Из сетей первой ступени газ через ГРП высокого давления подается в сеть второй ступени, которая предназначена для подачи газа к городским ГРП, откуда уже газ по сети низкого давления поступает потребителям.

Так как в данном проекте рассматривается проект газоснабжения деревни Новое с небольшим населением, применяем одноступенчатую схему газоснабжения.

Также системы газопроводов может быть тупиковой, кольцевой или смешанной.

В тупиковой системе газопроводы отходят в разные стороны от основного источника. Минус такой системы заключается в неравномерности давления газа.

Кольцевая сеть отличается от тупиковой тем, что контур газопроводов замкнут. Потребитель может получать газ по нескольким линиям. При ремонте на кольцевых сетях отключается от подачи газа только часть потребителей, которые закреплены за этим участком, в этом достоинство данной системы.

Сочетание тупиковой и кольцевой схем дает смешанную систему газоснабжения.

Кольцевую и смешанную применяют для больших городов, а для данного проекта газоснабжения деревни Новое применяем тупиковую систему так, как она более экономична, проще в строительстве и эксплуатации.

2. Проектирование газопровода

Для обеспечения жителей деревни Новое природным газом были выбраны магистральный газопровод «Бованенково-Ухта» и шестая нитка магистрального газопровода «Ухта-Торжок» от Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения.

Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение -- крупнейшее месторождение полуострова Ямал. Расположено в 40 км от побережья Карского моря, в нижнем течении рек Сё-Яха, Морды-Яха и Надуй-Яха.

Прежде чем приступить к расчету сети наружных газопроводов, определим среднее значение теплоты сгорания Q_нс (МДж/м³), плотность природного газа с_с (кг/м³) и максимальные расчетные часовые расходы газа V_р.ч. (м³/ч).

2.1 Определение основных характеристик газа

Газообразное топливо представляет собой смесь горючих и негорючих элементов, поэтому в практических расчетах пользуются средними значениями теплоты сгорания Q_нс (МДж/м³) и плотности с_с (кг/м³) сухого природного газа, которые при нормальных условиях (температуре 0 °С и давлении 101,325 кПа) определяют соответственно по формулам:

, МДж/м³, (2.1)

гдеr_i - объемная доля i-го горючего компонента газовой смеси;

(Q^с_н )_i - теплота сгорания i-го компонента, МДж/м³_.

, кг/м³, (2.2)

где r_i - объемная доля i-го компонента газовой смеси;

с_i - плотность i-го компонента при нормальных условиях, кг/м³_.

Физические характеристики, теплоту сгорания и процентное содержание компонентов газа сводим в таблицу 2.1.

Подставив численные значения в формулы (2.1) и (2.2) получаем средние значения теплоты сгорания (МДж/м³) и плотности (кг/м³) сухого природного газа:

=96,4 Ч 35,840 + 2,89 Ч 63,730 + 0,05 Ч 93,370 + 0,03 Ч 123,770 +

+ 0,01 Ч 146,340 = 36,49 МДж/м³

с₀ = 96,4 Ч 0,7168 + 2,89 Ч 1,3566 + 0,05 Ч 2,019 + 0,03 Ч 2,703 + 0,01 Ч

Ч3,221 + 0,22 Ч 1,9768 + 0,43 Ч 1,2505 = 0,742 кг/м³.

Таблица 2.1 - Физические характеристики газа

Состав газа	Процентное содержание ri, %	Теплота сгорания , МДж/м3	Плотность газа при нормальных условиях со, кг/м3
Метан СН4	96,4	35,840	0,7168
Этан С2Н6	2,89	63,730	1,3566
Пропан С3Н8	0,05	93,370	2,019
Бутан С4Н10	0,03	123,770	2,703
Пентан С5Н12	0,01	146,340	3,221
СО2	0,22	-	1,9768
Н2S	-	23,490	1,5392
Азот N2 + редкие газы	0,43	-	1,2505
У	36,49	0,742

2.2 Определение годовых расходов газа населенным пунктом

Годовые расходы газа используются для планирования количества газа, которое необходимо доставить проектируемому населённому пункту, а расчётные (максимальные часовые расходы газа) - для определения диаметров газопроводов.

Расход газа населенным пунктом зависит от числа жителей, степени благоустройства зданий, теплоты сгорания газа, от наличия коммунально-бытовых и промышленных потребителей газа, их числа и характера.

Потребители газа деревни Новое - 20 индивидуальных жилых домов со средним количеством жителей - 4 чел. Газ потребляется на пищеприготовление, отопление и горячее водоснабжение. В каждом доме установлена газовая четырех-комфорочная плита ПГ-4, а также двухконтурный газовый котел мощностью 24 кВт, обеспечивающий отопление и горячее водоснабжение дома.

Годовое потребление газа на использование его в жилых домах вычисляется по формуле:

, МДж/год, (2.3)

гдеN - расчетное количество жителей в населенном пункте;

Z₁ - доля людей, проживающих в квартирах с централизованным ГВС;

Z₂ - доля людей, проживающих в квартирах с ГВС от газовых водонагревателей;

Z₃ - доля людей, проживающих в квартирах без ГВС;

q₁ - норма расхода газа для людей, проживающих в квартирах с централизованным ГВС, МДж/(год·чел);

q₂ - норма расхода газа для людей, проживающих в квартирах с ГВС от газовых водонагревателей, МДж/(год·чел);

q₃ - норма расхода газа для людей, проживающих в квартирах без ГВС, МДж/(год·чел);

у_кв - степень охвата газоснабжением населения города:

Q_кв = 1•80•(1•10000) = 800000 МДж/год

Расчётный расход газа на отопление жилых и общественных зданий, коммунально-бытовых предприятий определяется по формуле (2.5):

Q_ов = [24?(1+К)],, (2.5)

гдеt_вн, t_р.о, t_р.в, t_ср.о - соответственно температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, расчётная наружная температура для проектирования отопления, расчётная наружная температура для проектирования вентиляции, средняя температура наружного воздуха за отопительный сезон, ^оС[3];

К, К₁ -- коэффициенты, учитывающие расходы теплоты на отопление и вентиляцию общественных зданий, принимаемые при отсутствии данных соответственно 0,25 и 0,4;

z - среднее число часов работы системы вентиляции общественных зданий в течение суток, принимаемое при отсутствии данных в размере 16 часов;

F - жилая площадь отапливаемых зданий, 200м²*20=4000 м² ;

з_о - КПД отопительной системы, принимаемое для котельных работающих на газообразном топливе в пределах 0,8-0,85;

q_о - укрупнённый показатель максимального часового расхода теплоты на отопления жилых зданий, принимаемый по [3] кДж/ч.

Расчётный расход газа на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий, коммунально-бытовых предприятий определяется по формуле (2.6):

(2.6)

гдеq_г.в - укрупнённый показатель среднечасового расхода теплоты на горячее водоснабжение жилых зданий, принимаемый по [3] кДж/ч на 1 чел.;

в - коэффициент, учитывающий снижение расхода горячей воды в летний период. Принимается для расчетов: в =0,8 (в= 1 для курортов);

t _х.л - температура водопроводной воды в летний период , t _х.л = 15°С,

t _х.з - температура водопроводной воды в зимний период, t _х.з = 5°С;

з_о - КПД отопительной системы, принимаемое для котельных работающих на газообразном топливе в пределах 0,8-0,85.

Годовой расход газа в м³/ч для любого потребителя посёлка или района определяется по следующему выражению [2]:

м³/ч, (2.7)

где - годовой расход теплоты на коммунально-бытовые нужды, МДж/год;

- низшая теплота сгорания газа, кДж/м³.

2.3Определение расчётных часовых расходов газа населенным пунктом

Расчётный расход определяется по формуле (2.8):

, м³/ч (2.8)

гдеK_m - коэффициент часового максимума, принимаемый для различных видов потребителей, в соответствии с [4], по таблицам 2,3.

Значения коэффициента часового максимума расхода газа на хозяйственно-бытовые нужды в зависимости от численности населения, снабжаемого газом приведены в таблице 2.2 [2].

Значения коэффициента часового максимума при расчете расхода газа нужды отопления, вентиляции и ГВС зависит от климатических данных объекта проектирования и определяется по формулам (2.9):

(2.9)

гдеm- число часов включения газовых приборов в периоды максимального потребления газа.

Расчёт потребления газа на бытовые нужды приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Таблица годовых и расчетных часовых расходов газа

Расход газа :	Годовой расход газа	Число часов использования максимума,	Часовой расход газа, м3/ч
	МДж/год	м3/год
1	2	3	4	5
Бытовые нужды	800000	21923,9	1/1900	11,54
Отопление и вентиляцию	10267248	281371,6	1/2526	111,4
Горячее водоснабжение	910960	24964,7	1/2526	9,89
Всего:	-	-	-	132,83

Расчетные часовые расходы газа для газоснабжения жилых домов в деревне Новое Вологодского района Вологодской области определены из расчета потребления газа на пищеприготовление, с установкой в жилых домах газовых плит ПГ- 4, а также потребления газа на отопление и горячее водоснабжение с установкой двухконтурного котла.

Расход газа отдельными жилыми домами и группами жилых домов определяется с помощью коэффициентов одновременности:

 (2.10)

гдеk_о - коэффициент одновременности, принимаемый по таблице 7 [9];

q - номинальный расход газа на прибор или группу приборов (например, газовая плита и водонагреватель), устанавливаемых в квартирах, м³/ч;

n - число однотипных приборов или групп приборов;

m - число типов приборов или групп приборов.

Номинальный расход газа на прибор определяется по формуле:

м³/ч (2.11)

где- теплопроизводительность газового прибора, кДж/ч;

- низшая теплота сгорания природного газа, кДж/м³.

В помещении кухни устанавливаются автоматизированный газовый котел AtmoTEc pro VUW (Vitopend 100-W, TurboTEC plus VUW) и плита газовая 4-х конфорочная теплопроизводительностью:

= 24 кВт = 20635 ккал/ч,

= 9600 ккал/ч.

Подставив численные значения в формулу (3.2) получим номинальные расходы газа на котел и плиту, м³/ч:

м³/ч;

м³/ч.

Расчет расходов на приборы представлен в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Расход газа на приборы

Тип прибора (группы приборов)	Потребляемая мощность, Q, кВт	Расход V, м3 / ч
ПГ- 4	19,77	0,264
Котел	18,28	0,566
Общий расход газа на дом	0,83

Расчетные расходы газа на деревню Новое Вологодского района Вологодской области представлены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Расчетные расходы газа поселка деревни Новое

N уч-ка	ПГ-4	Котел	Расход общ., м3/ч
	n	k0	qпр	n	k0	qпр
1	2	3	4	5	6	7	8
0-1	20	0,235	0,264	20	0.85	0,566	64,53
1-2	20	0,235	0,264	20	0.85	0,566	64,53
2-3	11	0,251	0,264	11	0.85	0,566	35,49
3-4	10	0,254	0,264	10	0.85	0,566	32,31
4-5	9	0,258	0,264	9	0.85	0,566	29,14
5-6	8	0,265	0,264	8	0.85	0,566	25,91
6-7	7	0,270	0,264	7	0.85	0,566	22,67
7-8	6	0,280	0,264	6	0.85	0,566	19,43
8-9	5	0,290	0,264	5	0.85	0,566	16,19
9-10	3	0,450	0,264	3	0.85	0,566	9,72
10-11	2	0,650	0,264	2	0.85	0,566	6,48
12-2	9	0,258	0,264	9	0.85	0,566	29,15
12-13	8	0,265	0,264	8	0.85	0,566	25,91
13-14	6	0,280	0,264	6	0.85	0,566	19,44
14-15	4	0,350	0,264	4	0.85	0,566	12,96
15-16	2	0,650	0,264	2	0.85	0,566	6,48

3. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДА СРЕДНЕГО ДАВЛЕНИЯ

В основе гидравлического расчета газопроводной сети лежит определение оптимальных диаметров газопроводов, обеспечивающих пропуск необходимых количеств газа при допустимых перепадах давления. Расчет ведется исходя из максимально возможных расходов газа в часы максимального газопотребления. При этом учитываются часовые расходы газа на нужды производственных (промышленных и сельскохозяйственных), коммунально-бытовых потребителей, а также на индивидуально-бытовые нужды населения (отопление, горячее водоснабжение). Как правило, при гидравлическом расчете газопроводов среднего и высокого давления расчетные расходы газа потребителями принимаются в качестве сосредоточенных нагрузок, для сетей низкого давления учитывается также и равномерно распределенная нагрузка. Отличительной особенностью систем газоснабжения среднего давления с установкой газорегуляторных пунктов у каждого потребителя или небольшой группы потребителей населенного пункта является применимость к ним принципа расчета сетей с равномерно распределенными нагрузками.

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

(12)

Средняя скорость движения газа в трубе

(13)

где V - объемный расход газа, м³/с;

F- площадь поперечного сечения трубы, м³.

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

(14)

где - скорость потока, м/с;

D - диаметр трубопровода, м;

- кинематическая вязкость, м²/с.

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

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

Различают гидравлический расчет сетей низкого давления и среднего (высокого) давления.

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

 (15)

где P_н и P_к - абсолютные давления газа в начале и в конце газопровода, МПа;

l - длина газопровода, м;

V - расход газа, м³/ч, при нормальных условиях;

p₀ - плотность газа при нормальных условиях, кг/м³;

P₀ = 0,101325 МПа;

d - внутренний диаметр газопровода, см.

Для сетей низкого давления потери

(16)

где P_н - давление в начале газопровода, Па;

P_к - давление в конце газопровода, Па.

При выполнении гидравлического расчета газопроводов расчетный внутренний диаметр газопровода можно предварительно определять по формуле

(17)

где d_p- расчетный внутренний диаметр, см;

A - коэффициент, зависящий от категории сети. Для сети низкого давления A = 106/(1602) = 626, для сети среднего и высокого давления 20р162mPPA, откуда P₀ = 0,101325 МПа;

P_m- усредненное абсолютное давление газа в сети, МПа;

B, n, m - коэффициенты, зависящие от материала газопровода. Для стальных труб B = 0,022, m = 2, n = 5, для полиэтиленовых - B = 0,0446, m = 1,75, n = 4,75; Q₀ - расчетный расход газа, м3/ч, при нормальных условиях;

Р_уд - удельные потери давления (Па/м - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей среднего и высокого давления), определяемые по формуле

(18)

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

L - расстояние до самой удаленной точки, м.

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

Коэффициент гидравлического трения определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса,

(19)

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

d - внутренний диаметр трубопровода, см;

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

А также в зависимости от гидравлической гладкости внутренней стенки газо-провода, определяемой по условию

 (20)

где n - эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая равной для новых стальных 0,01 см, для бывших в эксплуатации стальных - 0,1 см, для полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации - 0,0007 см, для медных труб - 0,001 см.

В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического трения : для ламинарного режима движения газа при Re? 2000

(21)

для критического режима движения газа при Re= 2000-4000

(22)

При Re< 4000 в зависимости от выполнения условия :

для гидравлически гладкой стенки (неравенство справедливо):

при 4000 <Re< 100 000

(23)

при Re> 100 000

(24)

для шероховатых стенок (неравенство несправедливо) при Re> 4000

 (25)

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

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

При расчете газопроводов низкого давления, прокладываемых в условиях резко выраженного переменного рельефа местности, надо учитывать гидростатический напор, Па,

(26)

где h - разность геометрических отметок газопровода, м;

и - плотности воздуха и газа, кг/м³;

знак «+» - при течении газа по направлению снизу вверх (при <), а знак «-» - при движении газа сверху вниз (при >). Для случаев, когда > (тяжелые газы), знаки меняются на обратные.

Потери давления в местных сопротивлениях вызываются изменениями величин и направлений скоростей движения газа в местах переходов газопровода с одного диаметра на другой, в запорной арматуре, отводах, тройниках и т. д. По формуле Вейсбаха потери давления в местных сопротивлениях, Па,

(27)

где - безразмерный коэффициент местного сопротивления.

Для ряда последовательно расположенных местных сопротивлений на газопроводе одного диаметра сумма их:

(28)

где ж₁,...,ж,ж - коэффициенты различных местных сопротивлений. Средние значения коэффициентов некоторых видов местных сопротивлений приведены в табл. 11 по данным [1].

Часто потери давления в местных сопротивлениях выражают через некоторую эквивалентную длину прямого участка трубы l_экв, на которой линейные потери давления на трение равнозначны потерям на данном местном сопротивлении,

(29)

где D - внутренний диаметр газопровода, м;

l_экв- эквивалентная длина, м, прямолинейного участка трубы данного диаметра, на котором потери давления на трение равны потерям в местном сопротивлении при = 1.

Результаты гидравлического расчета газопровода среднего давления представлены в таблице 3.1

Таблица 3.1 - Расчет газопровода среднего давления.

№ уч-ка	Расход газа, м3/ч	Длина, м	Ду, см		Re		Давление,МПА
		плано-вая	расчет					Рн в начале уч-ка	Рк в конце уч-ка
1	7	8	9	10	11	12	13	14	15
0-1	64,53	39,6	43,56	5,14	0	28290	0,0244	0,400	0,400
1-2	64,53	107	117,70	5,14	0	28290	0,0244	0,030	0,025
2-3	35,49	135	148,50	5,14	0	15559	0,0283	0,025	0,022
3-4	32,31	20	22,00	5,14	0	14164	0,0290	0,022	0,022
4-5	29,14	13	14,30	5,14	0	12775	0,0298	0,022	0,021
5-6	25,91	22	24,20	5,14	0	11359	0,0306	0,021	0,021
6-7	22,67	46,5	51,15	5,14	0	9938	0,0317	0,021	0,021
7-8	19,43	10	11,00	5,14	0	8518	0,0329	0,021	0,020
8-9	16,19	33,5	36,85	5,14	0	7098	0,0345	0,020	0,020
9-10	9,72	32	35,20	5,14	0	4261	0,0392	0,020	0,020
10-11	6,48	7,6	8,36	5,14	0	2841	0,0433	0,020	0,020
2-12	29,15	85	93,50	5,14	0	12779	0,0298	0,025	0,024
12-13	25,91	6	6,60	5,14	0	11359	0,0306	0,024	0,024
13-14	19,44	30	33,00	5,14	0	8522	0,0329	0,024	0,024
14-15	12,96	33	36,30	5,14	0	5682	0,0364	0,024	0,023
15-16	6,48	5	5,50	5,14	0	2841	0,0433	0,023	0,023

Делаем проверку гидравлического расчета:

Расчет считается верным, т.к. разница между необходимым давлением 200 Па и суммой потерь на участках меньше 10%.

Абсолютная шероховатость внутренней поверхности газопроводов принята: из стальных труб п= 0,01 см; из полиэтиленовых труб п = 0,0007 см.

4. ТРАНСПОРТИРОВКА ПРИРОДНОГО ГАЗА

Природный газ - это смесь газов, образовавшихся в недрах земли при разложении органического вещества без доступа воздуха. Он состоит в основном из метана, содержание которого колеблется от 70 до 98% по объему. Но в состав могут входить и более тяжелые углеводороды такие, как этан, пропан, бутан, а также не углеводородные - водород, сероводород, углекислый газ, азот, гелий.

В недрах газ может находиться в газовом состоянии, в виде отдельных скоплений, называемыми газовыми залежами или в виде газовой шапки нефтегазовых месторождений, либо в растворенном состоянии в нефти или воде. Также природный газ может находиться в земле в виде газогидратов.

Для добычи газа бурят скважины глубиной в зависимости от залегания газоносного пласта. По мере бурения в скважину для укрепления ее стенок опускается труба - обсадная колонна, а по его окончанию производится тампонаж - изолирование продуктивного пласта от вышележащих слоев. Тампонаж производится путем заполнения зазора между обсадной колонной и стенками скважины водонепроницаемыми материалами: глиной или цементом. Когда скважина готова, буровая вышка убирается, а на ее место устанавливается фонтанная арматура - это конструкция из клапанов и задвижек. На одном месторождении располагается не одна скважина, как иногда принято считать, а достаточно большое количество. Фонтанная арматура каждой скважины соединена трубопроводом с установкой комплексной подготовки газа (УКПГ). УКПГ представляет собой комплекс технологического приспособления, предназначенного для осушки газа, очистки его от механических примесей, жидкости, углекислого газа и сероводорода. Это не всегда самостоятельный комплекс, довольно часто он входит в состав головных сооружений. Трубопроводы, шлейфы, УКПГ - словом, все, что расположено между скважиной и головным сооружением составляет собой газосборную сеть, основой которой является один или несколько газосборных коллекторов - трубопроводов, в которые поступает добываемый на промысле газ. С газосборного коллектора газ поступает на головное сооружение, где происходит окончательная подготовка его к транспорту, очистка и охлаждение. Охлаждение производится в целях уменьшения объема газа для увеличения пропускной способности газопровода. По началу пластового давления достаточно для того, чтобы транспортировать газ на некоторое расчетное расстояние, но по мере эксплуатации месторождения, пластовое давление снижается, по этому со временем приходится строить головные КС, которые поднимали бы его до необходимой величины.

После того как газ добыт, его необходимо доставить потребителю. Основным способом транспортировки газа, является трубопроводный: с промысла газ подается в магистральный газопровод, представляющий собой не столько сам трубопровод, по которому идет газ, сколько системы сложных инженерных сооружений, которые включают в себя: линейную часть, трубопроводы с линейными кранами, линейные КС, станции подземного хранения газа, газораспределительные и газоизмерительные станции, а также ряд других инженерных систем и сооружений, которые должны обеспечивать надежную работу магистрального газопровода.

Линейная часть представляет собой трубопровод с запорной арматурой, кранами, сгруппированные в линейные крановые узлы, а также различные перемычки, отводы, переходы через естественные и искусственные преграды. Основа линейной части - газопровод. Он сооружается диаметром до 1420 мм. В одну или несколько ниток, укладываемых параллельно в одном техническом коридоре. Существуют различные виды прокладки газопровода, но основным является подземный, с глубиной заложения один метр от верхней части трубы, полуподземный способ используется при укладке газопровода в скальных грунтах, наземный способ прокладки - укладка трубопровода в насыпь, используется обычно в районах вечной мерзлоты. Надземный способ принято использовать в местах с неустойчивыми грунтами: в пустынях, на болотах, а также для преодоления естественных и искусственных преград.

Так как газопровод представляет собой в основном стальной трубопровод, а основной способ его прокладки является подземный, остро встает вопрос защиты го от почвенной коррозии. Ее можно подразделить на два вида: химическую и электрохимическую. При химической коррозии происходит образование поверхностной пленки из продуктов окисления - ржавчины. При этом толщина стенки газопровода уменьшается равномерно и предсказуемо. Более опасной считается электрохимическая, которая обусловлена выходом ионов металла в почву, который происходит в результате образования участками трубы, с разной структурой и влагой, находящегося в грунте гальванического элемента, а грунтовая влага имеет роль электролита. Чем выше разность потенциалов между анодом и катодом и чем большей электропроводимостью обладает электролит, тем больше электрический ток, а соответственно, тем интенсивнее движение ионов в электролите и разрушение металла трубы в анодной зоне. Процесс этот неравномерен и непредсказуем вплоть до образования в трубе небольших сквозных отверстий.

Подземные газопроводы защищают от коррозии двумя способами: пассивным и активным.

Пассивная защита заключается в изоляции трубы от контакта с грунтом с помощью битумных, резиновых, полимерных и других прочных и химически-стойких защитных покрытий.

Активная защита реализуется выносом анодной зоны, подверженной коррозии с трубопровода на электрод, соединенный с трубопроводом в электрическую цепь изолированным проводником. Ток в этой цепи обычно берется с внешнего источника - станции катодной защиты. В этом случае в качестве анодного заземления используются малорастворимые электроды: чугунные, графитовые, графито-пластовые. В случаях, когда использование катодной защиты невозможно, используют анодные электроды из металлов с более отрицательным потенциалом, чем материал трубы газопровода. Например, из алюминия, цинка, магния. И ток в цепи появляется за счет естественной разности потенциалов. Этот способ называется протекторной защитой.

Помимо коррозии магистральному газопроводу угрожает загрязнение его внутренней поверхности частицами породы, окалины, отслоившимся от труб конденсатом, водой, что приводит к снижению его пропускной способности. По этому внутреннюю полость газопровода периодически очищают при помощи очистных устройств - поршней, без прекращения подачи газа. Также существуют более сложные диагностические поршни - дифектоскопы. Их назначение - сканирование внутренней полости трубы и выявление дефектов. Поршни запускаются в трубопровод и извлекаются из него с помощью специальных устройств, называемых камерами приема запуска, как правило, они располагаются на узлах подключения компрессорной станции. Очистка производится следующим образом: поршень запасовывается в камеру запуска, освобожденную от газа, после чего крышка камеры закрывается и в нее подается газ. Давление постепенно растет, пока не станет достаточным для того, чтобы сдвинуть поршень с места и подтолкнуть его в газопровод. После чего поршень движется под давлением транспортируемого газа. На узле подключения компрессорной станции поршень поступает в камеру приема, а вся скопившаяся перед ним грязь отводится в приемный колодец или конденсатосборник.

Через каждые 25-30 километров на трубопроводе устанавливают линейные крановые узлы, предназначенные для локализации участков между ними, как при аварийном разрыве трубы, так и для проведения плановых ремонтных работ. Кроме того, краны предусмотрены на перемычках, отводах, в местах перехода через естественные и искусственные преграды. Эти краны в основном пневмоприводные, то есть запирающий элемент приводится в действие давлением газа. В данном случае, давлением импульсного газа, отбираемого из основного трубопровода, затем поступающего в гидробаллон и передающего давление через жидкость на поршне гидропривода, который и проворачивает расположенный в трубе затвор. Управление линейными кранами осуществляется удаленно со щита управления диспетчерской службы газотранспортной компании. Кран управляется путем подачи команд на электропневманический узел управления, который и открывает подачу газа в гидробаллоны. Также каждый линейный крановый узел оборудован свечой, предназначенной для сброса в атмосферу газа с отключаемого участка газопровода.

Газопровод, как и любая другая транспортная магистраль, встречает на своем пути множество искусственных и естественных преград. Это озера, заливы, реки, овраги, автомобильные и железные дороги, водохранилища и другие. На каждом препятствии сооружается переход, учитывающий все его особенности. На переходах через автомобильные и железные дороги газопровод укладывается в футляры из бетонных полуколец. На переходах через электрофицированные железные дороги, также монтируются установки электродренажной защиты, предохраняющей газопровод от коррозии, вызванной блуждающими токами. При переходе газопроводов через водные препятствия строятся специальные сооружения - дюкерные переходы, как правило, состоящие из основной и резервной ниток, называемых дюкерами. В случае выхода из строя основного дюкера, подача газа потребителям осуществляется из резервного. Подобные устройства речного перехода значительно повышают надежность газопровода. Трубопровод на дне водной преграды укладывают в траншею, глубиной не менее одного метра для судоходных рек и порядка полуметра для несудоходных.

Для защиты газопровода от всплытия применяют чугунные хомуты, а в случае судоходных сплавных рек и каналов, газопровод часто прокладывают в сплошном бетонном футляре. Докера на обоих берегах водной преграды оборудуются крановыми узлами, а также камерами приема и запуска очистных устройств.

По мере газа по трубопроводу, его давление снижается из-за потерь на трение о стенки трубы и отбора газа потребителям. Эти потери давления восполняются через каждые 100-150 метров в специальных сооружениях магистральных газопроводов - компрессорных станциях (КС). КС состоит из нескольких цехов, каждый из которых поднимает давление по своей нитке газопровода и включает в себя узел подключения, систему очистки газа, несколько газоперекачивающих агрегатов и систему охлаждения газа.

Подключение компрессорной станции к газопроводу осуществляется с помощью узла подключения. Он состоит из нескольких кранов обвязкой, состав и количество которых на всех КС разное. Но в состав узла подключения любой станции всегда входят: входной кран, выходной кран и секущий кран. Они предназначены для подключения и отключения станции к газопроводу. С узла подключения газ поступает в установку очистки газа, состоящую из пылеуловителей, количество которых зависит от пропускной способности цеха. Пылеуловители предназначены для очистки газа от механических примесей и жидкой фракции. После очистки газ поступает во входной коллектор обвязки нагнетателей, называемых в профессиональной среде гитарой. Далее на вход нагнетателей, которые и осуществляют основную функцию КС - сжатие газа и являются основной частью газоперекачивающих агрегатов. Газоперекачивающие агрегаты состоят из нагнетателя и привода нагнетателя. Обычно используются центробежные нагнетатели и газотурбинные приводы, работающие на том же природном газе. Но при наличии близко расположенных источников электроэнергии, в качестве привода нагнетателя также используют мощные электродвигатели. Машинный зал и галерея нагнетателей или помещение нагнетателя в блок боксе отделены друг от друга герметичной противопожарной перегородкой, сквозь которую проходит вал газотурбинного привода. Из нагнетателей сжатый газ поступает в выходной коллектор обвязки нагнетателей, а затем в аппараты воздушного охлаждения газа. Аппараты воздушного охлаждения газа состоят из радиаторов и осевых вентиляторов с электроприводом и предназначены для охлаждения нагревшегося во время сжатия газа. Охлажденный газ способствует увеличению пропускной способности газопровода, предотвращению линейного расширения и вспучивания трубопровода, а также увеличения срока службы изоляции и предотвращению растепления многолетних мерзлых грунтов. После охлаждения газ отправляется к узлу подключения и далее в магистральный газопровод. Управление технологическим процессом компрессорного цеха осуществляется со щита управления. Также, сведения о параметрах перекачиваемого газа поступают в центральную диспетчерскую службу газотранспортной компании, откуда осуществляется контроль и управление эксплуатационными режимами транспортировки природного газа.

Основными потребителями природного газа являются теплоэлектроцентрали, генерирующие тепловую и электрическую энергию. Зимой энергии нужно больше, чем летом. Возникает сезонная неравномерность потребления, а объем газа так быстро меняться не может. Для компенсации сезонной неравномерности потребления используют подземные хранилища газа (ПХГ), устраиваемые обычно вблизи крупных потребителей. ПХГ - это по сути подходящий пласт земной коры, в который закачивают газ, как правило, это истощенное месторождение или водоносные структуры. Оборудование для его закачки и откачки - дожимная КС.

Так как природный газ является товаром, встает вопрос о его коммерческом учете. Учет газа, идущего на экспорт или передаваемого от одного газотранспортного предприятия другому, производится газоизмерительными станциями (ГИС), а отпускаемого потребителям - измерительным комплексом на газораспределительной станции (ГРС).

Последнее сооружение магистрального газопровода - газораспределительная станция. Основное ее назначение - подача газа потребителям. Сначала газ очищается от механических и жидких примесей с помощью различных пылеуловителей, газовых аппаратов и фильтров. Далее поступает в нагреватели, чтобы исключить возможность обмерзания оборудования и образования кристаллогидратов при дальнейшем снижении его давления. В узле редуцирования его давление снижается до рабочего в сетях потребителей и поддерживается на заданном уровне. Узел редуцирования состоит минимум из двух линий редуцирования, одна из которых находится в работе, а вторая в резерве. Линия редуцирования представляет собой трубопровод с автоматическим регулятором давления и запорной арматурой. Затем, проходя через сужающее устройство, газ учитывается измерительным комплексом в узле замеров. В вычислителе определяется и регистрируется объем и расход газа, подаваемого потребителям. Так как природный газ не имеет запаха, к нему в блоке одоризации добавляют одорант, тот самый запах газа, который мы чувствуем во время утечки. Обычно в качестве одоранта используют этилмеркаптан. От ГРС газ со сниженным давлением, очищенный от механических примесей и одорированный идет потребителям: на заводы и фабрики, электростанции и теплостанции, на объекты сельского хозяйства и коммунально-бытовое назначение.

5. ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНОГО ПУНКТА

5.1 Общие сведения

Газорегуляторный пункт служит для снижения давления газа, поступающего из городских распределительных сетей, до заданного и поддержания его постоянным независимо от расхода. Поскольку в жилых домах используются газовые приборы (плиты, водонагреватели), оснащенные атмосферными горелками с номинальным давлением газа 2 кПа, то на выходе из сетевого ГРП, питающего сети низкого давления, поддерживается давление 3 кПа.

ГРП сооружаются в виде отдельно стоящих зданий или шкафных регуляторных установок (ШРУ), устанавливаемых на специальные опоры. ГРП и ШРУ размещаются внутри жилого массива на расстоянии от зданий, сооружений, железнодорожных и трамвайных путей и воздушных линий электропередачи, определенном СНиП [4]. На вводах и выводах газопроводов из здания ГРП в колодцах устанавливают отключающие устройства не ближе 5 и не дальше 100 м от здания ГРП. Предохранительный запорный клапан (ПЗК) устанавливается по ходу газа перед регулятором давления. Предохранительный сбросной клапан (ПСК) устанавливается после регулятора давления. Для учета расхода газа используются измерительные диафрагмы с дифманометрами или газовые счетчики.

Измерительные диафрагмы устанавливаются до регулятора давления на прямолинейных горизонтальных участках газопроводов длиной не менее 10 условных диаметров до и 5 условных диаметров после диафрагмы. Газовые счетчики устанавливают на прямолинейных участках длиной ?5 Dy до счетчика и ?3 Dу, после него.

Продувочные газопроводы размещаются после первого отключающего устройства и на байпасе. Условный диаметр продувочных газопроводов должен быть не менее 20 мм.

Условный диаметр сбросного трубопровода, отводящего газ от ПСК, должен быть равным условному диаметру выходного патрубка клапана, но не менее 20 мм. Продувочные и сбросные трубопроводы выводятся на 1 м выше крыши ГРП и должны иметь на конце устройства, защищающие их от попадания атмосферных осадков. Трубопроводы, отводящие газ от ПСК шкафных регуляторных установок, размещаемых на опорах, должны быть выведены на высоту не менее 4 м от уровня земли.

Для снабжения газом потребителей в период ревизии и ремонта ГРП сооружается обводной газопровод (байпас). Диаметр обводного газопровода в соответствии с требованиями СНиП [4] должен быть не менее диаметра седла клапана регулятора давления газа.

В данном дипломном проекте предусмотрена установка газорегуляторного пункта шкафного типа ГРПШ-03М2-2У1 с регулятором давления РДСК-50М2.

Шкафной ГРП (ГРПШ) является готовым заводским изделием. Это металлический шкаф, внутри которого смонтированы все необходимое оборудование, арматура и средства измерения.

5.2 Назначение и принцип действия ГРПШ

Газорегуляторные пункты ГРПШ применяются: в системах газоснабжения сельских и городских населенных пунктах, коммунально-бытовых зданиях, объектах промышленного и сельскохозяйственного назначения, и т. д.

Шкафные газорегуляторные пункты ГРПШ предназначены для редуцирования высокого или среднего давления на требуемое, автоматического поддержания заданного выходного давления и автоматического отключения подачи газа при аварийном повышении или понижении выходного давления от допустимых заданных значений. Также для очистки газа поставляемого потребителю по ГОСТ 5542-87.

Условия эксплуатации пункта должны соответствовать климатическому исполнению У1 (ХЛ1) категории 1 по ГОСТ 15150-69, для работы окружающей среды от -40 до +60°С (от -60 до +60°С). По индивидуальному заказу предприятие-изготовитель выпускает пункты с обогревом. Обогреватель устанавливается под днищем металлического шкафа и используется в холодное время года.