Проектирование системы газоснабжения населенного пункта

Размещено на http://allbest.ru

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

(БАКАЛАВРА)

на тему: Проектирование системы газоснабжения населенного пункта



АННОТАЦИЯ

Ключевые слова: проектирование, газоснабжение, сеть среднего давления, сеть низкого давления, газорегуляторный пункт.

Выпускная квалификационная работа состоит из шести основных разделов.

В первом разделе представлено описание характеристика района, климатические характеристики района, для которого будет проектироваться сеть газоснабжения.

Во втором разделе выполнен расчет свойств транспортируемого газа.

Третий раздел посвящен описанию и расчету требуемого количества газа для потребителей.

В четвертом разделе представлено описание выбранной системы газоснабжения для населенного пункта.

В расчётной части выпускной квалификационной работы были выполнены следующие расчеты:

- выполнен расчет проектного расхода газа;

- выполнен гидравлический расчет на основании, которого определены диаметр газопровода и потери давлений;

- выполнен расчет газопровода на прочность и устойчивость;

Шестой раздел посвящен описанию и подбору необходимого оборудования для газораспределительного пункта.

Объем выпускной квалификационной работы составил 64 страницы.

Таблиц в тексте - 8.

Количество рисунков в тексте - 10.

Использованных источников - 16.



СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика района, площадки строительства

1.2 Геологическое строение и гидрогеологические условия

1.3 Свойства грунтов

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК ПРИРОДНОГО ГАЗА

3. РАСЧЕТ ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА

3.1 Сведения о потребителях газа

3.2 Необходимый расход газа

3.2.1 Расход газа на нужды населения

3.2.2 Расход газа на коммунальные нужды

3.2.3 Расход газа на промышленное потребление

3.3 Определение годовых и часовых расходов газа

4. ВЫБОР СИСТЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

4.1 Обоснование выбора

4.2 Определение оптимального радиуса действия газорегуляторного пункта

5. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

5.1 Гидравлический расчет сети среднего и низкого давления

5.2 Гидравлический расчет внутридомовой газовой сети

5.3 Расчет газопровода на прочность и устойчивость

5.3.1 Определение толщины стенки газопровода

5.3.2 Определение толщины стенки для двух- и более основного состояния

5.3.3 Определение перемещения свободного конца газопровода

6. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО ПУНКТА

6.1 Функциональная схема

6.2 Средства автоматики

6.3 Сооружения на газопроводах

6.4 Подбор регуляторов давления

6.5 Подбор фильтров

6.6 Подбор предохранительных клапанов

6.7 Устройство сбросных трубопроводов

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ А



ВВЕДЕНИЕ

Россия является одним из ведущих добытчиков и поставщиков газа в мире. На сегодняшний день в РФ сосредоточено порядка 35 % мировых запасов газа, что составляет порядка 48 трлн.. Заметна динамика роста объемов добычи, так на 2018 объемы добычи составили порядка 640 млрд., что на 0,7% больше чем в 2017 году. [1]

Удовлетворить постоянно растущую потребность внутреннего и внешнего рынка в природном газе можно только внедрением инновационных разработок науки в действующую сферу по добыче, транспортировке и переработке газа.

Ускорению технического перевооружения действующих тепловых хозяйств способствует применение газа. Процесс газификации напрямую связан с улучшением социальных условий жилья жителей сельской местности и существующих в данной местности производств.

Действующие в данное время распределительные системы газоснабжения состоят из сложного комплекса технологических сооружений. В состав которых входит комплекс сетей 3 видов давления (низкого, среднего и высокого), газорегуляторные пункты (ГРП) и установки (ГРУ), газораспределительные станции (ГРС). Действиями специальной службы, оснащенной специальными средствами, осуществляется обеспечение бесперебойной поставки газа потребителям.

Теплоснабжением различных объектов коммунального хозяйства достигается максимально возможный эффект от комплексного использования газа.

В последнее время происходит технологический прорыв в создании газоиспользующего оборудования. Оптимизирована работа оборудования, связанная с нагревом паром, горячей водой, электроэнергией, по средство сжигания природного газа. Данная оптимизация позволяет повысить полезную работу первичного топлива, а также уменьшить циклы нагревов.

Проектируемые системы газоснабжения разрабатываются на основе развивающихся потоков газа, с учетом размещенных на данной территории областей промышленного и сельского хозяйства. Системой газоснабжения должна обеспечивается бесперебойная подача газа потребителям. Проектируемая или действующая система газоснабжения должна обеспечивать безопасную эксплуатацию. Также следует учесть возможность отключения отдельных участков при проведении ремонтно-восстановительных работ и подключения новых осваиваемых территорий.

В настоящее время довольно актуален вопрос газификации жилых поселков.

Целью данной ВКР является проектирование системы газоснабжения населенного пункта. Газификация населенного пункта позволит повысить уровень жизни, улучшить социально-бытовые условия населения производится в целях повышения уровня жизни и улучшения социально-бытовых условий населения.

Задачи, решенные в данной работе:

- произведена характеристика территории, для которой проектируется система газоснабжения;

- выполнена характеристика трассы газопровода;

-произведен гидравлический расчет газопровода;

-рассчитан диаметр газопровода;

-выполнена расчет газопровод на прочность и устойчивость;

- описан процесс автоматического управления распределением газа;

- разработаны основные технологические решения для проекта газификации.



1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика района, площадки строительства

В административном отношении проектируемая площадь изысканий расположена в с. Соколово Зонального района Алтайского Края. В геоморфологическом отношении район изысканий приурочен к позднечетвертичной современной террасовой равнине, рельеф ровный, плоский. Абсолютные отметки поверхности - изменяются от 95,15 до 96,70 м. Климат района резко континентальный, с довольно продолжительной холодной зимой и относительно коротким жарким летом с резкими сезонными и суточными колебаниями температуры. Средняя температура января, самого холодного месяца года изменяется от минус 17,7 до 19, минимальные температуры могут опускаться до минус 49. Средняя температура августа, самого жаркого месяца, составляет плюс 18. Продолжительность безморозного периода в среднем - 115 дней в году.

Устойчивый снежный покров образуется к середине ноября, его высота в среднем достигает 58 см. Продолжительность устойчивого снежного покрова в среднем составляет 152 дня в году. Снеготаяние начинается в марте и заканчивается в апреле.

Согласно СНиП 23-01-99 «Строительная климатология» [6], район строительства относится к климатическому району I В.

1.2 Геологическое строение и гидрогеологические условия

Геологический разрез по трассе газопровода сложен верхнечетвертичными покровными отложениями: глина легкая пылеватая полутвердая, суглинок легкий песчаный полутвердый, суглинок тяжелый песчаный полутвердый, суглинок тяжелый пылеватый полутвердый. На поверхности залегает почвенно-растительный слой.

По данным исследований, проведенных перед заложением газопровода, грунтовые воды на момент изысканий (05.11) скважинами глубиной 3,0 м. не вскрыты. Уровень грунтовых вод подвержен сезонным колебаниям от 0,6 м, на май месяц приходится максимальный УГВ. По результатам анализа водной вытяжки грунты обладают средней сульфатной агрессией к бетонам на портландцементе по ГОСТ 10 178-76 [18] и слабой хлоридной агрессией к ЖБ конструкциям [19].

Грунты характеризуются высокой коррозионной агрессивностью к углеродистой и низколегированной стали. Блуждающие токи отсутствуют.

1.3 Свойства грунтов

По литологическому составу и физико-механическим свойствам грунтов в геологическом разрезе выделяется один слой и четыре инженерно-геологических элемента:

слой 1 - почвенно-растительный, мощность 0,3-0,8м;

ИГЭ-2 - глина легкая пылеватая полутвердая, мощность 0,6-1,5м;

ИГЭ-3 - суглинок легкий песчаный полутвердый, мощность 1,0-1,3м;

ИГЭ-4 - суглинок тяжелый песчаный полутвердый, мощность 0,5-2,5м;

ИГЭ-5 - суглинок тяжелый пылеватый полутвердый, мощ-ть 0,5-1,5м.

Нормативные значения физико-механических свойств грунтов рассчитаны по результатам лабораторных испытаний, прочностные и деформационные характеристики грунтов ИГЭ-2,3,4,5 назначены по СНиП 2.02.01-83 [20]. По степени морозоопасности грунты ИГЭ-2,3,4,5 относятся к слабопучинистым. Глубина промерзания грунта - 1,93м [21]. По предварительной оценке грунты ИГЭ-2,3,4,5 набухающими и просадочными свойствами не обладают.



2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК ПРИРОДНОГО ГАЗА

На проектируемом объекте используется природный газ, поступающий из северных районов Тюменской области. Качество природного газа соответствует [2]. Физико-химические характеристики природного газа представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Основные физико-химические характеристики природного газа

Состав газа	Теплота сгорания, QкДж/м3	Плотность, , кг/м3	Предел взрываемости
Компоненты	Доля в общем объеме, Уi			Н, %	В, %
Метан, СН4	0,977	35840	0,717	5	15
Этан, С2Н6	0,0114	63730	1,357	3	12,5
Пропан, С3Н8	0,0038	93370	2,2	2	9,5
Изо-Бутан, Изо-С4Н10	0,0005	123770	2,71	1,7	8,5
Н-Бутан, Н-С4Н10	0,0004	146340	3,22	1,35	8
Двуокись углерода, СО2	0,0002	-	1,98	12,5	74
Азот, N2	0,0081	-	1,25	-	-

Расчет параметров газового топлива выполняется по следующим формулам:

Плотность газовой смеси определяется по формуле [3]:

= 0,01 •уi•i,	(2.1)

где уi - молекулярная концентрация i-го компонента в паровой фазе;

i - плотность газа (кг/м³).

Определяем плотность газовой смеси по формуле (2.1):

Низшая теплота сгорания газовой смеси определяется по формуле:

Q0,01 уi•Q, (2.2)

где Q- низшая теплота сгорания газа(кДж/м³).

Определяем низшую теплоту сгорания газовой смеси по формуле (2.2):

Низший предел взрываемости смеси определяется по формуле:

L_н = , (2.3)

где L_н - низший предел взрываемости компонента (%).

Определяем низший предел взрываемости смеси по формуле (2.3):

L_н= %.

Верхний предел взрываемости газовой смеси определяется по формуле:

L_в=, (2.4)

где L_в - верхний предел взрываемости компонента.

Определяем верхний предел взрываемости смеси по формуле (2.4):

L_н= %.



3. РАСЧЕТ ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА

3.1 Сведения о потребителях газа

Проектом предусматривается снабжение природным газом населенного пункта, всего - 341 квартиры, в т.ч. на I очередь строительства 124 квартиры, с учетом расхода газа на перспективу на нужды объектов соцкультбыта, отопление производственных зданий и сушку зерна:

- школа на 392 места, объем помещения - 16663 м³;

- детский сад на 140 мест, объем помещения - 3440 м³;

- дом культуры - 6550 м³;

- столовая 90 мест - 480 м³;

- баня - 280 м³;

- прачечная - 120 м³;

- больница -400 м³;

- Административное здание - 2176 м³;

- здание магазина - 432 м³;

Определение численности населения проводится по формуле:

, (3.1)

где F - площадь застройки, 5 га;

а - плотность заселения, 200 чел/га.

Значение численности населения определяется по формуле (3.1):



3.2 Необходимый расход газа

3.2.1 Расход газа на нужды населения

Потребление газа населенным пунктом является основой при составлении проекта газоснабжения. В проекте предусматривается газоснабжение жилого фонда. Для отдельных жилых домов и общественных зданий расчетный часовой расход газа определяется по сумме номинальных расходов газа газовыми приборами с учетом коэффициента одновременности их действия по формуле [4]:

, (3.2)

где- сумма произведений величин К_sim,q_ном и n_iот i до m;

k_sim - коэффициент одновременности, значения которого принимаются по СП[4] ;

q_ном - номин. расход газа прибором или группой приборов, м³/ч [4];

n_i-число однотипных приборов;

m - число типов приборов или групп приборов.

В каждом доме осуществляется установка бытовых отопительных газовых котлов типа АОГВ-11,6-3 (расход газа Q=1,17 м3/ч), Газовой плиты типа ПГ-4 (Q=1,25 м3/ч) и водонагревателя ВДГ Q =1,9 м3/ч. Пример расчета расхода газа на 1 участке на один дом по формуле (3.2):

.

Результаты расчета расхода газа для всех жилых домов сведены в таблицу А1 приложения А.



3.2.2 Расход газа на коммунальные нужды

Максимальный расчетный часовой расход определяется как доля от годового расхода по формуле [3]:

, (3.3)

где К_max- коэффициент часового максимума;

Q_год- годовой расход газа отдельных потребителей;

Расчет производится по формуле 3.3, результаты расчета представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Расчетные расходы газа

Потребители	Qгод, м3/год	Кmax	Qp, м3/час
Хлебозавод	4,2·104	1/6000	7
Жилые дома, больницы, учебные заведения	19,24·104	1/1800	106,89
Столовая	1,4·104	1/2000	7
Баня	1,8·104	1/2700	6,67
Прачечная	0,1·104	1/2900	0,34

3.2.3 Расход газа на промышленное потребление

Максимальный часовой расход газа на отопление и вентиляцию определяется по формуле [3]:

, (3.4)

где К- коэффициент, учитывающий расход теплоты на отопление общественных зданий [3];

К₁- коэффициент, учитывающий расход теплоты на вентиляцию общественных зданий [3];

з=0,85 - КПД районных котельных [3];

q₀=150Вт - укрупненный показатель теплового потока, зависит от этажности зданий и расчетной наружной температуры на отопление[3];

А-площадь, подлежащая отоплению, м².

Значение часового расход газа на отопление и вентиляцию найдено по формуле (3.4):

.

3.3 Определение годовых и часовых расходов газа

При проектировании системы газоснабжения населенных пунктов расчет должен производиться с учетом максимального часового расхода [1].

Значение максимального расчетного часового расхода определятся по формуле:

(3.5)

где - коэффициент часового максимума;

- годовой расход газа, м/год.

коэффициента часового максимума необходимо определять для каждой территории, подлежащий газификации, отдельно [8].

Выбор коэффициента часового максимума производится в зависимости от численности населения, проживающего в районе газификации.

Справочные значения коэффициентов, необходимые для расчетов представлены в таблице 3.2.



Таблица 3.2- Значения коэффициента часового максимума расхода газа на хозяйственно-бытовые нужды

Число жителей, снабжаемых газом, тыс.чел.	Коэффициент часового максимума расхода газа (без отопления)
1	1/1800
2	1/2000
3	1/2050
5	1/2100
10	1/2200
20	1/2300
30	1/2400
40	1/2500
50	1/2600
100	1/2800
300	1/3000



4. ВЫБОР СИСТЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

4.1 Обоснование выбора

Проектируемый газопровод низкого давления Г3 с максимальным давлением 0,55 МПа проложен надземно параллельно рельефу от точки подключения до ГРПШ 07-1У1, где происходит редуцирование давления газа с высокого на низкое. Газопровод Г3 выполнен из стальных труб Ш108х4,0 Ш57х3,5 мм по ГОСТ 10704-91 и по [16].

Проектируемый газопровод низкого давления Г1 с максимальным давлением 0,0026 МПа проложен подземно параллельно рельефу от ГРПШ 07-1У1 до конечных потребителей, выполнен из полиэтиленовых длинномерных труб по ГОСТ Р 50838-95 [36] с коэффициентом запаса прочности 2,5 ПЭ 80 ГАЗ SDR 17,6- Ш160х9,1, Ш110х6,3, Ш63x3,6 мм, ПЭ 80 ГАЗ SDR 11-32x3,0 мм., стальной трубы Ш159х4,5, Ш108х4,0, Ш57х3,5, Ш32х3,0 мм по ГОСТ 10704-91 и по [15].

На вводах в дома применены стальные трубы Ш57х3,5, Ш32х3,0 и Ш25х2,5 по ГОСТ 10704-91 и по ГОСТ 10705-80 сталь ГОСТ 380-2005.

Выводы из земли к жилым домам выполнены с использованием отводов Ш57х3,5 Ш32х3,0 по [18].

На вводах устанавливаются краны шаровые Ду20мм, Ду25мм- для одно, двухквартирных домов, с изолирующими муфтовыми соединениями соответствующего диаметра и краны шаровые Ду50мм- для многоквартирных домов с изолирующим фланцевым соединением Ду50мм.

Количество примененной трубной продукции указано в технико-экономических характеристиках объекта.

Толщины стенки газопровода приняты в соответствии с расчетами, проведенными по методике СНиП 2.04.12-86, СП 42-102-2004 [9] для стальных труб и СП 42-103-2003 для полиэтиленовых труб.

Герметичность трубопроводной запорной арматуры принята класса «В» по ГОСТ 9544-2005. За отключающими устройствами КУ и ГРПШ по ходу газа предусмотрена установка поворотных заглушек.

Проектом предусмотрено подключение от существующего газопровода «Распределительный газопровод по ул. Рабочая, ул. Чкалова, ул. Пролетарская, ул. Кирова, ул. 8-я Алтайская, ул. Магистральная в р.п. Белокуриха Алтайского Края (от ул. Магистральной по ул. Пролетарской)».

Точка подключения - ПК 0⁴+02,30 от задвижки Ш100 мм (Пересечение улиц Пролетарская и Чкалова). В целях экономии средств предусмотрено строительство надземного стального газопровода низкого давления, подземного полиэтиленового газопровода низкого давления для газоснабжения частных жилых домов.

Выбор системы газоснабжения зависит от характера потребителей газа, которым нужен газ соответствующего давления, а также от протяженности и нагрузки газопроводов. Чем разнообразнее потребители газа и чем большую протяженность и нагрузку имеют газопроводы, тем сложнее будет система газоснабжения. В условиях сельских населенных пунктов наибольшее распространение получили двухступенчатые системы газоснабжения, при которых по газопроводам 1 ступени газ под давлением 0,3 - 0,6 МПа подается к крупным сельскохозяйственным потребителям, отопительным котельным и газорегуляторным пунктам. Через ГРП он поступает в газопровод низкого давления (II ступень), которые обеспечивают подачу газа в жилые дома, мелкие коммунально-бытовые объекты и учреждения, а также для нужд сельскохозяйственного производства.

В нашем случае принята двухступенчатая разветвленная тупиковая сеть газоснабжения, принципиальная схема которой представлена на рисунке 4.1.



Рисунок 4.1 - Проектируемая двухступенчатая разветвленная тупиковая сеть

4.2 Определение оптимального радиуса действия газорегуляторного пункта

ГРП, питающие сеть низкого давления, располагают в центре нагрузок (кварталов и микрорайонов). Такие ГРП имеют пропускную способность 1000…3000 м³/ч. При известном расчетном расходе газообразного топлива определяется количество ГРП исходя из оптимального радиуса действия (R_опт= 0,5ч1,0 км).

Количество ГРП и радиус действия можно определить по формулам [17]:

(4.1)

(4.2)

(4.3)

где n - число ГРП;

R-радиус действия ГРП, км;

F -газифицируемая площадь, га;

УQ_ГРП -суммарный расход газа через ГРП, м³/ч;

Q -производительность типовой ГРП, м³/ч.

Количество ГРП и радиус действия найдены по формулам (4.1)-(4.3):

;

Исходя из данных расчетов R=2.5>1км, следует, что одного ГРП недостаточно. Увеличиваем число ГРПШ до 2 шт. и проводим расчет по формулам (4.1) и (4.2):

Принимаем 2 ГРПШ с оптимальными радиусами действия 1 км.



5. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

5.1 Гидравлический расчет сети среднего и низкого давления

На перспективу предусмотрено подключение 259 зданий (279,8м3/ч) при получении дополнительных ТУ.

Общее количество домов составит 359 зданий с максимальным расходом 398,3 м3/ч, минимальным 46,25м3/ч.

Давление газа в точке подключения, согласно ТУ, составляет: Р_МАХ = 0,55 МПа, Р_МIN= 0,46 МПа.

Расчетное давление в конце трассы газопровода составляет минимум 0,001447 МПа, что удовлетворяет эксплуатационным требованиям газоиспользующего оборудования.

Расчет выполнен согласно методике приведенной в [8].

При проведении расчета для определения пропускной способности газопровода необходимо иметь ввиду, что при максимальных потерях давлений должна обеспечиваться максимально надежная и экономически целесообразная система функционирования работы ГРП, ГРУ и оборудование потребителей газа.[8]

Значение внутреннего диаметра проектируемого газопровода должны определяться с учетом того, что найденный диаметр должен обеспечивать бесперебойную поставку газа потребителям в часы наибольшего потребления газа.

Нахождение диаметров рекомендуется определять с использованием ЭВМ, с учетом меньшей погрешности при расчетах и обеспечения оптимальности распределения потерь давления между проектируемыми технологическими участками.

При невозможности использования ЭВМ допускается проведение расчета, используя методику расчета, приведенную ниже.

В зависимости от принятой категории давлений принимаются и расчетные потери.

Для газопроводов низкого давления найденные потери давления должны входить в интервал, не превышающий 180 Па, то есть до самого удаленного прибора от источника газоснабжения.

Величина потерь давления для распределительных газопроводов не должна превышать 120 Па, а во внутренних газопроводах-60 Па [8].

Для участка газовой сети падение давлений допускается определять по формулам:

- сеть среднего давления:

(5.1)

где - абсолютное давление в начале газопровода, МПа;

- абсолютное давление в конце газопровода, МПа;

=0,101325 МПа;

- коэффициент гидравлического трения;

- расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;

d - внутренний диаметр газопровода, см;

- плотность газа при нормальных условиях, кг/м;

Q₀ - расход газа, м/ч, при нормальных условиях;

- сеть низкого давления:

(5.2)

Коэффициент гидравлического трения зависит от режима движения газа, которое характеризуется числом Рейнольдса , значение которого определяется по формуле 5.3:

(5.3)

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

Q₀ - расход газа, м/ч, при нормальных условиях;

d - внутренний диаметр газопровода, м.

Внутренний диметр трубопровода должен выбираться из соблюдения условия (5.4):

, (5.4)

.

где - число Рейнольдса;

- эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности трубы;

Коэффициент гидравлического сопротивления определяется в зависимости от по следующим формулам:

- при ламинарном движении газа, то есть

(5.5)



- при критическом режиме движения газа, то есть

(5.6)

- при 4000 << 100000 по формуле:

(5.7)

- при >100000

(5.8)

- для шероховатых стенок (неравенство (5.8) несправедливо) при >4000

Удельные потери давления для сетей среднего и низкого давления определяются по формуле:

, (5.9)

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

L- расстояние до самой удаленной точки, м.

Предварительно необходимо определить расчетный внутренний диаметр газопровода по формуле:



, (5.10)

где m,A,B - коэффициенты, определяемые по таблицам [5] и [6] в зависимости от категории сети (по давлению) и материала газопровода;

-расчетный расход газа, м /ч, при нормальных условиях;

Для распределительных наружных газопроводов низкого давления значение расхода газа необходимо определять суммой транзитного и половиной путевого расхода на рассматриваемом участке.

Увеличением фактической длины газопровода можно учитывать потери давления в местных сопротивлениях. Увеличение должны производиться на величину от 5 до 10% от исходной длины.

Расчетная схема сети среднего давления представлена на рисунке 5.1.

Рисунок 5.1 - Расчетная схема сети среднего давления

По методике рассмотренной выше выполним расчет для участков газопровода.

Удельные потери определим по формуле (5.9):

Зная удельные потери рассчитаем по формуле (5.10) диаметр трубы:

.

Принимаем трубу с внутренним диаметром равной 65 мм.

Число Рейнольдса рассчитываем по формуле (5.3):

.

Коэффициент гидравлического трения определяем по формуле (5.7), поскольку 4000 Re100000:

.

Зная все искомые значения, находим по формуле (5.2) потери давления на 1 участке:

.

Аналогичным образом производится расчет для остальных участков среднего и низкого давления. Результаты расчетов представлены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Гидравлический расчет сети среднего и низкого давления

Гидравлический расчет газопровода среднего давления
Начальная точка	Конечная точка	Расход, мз/час	Диаметр внутр., мм	Длина участка, м	Материал трубы	Давление начальное МПа	Давление конечное МПа
0	1	398	100	0,2	Сталь	0,46	0,46
1	2	398	50	2,7	Сталь	0,46	0,459
Гидравлический расчет газопровода среднего давления (от ГРПШ-07-1У1 до кранов шаровых)
1	3	398	150	1	Сталь	260,0	259,8
2	4	347	100	1	Сталь	259,8	258,4
3	5	91	100	1	Сталь	258,4	258,3
4	6	37	50	1	Сталь	258,3	257,6
Гидравлический расчет газопровода низкого давления (линия1)
5	7	63	100	3	Сталь	259,8	259,6
6	8	63	97	7	Сталь	259,6	259,1
7	9	62	97	24	Сталь	259,1	257,5
8	10	61	97	45	Сталь	257,5	254,6
9	11	60	97	25	Сталь	254,6	253,1
10	12	59	97	26	Сталь	253,1	251,5
11	13	58	97	40	Сталь	251,5	249,2
12	14	56	97	87	Сталь	249,2	244,5
13	15	55	97	27	Сталь	244,5	243,1
14	16	54	97	13	Сталь	243,1	242,4
15	20	49	97	27	Сталь	237,0	235,8
16	21	47	97	46	Сталь	235,8	234,0
17	22	44	97	11	Сталь	234,0	233,6
18	23	40	97	44	Сталь	233,6	232,3
19	24	38	55	24	Сталь	232,3	222,2
20	25	37	55	26	Сталь	222,2	211,8
21	26	36	55	21	Сталь	211,8	203,8
22	27	35	55	14	Сталь	203,8	198,7
23	28	34	55	42	Сталь	198,7	184,2
Гидравлический расчет газопровода низкого давления (линия3)
27	38	6	55	19	Сталь	233,6	233,4
28	39	3	55	28	Сталь	233,4	233,3
Гидравлический расчет газопровода низкого давления (линия4)
29	40	17	55	26	Сталь	174,3	171,7
30	41	14	55	36	Сталь	171,7	169,1
31	42	10	55	2	Сталь	169,1	169,0
32	43	7	55	34	Сталь	169,0	168,4
33	44	4	55	32	Сталь	168,4	168,2
Гидравлический расчет газопровода низкого давления (линия5)
34	45	6	55	12	Пол-н	169,1	168
35	65	265	141	13	Сталь	244,3	242,4
36	66	219	141	10	Сталь	242,4	241,4
37	67	217	141	29	Сталь	241,4	238,5
38	75	93	97	37	Сталь	220,4	215,4
39	76	92	97	22	Сталь	215,4	212,5
40	77	91	97	47	Сталь	212,5	206,4
41	78	64	97	15	Сталь	206,4	205,4
42	79	61	97	62	Сталь	205,4	201,5
50	94	31	55	33	Сталь	220,8	211,2
51	95	30	55	29	Сталь	211,2	203,2
52	96	27	55	38	Сталь	203,2	194,5
53	97	26	55	19	Сталь	194,5	190,5
54	98	25	55	14	Сталь	190,5	187,7
55	99	23	55	27	Сталь	187,7	183,1
56	100	22	55	29	Сталь	183,1	178,5
57	101	21	55	20	Сталь	178,5	175,6
58	102	20	55	16	Сталь	175,6	173,5
59	104	17	55	21	Сталь	172,1	170,0
60	105	16	55	19	Сталь	170,0	168,3
61	106	14	55	14	Сталь	168,3	167,3
62	114	37	50	3	Сталь	257,6	255,6
63	115	37	55	53	Сталь	255,6	234,4
64	116	35	55	62	Сталь	234,4	211,9
65	117	32	55	40	Сталь	211,9	199,5
66	118	30	55	22	Поли	199,5	193,4
67	119	27	55	47	Сталь	193,4	182,7
68	120	25	55	21	Сталь	182,7	178,5
69	121	23	55	24	Сталь	178,5	174,4
70	122	22	55	29	Сталь	174,4	169,8
71	123	21	55	17	Поли	169,8	167,3
72	125	18	55	26	Сталь	164,2	161,3
73	126	17	55	14	Сталь	161,3	159,9
75	135	3	55	27	Сталь	150,7	150,6
76	136	54	97	26	Сталь	242,4	241,1
77	137	54	100	3	Сталь	241,1	241,0
Гидравлический расчет газопровода низкого давления (линия15)
78	138	54	100	3	Сталь	241,0	240,9
79	139	54	97	2	Сталь	240,9	240,8
80	140	53	97	17	Сталь	240,8	240,0
81	141	52	97	28	Сталь	240,0	238,7
82	142	50	97	7	Сталь	238,7	238,4
83	143	40	55	38	Поли	238,4	220,9
84	145	33	55	42	Сталь	202,1	188,4
85	146	32	55	24	Сталь	188,4	181,0
86	147	31	55	15	Сталь	181,0	176,6
87	148	30	55	42	Сталь	176,6	165,0
88	156	10	55	27	Сталь	147,1	146,0
89	157	9	55	18	Сталь	146,0	145,4
90	158	7	55	39	Сталь	145,4	144,7
91	159	4	55	5	Сталь	144,7	144,7
Гидравлический расчет газопровода низкого давления (линия16)
92	160	13	55	11	Сталь	238,4	237,7
93	161	10	55	38	Сталь	237,7	236,2
94	162	7	55	43	Сталь	236,2	235,4
95	163	6	55	27	Сталь	235,4	235,1
96	165	3	55	24	Сталь	234,9	234,8
99	174	3	55	18	Сталь	147,7	147,6
Гидравлический расчет газопровода низкого давления (линия19)
100	175	71	100	3	Сталь	234,8	234,6
101	176	71	97	43	Сталь	234,6	231,0
102	177	70	97	3	Сталь	231,0	230,8
103	178	69	97	62	Сталь	230,8	225,9
104	179	66	97	28	Сталь	225,9	223,9
105	180	65	97	7	Сталь	223,9	223,4
106	181	64	97	15	Сталь	223,4	222,4
107	182	63	97	10	Сталь	222,4	221,7
108	183	61	97	34	Сталь	221,7	219,5
109	184	60	97	6	Сталь	219,5	219,1
110	185	41	55	12	Сталь	219,1	213,3
111	193	4	55	33	Сталь	179,5	179,3
112	194	3	55	17	Сталь	179,3	179,2
Гидравлический расчет газопровода низкого давления (линия20)
113	195	25	55	26	Сталь	219,1	213,9
114	196	22	55	9	Сталь	213,9	212,5
115	197	20	55	25	Сталь	212,5	209,2
116	198	17	55	1	Сталь	209,2	209,1
117	199	16	55	35	Сталь	209,1	206,0
118	200	14	55	16	Сталь	206,0	204,9
119	201	13	55	14	Сталь	204,9	204,0
120	202	12	55	19	Сталь	204,0	203,0
123	211	25	55	36	Сталь	172,7	165,5
124	212	22	55	34	Сталь	165,5	160,1
125	213	10	55	3	Сталь	160,1	160,0
126	214	7	55	23	Сталь	160,0	159,6
127	215	4	55	27	Сталь	159,6	159,4
128	216	4	55	14	Сталь	172,7	172,6
129	217	3	55	22	Сталь	172,6	172,5
130	218	14	55	11	Сталь	160,1	159,3
131	219	13	55	28	Сталь	159,3	157,6
132	220	10	55	30	Сталь	157,6	156,4
133	221	7	55	35	Сталь	156,4	155,8
134	222	4	55	6	Сталь	155,8	155,8



5.2 Гидравлический расчет внутридомовой газовой сети

Требуемый расход газа состоит из расхода газа на котел отопления и плиту. Расход газа, необходимый для плиты находится по формуле:

, (5.11)

После нахождения требуемых диметров газопровода, определим расчетные длину участка внутридомовой газовой сети участка:

Определим потери давления на участке внутридомовой газовой сети участка:

5.3 Расчет газопровода на прочность и устойчивость

Исходные данные:

Нормативное значение временного сопротивления металла трубы

Нормативное значение предела текучести металла трубы

Плотность газа

Максимальная температура стенок трубы в процессе эксплуатации, равняется температуре продукта

Температура укладки трубопровода

Коэффициенты надёжности по материалу

Высота свободного конца трубопровода

5.3.1 Определение толщины стенки газопровода

Толщина стенки, находится:

, (5.12)

где n - коэффициент надежности по нагрузке внутреннему рабочему давлению в трубопроводе (n=1,1);

P - рабочее давление;

- наружный диаметр трубы;

- расчетное сопротивление по пределу прочности.

Расчётное сопротивление растяжению (сжатию) металла трубы:

(5.13)

где m - коэффициент условия работы трубопровода (m=0,9);

- коэффициент надежности по материалу;

- коэффициент надежности по назначению трубопровода;

- нормативное сопротивление материала.

Определяем расчётное сопротивление из формулы (5.13):

Определяем номинальную толщину стенки из условия ииз формулы (5.11):

Исходя из сортамента труб для номинального диаметра 1220 мм, минимальное значение толщины стенки 10 мм.

5.3.2 Определение толщины стенки для двух- и более основного состояния

Проверка на прочность и на недопустимость пластических деформаций

(5.14)

где - коэффициент, учитывающий двухосное напряжённое состояние металла труб;

(5.15)

где - продольное напряжение в трубопроводе (МПа).

(5.16)

где - коэффициент линейного расширения;

- модуль упругости материала трубы;

- расчётный температурный перепад, ⁰С;

коэффициент Пуассона упругой стадии работ металла.



(5.17)

Найдём расчётный температурный перепад из формулы (5.17):

Вычисляем продольное напряжение в трубопроводе (5.16):

Из формулы (5.15) находим :

Когда все величины нам известны, находим толщину стенки из (5.14):

Проверка на прочность и не допустимость пластических деформаций заданного участка трубопровода из условия:

(5.18)

Кольцевые напряжения в трубе от рабочего давления (МПа):

(5.19)

Из формулы (5.19) находим

Коэффициент, учитывающий двухосное напряжённое состояние металла труб находим из формулы (5.15):

Продольное напряжение (5.15):

Проверяем условие (5.18):

- Условие выполняется.

Находим по формуле (5.13) :

Значения максимальных суммарных продольных напряжений от нормативной нагрузки определяются по формуле:

(5.20)

Из формулы (5.19) найдём кольцевые напряжения:

Для дальнейших расчётов, примем минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода

Тогда максимальные суммарные продольные напряжения растяжения от нормативных нагрузок и воздействий находим из формулы (5.20):

Максимальные суммарные продольные напряжения сжатия от нормативных нагрузок и воздействий находим из формулы (5.20):

Так как из формулы (5.21):

- условие выполняется.

- условие выполняется.

Таким образом, все условия на прочность и на отсутствие пластических деформаций выполнились, следовательно, толщина стенки нашего трубопровода составляет 15 мм.

5.3.3 Определение перемещения свободного конца газопровода

Предельное сопротивление грунта продольным перемещением:

, (5.21)

где -коэффициент образования свободо-обрушения грунта.

-коэффициент сцепления с грунтом:

(5.22)

Вес трубопровода с продуктом (кН/м):

(5.23)



где - вес трубопровода и продукта соответственно (кН/м):

(5.24)

(5.25)

Площадь поперечного сечения трубопровода (м³):

Найдём из формул (5.22) и (5.25) значения q:

Таким образом, суммарный вес трубопровода с продуктом находим по формуле (5.23):

Найдя все неизвестные значения, определим предельное сопротивление грунта продольным перемещением из формулы (5.22):

Определение свободного конца трубопровода (см.):

(5.26)

Из системы (2.27), получаем:



(5.27)

(5.28)

Эквивалентное продольное усилие (кН):

(5.29)

Из формулы (5.28):

Из формулы (5.29) получим, что эквивалентное усилие:

- условие выполняется

Таким образом, перемещение свободного конца трубопровода, исходя из (5.26):



6. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО ПУНКТА

6.1 Функциональная схема

В проекте предусмотрена установка одного газорегуляторного шкафного пункта. ГРПШ 07-1У1 с регулятором РДНК-1000 производства «ЭПО «Сигнал», г. Энгельс с одной линией редуцирования, без подогрева, без узла учета газа.

ГРПШ представляет собой металлический утепленный блок, в котором смонтировано технологическое оборудование. Предназначен для снижения давления с высокого на низкое и поддержания его на заданном уровне при газоснабжении потребителей. Режим работы автоматический.

Технические характеристики представлены в таблице 6.1

Таблица 6.1

Тип регулятора	РДНК-1000
Производительность паспортная при Рвх = 0,6 МПа, м3/час	720
Производительность паспортная при Рвх = 0,5 МПа, м3/час	560
Производительность максимальная с учетом плотности транспортируемого газа при Рвх = 0,549 МПа, м3/час	713,9
Производительность максимальная с учетом плотности транспортируемого газа при Рвх = 0,459 МПа, м3/час	555,6
Производительность расчетная максимальная, м3/час	398,3
Тип регулятора	РДНК-1000
Производительность расчетная минимальная, м3/час	46,25
Выходное давление, МПа	0,0026
Настройка ПСК 1,15*Рвых.	0,00299
Настройка ПЗК 1,25*Рвых	0,00325
Регулируемая среда	Природный газ по ГОСТ 5542-87 [22]



Процент загрузки К регулятора РДНК-1000 ГРПШ 07-1У1 при давлении в точках подключения:

Максимальный:

(6.1)

(6.2)

где - максимальный часовой расход;

N₁ - производительность максимальная с учетом плотности транспортируемого газа при Р_вх = 0,549 МПа, м3/час;

N₂ - производительность максимальная с учетом плотности транспортируемого газа при Р_вх = 0,459 МПа, м3/час.

Значение процента загрузки найдено по формуле (6.1) и (6.2):

Минимальный:

(6.3)

(6.4)

где - минимальный часовой расход.

Значение процента загрузки найдено по формуле (6.3) и (6.4):

В ГРПШ 07-1У1 не заложен узел учета газа, в связи с установкой потребителями счетчиков с термокоррекцией.



6.2 Средства автоматики

В настоящее время процессом распределения газа управляют современные автоматизированные системы управления технологическими процессами распределения газа (АСУ ТП РГ).

Данная система представляет собой сложную техническую структуру, составными элементами которой являются установленные на наружных сетях контролируемые пункты (КП) на наружных сетях и сооружениях, используемые для различных уровней.[2]

Если требуется создать многоуровневую систему, то необходимо учесть промежуточные пункты управления (ППУ), которые будут осуществлять координацию работы КП.

В состав АСУ ТП РГ входят:

ГРС - осуществляющие связь магистрального газопровода с региональной системой распределения;

ГРП - осуществляют процесс снижения давления газа в газовых сетях соответствующего давления;

ГРП - осуществляют поставку газа сети низкого давления при потреблении больше , чаще всего эксплуатируются наиболее удаленных населенных пунктах.

АСУТПРГ должно обслуживать такое количество потребителей, чтобы осуществлялся процесс контроля не менее 80% объема поставляемого газа.

В состав современных АСУ ТП РГ входят информационные подсистемы, выполняющие комплексные задачи, представленные в таблице 6.2.



Таблица 6.2- Информационные функциональные подсистемы

Наименование функциональной подсистемы АСУ ТП РГ	Комплекс задач, задачи	Периодичность решения
1. Оперативный контроль технологического процесса распределения газа	1. Измерение, контроль и обработка технологических параметров по инициативе КП.	При возникновении аварийной или предаварийной ситуации.
	2. Периодическое измерение и контроль технологических параметров КП.	Устанавливается диспетчерским персоналом, но не реже одного раза в 2 ч.
Наименование функциональной подсистемы АСУ ТП РГ	Комплекс задач, задачи	Периодичность решения
	3. Измерение и контроль технологических параметров КП (выборочно) по инициативе	По инициативе диспетчерского персонала в любой момент времени.
Наименование функциональной подсистемы АСУ ТП РГ	Комплекс задач, задачи	Периодичность решения
2. Оперативный контроль состояния технологического оборудования	1. Передача в ЦДП информации об аварийных и нештатных ситуациях.	При возникновении за время не более 30 с.
	2. Периодический контроль состояния технологического оборудования КП.	Один раз в час.
	3. Контроль и обработка показателей состояния технологического оборудования по инициативе диспетчерского персонала	По инициативе диспетчерского персонала.

Для обеспечения нормальной эксплуатации АСУ ТП РГ, входящие в состав подсистемы, которые представлены в таблице 2.5 должны обеспечивать выполнение следующих функций:

а) осуществление периодического измерения ( с периодичностью не менее 4) представленных ниже физико-химических параметров ГС:

- на каждом входе ГС;

- рабочее давление перед узлами контроля газа;

- на всех сужающихся устройствах замерного узла учета;

- на каждом узле учета;

- на каждом выходе ГС;

- текущее положение заслонок регулирующих устройств;

б) осуществление постоянного сравнения фактических данных, полученных при измерении с заданными значениями, фиксации фактических параметров и текущего отклонения;

в) осуществление постоянного контроля технологического оборудования ГС:

- положение запорного устройства;

- текущее состояние засоренности фильтров;

- положение предохранительно-запорного клапана;

- измерение загазованноститехнологических помещений;

- в технологических помещениях;

- контрольнесанкционированного доступа в технологические помещения;

г) осуществление постоянного сравнения технологических параметров, полученных при измерении с заданными значениями, фиксации фактических параметров и текущего отклонения;

А также ряд других функций, представленных в [9].

6.3 Сооружения на газопроводах

На газопроводах устанавливаются колодцы, размещающие в себе отключающие устройства. Колодцы должны быть изготовлены из несгораемых материалов [13].

Для от проникновения поверхностных или грунтовых вод предусматривается устройство гидроизоляции колодцев.

Для попадания обслуживающего персонала в колодцы используются металлические стремянки или скобы.

Необходимо устанавливать газопроводы в футляры, выходящие не менее чем на 2 см от стенки колодца, в местах прохода газопровода через стенки колодцев. Диаметр футляра подбирается в зависимости от строительно-монтажных работ, а также с учетом возможных смещений газопровода относительно футляра. Требуется соответствие отметок крышек колодцев и ковер с отметкой дорожного покрытия, в случае прокладки газопровода под проезжей частью дороги.

Контрольные трубки следует использовать диаметром не менее 32 мм.

Если по технологическим требованиям требуется вывести контрольную трубку выше поверхности земли, то необходимо свободный конец контрольной трубки изогнуть на .

На рисунке 3.1 представлены технологически правильно установленные контрольные трубки.

Рисунок 6.1 - Установка контрольных трубок

а - над поверхностью земли; б - под ковер

Для отбора проб из футляров предусматривается вытяжная свеча, изготовленная из стальных труб, установленная на фундаменте.

Конструкция вытяжной свечи приведен на рисунке 6.2. Футляры для газопроводов применяются для обеспечения защиты газопровода от внешних нагрузок, от повреждений в местах пересечения с подземными сооружениями и коммуникациями. Составные части футляра должны быть герметичными и прямолинейными.



Рисунок 6.2 - Вытяжная свеча

1 - оголовник; 2 - вытяжная труба; 3 - отводная труба; 4 - фундамент

В случае технологической необходимости допускается размещение нескольких газопроводов внутри одного футляра, если будет обеспечиваться свободное перемещение одной трубы относительно другой без нарушения изоляционного покрытия.

Конструкция опор может быть различной: скользящей, катковой (роликовой). При прокладке плетей газопровода в футлярах длиной более 60 м рекомендуется применять катковые опоры .

Конструкция опор представлена на рисунке 6.3

Из условия обеспечения строительно-монтажных работ и возможных перемещений определяется диаметр футляра газопровода.

Концы футляров комплектуются уплотняющей манжетой, конструкция которой представлена на рисунке 3.4. Материал, используемый для манжеты должен диэлектрическим, водонепроницаемым и достаточно эластичным.



Рисунок 6.3 - Прокладка газопровода в футляре

1 - газопровод; 2 - опорно-направляющее кольцо; 3 - футляр; 4 - прокладочный материал

Из условия обеспечения строительно-монтажных работ и возможных перемещений определяется диаметр футляра газопровода.

Концы футляров комплектуются уплотняющей манжетой, конструкция которой представлена на рисунке 6.4. Материал, используемый для манжеты должен диэлектрическим, водонепроницаемым и достаточно эластичным.

Рисунок 6.4 - Конструкция манжеты

1 - трубная плеть; 2 - защитный футляр; 3 - резиновая манжета; 4 - малый хомут; 5 - большой хомут



Конструкция уплотняющей манжеты должна обеспечивать устойчивое положения газопровода при воздействии на нее грунта и грунтовых вод.В качестве материала рекомендуется применять пенополиуретан (типа «Макрофлекс», «Пенофлекс»).

При прокладке газопровода по территории с наличием участков с высоким уровнем грунтовых вод, подводных переходов трассы следует применять пригрузы для балластировки газопроводо.

Необходимость Установка конденсатосборников уточняется на этапе проектирования.

Значение диаметра конденсатосборника определяется по формуле (6.5):

, (6.5)

где - расчетный расход газа в газопроводе, м/ч.

Также следует учесть установку компенсаторов, обеспечивающих снижение напряжений в металле трубы результате температурных, грунтовых и т.п. воздействий.

6.4 Подбор регуляторов давления

Регуляторы давления выбираются по расчетному (максимальному часовому) расходу газа при требуемом перепаде давления.

Пропускная способность таких регуляторов определяется по паспортным данным заводов-изготовителей, полученным экспериментальным путем.

Ее величину рекомендуется принимать на 15-20 % больше максимального значения расчетного расхода газа.

Подбор типоразмера регулятора давления производится по таблицам, приведенным в справочной литературе [3].

Далее по формулам и в зависимости от P2/P1 определяется максимальная пропускная способность V регулятора давления.

Устойчивой работа регулятора будет при его загрузке в пределах 10-80% от максимальной пропускной способности.

Если это условие не выполнено, то берется регулятор другого типоразмера и расчет повторяется.

Наиболее экономичным (с наименьшей металлоемкостью) будет регулятор, максимальная пропускная способность которого V превышает расчетный расход газа Vр на величину, близкую к 0,2V.

При подборе регулятора следует руководствоваться номенклатурой ряда регуляторов, выпускаемых промышленностью.

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

Пропускная способность регуляторов определяется по формуле[16]:

(6.6)

где Q₂ - расход газа, м³/ч, при нормальных условиях со значениями Р₁¹,ц₁¹ и с₀¹, отличными от приведенных в паспорте на регулятор;

Q₁- расход газа при Р₁, ц₁, с₀ согласно паспортным данным;

Р₁- входное абсолютное давление, МПа;

ц₁- коэффициент, определяемый по отношению Р₂/Р₁;

Р₁¹, ц₁ , с₀¹ - принятые данные при использовании других параметров газа.



Рисунок 6.5 - График определения коэффициента ц в зависимости от Р₂/Р₁ при К=с_р/с_v=1,32

Рисунок 6.6 - Расчетная схема ГРП

1, 5 - кран; 2 - фильтр; 3 - клапан; 4 - регулятор

Предварительно задаемся потерями вв газопроводах ГРП, кранах 1,5, предохранительном запорном клапане 3 и фильтре 2 (рисунок 6.2) в размере 4 кПа. В этом случае перепад давления на клапане регулятора 4 давления будет определяться по формуле [17]:

Др = р₁ - р₂ - р_пот=300-3-4=297 кПа_, (6.7)

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

Абсолютное давление газа на входе и выходе регуляторов давления определяется по формуле:

Режим течения газа через клапан РД - критический, поскольку:

6.4.1 Подбор регулятора давления для ГРПШ №1

Коэффициент пропускной способности рассчитывается по формуле [17]:

К_V =Q / 5260 е ( Др р₁^абс/с T₁ Z₁) ^Ѕ, (6.8)

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

е = 1 - 0,46 Др /р₁^абс, (6.9)

р₁^абс - абсолютное давление газа на входе, МПа;

Т₁ - температура газа, К;

Z₁ - коэффициент сжимаемости газа, при р₁ < 1,2 МПа Z = 1;

;

Подбираем регулятор давления с коэффициентом пропускной способности близким к расчетному 1.63.Принимаем коэффициентом пропускной способности 1.7, для него соответствует регулятор давления РДГ-50Н (рисунок 6.7).

Запас пропускной способности регулятора давления РДГ-50Н равен:

==198 м³/ч.

Рисунок 6.7 - Принципиальная схема РДГ-50Н

1-клапан отсечной; 2-исполнительное устройство; 3-седло; 4-клапан рабочий; 5-стержень; 6-мембрана исполнительного устройства; 7-дроссельная шайба; 8-дроссели регулируемые; 9-трубка импульсная входного газопровода; 10-пружина отсечного клапана; 11-шток механизма контроля; 12-механизм контроля; 13-фильтр; 14-свеча; 15-регулятор управления (КН-2); 16-стабилизатор; 17-манометр; 18-рычаг отсечного клапана давления; 19-кронштейн; 20-винт; 21-пружина малая; 22-пружина большая; 23-скобы; 24-кронштейн; 25-рег. винт малой пружины; 26-рег. винт большой пружины; 27-кронштейн.

Максимальная паспортная производительность ГРПШ при входном давлении 0,3 МПа - 1500,0 м³/час, производительность паспортная в перерасчете на плотность транспортируемого газа 1599,0 м³/час; минимальное расчетное давление 0,1 МПа. Давление газа на выходе расчетное 0,00226 МПа.

Расчетная производительность:

- 332,1 м³/час - зимой, 88,4 м³/час - летом.

На Iочередь строительства:

- 192,0 м³/час - зимой, 55,7 м³/час - летом.

Процент загрузки регулятора при Р_вх=0,3МПа:

- 332,1 м³/час / 1599,0 м³/час х 100% = 20,8% < 80%

На I очередь строительства:

- 192,0 м³/час / 1599,0 м³/час х 100% = 12% < 80%

- 55,7 м³/час / 1599,0 м³/час х 100% = 3,5% < 10%

Р_вх.(min) - 0,1 МПа:

- 332,1 м³/час / 746,0 м³/час х 100% = 44.5% < 80%

- 88,4 м³/час / 746,0 м³/час х 100% = 4.8% < 10%

Условия устойчивой работы регулятора РДГ-50Н соблюдаются.

6.5 Подбор фильтров

Для очистки газа на газорегуляторных пунктах устанавливают волосяные и сетчатые фильтры[17]. При условных диаметрах больше50 мм применяют волосяные фильтры, апридиаметрах50 мм и менее-сетчатые.

Волосяные фильтры выпускают двух модификаций с максимальным давлением до 0,6 МПа и до 1 МПа. Перепад давления на кассете фильтра недолжен превышать 10 кПа. Если он будет больше, то необходима очистка фильтра.

В условиях эксплуатации перепад давления на фильтре обычно не превышает 3000…5000 Па. Перепад давления контролируется дифманометром ДСП-780 Н.

При перепаде давления на фильтре 5000 Па, избыточном давлении перед ним 0,6 МПа и плотности газа 0,73 кг/м3 пропускная способность его в зависимости от диаметра при нормальных условиях составляет [17]:

1) Dу = 50 мм Q = 6000 м3/ч;

2) Dу = 100 мм Q = 14750 м3/ч;

3) Dу = 200 мм Q = 38600 м3/ч.

Если фильтр используется в условиях, отличных от указанных, то его пропускную способность определяют по формуле [17]:

(6.10)

где ?Р-перепад давления на фильтре;

Р₂-давление на входе в фильтр;

p₀-плотность газа.

Параметры с индексом «Т» относятся к паспортным для данного фильтра при определенных условиях его работы.

Пропускная способность фильтров выбирается из условия, что скорость газа в корпусе не будет превышать 1 м/с.

Сетчатые фильтры применяют в шкафных газорегуляторных пунктах (ШРП) на более низкие пропускные способности.

Фильтры, устанавливаемые в ГРП (ГРУ) для защиты регулирующих и предохранительных устройств от засорения механическими примесями, должны соответствовать данным, приведенным в таблице 6.3

Таблица 6.3 - Допустимые значения потерь давления в фильтрах

Параметр	Значение параметра
Давление на входе (рабочее), МПа	0,3; 0,6; 1,2
Максимально допустимое падение давления на кассете фильтра, даПа: сетчатого висцинового волосяного	500 500



Технические характеристики газовых фильтров приведены в графическом виде на рисунке 6.8.

Рисунок 6.8 - Характеристики сетчатых фильтров

Для очистки газа примем к установке сетчатый фильтр с D = 50 мм. Его пропускная способность при абсолютном давлении на входе Р_абс=0,4 МПа перепаде давления ?Р= 5 кПа и плотности газа = 0,685 кг/м³ составит Qт = 6500м³/ч. Именно такую пропускную способность обеспечивает ФГС-50, установленный в ГРПШ.

6.6 Подбор предохранительных клапанов

Установку ПЗК следует предусматривать перед регулятором давления. Предохранительные запорные отсекающие клапаны типа ПКН и ПКВ поставляются комплектно с соответствующими регуляторами давления газа[16]. Они устанавливаются до регулятора давления газа после фильтра. Промышленность выпускает два типа ПЗК: ПКН и ПКВ.

Первый следует применять в случаях, когда после ГРП или ГРУ поддерживается низкое давление, второй - среднее. Настройка пределов срабатывания отключающего устройства: