Размещено на http://allbest.ru

ВВЕДЕНИЕ

газопровод автоматизация природный

Природный газ, как источник энергии, необходим человеку в быту и на производстве. Он является высокоэффективным энергоносителем и ценным химическим сырьем. Кроме того, газ имеет ряд преимуществ по сравнению с другими видами топлива и сырья:

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

- высокие температуры в процессе горения и удельная теплота сгорания позволяют эффективно применять газ как энергетическое и технологическое топливо;

- высокая жаропроизводительность (более 2000єС);

- полное сгорание, значительно облегчающее условия труда персонала, обслуживающего газовое оборудование и сети;

- отсутствие в природных газах окиси углерода предотвращает возможность отравления при утечках газа, что особенно важно при газоснабжении коммунальных и бытовых потребителей;

- при работе на природном газе обеспечивается возможность автоматизации процессов горения, достигаются высокие КПД.

Основной задачей при использовании природного газа является его рациональное потребление, то есть снижение удельного расхода посредством внедрения экономических, технологических процессов, при которых наиболее полно реализуются положительные свойства газа. Применение газового топлива позволяет избежать потерь теплоты, определяемых механическим и химическим недожогом. Уменьшение потерь теплоты с уходящими продуктами горения достигается сжиганием газа при малых коэффициентах расхода воздуха.

Основными задачами в области развития систем газоснабжения являются:

- применение для сетей и оборудования новых полимерных материалов, новых конструкций труб и соединительных элементов, а также новых технологий;

- внедрение эффективного газоиспользующего оборудования;

- расширение использования газа в качестве моторного топлива на транспорте;

- внедрение энергосберегающих технологий;

- обеспечение на основе природного газа производства тепла и электроэнергии для децентрализованного тепло- и энергосбережения небольших городов и сельских населённых пунктов.

Системы газоснабжения представляют собой сложный комплекс сооружений. На выбор системы газоснабжения поселка или деревни оказывает влияние ряд факторов. Это, прежде всего: размер газифицируемой территории, особенности ее планировки, плотности населения, число и характер потребителей газа. Наличие естественных и искусственных препятствий для прокладки газопроводов (рек, дамб, оврагов, железнодорожных путей, подземных сооружений и т.п.). При проектировании системы газоснабжения разрабатывают ряд вариантов и производят их технико-экономическое сравнение. В качестве окончательного варианта принимают наиболее экономичный, по сравнению с другими.

Все газопроводы, входящие в газораспределительную сеть, условно разбиваются на транзитные и распределительные. Транзитные газопроводы предназначены для передачи газа из одного района населенного пункта в другой. Распределительные газопроводы служат для подачи газа непосредственно потребителям.

Газораспределительная система выбирается с учетом источников, объема и назначения газоснабжения, размера и планировки населенного пункта.

На основании генерального плана выполняется схема прокладки газопроводов, на схеме указываются проектные газопроводы, их диаметр, а также отмечаются устанавливаемые отключающие устройства.

Целью настоящей дипломной работы является разработка системы газоснабжения ул.Сельская в п.Надеево Вологодского района Вологодской области. В соответствии с поставленной целью решались следующие задачи:

1) расчет расчетных расходов газа на участках газопровода;

2) гидравлический расчет наружного газопровода;

3) подбор оборудования ШРП-НОРД-Dival 500/40-2-ОГ.

По ряду объективных и субъективных причин централизованное теплоснабжение постоянно снижает свою эффективность, что ведет к неоправданному росту тарифов на тепловую энергию.

Поэтому большой интерес вызывает поквартирное теплоснабжение, когда теплоснабжение квартиры осуществляется от собственного источника, которым в запроектированной системе поквартирного теплоснабжения является газовый настенный котел.

1. характеристика объекта строительстА

1.1 Общие данные

Поселок Надеево Вологодского района Вологодской области расположен в 25 км от районного центра г.Вологды. Входит в состав Подлесного сельского поселения. Численность населения по данным переписи 2002 г. составляет 1540 человек.

Проект газоснабжения по объекту «Распределительные газопроводы п.Надеево ул.Сельская Вологодского района» разработан на основании задания Вологодского филиала ОАО «Газпром газораспределение» согласно инженерных изысканий, выполненных отделом инженерных изысканий института ООО «ГеоСтройИзыскания» в 2012 году, а также на основе проектных решений, принятых в соответствующих частях проекта на строительство газопровода, действующих нормативных документов, инструкций по составлению проекта: СН-467-77, ВСН 2-59-75, постановлением Правительства Российской Федерации от 16.02.08г. N 87.

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.

В административном отношении распределительные сети газоснабжения запроектированы в п.Надеево Вологодского района Вологодской области.

Трасса газопровода проходит по землям администрации Подлесного сельского поселений.

Исходные данные для разработки проекта приняты в соответствии с техническими условиями №101 от 20.04.2012г, выданные ОАО «Вологдагаз» и заданием на проектирование, выданного Вологодским филиалом ОАО «Газпром газораспределение».

Перечень технических регламентов и нормативных документов, в соответствии с требованиями которых разработана рабочая документация:

1. Материалы инженерных изысканий.

2. Плановые документы, устанавливающие сроки строительства.

3. Рабочий проект газоснабжения.

4. СП 42.13330.2011 «Свод правил. Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений. Актуализированная редакция СНиП 2.07.01-89*».

5. СП 34.13330.2012 Автомобильные дороги. Актуализированная редакция СНиП 2.05.02-85*.

6. СП 62.13330.2011. Свод правил. Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002.

7. СП 48.13330.2011. Свод правил. Организация строительства. Актуализированная редакция. СНиП 12-01-2004.

8. СНиП 1.04.03-85* «Нормы продолжительности и задела в строительстве предприятий, зданий и сооружений». Часть 1 и 2.

9. СНиП 12-03-2001 «Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования».

10. СНиП 12-04-2002 «Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство».

11. СНиП 11-01-2003 «Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений».

12. ППБ 01-03 «Правила пожарной безопасности в Российской Федерации».

13. СП 42-103-2003 «Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов».

1.2 Сведения о климатических и инженерно-геологических исследованиях

Климатический район п.Надеево 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;

-продолжительность отопительного периода -231 сут.

Градусо-сутки отопительного периода - 5567 °C*сут.

Вес снегового покрова на 1м², Wо = 240 кГ/м².

Скоростной напор ветра Sо = 23 кГ/м².

Климат района - умеренно- континентальный.

Самый холодный месяц - январь, со среднемесячной температурой = -12,6 С.

Самый теплый месяц - июль, со среднемесячной температурой - 16,8 С.

Продолжительность теплого периода - до 205 дней, холодного - 160 дней.

Согласно отчету по инженерно-геологическим изысканиям, произведенного ООО «ГеоСтройИзыскания», территория строительства характеризуется следующими слоями грунтов и их физико-механическими показаниями:

- современные образования (b IV) вскрыты всеми скважинами и представлены почвенно-растительным слоем с корнями травянистых растений. Мощность грунтов составляет 0,2м.

- среднечетвертичные озерно-ледниковые отложения (lg III) повсеместно под современными образованиями и представлены несколькими слоями. В верхней части разреза залегают глины легкие тугопластичной консистенции слоистой текстуры. Мощность таких отложений составляет 1,3-2,8 м.

Скважина №1 с глубины 1,5 до 3,0 м (забой скважины) вскрыты суглинки слоистой текстуры, текучепластичной консистенции с включения гравия до 10%.

Скважина №2 с глубины 2,0 до 3,0 м (забой скважины) вскрыты суглинки серые мягкопластичной констистенции.

На основании полевого визуального описания и лабораторных исследований толща четвертичных отложений разбита на инженерно-геологические элементы. Выделено 4 инженерно-геологических элемента.

По данным материалов инженерно-геологических изысканий, выполненных ООО "ГСИ" в 2012г. грунты на участке строительства представлены:

ИГЭ-1 (р IV) - почвенно-растительный слой. Мощность 0,2-0,3 м.

ИГЭ-2 (lg III) - суглинок тяжелый, текучепластичный. Мощность 1,7 м.

ИГЭ-3 (lg III) - суглинок тяжелый, серый, мягкопластичный. Мощность 1,0 м.

ИГЭ-4 (lg III) - глина легкая, тугопластичная. Мощность 1,3-2,8 м.

Коррозийная активность грунтов по отношению к углеродистой и низкоуглеродистой стали по ГОСТ 9.602-2005 - средняя.

Нормативная глубина сезонного промерзания составляет:

- для суглинков и глин -1,50м.

На период производства буровых работ подземные воды отмечены на глубинах 3,0м от поверхности земли, установившейся уровень отмечен на глубинах 1,0 м-1,3 м., что соответствует границам абсолютных отметок 90,40-100,58 м.

По условиям залегания, распространения, питания и разгрузки - воды являются грунтовыми. Воды имеют свободную поверхность, не напорные, питание происходит за счет инфильтрации атмосферных осадков.

1.3 Общие сведения о проектируемом газопроводе

Проектируемый распределительный газопровод низкого давления диаметром 160 мм идет от ШРП-НОРД-Dival 500/40-2-ОГ пропускной способностью 370 м3/ч к застройкам по ул. Сельская. Устанавливаемый ШРП применяется как готовое изделие полной заводской готовности, имеющее сертификат соответствия и разрешение на применение. Пункт предназначен для редуцирования давления газа с высокого до низкого и поддержания его на заданном уровне в системе газоснабжения. Давление газа на выходе из ШРП-НОРД - 2,5 кПа.

Трубы для газопровода приняты - сталь и ПЭ80 ГАЗ SDR11 по ГОСТ Р 50838-2009. Диаметр газопровода высокого давления до ШРП-НОРД принят-57х3,5 мм, после пункта редуцирования газа диаметр низкого газопровода -160х14,6 мм и 63х5,8 мм.

Глубина заложения подземного газопровода принята 1,1 м (до верха трубы), что составляет не менее 0,8 нормативной глубины промерзания для грунтов. Установившийся уровень грунтовых вод - 1,0-1,3 м. Коррозионная активность грунтов средняя.

Дно траншеи до укладки газопровода выравнивают слоем песка толщиной 100 мм, присыпку газопровода выполняют песком на 200 мм выше газопровода.

Трассу подземного газопровода необходимо обозначить опознавательными знаками, нанесенными на постоянные ориентиры.

Газопровод высокого давления до ШРП-НОРД прокладывается надземно по опорам. Проектируемый газопровод принят из прямошовных электросварных труб по ГОСТ 10704-91 из стали марки В-ст2сп ГОСТ 10705-80. С целью защиты от коррозии на надземный газопровод наносится лакокрасочное покрытие, состоящее из 2-х слоев грунтовки (серого цвета) «Universum» Финиш А10 и 2-х слоев эмали «Universum» Финиш А12 (желтого цвета).

Охранную зону для наружного газопровода - в виде территории, ограниченной условными линиями, принимают в размере 2 м в обе стороны от его оси и наносят на исполнительную съемку. На земельных участках, входящие в охранную зону газопровода, в целях предупреждения их повреждения или нарушения условий их нормальной эксплуатации налагаются ограничения, поэтому запрещается:

-строить объекты различных назначений;

- заниматься посадкой зеленых насаждений;

- разводить огонь и размещать источники огня;

- устраивать свалки и склады различных веществ;

- разрушать земляные и иные сооружения, предохраняющие газопроводы от разрушений;

- самовольно подключаться к газопроводу и др.

Вдоль трассы подземного газопровода низкого давления из полиэтиленовых труб устанавливается охранная зона в виде территории, ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии 3 м от газопровода со стороны провода и 2м с противоположной стороны газопровода.

Для определения местоположения полиэтиленового газопровода необходимо предусмотреть сигнальную ленту желтого цвета с надписью "Огнеопасно-газ" на 0,2м выше газопровода и медный изолированный провод, укладываемый непосредственно на газопровод. Изолированный провод-спутник и проводник от заземляющего устройства вывести под ковер. Предусмотреть установку ковра в начале трассы (ПК0), на конечных участках трассы у заглушек, а также на линейной части на расстоянии не более 2 км друг от друга.

При пересечении проектируемого газопровода с существующими инженерными коммуникациями необходимо уточнить отметки коммуникаций и выдержать расстояния до них согласно СНиП 42-01-2002. Выдержать расстояние не менее 0,2 м между газопроводом и инженерными коммуникациями и не менее 0,5 м между кабелем связи и газопроводом. На участках пересечения сигнальную ленту уложить вдоль газопровода дважды на расстоянии не менее 0,2 м между собой и на 2 м в обе стороны от пересечения.

Герметизация существующих вводов и выпусков инженерных коммуникаций в радиусе 50 м от проектируемого газопровода, должна быть выполнена согласно серии 5.905-26.04. Перед сдачей газопровода в эксплуатацию выполнить сверление отверстий в люках колодцев подземных инженерных коммуникаций, расположенных на расстоянии 15 м в обе стороны от его, для отбора проб. Предусмотреть отключающие устройства - кран шаровой до и после ГРП и в подземном исполнении два крана диаметром 150 мм и диаметром 80 мм.

2. Проектирование газопровода

В поселке Надеево Вологодского района и для обеспечения потребности в природном газе используется газ Вуктылского месторождения. Для расчёта сети наружных газопроводов нужно знать: средние значение теплоты сгорания Q_нс (МДж/м³), плотности с_с (кг/м³) сухого природного газа, максимальные расчётные часовые расходы газа V_р.ч. (м³/ч).

2.1 Определение плотности и теплоты сгорания природного газа

Газообразное топливо представляет собой смесь горючих и негорючих газов, 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:

Q_нс=(Q_1c•V₁+Q_2с•V₂+…+Q_нс•V_n) 0,01, МДж/м³, (2.1)

гдеQ_1с,Q_2с,Q_нс - теплота сгорания компонентов газового топлива, МДж/м³;

V₁,V₂,V_n - содержание компонентов, определяемое в зависимости от среднего состава природного газа, %;

с_с =(с_с1•V₁+с_с2•V₂+…+с_сn•V_n) 0,01, кг/м³, (2.2)

гдес_с1, с_с2, с_сn - плотность компонентов газового топлива, кг/м³.

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

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

Таблица 2.1 - Физические характеристики газа

Состав	Процентное содержание, %	Теплота сгорания, кДж/м3.	Плотность, кг/м3.
Метан СН4	74,8	35840	0,7168
Этан С2Н6	8,8	63730	1,3566
Пропан С3Н8	3,9	93370	2,019
Бутан С4Н10	1,8	123770	2,703
Пентан С5Н12	6,4	146340	3,221
СО2	0,6	-	1,9768
Н2S	-	23490	1,5392
Азот N2 + ред. газы	4,3	-	1,2505
У	48370	1,043

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.

Годовые и расчётные расходы газа потребителями определяются несколькими способами: на основании данных проектов газоснабжения, по номинальным расходам газа газовыми приборами или по тепловой производительности установок, по нормам годового расхода потребителями, по укрупнённым показателям.

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.

В проекте различают несколько групп потребителей:

1) бытовое потребление газа (квартиры);

2) потребление газа на отопление и вентиляцию, и горячее водоснабжение зданий;

При расчете расходов газа на бытовые и коммунальные нужды учитывается ряд факторов:

- газооборудование;

- благоустройство и населенность квартир;

- газооборудование городских учреждений и предприятий;

- степень обслуживания населения этими учреждениями;

- охват потребителей централизованно ГВС;

- климатические условия.

Потребители газа поселка Надеево -77 квартир со средним количеством жителей - 3 чел. Газ потребляется на пищеприготовление, отопление и горячее водоснабжение. В каждом доме установлена газовая четырех-комфорочная плита ПГ-4, а также в 34 квартирах установлен двухконтурный газовый котел мощностью 24 кВт, обеспечивающий отопление и горячее водоснабжение дома.

Охват населения газоснабжением в большинстве городов близок к 1. Однако при наличии старого фонда, который нельзя газифицировать и при наличии высоких домов, в которых установлены электроплиты, степень охвата (у_кв) будет меньше 1.

Годовое потребление газа на использование его в квартирах вычисляется по формуле:

Q_кв = у_кв·N(Z₁·q₁+Z₂·q₂ + Z₃·q₃), МДж/год, (2.3)

Где N - 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•231•(0,56•4100+0,44•10000) = 1546776 МДж/год

При расчете следует учитывать годовые расходы газа на нужды мелких коммунальных потребителей, предприятий торговли, предприятий бытового обслуживания непроизводственного характера и т.п., в размере 5% суммарного расхода на жилые дома.

Q_мп= 0,05•Q_кв, МДж/год, (2.4)

гдеQ_кв- общий годовой расход теплоты в жилых домах населённого пункта, МДж/год:

Q_мп= 0,05•1546776 = 77338,8, МДж/год

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

, (2.5)

Где t_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, 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:

5067505,8,

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:

1519568,8 МДж/год

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

м³/ч, (2.7)

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

Q_н^p - низшая теплота сгорания газа, кДж/м³.

2.3Определение расчётных часовых расходов газа населенным пунктом

Расчётный расход определяется по формуле (2.8):

V_р = K_m·V_год, 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	Коэффициент часового максимума	Часовой расход газа, м3/ч
	МДж/год	м3/год
1	2	3	4	5
Бытовые нужды	1546776	42622,8	1/1800	23,68
Мелкие предприятия	77338,8	2131,1	1/1800	1,18
Отопление и вентиляцию	5067505,8	139639,6	1/2569	54,35
Горячее водоснабжение	1519568,8	41873,1	1/2569	16,30
Всего:	8211189,5			95,50641

Расчетные часовые расходы газа для газоснабжения жилых домов в поселке Надеево Вологодского района Вологодской области определены из расчета потребления газа на пищеприготовление , с установкой в жилых домах газовых плит ПГ4, а также в 34 квартирах потребление газа на отопление и горячее водоснабжение с установкой двухконтурного котла.

Расчетные часовые расходы газа на пищеприготовление, отопление и горячее водоснабжение жилых домов определены согласно [6] по формуле (2.10):

Vр = (Vпр Ч n Ч k), м³/ч, (2.10)

Где Vпр - расход газа прибором или группой приборов, м^з/ч;

n - число однотипных приборов или групп приборов, шт;

k - коэффициент одновременности работы газовых приборов.

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
ПГ4	19,77	1,18
Котел	18,28	2,85
Общий расход газа на дом	4,03

Схему газопровода делим на участки и выполняем расчет расходов газа по участкам. Результаты расчета сведены в таблицу 2.4.

2.4 Выбор и обоснование системы газоснабжения

Для газоснабжения населенных мест применяются одноступенчатые, двух-, трёх- и многоступенчатые системы газоснабжения.

Городские системы газоснабжения присоединяются к магистральным газопроводам через ГРС, а малые системы - через КРП (контрольно - регуляторный пункты). Связь между газопроводами различных давлений должна осуществляться через ГРП.

Выбор схемы газоснабжения (количество ступеней давления) производится исходя из следующих соображений: чем больше давление газа в газопроводе, тем меньше его диаметр и стоимость, но зато усложняется прокладка сети - необходимо выдерживать большие размеры до здания и сооружения, не по всем улицам можно проложить сеть высокого давления. С увеличением количества ступеней давления в системе добавляются новые газопроводы и ГРП, но уменьшаются диаметры последующих ступеней давления.

При проектировании городских сетей должны выдерживаться следующие принципы: кольцевание основных транзитных загородных магистралей, кольцевание транзитных внутригородских линий и питание их из нескольких точек. Для повышения надёжности желательно иметь два или несколько колец. Распределительные сети должно быть многократно кольцевыми с питанием их из нескольких пунктов и возможностью питания каждого участка с двух сторон. Только для небольших посёлков можно применять тупиковые сети и питание из одной точки. Ответвления на кварталы, к отдельным группам зданий и дворовые сети устанавливаются тупиковыми.

Выбор оптимального решения при проектировании систем газоснабжения надёжнее всего производить на основе технико-экономического сравнения вариантов.

Для посёлков и небольших городов с населением до 30-50 тыс. жителей рекомендуется одноступенчатые системы газоснабжения. Газ от ГРС или завода поступает в сеть низкого давления и распределяется по территории города.

Для города с населением 50-250 тысяч человек рекомендуются двухступенчатые системы газоснабжения, в которой газ от ГРС по сети среднего или высокого давления подаются к ГРП и крупным потребителям, а от ГРП по сети низкого давления распределяется по территории города. Давление в первой ступени при природном газе обычно 0,3 МПа, но возможно и 0,6 МПа.

Трёхступенчатую систему в городах можно применять при повышенных требованиях к надежности, при большой территории и неудобной планировке города (например, город вытянут вдоль реки узкой лентой), при наличии промышленных предприятий, требующих газ высокого давления.

Для городов с населением более 250 тысяч человек рекомендуется трехступенчатые системы газоснабжения. Вокруг города прокладывается магистральный газопровод высокого давления, служащих для подачи газа в отдельные районы города и к крупным промышленным предприятиям. Газ из сетей первой ступени (Р=1,2 МПа или 0,6 МПа) давления через ГРП высокого давления подаётся в сеть второй ступени (Р=0,3 МПа), служащую для подачи газа к городским ГРП, мелким, средним промышленным и некоторым коммунальным предприятиям. Из ГРП газ по сети низкого давления распределяется по всей территории застройки.

Каждый ГРП должен размещаться в центре района его действия и как можно ближе к центру нагрузки района. Если эти центры не совпадают (зоны разной этажности), ГРП необходимо размещать ближе к зоне повышенной нагрузки. При выборе места для ГРП необходимо соблюдать все нормы и правила безопасности Госгортехнадзора [6] по размещению и допустимым расстояниям до здания, сооружений, дорог.

3. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДА НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ

При разработке дипломного проекта для системы газоснабжения поселка Надеево ул. Сельская рекомендуется принять тупиковую систему газоснабжения.

На основании генерального плана выполняется схема прокладки газопроводов, на схеме указываются проектные газопроводы, их диаметры, а также отмечаются устанавливаемые отключающие устройства. При выборе места заложения газопровода учитывается характер проезда и застройки, число вводов, конструкция дорожного покрытия, подземных сооружений, удобства эксплуатации газопровода и т.д.

По результатам выполненных расчетов на расчетной схеме указываются диаметры, расчетные расходы и потери давления по участкам газопроводов.

Диаметры газопроводов определяют посредством гидравлического расчёта, исходя из условия обеспечения бесперебойного снабжения газом всех потребителей в часы максимального его потребления. При проектировании газопроводов определяют диаметр труб на основе значений расчётного расхода газа и удельных потерь давления [12].

Сопротивления движению газа в трубопроводе складывается из линейных сопротивлений трения и местных сопротивлений. Сопротивление трения имеется по всей длине трубопровода. Для учёта падения давления в местных сопротивлениях, увеличивают расчётную длину газопровода на 5…10%.

Максимальное давление газа на вводе в жилой дом согласно [15] не должно превышать 3 кПа. Для питания газовых сетей низкого давления сооружаются ГРП или шкафные регуляторные установки, являющиеся источниками питания. Согласно [6] суммарные потери давления от ГРП до наиболее удалённого газового прибора не должны превышать 1,8 кПа. Таким образом, располагаемый перепад давления, на который проектируются газопроводы низкого давления, составляет 1800 Па, из которых 400 Па приходится на допустимые потери давления во внутридомовых газопроводах, а 200 Па - в качестве потерь во внутридворовых газопроводах.

Наиболее экономичными являются такие тупиковые сети, у которых последовательно соединенные участки имеют одинаковые удельные перепады давления. Расчёт газопроводов выполняется вначале от точки врезки до самого удалённого потребителя, а затем рассчитываются ответвления от основного расчётного пути.

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

(3.1)

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:

(3.2)

гдеQ_ном - теплопроизводительность газового прибора, кДж/ч;

Q_н^р - низшая теплота сгорания природного газа, кДж/м³.

Расчетные расходы газа на поселок Надеево Вологодского района Вологодской области представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Расчетные расходы газа поселка Надеево, ул. Сельская

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	77	0,2149	0,92	34	0.85	2,11	122,88
1-2	76	0,2152	0,92	33	0.85	2,11	119,74
2-3	75	0,2155	0,92	32	0.85	2,11	116,60
3-4	59	0.2203	0,92	32	0.85	2,11	112,65
4-5	58	0.2206	0,92	31	0.85	2,11	105.89
5-6	56	0.2212	0,92	30	0.85	2,11	102.48
6-7	55	0.2215	0,92	30	0.85	2,11	102.23
7-8	54	0.2218	0,92	30	0.85	2,11	101.97
8-9	53	0.2221	0,92	29	0.85	2,11	99.81
9-10	52	0.2224	0,92	29	0.85	2,11	98.56
10-11	51	0.2229	0,92	29	0.85	2,11	98.31
11-12	50	0.223	0,92	29	0.85	2,11	98.04
12-13	49	0.2234	0,92	29	0.85	2,11	97.78
13-14	48	0.2238	0,92	29	0.85	2,11	97.53
14-15	47	0.2243	0,92	28	0.85	2,11	94.38
15-16	46	0.2246	0,92	27	0.85	2,11	91.21
16-17	45	0.225	0,92	27	0.85	2,11	90.96
17-18	44	0.2254	0,92	27	0.85	2,11	90.70
18-19	43	0.2258	0,92	27	0.85	2,11	90.44
19-20	42	0.2262	0,92	27	0.85	2,11	90.18
20-21	41	0.2266	0,92	27	0.85	2,11	89.91
21-22	40	0.227	0,92	26	0.85	2,11	86.75
22-23	39	0.2274	0,92	26	0.85	2,11	86.49
23-24	38	0.2278	0,92	26	0.85	2,11	86.22
24-25	37	0.2283	0,92	26	0.85	2,11	85.96
25-26	36	0.2286	0,92	26	0.85	2,11	86.69
26-27	35	0.229	0,92	26	0.85	2,11	85.42
27-28	34	0.2294	0,92	26	0.85	2,11	85.15
28-29	33	0.2298	0,92	26	0.85	2,11	84.88
29-30	32	0.2302	0,92	26	0.85	2,11	84.61
30-31	4	0.35	0,92	4	0.85	2,11	13.35
31-32	4	0.35	0,92	4	0.85	2,11	13.35
32-33	3	0.45	0,92	3	0.85	2,11	10.39
33-34	2	0.65	0,92	2	0.85	2,11	7.43
34-35	1	1	0,92	1	0.85	2,11	4.15
Ответвления
5-36	2	0.65	0,92	1	0.85	2,11	4.53
36-37	1	1	0,92	1	0.85	2,11	4.26

Принимая ориентировочные потери давления от местных сопротивлений в газопроводах равными 10% от потерь давления от трения, находят допустимые удельные потери давления от трения:

(3.3)

где- длина пути от ГРП до самого удаленного потребителя, м;

- длина i-го участка, м;

1,1 - коэффициент, учитывающий потери давления от местных сопротивлений;

?P_р -допустимые потери давления, Па.

Общие допустимые потери давления (расчетный перепад давления) принимают в соответствии с нормами, исходя из типа газовых сетей.

Зная расчетный расход газа V_р на участке и допустимые удельные потери давления ?Р/l, с помощью номограмм по номограммам СП 41-101-2003, определяют диаметр участка газопровода, мм.

Для принятого диаметра газопровода находят действительные удельные потери ?Р/l, Па/м.

Для каждого участка определяют потери давления по формуле:

(3.4)

Суммируют потери давления на всех участках от ГРП до самого удаленного потребителя и сравнивают полученное значение с располагаемым перепадом .

Если лежит в пределах 0ч0,1, расчет считается верным.

При следует уменьшить принятые диаметры газопроводов.

Если величина , диаметры следует увеличить, так как в противном случае потери давления от точки врезки до последнего потребителя превысят располагаемый перепад давления, и потребители не получат.

После расчета основного газопровода выполняется расчет ответвлений по такой же методике. Однако располагаемый перепад давления для каждого ответвления будет разным и может быть найден по формуле:

(3.5)

где - потери давления при движении газа от точки врезки до данного ответвления, Па.

Гидравлический расчёт сетей низкого давления представлен в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Гидравлический расчёт сети низкого давления

Nуч-ка	Vp, м3/ч	l уч-ка	?p/l доп	dн*S	?p/l	p уч-ка
1	2	3	4	5	6	7
0-1	122,88	69,00	0,48	160*4,6	0,10	7,59
1-2	119,74	40,00	0,48	160*14,6	0,15	6,60
2-3	116,60	12,00	0,48	160*14,6	0,35	4,62
3-4	112,65	14,00	0,48	160*14,6	0,25	3,85
4-5	105,89	52,00	0,48	160*14,6	0,15	8,58
5-6	102,48	21,00	0,48	160*14,6	0,15	3,47
6-7	102,23	23	0,48	160*14,6	0,10	2,53
7-8	101,97	24,00	0,48	160*14,6	0,15	3,96
8-9	98,81	18,00	0,48	160*14,6	0,15	2,97
9-10	98,56	4,00	0,48	160*14,6	0,35	1,54
10-11	98,31	10,00	0,48	160*14,6	0,25	2,75
11-12	98,04	22,00	0,48	160*14,6	0,25	6,05
12-13	97,78	23,00	0,48	160*14,6	0,20	5,06
13-14	97,53	54,00	0,48	160*14,6	0,10	5,94
14-15	94,38	28,00	0,48	160*10	0,13	4,00
15-16	91,21	4,00	0,48	160*14,6	0,25	1,10
16-17	90,96	17,00	0,48	160*14,6	0,35	6,55
17-18	90,70	36,00	0,48	160*14,6	0,10	3,96
18-19	90,44	8,00	0,48	160*14,6	0,15	1,32
19-20	90,18	20,00	0,48	160*14,6	0,30	6,60
20-21	89,91	21,00	0,48	160*14,6	0,20	4,62
21-22	87,75	5,00	0,48	160*14,6	0,25	1,38
22-23	86,49	17,00	0,48	160*14,6	0,35	6,55
23-24	86,22	7,00	0,48	160*14,6	0,25	1,93
24-25	85,96	11,00	0,48	160*14,6	0,25	3,03
25-26	85,69	28,00	0,48	160*14,6	0,23	7,08
26-27	85,42	17,00	0,48	160*14,6	0,25	4,68
27-28	85,15	9,00	0,48	160*14,6	0,20	1,98
28-29	84,88	31,00	0,48	160*14,6	0,15	5,12
29-30	84,61	111,00	0,48	160*14,6	0,10	12,21
30-31	13,35	230,00	0,48	160,14,6	0,10	25,30
31-32	13,35	32,00	0,48	63*5,8	0,15	5,28
32-33	10,39	45,00	0,48	63*5,8	0,25	12,38
33-34	7,43	61,00	0,48	63*5,8	0,15	10,07
34-35	4,15	50,00	0,48	63*5,8	0,15	8,25
Ответвления
5-36	4,53	37	0,48	63*5,8	1,05	6,60
36-37	4,26	38	0,48	63*5,8	1,05	4,62

Проверка:

расчет верный

Сводная таблица гидравлического расчета газопровода низкого давления представлена в приложении 1

4. ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНОГО ПУНКТА

4.1 Общие сведения

Из общей длины городских газопроводов обычно 70-80% составляют газопроводы низкого давления и только 20-30% среднего и высокого давления, поэтому в выборе технико-экономических расчетов, исходят из принципа минимальных капиталовложений и эксплуатационных ресурсов.

Для ГРП питающего сеть низкого давления оптимальная производительность принимается в пределах 1500-2000 м³/ч. При оптимальном радиусе действия 0,5-1км с учётом этих показателей количества ГРП определяется по формуле:

n = УQ^h_год/1500 < 1, (4.1)

гдесуммарный расход газа через ГРП.

n = 122,88/1500 = 0,082<1

Полученное количество ГРП, а также их фактические нагрузки и местоположение уточняют по условиям планировки местности и расположения отдельных кварталов. Каждый ГРП должен размещаться как можно ближе к центру нагрузки газоснабжаемой территории. Как правило, данный центр не совпадает с геометрическим центром обслуживаемой ГРП территории. Это связано с различным потреблением газа отдельными зонами входящим в радиус действия ГРП. Необходимо стремиться распределять ГРП ближе к зонам повышенной нагрузки.

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 шкафного газорегуляторного пункта ШРП-НОРД-Dival с регулятором давления 500/40-2-ОГ.

Шкафной ГРП (ШРП) является готовым заводским изделием. Это металлический шкаф, внутри которого смонтированы все необходимое оборудование, арматура и средства измерения. Подбор ШРП производится в зависимости от типа регулятора, обеспечивающего пропускную способность, и давления газа на входе и выходе из ШРП.

4.2 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, 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.

Газорегуляторный пункт ГРПШ состоит из металлического шкафа, в котором установлено технологическое оборудование. Согласно функциональной схеме, в соответствии с рисунком 1, работает следующим образом.

Газ по входному трубопроводу через входной кран 4, поступает в фильтр 2 (где происходит очистка газа от механических примесей, окалины и пыли), затем поступает к регулятору давления газа 1, где происходит снижение давления газа до установленного значения и поддержание его на заданном уровне, и далее через выходной кран 6 поступает к потребителю.

При повышении выходного давления выше допустимого заданного значения открывается предохранительный сбросной клапан 3 и происходит сброс газа в атмосферу.

При дальнейшем повышении или понижении контролируемого давления газа сверх допустимых пределов срабатывает предохранительно-запорный клапан, встроенный в регулятор, перекрывая вход газа в регулятор. На входном газопроводе установлены манометры 10, предназначенные для замера входного давления и определения перепада давления на фильтрующей кассете. По индивидуальному заказу для удобства обслуживания газового фильтра, устанавливается датчик перепада давления ДПД-5 или ДПД-10, либо индикатор перепада давления ИПД-5 или ИПД-10. Максимально допустимое падение давление на кассете фильтра -- 10кПа.

В случае ремонта оборудования газ поступает к потребителю через резервную линию. При необходимости используются обе линии одновременно, пропускная способность при этом возрастает. На газопроводе после входного крана и после регулятора давления газа предусмотрены продувочные трубопроводы.



Рисунок 1 - Принципиальная схема ГРПШ: 1 - регулятор давления газа Dival 500/40 c ПЗК; 2 - фильтр газовый ФГ-НОРД DN 50; 2.1. - индикатор засоренности фильра; 3 - предохранительный сбросной клапан VS/AM 65; 4 - кран шаровый DN 50; 6 - кран шаровой DN 25; 7 - кран шаровый DN20; 8 - кран шаровый DN 15; 9 - кран трехходовой под монометр; 10 - монометр 0-6/10 bar; 11 - монометр 0-60/100/250/600; 12 - штуцер для присоединения шланга; 13 - сбросной трубопровод DN 25; 14 - щтуцер под датчик давления.

4.3 Подбор оборудования газорегуляторного пункта.

Необходимо подобрать регулятор давления в зависимости от его пропускной способности, предохранительно-запорный клапан (далее ПЗК) и газовый фильтр, условный диаметр которых должен соответствовать диаметру регулятора давления; также побирается тип предохранительно-сбросного клапана (далее ПСК).

В качестве регуляторов давления в ГРП, питающих сети низкого давления газа, устанавливаются регуляторы давления типа РДБК 1; в ШРУ используются также регуляторы низкого давления Dу 32 и Dy 50. 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.

Регулятор давления подберем используя формулу [6]:

, м³/ч, (4.2)

где«т» - индекс, табличное значение параметра;

V и V_т - пропускная способность регулятора, м³/ч;

и _т- плотность газа при нормальных условия, кг/м³;

и - перепад давления в регуляторе, МПа;

Р₁ и Р_1т - абсолютное входное давление газа, МПа;

Р₂ и Р_2т - абсолютное выходное давление газа, МПа.

Абсолютное входное давление на входе в ГРП определим по формуле :

Р₁ = Р_ВВ - (?Р_ДИАФР +?Р_Ф +?Р_ПЗК +?Р_З), МПа, (4.3)

Р₁ = 320-(5+5+4+3)+101,3=404,3 кПа

Абсолютное давление газа после регулятора давления на выходе из ГРП определим по формуле :

Р₂ = ?Р_МАГ + Р_АБС , МПа, (4.4)

Р₂ = 0,1916+101,3=101,49 кПа,

Р₂ / Р₁ = 101,49 / 404,3 = 0,25

м³/ч

Проверка:

Подбираем регулятор давления с Р_ТВХ = 0,6МПа, D_у =50 мм, диаметр седла = 16 мм.

В качестве устройства для очистки газа от механических примесей применяется фильтр сетчатый газовый типа ФС-50 с диаметром присоединительного патрубка D_у=50мм, длиной 250мм, массой 14 кг. Качественная очистка газа позволяет повысить герметичность запорных устройств, а также увеличить межремонтное время их эксплуатации за счет уменьшения износа уплотняющих поверхностей.

Для снабжения жилого массива на выходе из ГРП поддерживается низкое давление газа, поэтому в ГРП принимается к установке предохранительный запорный клапан типа ПКН, который обеспечивает автоматическое отключение подачи газа при выходе контролируемого давления за установленные верхний и нижний пределы. Принимаем к установке ПКН - 50 с пределом настройки давления: верхний 0,001-0,06 МПа, нижний 0,0003 - 0,003 МПа. Максимальное давление в корпусе 1,2 МПа; размеры 230х415х50мм; массой 35 кг.

Предохранительный сбросной клапан служит для защиты газовой аппаратуры от недопустимого повышения давления газа в сети. В случае повышения давления, газ через клапан сбрасывается в атмосферу. Требуемая, пропускная способность предохранительного сбросного клапана определяется как:

V_тр = 0,0005V_max, м³/ч, (4.5)

где V_max - пропускная способность регулятора при расчетных входном и выходном давлениях газа, м³/ч .

V_тр = 0,0005?123=0,06 м³/ч

Принимаем к установке предохранительный сбросной клапан типа КПС-Н с параметрами: заводская настройка давления срабатывания клапана 3 кПа, максимальное рабочее давление на входе 6 кПа, габариты 85х85х100, масса 0,5 кг.

В случае ремонта оборудования газ поступает к потребителю через резервную линию редуцирования (или байпас), где газ по входному трубопроводу через входной кран поступает к регулятору давления газа, где происходит снижение давления газа до установленного значения и поддержание его на заданном уровне и далее через выходной кран поступает к потребителю. На основной и резервной линиях редуцирования после входного крана, после регулятора давления предусмотрены продувочные трубопроводы.

Запорная арматура (задвижки, вентили, пробковые краны), должна быть рассчитана на газовую среду. Главными критериями при выборе запорной арматуры являются условный диаметр D_У и исполнительное давление Р_У.

Задвижки применяются как с выдвижными, так и с не выдвижными шпинделем. Первые предпочтительней для надземной установки, вторые - для подземной.

Вентили применяют в тех случаях, когда повышенной потерей давления можно пренебречь, например, на импульсных линиях.

Пробковые краны имеют значительно меньшее гидравлическое сопротивление, чем вентили. Их различают по затяжке конической пробки на натяжные и сальниковые, а по методу присоединения к трубам - на муфтовые и фланцевые.

Материалом для изготовления запорной арматуры служат: углеродистая сталь, легированная сталь, серый и ковкий чугун, латунь и бронза.

Запорная арматура из серого чугуна применяется при рабочем давлении газа не более 0,6 МПа. Стальная, латунная и бронзовая при давлении до 1,6 МПа. Рабочая температура для чугунной и бронзовой арматуры должна быть не ниже -35 ^оС, для стальной не менее -40 ^оС.

На входе газа в ГРП следует применять стальную арматуру, или арматуру из ковкого чугуна. На выходе из ГРП при низком давлении можно применять арматуру из серого чугуна. Она дешевле стальной.

Условный диаметр задвижек в ГРП должен соответствовать диаметру газопроводов на входе и выходе газа. Условный диаметр вентилей и кранов на импульсных линиях ГРП или ГРУ рекомендуется выбирать равным 20 мм или 15 мм.

В таблице 4.1 приведены технические характеристики ШРП-НОРД-Dival с регулятором давления 500/40-2-ОГ.

Таблица 4.1 - Технические характеристики ГРПШ

Наименование параметра	Значение
Регулируемая среда	Природный газ по ГОСТ 5542-2014
Количество ниток редуцирования	1-рабочая 1-резервная
Регулятор давления	Dival 500/40
Предохранительный сбросной клапан	VS/AM 65
Диапазон настройки ПСК, МПа	1,15Рвых
Диапазон настройки ПЗК, МПа -нижний придел -верхний придел	0,15-0,7 Рвых 1,25-1,5 Рвых
Диапазон входного давления газа, Рвх, МПа	0,1-0,6
Диапазон настройки выходного давления, Рвх, кПа	2-3
Пропускная способность регулятора: -при входном давлении 0,6МПа, н м3/ч -при входном давлении 0,3МПа, н м3/ч -при входном давлении 0,1МПа, н м3/ч	379 313 179
Габариты ШРП ДхШхВ, м	1500х1800х900
Масса, кг	300

4.4 Меры безопасности

1. Пункт газорегуляторный шкафной соответствует требованиям ГОСТ 12.2.003, ПБ 12-529, СП62.13330.2011.

2. К обслуживанию пункта допускаются лица, прошедшие проверку знаний в соответствии с ПБ 12-529, имеющие соответствующее удостоверение, а так же изучившие конструкцию и работу изделия согласно настоящему руководству по эксплуатации и паспортам, РЭ на комплектующее оборудование.

3. При испытании и пуске в работу пункта запорную арматуру (краны, вентили) открывать медленно и плавно.

4. Пункт заземлить в соответствии с требованиями ПУЭ (Правил Устройства Электроустановок). В месте заземления должен быть знак заземления.

5. Дверки пункта должны закрываться и запираться.

6. На дверках пункта должна быть предупредительная надпись «ОГНЕОПАСНО-ГАЗ».

7. В случае появления запаха газа, нарушения нормальной работы пункта, необходимо вызвать представителя эксплуатационной или аварийной службы газового хозяйства.

4.5 Техническое обслуживание

При эксплуатации пункта должны выполняться следующие работы:

- осмотр технического состояния в сроки, устанавливаемые производственной инструкцией эксплуатирующей организации и обеспечивающие безопасность и надежность в эксплуатации;

- проверка параметров срабатывания предохранительных запорных и сбросных клапанов - не реже одного раза в 3 месяца, а также по окончании ремонта оборудования;

- техническое обслуживание не реже одного раза в 6 месяцев;

- текущий ремонт не реже одного раза в 5 лет.

Осмотр технического состояния (обход) должен производиться двумя рабочими.

При осмотре технического состояния пункта должны контролироваться: давление газа до и после регулятора, перепад давления на фильтре, отсутствие утечек газа( с помощью мыльной эмульсии), надежность взвода и срабатывания клапана-отсекателя.

При техническом обслуживании пункта должны выполняться: