Проект распределительной сети низкого давления микрорайона Зашекснинский в городе Череповце

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

газоснабжение распределительный полиэтиленовый

Современные городские системы водоснабжения - это комплекс сооружений, состоящий из следующих структурных элементов: газовых сетей низкого, среднего и высокого давления, газораспределительных станций, а также газорегуляторных пунктов и установок. В указанных станциях и установках давление газа снижается до необходимой величины и автоматически поддерживается постоянным. В них имеются автоматические предохранительные устройства, которые исключают возможность повышения давления газа в сетях сверх нормы. Для управления и эксплуатации этой системы существует специальная служба с соответствующими инструментами, которые предоставляют возможность провести непрерывное газоснабжение.

Проекты газоснабжения регионов разрабатывают на основе схем перспективных потоков газа, схем развития отраслей народного хозяйства и проектов районных планировок, генеральных планов городов с учетом их развития на перспективу. Базой для широкого развития газовой отрасли являются значительные запасы природного газа, которые в результате успешно проводимых геологоразведывательных работ непрерывно возрастают.

Система газоснабжения должна обеспечивать бесперебойную подачу газа потребителям, быть безопасной в эксплуатации, простой и удобной в обслуживании, должна предусматривать возможность отключения отдельных ее элементов или участков газопроводов для производства ремонтных и аварийных работ. Сооружения, оборудование и узлы в системе газоснабжения следует применять однотипные. Принятый вариант системы должен иметь максимальною экономическую эффективность и предусматривать строительство и ввод в эксплуатацию системы газоснабжения по частям.

В настоящее время почти все города России газифицированы, поэтому основной задачей при проектировании системы газоснабжения города встает ее реконструкция и развитие, соответственно развитию города и его промышленности. При решении этой задачи, прежде всего, необходимо выявить газовую нагрузку на перспективу в зависимости от схемы реконструкции городской застройки, принятых решений по их теплоснабжению, горячему водоснабжению и степени бытового обслуживания. После расчета новых нагрузок выявляются газопроводы, которые сохраняются в новой сети, проектируется новая сеть, и определяются диаметры газопроводов. Здесь следует отметить, что с развитием города растет его система газоснабжения и к ней предъявляются более высокие требования по надежности функционирования, поэтому сети должны быть запроектированы со структурными и транспортными резервами, которые необходимо проверить расчетом.

Можно выделить следующие основные направления научно-технического прогресса в современном газовом хозяйстве:

· широкое применение неметаллических труб и новых материалов при строительстве систем газоснабжения;

· внедрение средств комплексной автоматизации и механизации трудоемких процессов и передовой технологии обслуживания и ремонта газового оборудования;

· повышения безопасности эксплуатации систем газоснабжения;

· совершенствование стандартов и технических условий.

При разработке системы газоснабжения микрорайона Молодёжный, города Вологды, необходимо учитывать достаточно большое количество различных факторов, оказывающих влияние на выбор конструктивного решения по прокладке газопроводов. Система газоснабжения микрорайона Молодёжный должна обеспечивать потребности в газе всех имеющихся потребителей разного типа: жилые дома (квартиры) с различными видами газового оборудования. На коммунально-бытовые нужды требованиями нормативно-технической документации установлена подача газа по сетям низкого давления, поэтому необходимо соответствующее оборудование сетевого газорегуляторного пункта, обеспечивающее необходимое снижения давления в газовой сети.

При развитии газопроводов особое значение приобретает выбор рациональной схемы газораспределения в населенных пунктах. Этот выбор должен характеризоваться не только обеспечением надежной и безопасной подачи газа потребителю, но и минимальными затратами на строительство и эксплуатацию газовых сетей.

Одно из актуальных направлений повышения эффективности капитального строительства - внедрение полиэтиленовых газопроводов. Это происходит за счет снижения материало- и трудоемкости.

Выбор материала при строительстве или реконструкции распределительных газовых сетей, как правило, зависит от оптимизации общей стоимости работ, при условии обеспечения работоспособности системы и выполнении всех намеченных проектом целей.

Полиэтиленовые трубы имеют больше преимуществ по сравнению со стальными трубами по многим показателям:

Во-первых скорость проведения земляных работ и укладки труб значительно быстрее, что повышает экономичность и рентабельность проектов при использовании полиэтиленовых труб, и определяет выбор в их пользу.

Во-вторых применение полиэтиленовых труб существенно упрощает проведение сварочных операций.

В-третьих наряду с другими критериями, определяющими выбор

полиэтиленовых труб, необходимо учитывать следующее:

· сопротивление старению (растрескиванию);

· коррозийную стойкость;

· защита от токов индукции и самоиндукции.

Для полиэтиленовых трубопроводов проблемы трещин появляются только при случайном повреждении землеройной техникой. Подобные случайности должны привести организаторов работ по укладке полиэтиленового трубопровода и подрядчиков к применению технологий укладки, исключающих такие возможности появления случайных трещин.

Мировой опыт применения полиэтиленовых труб для газораспределительных систем доказывает, что они не менее надежны, чем стальные распределительные системы, при условии, что рабочий проект и само выполнение монтажных работ осуществляются в соответствии со стандартами и должным образом обученными и имеющими соответствующую квалификацию работниками.

В данной работе рассматривается запроектированный полиэтиленовый распределительный газопровод низкого давления. Выполнение дипломного проекта по газоснабжению микрорайона Молодёжный позволит подробно ознакомиться с методиками гидравлического расчета наружных систем газоснабжения, а также другими необходимыми расчетами.

Задачей данной работы является разработка системы газоснабжения микрорайона Молодёжный, подбор оборудования газорегуляторного пункта.



1. Общая часть

1.1 Исходные данные

Характеристика объекта

Дипломный проект «Разработка системы газораспределения микрорайона Молодёжный г. Вологда». Распределительный подземный газопровод низкого давления по улице Фрязиновская - улице Открытая.

Проектные работы выполнены в соответствии с «Правилами безопасности систем газораспределения и газопотребления» ПБ 12-529-03, СНиП 42-01-2002, СП 42-101-2003, СП 42-102-2004, СП 42-103-2003, ГОСТ 21-610-85, ГОСТ 21.101-97.

Строительно-монтажные работы вести в соответствии с «Правилами безопасности систем газораспределения и газопотребления» ПБ 12-529-03, СНиП 42-01-2002, СП 42-101-2003, СП 42-102-2004, СП 42-103-2003, ГОСТ 21-610-85, ГОСТ 21.101-97.

Газ используется для нужд отопления, горячего водоснабжения и приготовления пищи.

Таблица 1.1

Адрес	Балансовая принадлежность	Квартир	Наименование оборудования
			ПГ-4
пр. Октябрьский, д. 1	Зашекснинский	120	120
пр. Октябрьский, д. 2	Зашекснинский	100	100
пр. Октябрьский, д. 3	Зашекснинский	90	90
пр. Октябрьский, д. 4	Зашекснинский	80	80
пр. Октябрьский, д. 5	Зашекснинский	130	130
пр. Октябрьский, д. 6	Зашекснинский	160	160
пр. Октябрьский, д. 7	Зашекснинский	100	100
пр. Октябрьский, д. 8	Зашекснинский	150	150
пр. Октябрьский, д. 9	Зашекснинский	60	60
Итого	990	990



Грунтовые условия

Согласно инженерно-геологическим изысканиям, выполненным ООО «ТИСИЗ» г. Вологда основанием для труб служит - суглинок среднепластичный с отдельными линзами торфа и слабыми слоями супеси.

Подземные воды зафиксированы 0,5 -2,5 метра от поверхности земли.

1.2 Газопровод высокого и низкого давления, характеристика ГРПБ

Согласно техническим условиям, проектом предусмотрена установка ГРПБ, точкой подключения проектируемого ГРПБ является:

- подземный существующий газопровод высокого давлении диаметром dy100.

Проектом предусматривается подземная и надземная прокладка газопровода низкого давления для газоснабжения жилых домов по ул. Фрязиновская - ул. Открытая. Диаметр проектируемого газопровода принят согласно определению условий подключения к газовым сетям системы газоснабжения г. Вологды и подтверждена расчётом, с учётом максимального расхода газа, расчётных потерь давления газа и переспективы развития района.

Качество природного газа должно соответствовать «ГОСТ 5542-87».

Проектом предусматривается:

- прокладка подземного полиэтиленового газопровода низкого давления диаметром 225х12,8 ул. Фрязиновская от ответвления к ГРПБ.

- прокладка подземного полиэтиленового газопровода низкого давления диаметром 225х12,8 по ул. Фрязиновская.

- прокладка подземного полиэтиленового газопровода низкого давления диаметром 225х12,8 по ул. Открытая от ул. Фрязиновская.

Глубина закладки газопровода 1,4 -2,5 метра.

Для снижения давления газа с высокого Р_вх.=5,5 кг/см² до низкого Р_вых.=300 мм. вод. ст. и поддержания его на заданном уровне, предусматривается установка ГРПБ.

Молниезащита ГРПБ размещается с соблюдением требуемых санитарных, противопожарных и технологических разрывов по СНиП 42-01-2002. Молниезащита выполняется с требованиями «Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений» РД 34.21.122-87. Защита ГРПБ от прямых ударов молнии предусмотрена в проекте молниеотводом высотой Н=11,0 м.

Газопровод из полиэтиленовых труб в защите от коррозии не нуждается. Для защиты от атмосферной коррозии участки стального надземного газопровода и арматура покрывается 2-мя слоями масляной краски МА-021 по ГОСТ 8292-85 желтого цвета по 2-м слоям грунтовки ГФ-021 ГОСТ 25129-82. Производство работ по подготовке к окрашиванию и окраске выполнить монтажной организацией на базе механическим способом по ГОСТ 9.402-80.

Защита стальных газопроводов, стальной части узлов неразъемных соединений и на выходе из земли должна быть выполнена «весьма усиленной» изоляцией экструдированным полиэтиленом по ГОСТ 9.602-2005.

Изоляция стыков стальных подземных газопроводов производится термоусаживающимися лентами с термоплавким клеем (ГОСТ 9.602-2005 номер конструкции 9).

1.3 Определение плотности и теплоты сгорания природного газа

В соответствии с районом проектирования (микрорайона Молодёжный), заданным в исходных данных, в проекте выбираем магистральный газопровод от газоконденсатного месторождения Вуктыльского, [1].

Низшую теплоту сгорания газа определяем по формуле:

кДж/м³ (1)

где -низшая теплота сгорания i-го компонента газа, кДж/м³;

V_i-объемная доля i-го компонента в газе.

Плотность газа с определяем по следующему выражению:

с_i = Ус_i?V_i, кг/м³, (2)

где с_i - плотность i-го компонента газа, кг/м³;

V_i - объемная доля i-го компонента в газе.

Определим по формулам (1), (2) низшую теплоту сгорания газа для месторождения Вуктыльского. Расчёт приведён в таблице 2.1.

Таблица 2.1.

Состав	Процентное содержание %	Теплота сгорания компонента, кДж/м3.	Теплота сгорания, QнР кДж/м3.
Метан СН4	0,748	35840	26808,32
Этан С2Н6	0,088	63730	5608,24
Пропан С3Н8	0,039	93370	3641,43
Бутан С4Н10	0,018	123770	2227,86
Пентан С5Н12	0,064	146340	9365,76
Азот N2+р.газы	0,043		-
У		47652,21

1.4 Определение годового и расчетного часового расхода газа районом города

Расчет расхода газа на бытовые, коммунальные и общественные нужды представляет собой сложную задачу, так как количество газа, расходуемого этими потребителями, зависит от ряда факторов: газооборудования, благоустройства и населенности квартир, газооборудования районных учреждений и предприятий и предприятий, степени обслуживания населения этими учреждениями и предприятиями, охвата потребителей централизованным горячим водоснабжением и от климатических условий. Большинство приведенных факторов не поддается точному учету, поэтому потребление газа рассчитывают по средним нормам, разработанным в результате анализа многолетнего опыта фактического потребления газа и перспектив изменения этого потребления. Нормы расхода газа приведены в [2].

Расчет проводят по нормам потребления на конец расчетного периода, с учетом перспективы развития районных потребителей газа. Расход газа населенным пунктом зависит от числа жителей.

Принимаем количество из расчета, что в квартире проживает 3 человека.

Nч=2970 чел.

Охват газоснабжения квартир для большинства посёлков близок к единице. Годовой расход зависит от системы ГВС зданий и находится по формуле:

Qк = y_к?Nч(q_k1?z₁+q_k2?z₂+q_k3?z₃), (3)

где z₁ - доля потребителей с ЦГВ;

z₂ - доля потребителей с газовыми водонагревателями;

z₃ - доля потребителей без ЦГВ;

q - норма расхода теплоты на 1 человека в год [2].

Qк=1*2970*(2800*1)=8316000 мДж/год

Расход газа на отопление и вентиляцию находим по формуле:



Q_ов = [24?(1+К)], (4)

где q0 - укрупненный показатель на отопление зданий, кДж/ч м² [1];

t_вн - температура внутреннего воздуха,^?С, t_вн = 20^?С[5];

t_ср.о - средняя температура отопительного периода, t_ср.о.= -4,1^?С[3];

t_р.о и t_р.в-расчетные температуры на отопление и вентиляцию,^?С;

К и К₁ - коэффициенты, учитывающие расходы теплоты на отопление и вентиляцию общественных зданий;

z - среднее число часов работы системы вентиляции общественных зданий в течении суток;

n_о - продолжительность отопительного периода, n_о = 231 cут[3];

F - жилая площадь отапливаемых зданий, м²;

з_о - КПД отопительной системы. [1]

Q_о=[24*(1+0,25)*((20+4,1)/(20+32))+16*0,4*0,25*(20+4,1)/(20+32)]*0,636*107200*231/0,85=269407301,4 мДж/год

Годовой расход газа на централизованное горячее водоснабжение от котельных определяют по формуле:

Q_г.в.=24q_г.в.N[n_о+(350-n_о)], кДж (5)

где q_г.в. - укрупненный показатель среднечасового расхода теплоты на горячее водоснабжение, кДж/ч на 1 чел. (с учетом общественных зданий района);

N - число жителей, пользующихся горячим водоснабжением;

в - коэфф, учитывающий снижение расхода горячей воды в лет. период;

t_х.з и t_х.л - т-ры водопроводной воды в отопительный и летний периоды, ^?С;

з_г.в. - КПД котельной.

Q_г.в.=24*1,31*2970*(231+(350-231)*(60-15)*0,8/(60-))*1/0,85=34058067,28

Расчётный часовой расход газа определяется по формулам:

Q^т _год= Q^кв _год / Q _н ^с, м³/год (6)

Q^т _ч. = Q^т _год/ m, м³/ч (7)

Для жилья:

Q^т _год= 8316000 / 47,652 = 174515,24 м³/год.

Q_ч. = 174515,24 / 2048,5 = 85,2 м³/ч.

Для отопления и ГВС:

m=24nо((tв-tн.ср.)/(tв-tн.о)) (8)

где tн.о - расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления, t_ср.о.= -4,1^?С; [3]

n_о - продолжительность отопительного периода, n_о = 231 cут; [3]

Расчёт часового расхода газа приведён в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Потребители	Расход газа мДж/год.	Число часов использ-я мах	Расход газа м3/год.	Теплота сгорания МДж/м3..	Часовой расход м3/ч.
Жильё	8316000	2048,5	174515,24	47,652	85,2
Отопление/ вентиляция	269407301,4	2587,2	5653641	47,652	2185,2
Горячая вода	34058067,28	2587,2	714724,8	47,652	276,3
	У	2546,7



1.5 Расчет газопровода низкого давления жилого поселка

Цель гидравлического расчета наружного газопровода низкого давления - определение диаметров газопроводов, подводящих газ потребителям. Диаметры должны быть такими, чтобы суммарные потери давления от ГРП до самого удаленного дома не превысили располагаемый перепад давлений, принимаемый 200 Па

Методика расчета состоит в принятии допустимых потерь давления в газопроводах по выражению:

(9)

где ?P_р - годовой расход газа i-м потребителем, МДж/ч;

1,1 - коэффициент, учитывающий долю потерь давления в местных сопротивлениях;

l_i - длина i-ого участка, м.

По допустимым потерям и расходу газа по номограммам СП 41-101-2003 определяем диаметры газопровода и действительные потери давления на участке. Суммарные потери давления не должны превышать 200 Па, иначе следует увеличить диаметры газопроводов и произвести пересчет потерь давления.

Расходы газа на участках определяем по формуле:

(10)

где - коэффициент одновременности для i-ой прибора (группы приборов), определяется методом интерполяции по [4];

- расчетный расход газа прибором (группой приборов), м³/ч;

n_i - количество приборов (групп приборов) одного типа, шт.

Определим расчетную нагрузку газа на жилой дом:

*3600/47652=0,857 м³/ч;

Vрасч.= , м³/ч (11)

Расчет расходов на участках приведён в таблице 4.1.

Таблица 4.1.

№ участка	ПГ-4	Расход на участке, Vр м3/ч
	Vрасч.	N	Kо
1	2	3	4	5
0-1	0,857	990	0,121	102,66
1-2	0,857	870	0,133	99,16
2-3	0,857	770	0,143	94,37
3-4	0,857	680	0,152	88,58
4-5	0,857	600	0,160	82,27
5-6	0,857	310	0,189	50,21
6-7	0,857	210	0,199	35,82
7-8	0,857	60	0,220	11,31
1-1'	0,857	120	0,208	21,39
2-2'	0,857	100	0,210	18
3-3'	0,857	90	0,212	16,35
4-4'	0,857	80	0,214	14,67
5-9	0,857	290	0,191	47,47
9-9'	0,857	130	0,207	23,06
9-10	0,857	160	0,204	27,97



Гидравлический расчет газопровода приведён в таблице 4.2.

Таблица 4.2

№ участка	Vp, м3/ч.	lуч., м.	доп Па/м.	dн х S мм.	Па/м.	Па.
0-1	102,66	32	0,24	140х8	0,182	6,41
1-2	99,16	54		140х8	0,167	9,92
2-3	94,37	17		140х8	0,3	5,61
3-4	88,58	62		140х8	0,26	17,73
4-5	82,27	134		140х8	0,245	36,11
5-6	50,21	202		110х6,3	0,310	68,88
6-7	35,82	204		110х6,3	0,186	41,74
7-8	11,31	61		75х4,3	0,185	12,41
						?=198,81
1-1'	21,39	100	1,76	26,8х2,8	1,65	181,5
2-2'	18	108	0,86	50х4,6	1,11	131,87
3-3'	16,35	110	0,76	75х4,3	0,75	90,75
4-4'	14,67	88	0,58	50х4,6	0,8	77,44
5-9	47,47	45	0,38	110х6,3	0,35	17,35
9-9'	23,06	177	0,13	90х5,2	0,2	38,94
9-10	27,97	259	0,11	110х6,3	0,14	39,89

Делаем проверку гидравлического расчета:

(200-198,81)/200 *100%=0,6%.

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

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

В номограммах приняты следующие условные обозначения:

буквенные:

- СТ108 - газопровод из стальных труб диаметром D = 108 мм;

- ПЭ110 - газопровод из полиэтиленовых труб диаметром D = 110 мм;



1.6 Расчет и подбор сетевого ГРП

Основное назначение ГРП является снижение входного давления газа, т.е. дросселирование до заданного выходного давления и поддержание его на постоянном уровне независимо от изменения выходного давления и расхода газа потребителями. Помимо этого в ГРП производится очистка газа от механических примесей, контроль за входным и выходным давлениями и температурой газа, учет газа, предохранение от возможных повышения или понижения давлений газа в сверх допустимых пределах [4].

Подбор оборудования ГРП заключается в подборе регулятора давления, предохранительного запорного клапана, газового фильтра и предохранительного сбросного клапана.

ГРП сооружают в виде отдельно стоящих зданий, пунктов газорегуляторных блочных (ГРПБ) или шкафных регуляторных установок, устанавливаемых на специальные опоры. ГРП размещаются внутри жилого массива на расстоянии от зданий, сооружений, железнодорожных и трамвайных путей и воздушных линий электропередачи.



Габаритный чертёж ГРП (ГРПБ)

1 - взрывобезопасный клапан; 2 - продувочный патрубок (Ду 20); 3 - дымоход; 4 - дефлектор; 5 - место установки молниеотвода; 6 - вход клапана предохранительно-сбросного; 7 - Р вых. (Ду 50); 8 - выход клапана предохранительно-сбросного; 9 - Р вх. (Ду 50); 10 - подвод импульса к регулятору (Ду 15); 11 - место ввода эл. кабеля; 12 - вспомогательный блок; 13 - аппарат отопительный АОГВ - 11,6; 14 - газонепроницаемая перегородка; 15 - регистр водяной; 16 - технологический блок; 17 - эл. щиток.

На вводах и выводах газопроводов из здания ГРП в колодцах устанавливают отключающие устройства не ближе 5 и не дальше 100 м от здания ГРП. Предохранительно запорный клапан (ПЗК) устанавливается перед регулятором давления. Предохранительный сбросной клапан (ПСК) устанавливается после регулятора давления. Для учета расхода газа используется измерительный комплекс СГ-ЭКВз-Р-25/1,6.

Измерительный комплекс устанавливается 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 более 5 условных диаметров до счетчика и более 3 условных диаметров после него.

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

В данном дипломном проекте производится подбор регулятора давления в зависимости от его пропускной способности, а также предохранительного запорного клапана и газового фильтра, условный диаметр которых должен соответствовать диаметру регулятора давления; подбираются также тип ПСК, диаметр байпаса и отключающая арматура.

Пропускная способность регулятора давления зависит от его типоразмера, величины входного давления, перепада давления газа, плотности газа.

Найдем скорость истечения газа:

<0,5

Р_вых = 198,81 Па = 0,19881 кПа,

Р_вх = 0,3 МПа = 300 кПа,

Р_абс = 101,3 кПа,

Р₂ = Р_вых + Р_абс = 0,19881+ 101,3 = 101,499 кПа

Р₁ = Р_вх - (ДPдиаф. + ДРфил.+ ДPпзк + ДPз.арм.) + Р_абс = 600 - (10+5+3+2+2)+101,49 = 379,3 кПа

Где ДPдиаф. = 10000 Па =10,0 кПа,

Рфил.=5 кПа,

ДРпзк= ДPз.арм. = 7 кПа

= 101,499 / 379,3 = 0,268 <0,5

Тогда найдем пропускную способность регулятора давления по формуле:

V =, м³/ч (12)

где индекс «т» - табличное значение параметра;

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

р₁ и р_1т - абсолютное входное давление газа, МПа;

р - плотность газа с Вуктыльского месторождения - 1,04 кг/м³

V =0,855*300*0,379300 / 0,3*1,02=317,94 м³/ч

Делаем проверку:

Vтр = 102,66 м³/ч

Vтр/V=102,66 / 317,94 =0.33 < 0,8

Следовательно, подбираем регулятор давления РДНК-400: Dу = 50 и диаметром седла 35 мм, входное давление не более 0,6 МПа, выходное давление 2-5 кПа, пропускная способность при входном давлении 0,6 МПа равна 300 м³/ч.



1.7 Оборудование ГРП (ГРПБ)

Регулятор давления газа РДНК-400

Рассчитан на устойчивую работу при воздействии температуры окружающего воздуха от -40°С до +60°С и относительной влажности до 95% при температуре +35°С.

Технические характеристики приведены в таблице.

	РДНК-400	РДНК-400М	РДНК-1000	РДНК-У
Регулируемая среда	природный газ ГОСТ 5542-87 газовая фаза газа сжиженного по ГОСТ 20448-90
Диапазон входного давления, МПа	0,05-0,6	0,05-0,6	0,05-0,6	0,05-1,2
Диапазон настройки выходного давления, кПа	2,0-5,0	2,0-5,0	2,0-5,0	2,0-5,0
Диапазон настройки отключающего устройства, кПа:
при повышении выходного давления	(1,2-1,8) Рвых	(1,2-1,8) Рвых	(1,2-1,8) Рвых	(1,2-1,8) Рвых
при понижении выходного давления	(0,2-0,5) Рвых	(0,2 - 0,5) Рвых.	(0,20,5) Рвых	(0,2-0,5) Рвых
Пропускная способность при максимальном входном давлении, мі/ч	300	600	900	1000
Неравномерность регулирования, %, не более	±10	±10	±10	±10
Ду присоединительного патрубка, мм:
входа	50	50	50	50
выхода	50	50	50	50
Строительная длина, мм	170	170	170	170
Вид соединения	фланцевое по ГОСТ 12820-80
Масса, кг, не более	8	8	8	8

Устройство и принцип работы.

Регулятор состоит из непосредственно регулятора давления и автоматического отключающего устройства. РДНК-400 имеет встроенный предохранительный запорный клапан, расположенный в мембранном узле регулятора с настройкой 1,15Р_вых. Седло 13 регулятора, расположенное в корпусе 11, является одновременно седлом рабочего 12 и отсечного 28 клапанов. Рабочий клапан посредством штока 31 и рычажного механизма 32 соединен с рабочей мембраной 4. Сменная пружина 6 и нажимная гайка 7 предназначены для настройки выходного давления. Отключающее устройство 19 имеет мембрану 18, соединенную с исполнительным механизмом 41, фиксатор 15 которого удерживает отсечной клапан 28 в открытом положении. Настройка отключающего устройства осуществляется сменными пружинами 20 и 21.

Подаваемый к регулятору газ среднего и высокого давления, проходя через зазор между рабочим клапаном и седлом, редуцируется до низкого давления и поступает к потребителю. Импульс от выходного давления по трубопроводу поступает из выходного трубопровода в подмембранную полость регулятора и на отключающее устройство. При повышении или понижении настроечного выходного давления сверх заданных значений фиксатор 15 усилием на мембране 18 выводится из зацепления и клапан 28 перекрывает седло 13. Поступление газа прекращается. Пуск регулятора в работу производится вручную после устранения причин, вызвавших срабатывание отключающего устройства.



Схема-разрез регулятора давления газа РДНК-400

1 - импульсная трубка; 6, 20, 21, 27, 33 - пружины; 4, 18 - мембрана; 7 - нажимная гайка; 8 - стакан; 9 - мембранная камера; 10 - хомут; 11 - корпус; 12 - рабочий клапан; 13 - седло; Т - выходной патрубок; 15 - фиксатор; 19 - отключающее устройство; 22, 23 - регулировочные гайки; 25 - пробка; 26, 31 - штоки; 28 - отсечной клапан; 29 - тройник; 32 - рычажной механизм; 41 - исполнительный механизм; Н - входной патрубок

Запорный клапан серии ПКН-50

Назначение клапана предохранительные запорные типа ПКН (ПКВ) ДУ 50, 100 и 200 предназначены для прекращения подачи газа к потребителю при выходе контролируемого давления из заданных пределов и установки в газорегуляторных пунктах (ГРП) и газорегуляторных установках (ГРУ).

Клапаны изготавливаются в климатическом исполнении У, категории 4 по ГОСТ 15 150-69. Клапаны выпускаются в двух исполнениях: низкого давления (ПКН) и высокого давления (ПКВ).

Технические характеристика:

Давление рабочее, кгс?смІ - 12.

Диапазон настройки на срабатывание при понижении контролируемого давления, кгс?смІ; 0.0003 ч 0.03; для ПКВ 0.03 ч 0.3.

Точность срабатывания, % ± 5.

Присоединительные размеры фланцев должны соответствовать ГОСТ 12815-80 на Ру 16.

Схема-разрез запорного клапана ПКН-50 электромагнитным испонительным механизмом

Состав изделия и комплект поставки:

Клапан состоит из следующих основных узлов и деталей:

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

Устройство и принцип работы:

Чугунный корпус 1 клапанов (рисунок 5.4) вентильного типа соединяется с переходным фланцем 2. На переходном фланце крепится крышка 3. Между крышкой 3 и переходным фланцем зажимается мембрана 4, эффективная площадь которой для клапана типа ПКВ в 8,5 раз меньше, чем для клапана типа ПКН. В крышке 3 устанавливается большая пружина 5, усилие которой изменяется при помощи пробки 6 и малая пружина 7, усилие которой изменяется при помощи штока 8. Внутри корпуса 1 находится клапан 9. Гильза клапана 9 перемещается по направляющей стойке 10, ввёрнутой в корпус, а шток клапана 9 в отверстии тарелки 11.

Подъём клапана 9 осуществляется при помощи вилки 12, закреплённой на поворотном валу 13, на конце которого крепится рычаг 14.

В клапане 9 имеется устройство, выполняющее функции перепускного клапана для выравнивания давления газа до и после клапана 9 в момент его открытия. При открытии клапана рычаг 14 зацепляется с анкерным рычагом 15, установленным на переходном фланце 2. Коромысло 16, установленное в крышке 3, одним концом соединяется с мембраной 4, а другим - с молотком 17.

Для открытия необходимо рычаг 14 поднять до зацепления его с анкерным рычагом 15. При этом клапан 9 поднимается и открывается проход газу, который из сети по импульсной трубке поступит под мембрану 4. Настройка клапанов на нижний диапазон срабатывания производится вращением штока 8, а на верхний диапазон - вращением пробки 6.

Если контролируемое давление газа находится в заданных пределах, коромысло 16, связанное одним концом с мембраной 4, другим - совместиться с упором молотка 17, который окажется запертым в вертикальном положении, поднятым вручную.

Если контролируемое давление газа возрастает выше верхнего предела, установленного большой пружиной 5, мембрана 4, преодолевая усилие этой пружины пойдёт вверх и повернёт коромысло 16, наружный конец которого выйдет за зацепления с упором молотка 17. Под действием груза молоток 17 упадёт и ударит по свободному концу анкерного рычага 15, который освободит рычаг 14, укреплённый на валу, и клапан 9 под действием собственного веса и веса груза рычага 14 опустится на седло корпуса 1 и перекроет ход газу. Если контролируемое давление газа упадёт ниже заданного нижнего предела, установленного малой пружиной 7, мембрана 4 под действием той пружины пойдёт вниз и опустит внутренний конец коромысла 16. При этом наружный конец коромысла 16 выйдет из зацепления с упором молотка, который упадёт и закроет клапан.

Фильтр газовый

В качестве устройства для очистки газа от механических примесей в ГРП применяют фильтры газовые типа ФГ - 50С: Dу = 50 мм, входное давление не более 1,2 МПа, максимальная пропускная способность равна 4000м³/ч.

Фильтр газовый ФГ-50

Фильтр газовый сетчатый ФГ-50С предназначен для очистки неагрессивных газов и воздуха от механических примесей (окалины и пыли).

Фильтрующий элемент - сетка полутомпаковая, с ячейкой 0,5 мм, по ГОСТ 6613-86.

Схема-разрез фильтра газового ФГ-50С

Фильтр газовый ФГ-50С состоит: 1 - корпус; 2 - крышка; 3 - патрон с фильтрующей сеткой; 4 - прокладка.

Ду, мм	50
Входное давление, МПа	1,6
Максимальная пропускная способность, мі/ч	4000 (8000)*
Допускаемый перепад давления на фильтрующем элементе, Па	5000
Габаритные размеры, мм:
-строительная длина	250
-длина	250 (300)*
-ширина	140
-высота	290
Масса, кг	5,3 (6)*

Предохранительный сбросной клапан ПСК-50

Предохранительный сбросной клапан ПСК - 50 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 из выражения:

V_пск ? 0,0005V, м³/ч (13)

V_пск = 0,0005?317,94=0,159 м³/ч

Принимаем к установке мембранный пружинный клапан типа ПСК-50/2 при настройке на давление 1000 Па и давления газа в сети 1500 Па.

Предохранительный сбросный клапан ПСК - 50

Клапан предохранительный сбросной Д_у 50 мм мембранного типа прямого действия устанавливается на газопроводах низкого, среднего и высокого давления, а также на ГРП среднего давления. Клапан предохранительный сбросной ПСК-50 изготавливается в климатическом исполнении У2 ГОСТ 15150-69, но для работы при температурах от -10 до +35°С.

	ПСК-50Н/2	ПСК-50Н/20	ПСК-50С/50	ПСК-50С/125	ПСК-50С/300	ПСК-50В/400	ПСК-50В/700	ПСК-50В/1000
Максимальное рабочее давление, кПа (кгс/см2)	5 (0,05)	20 (0,2)	5 (0,05)	125 (1,25)	300 (3)	400 (4)	700 (7)	1000 (10)
Диапазон настройки срабатывания, кПа	2-5	5-20	20-50	50-125	125-300	125-400	300-400	125-1000
Габаритные размеры, мм
Диаметр D	225	225	225	225	225	230	225	230
высота Н	211	211	211	240	211	233	211	240
Масса, кг, не более	6,82	6,82	6,82	6,82	6,82	7,0	6,82	6,9

Устройство и принцип работы

Чугунный корпус 1 (рисунок 5.7) выполнен в виде усеченного конуса с фланцем, седлом и двумя отверстиями с резьбой трубной цилиндрической 2 дюйма. Седло перекрывается клапаном 3 с резиновым уплотнением. Клапан собран с мембраной 6, которая жестко закреплена между клапаном 3 и тарелкой 7. В свою очередь, мембрана 6 закреплена между корпусом 1 и крышкой 2.

Пружина 4 зажата между тарелками 7, 8 мембраны и регулировочного винта 5. Путем вращения регулировочного винта 5 перемещается нижняя тарелка 8, изменяя, таким образом, усилия пружины 4, которая определяет настройку клапана 3 на давление в заданных пределах.

В зависимости от исполнения выпускаются:

· ПСК-50Н/5 с пружиной низкого давления и шайбой вместо направляющей;

· ПСК-50С/50 с пружиной среднего давления;

· ПСК-50С/125 с пружиной среднего давления, тарелкой мембраны, уменьшенной по диаметру, и специальной шайбой, зажатой между корпусом и крышкой.

Газ из сети через входной патрубок корпуса входит в надмембранную полость. При установившемся режиме контролируемое давление газа в установленных пределах уравновешивается настроенной пружиной и клапан герметично закрыт.

Когда давление газа в сети (также и в надмембранной полости) превысит предел настройки, мембрана 6, преодолевая усилия пружины 4, опустится вместе с клапаном 3, открывая при этом выход газа в атмосферу через выходной патрубок.

Сброс газа произойдет до снижения давления в сети ниже настроенного, после чего под действием пружины 4 клапан 3 закроется.

Схема-разрез предохранительно-сбросного клапана ПСК-50

1 - корпус; 2 - крышка; 3 - клапан с направляющей; 4 - пружина; 5 - регулировочный винт; 6 - мембрана; 7 - тарелка; 8 - тарелка пружины

Расчёт площади сечения трубопровода, необходимого для сброса газа:

F_c=, мм² (14)

где с_г - плотность газа, с_г=1,04 кг/м³;

В-коэффициент, учитывающий физико-химические свойства газа при рабочих условиях, равный 0,755;

р_вх - давление на входе в ГРП, равное 1,15? р₂=1,15?101,499=116,72 кПа;

а - коэффициент расхода, равный 0,6.

F_с=1,04*0,159 /(3,16*0,755*0,6*11,017)=0,01 см²

d=10<50 мм, следовательно подбираем 1 клапан Д_у=50, отсюда:

F_с = =1963,5 мм²=0,196 см²

Для снабжения газом потребителей в период ремонта и ревизии в ГРП сооружается обводной газопровод - байпас. Диаметр этого газопровода в соответствии с требованиями [4] должен быть не менее диаметра седла клапана регулятора давления, то есть принимаем 50 мм.

На байпасе устанавливаются последовательно два отключающих устройства с манометром и продувочной свечой между ними.

Шаровые краны устанавливаются на входе и выходе из ГРП, их диаметр подбирается исходя из диаметра регулятора давления, т.е. принимаем шаровые краны на 50 мм.

1.8 Автоматика ГРП (ГРПБ)

В рамках национального проекта по газификации регионов России к 2008 году подача природного газа должна быть осуществлена в 1120 населенных пунктов. Также будут переведены на природный газ около 20 тыс. коммунально-бытовых предприятий (больницы, детские сады, школы и т.д.), более 5 тыс. сельских и поселковых отопительных котельных, более 500 сельскохозяйственных предприятий. Такой объем строительства магистральных газопроводов-отводов влечет за собой ввод в эксплуатацию значительного количества новых газораспределительных и газорегуляторных пунктов, а также частичную реконструкцию уже существующих. Эти объекты, в соответствии с современными требованиями по информационному обеспечению и безопасности, должны оснащаться средствами КИПиА и АСУ ТП. И, если на газораспределительных станциях, большая часть которых находится в ведении ОАО «Газпром», присутствуют полномасштабные системы автоматизированного управления (САУ ГРС), то на газорегуляторных пунктах и пунктах учета газа оборудование КИП сводится к набору показывающих и регистрирующих приборов.

Существующее отставание в информационном обеспечении газораспределительных сетей низкого давления можно исправить внедрением промышленных контроллеров и программно-технических средств общепромышленного применения, которые в последнее время в большом количестве появляются на российском рынке. Выбор программно-технических средств и создание на их основе распределенной системы управления газорегуляторными пунктами должен сопровождаться всесторонним анализом технических характеристик, а также показателей надежности и стоимости.

Сейчас уже никого из участников процесса газораспределения не надо убеждать в необходимости применения систем автоматики и телемеханики на уровне районного газового хозяйства. Актуальной задачей становится выработка единых требований к техническим и метрологическим характеристикам таких систем, согласование процесса информационного обмена между различными уровнями автоматизации.

Шкаф контроля и управления газорегулирующего пункта ШКУ ГРП

Назначение: ШКУ ГРП предназначен для использования в качестве программируемого, информационно-управляющего устройства на газорегуляторных пунктах, позволяющего управлять технологическими режимами, а также обеспечивать непрерывный контроль возникновения аварийных ситуаций на ГРП и формировать управляющие воздействия, направленные на предотвращение аварии. Согласно п. 3.45 СП 42-101-2003 для реализации функциональных подсистем АСУ ТП РГ, комплекс средств автоматизации нижнего уровня АСУ ТП РГ должен, как правило, обеспечивать выполнение следующих функций:

- измерение с периодичностью не более 5 с физических значений следующих параметров функционирования газорегулирующего сооружения (ГС):

- давление газа на каждом входе ГС (измеряется, если замерный узел расхода газа установлен после узла редуцирования давления газа);

- давление газа перед каждым замерным узлом расхода газа;

- перепад давления газа на каждом сужающем устройстве замерного узла расхода газа или объем газа по каждому замерному узлу расхода газа (при применении счетчиков расхода газа);

- температура газа по каждому замерному узлу;

- давление газа на каждом выходе ГС;

- положение регулирующего устройства;

- сравнение измеренных значений параметров функционирования ГС с заданными минимальными и максимальными их значениями, фиксация и запоминание значений отклонений;

- контроль с периодичностью не более 5с следующих параметров состояния технологического оборудования ГС:

- положение запорного устройства;

- засоренность фильтра (норма / выше нормы / авария);

- состояние предохранительно-запорного клапана («закрыт / открыт»);

- загазованность помещения (норма / выше нормы);

- температура воздуха в помещении (норма / выше нормы / ниже нормы, пределы), устанавливается в соответствии с паспортными данными на приборы и оборудование;

- состояние дверей в технологическом и приборном помещении (открыты / закрыты);

- признак санкционированного доступа в помещение (свой / чужой);

- контроль отклонений параметров состояния технологического оборудования от установленных значений в соответствии с паспортными данными на технологическое оборудование, фиксация и запоминание отклонений;

- расчет расхода и количества газа через каждый замерный узел ГС;

- расчет объемов газа по каждому замерному узлу за различные периоды;

- ввод и хранение нормативно-справочных данных:

- автоматическое фиксирование во времени и запоминание технологических параметров функционирования ГС при нештатных ситуациях;

- комплекс средств автоматизации ГС должен запоминать и передавать в центральный диспетчерский пункт по каждому замерному узлу ГС информацию, необходимую для составления на верхнем уровне системы отчетов: месячный, суточный, часовой, оперативный (по вызову).

Связь между ГРПБ и АСУ ТП РГ верхнего уровня осуществляется по следующим каналам связи:

* физически выделенная или коммутируемая проводная линия связи (используется набор логических элементов фирмы «SIEMENS»);

* радио связь заданной частоты (используются система «Телур» производства НПП «Радиотелеком»);

* радио или мобильная связь в стандарте GSM (используется система «Скат» производства НПП «Сфера-МК» или набор логических элементов фирмы «SIEMENS»);

* мобильный интернет в стандарте GPRS (используется набор логических элементов фирмы «SIEMENS»).

Оборудование для обработки и передаче информации о работе ГРПБ размещается во взрывобезопасном приборном отсеке, отделенном от технологического отсека газонепроницаемой перегородкой.

Условия эксплуатации ГРПБ соответствуют климатическому исполнению УХЛ1 ГОСТ 15150-69 с температурой окружающей среды от -40°С до +50°С (возможно изготовление ГРПБ по спец. заказу для работы при температуре от -70°С до +50°С, а также для работы в сейсьмонеустойчивых районах).

Категория ГРПБ по взрывопожарной и пожарной опасности «А» в соответствии со СНиП 31-03-2001 и НПБ 105-03.

ГРПБ может состоять из 1 и более транспортабельных модулей контейнерного типа, собираемых в один блок на месте эксплуатации ГРПБ.

Каждый модуль изготавливается из панелей, имеющих внутренние и наружные металлические стенки и негорючий теплоизоляционный материал между ними;

ГРПБ имеет отсеки с отдельными входами: технологический, приборный (отсек КИПиА) и отопительный.

Отсеки между собой разделяются перегородками. Перегородки между технологическим отсеком и другими отсеками газонепроницаемые, двери в отсеки - противопожарные.

Для вентиляции отсеков предусматриваются съемные вентиляционные трубы (дефлекторы), которые устанавливаются и фиксируются на месте эксплуатации. Внутри технологического отсека расположено оборудование систем освещения и автоматики. Отсеки оснащаются датчиками пожарно-охранной сигнализации и загазованности.

ГРПБ оснащается фильтрами газовыми ФГ-5С, счетчиками расхода газа в составе электронного корректора, регуляторами давления газа, клапанами предохранительными запорными (КПЗ), предохранительным сбросным клапаном (ПСК), запорной арматурой, контрольными измерительными приборами (КИП), обводным газопроводом (байпасом), а также продувочными, сбросным, импульсными трубопроводами и системой обогрева.



Шкаф контроля и управления газорегулирующего пункта ШКУ ГРП

ШКУ ГРП обеспечивает выполнение следующих основных функций:

· сбор информации от аналоговых датчиков с токовым выходом 0-5, 4-20 мА;

· сбор информации от дискретных датчиков сигналов замыкания и размыкания контактов (типа сухой контакт) или логических сигналов с уровнем логического «0» от 0 до +1 В, логической «1» от +2 до +30 В;

· формирование релейных управляющих сигналов в виде замыканий с нагрузкой до 5 А при напряжении постоянного тока до 30 В и до 10 А при напряжении 220 В переменного тока для электроприводных исполнительных устройств;

· отображение полной информации о состоянии ГРП в мнемоническом виде на графической панели оператора с сенсорным экраном;

· прием и исполнение команд с панели оператора и с верхнего уровня (ВУ) управления;

· обмен информацией с устройствами телемеханики через КП или встроенный модем / радиомодем (по дополнительному ТЗ заказчика);

· обмен информацией с устройствами нижнего уровня (расходомер, блок управления подогревателем газа, блоки управления одоризатором, пульт дома оператора и др.);

· ведение журнала сообщений о нарушениях технологического процесса, действий оператора при ручном управлении ГРП, регистрация аварийных сигналов;

· возможность развития, наращивания и модернизации системы управления в процессе ее эксплуатации путем подключения дополнительных датчиков и исполнительных устройств, при этом пользователи-технологи могут самостоятельно запрограммировать эти дополнения, используя поставляемую с панелью оператора интерактивную среду разработки для ПЭВМ (типа SCADA), без изменения программы в контроллере.

ИСПОЛНЕНИЕ: составные элементы ШКУ ГРП размещаются в металлическом электротехническом шкафу. Возможны исполнения с одной или двумя дверцами. На двери располагается панель оператора и коммутационные приборы оперативного управления оборудованием.

Технические характеристики

Наименование	Ед. измерения	Величина/диапазон
Число каналов ввода аналоговых сигналов, не менее		8
Число каналов ввода дискретных сигналов, не менее		32
Число каналов управления, не менее		24
Параметры выходных сигналов управления: ? напряжение постоянного тока, не более ? при токе, А, не более ? напряжение переменного тока, В, не более ? при токе, А, не более	В А В А	30 5 220 10
Число последовательных каналов: ? с интерфейсом RS-232, не менее ? с интерфейсом RS-485, не менее		2 2
Потребляемая мощность, не более	ВА	80
Питание от промышленной сети переменного тока ? с частотой ? напряжением	Гц В	50 ± 1 187 - 242
Питание от резервного источника (аккумуляторной батареи) ? напряжением ? потребляемая мощность, не более	В ВА	24 - 28 80
Время непрерывной работы, включая обеспечение энергией исполнительные устройства, от аккумуляторов емкостью100 А·ч, не менее	час	48
Габаритные размеры, не более	мм	1200 Ч 400 Ч 1800
Масса, не более	Кг	150

Сенсорная панель ШКУ ГРП

Устройство и принцип работы

Шкаф контроля и управления состоит из шкафа, на внутренней несущей панели которого смонтированы промышленный контроллер, барьеры искробезопасности, вторичные преобразователи датчиков, дополнительные модули ввода / вывода, монтажные кабельные каналы. Модули ШКУ ГРП связаны жгутами с клеммными соединителями, через которые осуществляется подключение кабелей от технологического оборудования ГРП. На передней дверце шкафа установлена сенсорная панель оператора и коммутационные элементы оперативного управления ГРП.

Центральным звеном ШКУ ГРП является промышленный контроллер, на шасси которого расположены модули ввода / вывода. В память контроллера записана программа управления ГРП. Программа составляется для каждой ГРП в соответствии с техническими требованиями. Программа реализует все алгоритмы контроля технологического процесса и аварийной защиты ГРП в соответствии с «Основными положениями по автоматизации газораспределительных станций» и «Положением по технической эксплуатации газораспределительных станций магистральных газопроводов» (ВРД 39-1.10-069-2002).

Кроме того, осуществляется контроль за работой устройств локальной автоматики (подогревателей газа, одоризаторов, пульта дома оператора), подключенных к промышленной сети на базе протокола Modbus RTU.

В долговременном журнале фиксируются все изменения технологического состояния ГРП, действия оператора и команды управления, подаваемые по каналу телемеханики.

При отсутствии устройств телемеханики ШКУ ГРП может выполнять функции контролируемого пункта, обмениваясь с верхним уровнем через встроенный модем или радиомодем.

На основном экране панели оператора отображается мнемосхема ГРП, содержащая полную информацию о состоянии электропневмоприводных кранов, входных и выходных значениях давления и температуры, текущий расход газа и другие сигналы от приборов КИПиА. Дополнительные экраны панели оператора позволяют управлять исполнительными устройствами в ручном режиме, отображать аналоговые и дискретные сигналы ГРП, сообщения о нарушениях технологического процесса и авариях. Кроме того, имеется возможность графической регистрации суточного изменения величин давления, температуры и расхода газа на мнемонических трендах.

В качестве удаленного сигнализирующего прибора используется пульт дома оператора ПДО собственной разработки. С помощью светодиодных индикаторов на ПДО отображаются сигналы:

· аварийное состояние (обобщенный);

· пожар на ГРП (обобщенный);

· входное давление ниже допустимого;

· выходное давление выше допустимого;

· загазованность (обобщенный);

· нарушение техпроцесса (обобщенный);

· нарушение охраны ГРП.

ПДО имеет две кнопки управления аварийно-предупредительной сигнализацией. Кнопка «ТЕСТ» служит для проверки работоспособности АПС. Кнопка «СБРОС» выключает АПС, не снимая при этом световую аварийную сигнализацию.

С ПДО имеется возможность аварийного закрытия охранного крана.

Условия эксплуатации

ШКУ ГРП предназначен для эксплуатации в условиях, нормированных по ГОСТ 15150-69 для исполнения УХЛ, категории изделия 4, при температуре окружающей среды от минус -40 до +50 Сє и относительной влажности 80% при 25Сє в отапливаемом помещении.

Шкаф контроля и управления поставляется в комплекте с ГРП «ГАЗПРОММАШ» и имеет полную привязку к оборудованию блок-боксов, что значительно сокращает сроки монтажных и пусконаладочных работ. Предусматривается также самостоятельная поставка ШКУ ГРП по опросному листу. Завод «Газпроммаш» является разработчиком и изготовителем ШКУ ГРП и ведет его постоянное усовершенствование на основе предложений и пожеланий заказчиков.



2. Технико-экономическая оценка применения полиэтиленовых труб в газоснабжении

2.1 Общие данные

Пластиковые трубы - очень широкое понятие, объединяющее группу продуктов, существенно отличающихся по своим качествам и назначению. Они успешно используются практически во всех инженерных коммуникациях как жилищно-коммунального, бытового, так и промышленного назначения: это водоснабжение и водоотведение, системы теплофикации, орошение и дренаж, системы газификации, нефтедобыча, трубопроводы пищевой промышленности, кабельные системы связи, медицина и многое другое. При этом необходимо отметить, что пластиковые трубы одинаковые по типу и назначению, но разных производителей, могут иметь существенные индивидуальные отличия.

По мнению многих ведущих специалистов газовой отрасли, широкое применение полиэтиленовых труб для газоснабжения способно радикальным образом изменить способы и темпы газификации. Полиэтиленовые трубы обладают целым рядом преимуществ, определяющих целесообразность и высокую эффективность их использования. Срок службы полиэтиленовых труб для газопроводов значительно больше, чем металлических. Гарантийный срок их эксплуатации составляет 50 лет. Они не боятся почвенной коррозии, не требуют катодной защиты, легче стальных в два-четыре раза, выпускаются длинномерными отрезками, требуют меньших затрат на транспортировку.