[ Газифікація мікрорайону Східний ] | 17,4 | 0 | 0 | Q Ti 4 - 5, + Qn.4-n> = 242,496 | 242,496 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
4-5 | ПГ4 + АОГВ + ВПГ | 0 | 95,7 | 0 | 0 | Від (5-6) +0 т | 5-10) +0 "| 5 -! 0! = 222,201 | 222,201 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
5-6 | ПГ4 + АОГВ + ВПГ | 0 | 17,4 | 0 | 0 | Q T ,6-7, + Qn ,6-7, = l січня 1,1005 | 111,1005 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
6-7 | ПГ4 + АОГВ + ВПГ | 9 | 247,95 | 34,6005 | 34,6005 | Від [7 - «) +0" (7-8> = 76,5 | 93,80025 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
7-8 | ПГ4 + АОГВ + ВПГ | 10 | 278,4 | 38,25 | 38,25 | Q n (8. 9, = 38.25 | 57,375 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
8-9 | ПГ4 + АОГВ + ВПГ | 10 | 291,45 | 38,25 | 38,25 | 0 | 19,125 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
5-10 | ПГ4 + АОГВ + ВПГ | 10 | 239,25 | 38,25 | 38,25 | Q T (io-m + Qmio-in = 72,8505 | 91,9755 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
10-11 | ПГ4 + АОГВ + ВПГ | 9 | 278,4 | 34,6005 | 34,6005 | Q ,,,,,-і, = 38,25 | 55,55025 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
11-12 | ПГ4 + АОГВ + ВПГ | 10 | 291,45 | 38,25 | 38,25 | 0 | 19,125 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
4-13 | ПГ4 + АОГВ + ВПГ | 5 | 139,2 | 20,295 | 20,295 | 0 | 10,1475 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
3-14 | 6 будинків ПГ4 + АО1 В + ВП 2 будинки ПГ4 + АОГВ | 8 | 187,05 | 30,5088 | 30,5088 | 0 | 15,2544 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
1-15 | ПГ4 + АОГВ | 9 | 247,95 | 26,217 | 26,217 | Q n (IM6, = 23,448 | 36,5565 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
15-16 | ПГ4-+ АОГВ | 8 | 213,5 | 23,448 | 23.448 | 0 | 11,724 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
2-17 | ПГ4 + АОГВ | 3 | 152,25 | 9,225 | 9,225 | Qnl] 7-l8l + QT, 17 - № 4? Tll7-2.M = 139,629 | 144,2415 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
17-18 | ПГ4 + АОГВ | 7 | 191.4 | 20,601 | 20,601 | • Q n (, 8 .,,,= 41,85 | 52.1505 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
18-19 | ПГ4 + АОГВ | 0 | 17,4 | 0 | 0 | QniH-20 ^ qtoo-h ^ uss | 41,85 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
19-20 | ПГ4 + АОГВ | 4 | 108,75 | 12,06 | 12,06 | 0 | 6,03
3. Методики визначення діаметрів газорозподільних мереж Система газопостачання міст та населених пунктів розраховується на максимальний годинну витрату газу (м 3 / год), який визначається (1) де - Коефіцієнт годинного максимуму (коефіцієнт переходу від річної витрати до максимальною годинною витратою газу); Q y - річна витрата газу (визначається за нормами витрат теплоти), м 3 / рік. Значення коефіцієнта годинного максимуму витрат газу на господарсько-побутові потреби приймається в залежності від чисельності населення, яке забезпечується газом. Для окремих житлових будинків та громадських будівель розрахунковий часовий витрата газу визначається за сумою номінальних витрат газу газовими приладами з урахуванням коефіцієнтів одночасності їх дії (2) де K sim - коефіцієнт одночасності, значення якого визначається за таблицею 2; q ном - номінальний витрата газу приладом або групою приладів, прийнятої за паспортними даними або технічними характеристиками приладів, м 3 / год; n i - кількість однотипних приладів або груп приладів; m - число приладів або груп приладів (у разі встановлення в квартирах приладів одного типу - це число квартир). Гідравлічний розрахунок газопроводів слід виконувати, як правило, на електронно-обчислювальної машини (ЕОМ) з оптимальним розподілом розрахункової втрати тиску між ділянками мережі. При неможливості або недоцільності виконання розрахунку на ЕОМ (відсутність відповідної програми, розрахунок окремих ділянок газопроводу і т.п.), гідравлічний розрахунок припускається виконувати за наведеними в СНиП 42-01-2002 формулами або номограммам, складеним за цим формулами. Розрахункові втрати тиску газу в розподільних газопроводах низького тиску приймаються не більше 1800 Па і розподіляються між вуличними, дворовими і внутрішніми газопроводами (1200 Па - для вуличних та внутрішньоквартирних і 600 Па - для дворових і внутрішніх газопроводів). Втрати тиску в місцевих опорах (коліна, трійники, запірна арматура і ін) враховуються шляхом збільшення розрахункової довжини газопроводу на 5 ... 10%. При виконанні гідравлічного розрахунку надземних та внутрішніх газопроводів з урахуванням ступеня шуму, створюваного рухом газу, слід приймати швидкості руху газу не більше 7 м / с для газопроводів низького тиску, 15 м / с для газопроводів середнього тиску, 25 м / с для газопроводів високого тиску . Примітка: 1. Для квартир, в яких встановлюється декілька однотипних газових приладів, коефіцієнт одночасності слід приймати як для такого ж числа квартир з цими газовими приладами. 2. Значення коефіцієнта одночасності для ємнісних водонагрівачів, опалювальних котлів або опалювальних печей рекомендується приймати рівним 0,85 незалежно від кількості квартир. Таблиця 2 - Значення коефіцієнта одночасності K sim для житлових будинків
3.1 Розрахунок тупикових розгалужених газових мереж середнього та високого тиску Розрахунок за традиційною методикою зводиться до визначення необхідних діаметрів та перевірку заданих перепадів тисків. Розрахунок можна проводити за формулами або номограммам, які значно спрощують всі обчислення. Номограми побудовані в координатах Q P = f (A cp, D), (3) (4) де L - довжина ділянки газопроводу; Р н, Р к - абсолютна початкове і кінцеве тиск відповідно на початку і кінці ділянки газопроводу; D - діаметр ділянки газопроводу. Порядок розрахунку 1. Початковий тиск у газовій мережі високого або середнього тиску визначається режимом роботи газорегуляторній станції (ГРС), кінцеве - робочим тиском на вході в газорегуляторні пункти (ГПР) (мережеві або об'єктові). 2. Вибирається найбільш віддалена точка розподільних газопроводів і визначається загальна довжина по вибраному основному напрямку. 3. При розрахунках газорозподільних мереж за традиційним методом застосовується правило постійного перепаду квадратів тиску на одиницю довжини газопроводу
Розрахункова довжина обраного напрямку з урахуванням втрат на місцеві опори (5) де l i - геометрична довжина ділянки газопроводу. 4. Визначаються розрахункові витрати газу для кожного зосередженого відбору газу і для ділянок газопроводу. 5. По величинам А СР і Q p по номограммам визначаються діаметри окремих ділянок газопроводу. Діаметри округлюються за ГОСТ звичайно в більшу сторону. Для стандартних діаметрів при відомих витратах газу знаходяться дійсні значення А ср, потім різниця квадратів тисків. 6. Проводиться розрахунок тисків. Так як тиск на виході з ГРС відомо, то розрахунок можна вести з початку газорозподільної мережі. При тисках Р до значно більших заданих зменшують діаметри ділянок, розташованих ближче до початку основного напрямку. 7. Після розрахунку тисків у вузлах основного напрямку приступають до розрахунку відгалужень, починаючи з другого пункту розглянутої методики. При цьому за початкова тиску на відгалуженні приймається тиск у вузлі, з якого воно виходить. 3.2 Розрахунок тупикових розгалужених газових мереж низького, високого та середнього тисків методом оптимальних діаметрів У спеціальній літературі немає обгрунтованих рекомендацій для здійснення коригування діаметрів ділянок як для випадку перевищення розрахункового перепаду тиску, так і для випадку його неповного використання. Метод розрахунку оптимальних діаметрів заснований на оптимальному розподілі перепаду тиску. В якості розрахункових формул для гідравлічного розрахунку газопроводів були прийняті практичні залежності, до теперішнього часу використовуються французькою фірмою GAS de FRANCE. В якості цільової функції, мінімум якої забезпечує оптимальний розподіл розрахункового перепаду тиску, обрана матеріальна характеристика Порядок розрахунку 1. Визначаються розрахункові витрати газу по ділянках. 2. Визначаються матеріальні характеристики М, для всіх ділянок. 3. Визначаються параметри ділянок П i , При цьому: - Визначення параметрів виробляється від тупикових ділянок проти ходу газу; - Для бестранзітних ділянок П i = 0; - Для ділянок примикають до бестранзітним, параметр визначається за формулою (6) - Після визначення параметрів П i визначають показник А для кожної ділянки; цю операцію слід проводити від точки живлення до периферії; - Знаючи розрахункові витрати газу, довжину ділянок та значення А, підбирають діаметр цих ділянок за основною розрахунковою формулою. При постановці та вирішенні будь-якої оптимізаційної задачі потрібно чітко виділити критерій (критерії оптимальності), призначивши при цьому цільову функцію. У даному випадку в якості критерію оптимальності обрані мінімальні витрати на будівництво тупикової газорозподільної мережі (вартість труб та робіт з будівництва). Метод оптимальних діаметрів може бути використаний для тупикової газорозподільної мережі будь-якої конфігурації. При цьому оптимізація ведеться одночасно в усіх напрямках і тупиковим відведеннях. Лінія гідравлічного ухилу при використанні цього методу буде відрізнятися від такої, розрахованої за старим методом. Розглянемо співвідношення: (7) Уявімо його в наступному вигляді (8) При розрахунку за старим (традиційному) методу (9) Уявімо співвідношення (7) і (8) на одному графіку Малюнок 1 - Порівняння розподілу розрахункового перепаду тиску між ділянками мережі при різних методах розрахунку Порівняння показує, що при використанні методу оптимальних діаметрів лінія гідравлічних ухилів являє собою ламану лінію, завжди розташовану нижче лінії гідравлічних ухилів при традиційному рішенні. Звідси можна зробити наступні практичні висновки, які необхідно враховувати при традиційному методі рішення: 1. Якщо, після вибору стандартних діаметрів, кінцевий тиск в кінці розрахункового напрямку виявилося істотно більше мінімально допустимого, то можна зменшити діаметри на початкових ділянках розглянутого напрямку. 2. Якщо ж, після вибору стандартних діаметрів, кінцевий тиск в кінці розрахункового напрямку виявилося менше мінімально допустимого, то слід збільшувати діаметри на ділянках, розташованих ближче до кінця розглянутого напрямку. Згідно СНіП 42-01-2002 робочий тиск в мережі низького тиску не повинно перевищувати 5кПа, а в житлових будинках її значення не має бути вище 3 кПа, звідси приймаємо робочий перепад тисків АР Р = 1200 Па. Розрахунок діаметрів виробляємо за програмою Seti _ ok 3. Bas. Результати обчислень наведені нижче. Результати гідравлічного розрахунку розгалуженої газової мережі
25 26 27 28 29 30 31 53 24 91 19 105 19 273 306 321 263 306 321 153 206 273 234 167 211 19 120 19 19 129 134 100 211 19 201 96 86 201 471,5 421,9 273,0 242,5 222,2 111,1 93,8 57,4 19,1 92,0 55,6 19,1 10,1 15,3 36,6 11,7 144,2 52,2 41,8 6,0 29,8 14,9 7,4 7,4 77,2 11,7 57,7 10,3 30,0 25,1 11,7 219 * 6 159 * 4,5 159 * 4,5 159 * 4,5 159 * 4,5 108 * 4 108 * 4 89 * 3,5 89 * 3,5 108 * 4 89 * 3,5 76 * 3,5 57 * 3 57 * 3 76 * 3,5 57 * 3 108 * 4 76 * 3,5 76 * 3,5 57 * 3 76 * 3,5 57 * 3 57 * 3 57 * 3 89 * 3,5 57 * 3 76 * 3,5 57 * 3 76 * 3,5 76 * 3,5 76 * 3,5 31,1 56,3 96,1 16,3 76,4 28,6 299,4 362,9 53,2 278,8 342,3 121,9 80,6 224,6 331,4 159,8 403,3 487,2 29,7 25,0 16,1 20,0 39,3 40,7 204,1 143,5 53,3 108,7 81,2 53,3 32,0 |
Кінцевий тиск у напрямку 1 = 1979.8 Па
Кінцевий тиск у напрямку 2 = 1980.9 Па
Кінцевий тиск у напрямку 3 = 2719.6 Па
Кінцевий тиск у напрямку 4 = 2591.9 Па
Кінцевий тиск у напрямку 5 = 2477.7 Па
Кінцевий тиск у напрямку 6 = 1967.4 Па
Кінцевий тиск у напрямку 7 = 1917.0 Па
Кінцевий тиск у напрямку 8 = 1935.6 Па
Кінцевий тиск у напрямку 9 = 2161.7 Па
Кінцевий тиск у напрямку 10 = 2143.2 Па
Кінцевий тиск у напрямку 11 = 2085.3 Па
Початковий тиск в мережі Р1 = 3000.0 Па
Необхідну кінцевий тиск Р2 = 1800.0 Па
Розрахунковий перепад тиску Н0 = 1200.0 Па
Масив напрямків по пріоритету:
1 | 9 | 8 | 7 | 6 | 5 | 4 | 3 | 2 | 1 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
2 | 12 | 11 | 10
4. Вибір типу ГРП та його обладнання По Q = 471,5238 ivr / год вибираємо шафовий газорегуляторний пункт типу ГРПШ-400-01, виробник ТОВ «Радон і К °», місто Енгельс Саратовської області. До складу пункту входять: - Вузол фільтру; - Лінія редукування тиску газу; - Обвідна лінія, байпас. Малюнок 2 - Шафовий газорегуляторний пункт Таблиця 3 - Технічні характеристики ГРПШ-400-01
Малюнок 3 - Габаритний креслення газорегуляторні пункти шафового (ГРПТТТ) 1 - Р вх; 2 - димохід; 3 - вихід клапана запобіжного скидного; 4 - вентиляційний патрубок; 5 - продувний патрубок; 6 - вхід клапана запобіжного скидного; 7 - Р нових; 8 - підведення імпульсу до регулятора. Підбір обладнання ГРП продуктивністю 471,5238 м 3 / год при надмірному тиску на вході 95 кПа і на виході ЗкПа. Щільність газу 0,725 кг / м 3, температура газу Т = 276 К. Попередньо задаємося втратами в газопроводах ГРП, кранах 1,5, запобіжному замочний клапан 3 та фільтрі 2 (рисунок 3) у розмірі 3 кПа. У цьому випадку перепад тиску на клапані регулятора 4 тиску буде дорівнює ДР = 95-3-3 = 89кПа Рисунок 4 - Розрахункова схема ГРП Абсолютний тиск газу на вході і виході регулятора тиску (РД) Р 1 = Р і + Р а = 95 +1 00 = 1 95 кПа, Р 2 = 3 +100 = 103кПа Режим течії газу через клапан РД
що говорить про докритичному протягом газу через РД. За отриманого значення ΔР / Р 1 = 0,456 з графіка [2] знаходимо значення поправки на зміну щільності газу ε = 0,772 при коефіцієнті адіабати для природного газу k = l, 3 - Визначимо коефіцієнт пропускної здатності РД
де ε - коефіцієнт, що враховує щільності газу при русі через дросельний орган, ε = 0,772; Δ Р - перепад тиску на регуляторі, ΔР = 0,089 МПа; Р 1 - тиск газу перед регулятором, Р 1 = 0,195 МПа; Т 1 - температура перед регулятором, Т 1 = 276 К; ρ о - щільність газу при нормальних умовах, кг / м 3; z 1 - коефіцієнт стисливості за умови входу в регулятор тиску, z 1 = L; Q - пропускна здатність ГРП, Q = 471,5238 м 3 / год; Підбираємо регулятор тиску з коефіцієнтом пропускної здатності близьким до розрахункового k v = 12,5. Для k v = 22 відповідає РДНК-400М. Розрахований на стійку роботу при впливі температури навколишнього повітря від -40 ° С до +60 ° С і відносній вологості до 95% при температурі +35 ° С, виробник ЗАТ «Сигнал-Прилад", м. Енгельс Саратовської області. Малюнок 5 - Регулятор тиску РДНК-400М Визначимо запас його пропускної здатності
тобто пропускна здатність дещо більше необхідною, що задовольнять вимогам. Для очищення газу приймемо волосяний фільтр з D = 50 мм. Його пропускна здатність при абсолютному тиску на виході = 0,7 МПа, перепад тиску і щільність газу ρ т = 0,725 кг / м 3 складе Q T = 6000 м 3 / ч. Втрати тиску на фільтрі при заданої пропускної здатності ГРП
де Р 2 = 195 кПа - тиск на виході з фільтру або тиск на виході РД. Швидкість руху газу в лініях редукування а) до регулятора тиску б) після регулятора тиску
б) після регулятора тиску
де D - внутрішній діаметр трубопроводу, D = 0,05 м. Отримані швидкості високі, тому що при русі газу по трубах вони викликають великий шум, що неприпустимо при експлуатації. Для зниження швидкості та зменшення шуму приймемо діаметри трубопроводів до і після регулятора тиску рівними 125 мм, тоді швидкості складуть wl = 11 м / с і w 2 = 21,5 м / с. Визначаємо втрати тиску в кранах, місцевих опорах і в клапані ЗЗК лінії редукування. Приймаються наступні значення коефіцієнтів місцевого опору: Таблиця 4 - Місцеві опору
Гідравлічні втрати становлять а) до регулятора тиску
б) після регулятора тиску
Сумарні втрати тиску в лінії редукування складуть
Ця величина менше попередньо прийнятої 3 кПа, що призводить до збільшення запасу пропускної здатності регулятора тиску на 60%. 5. Виробництво випробувань та приймання в експлуатацію розподільних газопроводів Закінчені будівництвом або реконструкцією зовнішні і внутрішні газопроводи (далі - газопроводи) та обладнання ГРП випробовуються на герметичність внутрішнім тиском повітрям відповідно до вимог СНіП 42-01. Випробування проводять після установки арматури, обладнання, контрольно-вимірювальних приладів. Якщо арматура, обладнання та прилади не розраховані на випробувальний тиск, то замість них на період випробувань слід встановлювати котушки, заглушки, пробки. Надземні ділянки довжиною до 10 м на підземних газопроводах випробовуються за нормами підземних газопроводів. При спільному будівництві вводів діаметром до 100 мм з розподільними газопроводами їх випробовують за нормами, передбаченими для розподільних газопроводів. Випробування газопроводів і обладнання ГРП і ГРУ виробляють за нормами випробувань на стороні вхідного тиску газу або по частинах: - До регулятора тиску - за нормами випробувань на стороні вхідного тиску газу; - Після регулятора тиску - за нормами випробувань на стороні вихідного тиску газу. Випробування газопроводів парової фази ЗВГ виробляють за нормами, передбаченими для випробувань газопроводів природного газу. Для проведення випробування газопровід поділяють на ділянки довжиною не більше зазначеної в таблицях 27-37, обмежені арматурою або заглушками. Арматура може бути використана в якості обмежувального елемента, якщо вона розрахована на випробувальний тиск і має герметичність не нижче класу «А» за ДСТ 9544. Якщо випробуваний газопровід складається з ділянок з різними внутрішніми діаметрами, величина діаметра визначається за формулою
де - Внутрішні діаметри ділянок газопроводу, мм; - Довжини ділянок газопроводів відповідних діаметрів, м. У таблицях 27 - 37 вказується номінальне - усереднене значення величини внутрішнього діаметра для сталевих, мідних і поліетиленових труб. Підземні газопроводи до початку випробувань після їх заповнення повітрям рекомендується витримувати під випробувальним тиском протягом часу, необхідного для вирівнювання температури повітря у газопроводі з температурою грунту, але не менше 24 ч. Надземні та внутрішні газопроводи, газопроводи та обладнання ГРП і ГРУ до початку випробувань після їх заповнення повітрям рекомендується витримувати під випробувальним тиском протягом часу, необхідного для вирівнювання температури повітря всередині газопроводів з температурою навколишнього повітря, але не менше 1 ч. Газопроводи житлових, громадських і побутових невиробничого призначення, адміністративних будівель випробовуються на ділянці від вимикаючого пристрою на вводі в будинок до кранів газових приладів та обладнання. При установці додаткових газових приладів випробування нових ділянок газопроводів до цих приладів при їх довжині до 5 м допускається проводити газом (робочим тиском) з перевіркою всіх з'єднань газоіндікаторамі або мильною емульсією. Внутрішні газопроводи котелень, громадських і побутових будівель виробничого призначення, виробничих будинків слід випробовувати на ділянці від вимикаючого пристрою на вводі до відключаючих пристроїв у газових пальників. Газопроводи обв'язки резервуара ЗВГ при роздільному випробуванні їх з резервуаром ЗВГ допускається випробовувати відповідно до вимог цього розділу. Герметичність арматури, газопроводів і приєднувальних рукавів індивідуальних балонних установок ЗВГ, а також приєднувальні рукави газовикористовуючого обладнання і контрольно-вимірювальних приладів дозволяється перевіряти робочим тиском газу із застосуванням газоіндікатора або мильної емульсії. Манометри класу точності 0,15 рекомендується застосовувати для проведення випробувань газопроводів усіх діаметрів та тисків. Манометри класу точності 0,4 рекомендується застосовувати для проведення випробувань: - Підземних (наземних) газопроводів: низького і середнього тиску; високого тиску (св. 0,3 МПа до 0,6 МПа) в поселеннях - діаметром не більше 700 мм; високого тиску (св. 0,6 МПа до 1,2 МПа) міжселищних - діаметром не більше 600 мм; - Надземних та внутрішніх газопроводів усіх діаметрів та тисків. Манометри класу точності 0,6 рекомендується застосовувати для проведення випробувань: - Підземних (наземних) газопроводів: низького тиску, середнього тиску - діаметром не більше 150 мм в поселеннях і не більше 200 мм для міжселищних; при тиску св. 0,3 МПа до 0,6 МПа - діаметром не більше 125 мм в поселеннях і не більше 150 мм для міжселищних; при тиску св. 0,6 МПа до 1,2 МПа - не більше 80 мм для поселень і не більше 100 мм для міжселищних газопроводів; - Надземних та внутрішніх газопроводів: низького тиску - діаметром не більше 100 мм; середнього тиску - діаметром не більше 50 мм; при тиску св. 0,3 МПа до 0,6 МПа - не більше 40 мм у поселеннях і не більше 25 мм для міжселищних. Рекомендується при проведенні випробувань на герметичність не обмежувати максимально допустиму довжину газопроводу, діаметр якого не перевищує значень, зазначених у таблиці 5. Таблиця 5
5.1 Випробування газопроводів низького тиску Максимальну довжину підземних (наземних) газопроводів низького тиску в поселеннях для проведення випробувань при величині випробувального тиску 0,6 МПа рекомендується приймати за таблицею 6. Таблиця 6
| 1,8 | 1,0 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
0,4 | 5,0 | 3,4 | 2,5 | 2,0 | 1,3 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
0,6 | 3,3 | 2,3 | 1,7 | 1,3 | - | - | - | - |
Примітка. Знак «-» означає, що застосування манометрів класу точності 0,6 для випробування даних газопроводів не рекомендується.
Максимальну довжину надземних та внутрішніх газопроводів низького тиску в поселеннях для проведення випробувань рекомендується приймати за таблицею 7.
Таблиця 7
Клас точності манометра | Рекомендована максимальна довжина, км, надземного і внутрішнього газопроводів при номінальному діаметрі (мм) | |||||
65 | 80 | 100 | 125 | 150 | 200 і більше | |
0,15 | 11,5 | 8,0 | 5,3 | 3,0 | 2,3 | 1,0 |
0,4 | 4,3 | 3,0 | 2,0 | 1,2 | - | - |
0,6 | 2,9 | 2,0 | 1,3 | 1,3 | - | - |
Примітка. Знак «-» означає, що застосування манометрів зазначеного класу точності для випробування даних газопроводів не рекомендується.
5.2 Випробування газопроводів середнього та високого тиску
При використанні манометрів класу точності 0,15 рекомендується приймати максимальну довжину випробуваного ділянки для газопроводів в поселеннях за таблицею 8, а для міжселищних - за таблицею 9.
Таблиця 8
Робочий тиск газу, МПа | Випробувальний тиск, МПа | Рекомендована максимальна довжина, км, підземного газопроводу в поселенні при номінальному діаметрі (мм) | |||||||
65 | 80 | 100 | 125 | 150 | 200 | 250 | 300 | ||
0,005-0,3 | 0,6 | 16,8 | 11 | 6,4 | 4,8 | 2,6 | 1,6 | 1,1 | |
1,5 | 15,3 | 10 | 5,9 | 4,4 | 2,3 | 1,5 | 1,0 | ||
0,3-0,6 | 0,75 | 16,6 | 11,7 | 7,7 | 4,5 | 3,4 | 1,8 | 1,1 | 1,0 |
1,5 | 12,5 | 8,8 | 5,8 | 3,4 | 2,5 | 1,3 | 1,0 | 1,0 | |
0,6-1,2 | 1,5 | 67 | 47 | 3,1 | 1,8 | 1,4 | 1,0 | 1,0 | 1,0 |
Примітка. Для газопроводів середнього та високого тиску діаметром більше 300 мм максимальна довжина випробуваного ділянки дорівнює 1,0 км.
Таблиця 9
Робочий тиск газу, МПа | Випробувальний тиск, МПа | Рекомендована максимальна довжина, км, підземного межпоселковогогазопровода при номінальному діаметрі (мм) | ||||||
125 | 150 | 200 | 250 | 300 | 350 | 400 | ||
0,005-0,3 | 0,6 | 16,4 | 11,4 | 8,4 | 6,5 | |||
1,5 | 15,0 | 10,4 | 7,6 | 5,0 | ||||
0,3-0,6 | 0,75 | 17,9 | 11,4 | 7,9 | 5,8 | 5,0 | ||
1,5 | 13,5 | 8,6 | 6,0 | 5,0 | 5,0 | |||
0,6-1,2 | 1,5 | 17,9 | 13,6 | 7,3 | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 5,0 |
Примітка. Для газопроводів середнього та високого тиску діаметром більше 400 мм максимальна довжина випробуваного ділянки дорівнює 5,0 км.
При використанні манометрів класу точності 0,4 рекомендується приймати максимальну довжину випробуваного ділянки для газопроводів в поселеннях за таблицею 10, а для міжселищних - за таблицею 11.
Таблиця 10
Робочий тиск газу, МПа | Випробувальний тиск, МПа | Рекомендована максимальна довжина, км, підземного газопроводу в поселенні, при номінальному діаметрі (мм) | ||||
65 | 80 | 100 | 125 | 150 | ||
0,005-0,3 | 0,6 | 2,4 | 1,8 | |||
1,5 | 2,2 | 1,7 | ||||
0,3-0,6 | 0,75 | 1,7 | 1,3 | |||
1,5 | 1,3 | 1,0 | ||||
0,6-1,2 | 1,5 | 2,5 | 1,8 | 1,2 | 1,0 | 1,0 |
Примітка. Для газопроводів середнього та високого тиску діаметром більше 150 мм максимальна довжина випробуваного ділянки дорівнює 1,0 км.
Таблиця 11
Робочий тиск газу, МПа | Випробувальний тиск, МПа | Рекомендована максимальна довжина, км, підземного межпоселковогогазопровода при номінальному діаметрі (мм) |
100 | 125 | 150 | 200 | 250 | ||
0,005-0,3 | 0,6 | 9,6 | 6,2 | |||
1,5 | 8,8 | 5,6 | ||||
0,3-0,6 | 0,75 | 16,7 | 12,6 | 6,7 | 5,0 | |
1,5 | 12,6 | 9,5 | 5,0 | 5,0 | ||
0,6-1,2 | 1,5 | 11,7 | 6,8 | 5,1 | 5,0 | 5,0 |
Примітки:
1. Для газопроводів середнього тиску діаметром св. 250 мм максимальна довжина випробуваного ділянки дорівнює 5,0 км.
2. Для газопроводів високого тиску (св. 0,3 МПа до 0,6 МПа) діаметром св. 200 мм до 800 мм максимальна довжина випробуваного ділянки дорівнює 5,0 км.
3 Для газопроводів високого тиску (св. 0,6 МПа до 1,2 МПа) діаметром св. 200 мм до 400 мм максимальна довжина випробуваного ділянки дорівнює 5,0 км, а діаметром 500 мм і 600 мм - 4,0 км.
При використанні манометрів класу точності 0,6 рекомендується приймати максимальну довжину випробуваного ділянки для газопроводів в поселеннях за таблицею 12, а для міжселищних - за таблицею 13.
Таблиця 12
Робочий тиск газу, МПа | Випробувальний тиск, МПа | Рекомендована максимальна довжина, км, підземного газопроводу в поселенні при номінальному діаметрі (мм) | ||||
65 | 80 | 100 | 125 | 150 | ||
0,005-0,3 | 0,6 | 2,8 | 1,6 | 1,2 | ||
1,5 | 2,5 | 1,5 | 1,1 | |||
0,3-0,6 | 0,75 | 4,1 | 2,9 | 1,9 | 1,1 | - |
1,5 | 3,1 | 2,2 | 1,4 | - | - | |
0,6-1,2 | 1,5 | 1,7 | 1,2 | - | - | - |
Примітка. Знак «-» означає, що застосування манометрів класу точності 0,6 для випробування даних газопроводів не рекомендується.
Таблиця 13
Робочий тиск газу, МПа | Випробувальний тиск, МПа | Рекомендована максимальна довжина, км, підземного міжселищних газопроводу при номінальному діаметрі (мм) | |||||
65 | 80 | 100 | 125 | 150 | 200 | ||
0,005-0,3 | 0,6 | 12,1 | 6,4 | ||||
1,5 | 14,6 | 11,0 | 5,9 | ||||
0,3-0,6 | 0,75 | 11,2 | 8,4 | - | |||
1,5 | 14,4 | 8,4 | 6,3 | - | |||
0,6-1,2 | 1,5 | 16,8 | 11,8 | 7,8 | - | - | - |
Примітка. Знак «-» означає, що застосування манометрів класу точності 0,6 для випробування даних газопроводів не рекомендується.
5.3 Прийняття в експлуатацію
Приймання в експлуатацію закінчених будівництвом об'єктів систем газорозподілу (газопостачання) проводять відповідно до вимог СНіП 42-01, «Правил безпеки систем газорозподілу і газоспоживання Держнаглядохоронпраці України.
Робочий тиск газу, МПа | Випробувальний тиск, МПа
Примітка. Знак «-» означає, що застосування манометрів даного класу точності для випробування даних газопроводів не рекомендується. Приймальна комісія перевіряє комплектність і правильність складання виконавчої документації, виробляє зовнішній огляд об'єкта з метою визначення відповідності виконаних будівельно-монтажних робіт проекту, СНіП 42-01, «Правил безпеки систем газорозподілу і газоспоживання Держнаглядохоронпраці України та іншим нормативним документам, затвердженим у встановленому порядку. Приймальна комісія має право з залученням виконавців перевіряти будь-які ділянки газопроводів і якість зварювання фізичними методами або вирізкою їх для механічних випробувань, виробляти додаткові випробування газопроводів та обладнання, утворювати в разі потреби підкомісії з залученням необхідних фахівців для перевірки окремих споруд і устаткування. Не допускається приймати в експлуатацію об'єкти, неповністю закінчені будівництвом, з неузгодженими в установленому порядку відступами від проекту або складу пускового комплексу, без проведення комплексного випробування обладнання (якщо воно необхідно), а також без прийнятої в експлуатацію ЕХЗ газопроводів (якщо вона передбачена проектом), випробувань газопроводів на герметичність, перевірки якості ізоляційних покриттів, комплекту виконавчої документації відповідно до вимог СНіП 42-01. Результати роботи приймальної комісії оформляються актом приймання закінченого будівництвом об'єкта системи газорозподілу, що є підставою для введення об'єкта в експлуатацію. У тих випадках, коли після монтажу системи газопостачання потрібне проведення пуско-налагоджувальних робіт, приймальної комісії рекомендується виконати прийняття змонтованих газопроводів і встановленого газовикористовуючого обладнання з автоматикою безпеки та регулювання для проведення комплексного випробування, результати якої оформляються актом, на підставі якого замовник отримує дозвіл на пуск газу для проведення пуско-налагоджувальних робіт. У період виробництва пуско-налагоджувальних робіт об'єкт будівництва передається замовнику, який несе відповідальність за його безпеку. Після подання замовником приймальної комісії результатів комплексного випробування проводиться приймання об'єкта в експлуатацію, яка оформляється актом приймання за, що є підставою для пуску газу та введення об'єкта системи газорозподілу в експлуатацію. Список використаних джерел 1. СНіП 42-01-2002. Газорозподільні системи / Держбуд Росії. М., 2003.-35 с. 2. СП 42-102-2004. Проектування і будівництво газопроводів з металевих труб / Держбуд Росії. - М., 2004. - 131 с. 3. Газопостачання. Навчальний посібник для ВНЗ. / Муфтахов Є.М., Гольянов А.І. - Уфа: «ДізайнПоліграфСервіс», 2002. - 52 с. 4. Газопостачання. / А.А. Іонін .. М.: Стройиздат, 1989. - 439 с. 5. Газові мережі та газосховища. Підручник для ВУЗів. / Гольянов А.І. М.: ТОВ «Видавництво науково-технічної літератури« Монографія »», 2003. -340 С. 6. Проектування та експлуатація газонафтопроводів. / A. M. Нечваль-Уфа: «ДізайнПоліграфСервіс», 2001. - 165 с. 7. Інтернет ресурс: http: / / www. Gazovik. Com Будь ласка, не зберігайте тестовий текст. |