25

26

27

28

29

30

31






Газифікація мікрорайону Східний

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.

скачати

Зміст

Введення

1. Коротка характеристика об'єкта газопостачання

2. Визначення розрахункових витрат газу

3 Методики визначення діаметрів газорозподільних мереж

3.1 Розрахунок тупикових розгалужених газових мереж середнього та високого давленія1

3.2 Розрахунок тупикових розгалужених газових мереж низького, високого та середнього тисків методом оптимальних діаметрів

4. Вибір типу ГРП та його обладнання

5. Виробництво випробувань та приймання в експлуатацію розподільних газопроводів

5.1 Випробування газопроводів низького тиску

5.2 Випробування газопроводів середнього та високого тиску

5.3 Прийняття в експлуатацію

Список використаних джерел

Введення

Стрімкий розвиток сучасної промисловості призвело до різкої зміни структури паливного балансу промислово розвинених країн. До початку 80-х років частка нафти і газу в паливному балансі зросла до 60 - 80%, і в найближчі десятиліття відхилення від цієї тенденції не передбачається. Необхідність транспортування величезних кількостей нафти і газу призвела до бурхливого розвитку трубопровідного транспорту, як самого економічно ефективного. До початку 90-х років по трубопроводах щорічно прокачується близько 1500 млрд. м 3 природного газу.

Трубопроводи стають все більш помітним елементом інфраструктури. Сформувалася і швидко розвивається нова галузь транспорту трубопровідна, яка в даний час забезпечує більш 2 / 3 всіх перевезень палива в країні. Вона об'єднує мережі магістральних нафто-і газопроводів, загальною протяжністю більше 240 тисяч км. Тільки за першу половину 80-х років приріст трубопровідної мережі склав близько 40 тис. км, а це, враховуючи інтенсифікацію її параметрів, еквівалентно протяжності всіх трубопроводів, що експлуатуються в країні наприкінці 1970 року. В даний час трубопроводи забезпечують практично весь транспорт природного газу.

Газова промисловість, як самостійна галузь народного господарства, виникла в роки Великої Вітчизняної війни на базі відкритих газових родовищ Поволжя і Комі АРСР.

У експлуатовану, в даний час, систему газопостачання входить більше 70 тис. км магістральних газопроводів високого та середнього тиску і більше сотні родовищ газу.

З кожним роком все виразніше видно зростаюча роль трубопровідного транспорту в розвитку народного господарства. Трубопроводи сприяли корінний інтенсифікації транспорту, перш за все на нафтогазовидобувних підприємствах, нафтобазах і газосховищах, нафтохімічних і хімічних виробництвах, а в останні роки також на підприємствах сільського господарства.

Для забезпечення надійного і безперебійного газопостачання великих споживачів, а також забезпечення сільських жителів природним газом у невеликих населених пунктах, віддалених від магістральних газопроводів, будуються газопроводи середнього тиску невеликої довжини.

Планами газифікації охоплено більшість сільськогосподарських районів Республіки Башкортостан. Використання природного газу в сільськогосподарському виробництві веде до значного зростання продуктивності праці і зниження собівартості сільськогосподарської продукції, а також до зростання обсягів виробництва сільськогосподарської продукції.

1. Коротка характеристика об'єкта газопостачання

Подача газу від газопроводу високого тиску безпосередньо до споживачів проектується через газорозподільні пункти (ГРП), після яких тиск газу знижується до заданого значення.

У цій роботі необхідно визначити розрахункові витрати газу і діаметри газорозподільної мережі низького тиску в мікрорайоні «Східний». Даний мікрорайон складається з 138 одноквартирних житлових будинків.

Газове обладнання житлових будинків, включає вуличні газопроводи, а також газові прилади і установки для спалювання газу: 138 четирехкомфорочних газових плит, 138 котлів для водяного опалення побутових приміщень та 69 проточних водонагрівача.

Природний газ подається в місто по магістральному газопроводу, який доцільно експлуатувати при максимальній проектній пропускній здатності. Фактичне споживання газу характеризується різкою нерівномірністю, пов'язаної зі зміною погоди, специфічними особливостями деяких виробництв, укладом життя населення та ін

Сезонна нерівномірність споживання газу вимагає акумулювання великих кількостей газу в літній період і відпуск його споживачам в холодний зимовий період року. Єдиним прийнятним способом створення таких запасів газу є його зберігання в підземних сховищах, які можуть бути створені в виснажених нафтових і газових родовищах, а також у водяних пластах. Вихідні дані для розрахунку (завдання на курсове проектування):

1. Геометрія мережі визначається за схемою мікрорайону «Східний»;

2. Тиск газу (абс.) на виході ГРП = 3000 Па;

3. Тиск газу перед споживачами Рк = 1800Па;

4. Газ природний з щільністю р = 0,725 кг / м 3.

2. Визначення розрахункових витрат газу

Споживання газу в місті різними споживачами залежить від багатьох факторів. Кожен споживач має свої особливості і споживає газ по-своєму. Між ними існує певна нерівномірність у споживанні газу. Облік нерівномірності споживання газу здійснюється шляхом введення коефіцієнта одночасності, який обернено пропорційний періоду, протягом якого витрачається річний ресурс газу при максимальному його споживанні.

Визначимо розрахункові витрати газу, за умови, що газове обладнання має наступний часовий витрата газу:

Отримані значення зведемо в таблицю.

Таблиця 1 - Визначення розрахункових витрат газу

уч-ка

Асортимент приладів

Кількість будинків, п

Довжина ділянки, lm

Коеф-т одночасності, К

Qn, м-'/ год

qt, М '/ Ч

Q p = 0,5 Q n + Q T, м 3 / год

1

2

3

4

5

6

7

8

0-1

ПГ4 + АОГВ + ВПГ

0

47,85

0

0

Q T, i-2. + Qn, M5)-QT (i-i5) = 471,5238

471,5238

1-2

ПГ4 + АОГВ + ВПГ

0

21,75

0

0

QT (2-3, + Qnl2-l7. ~ Q T (2-17) = 421,8588

421,8588

2-3

ПГ4 + АОГВ + ВПГ

0

82,65

0

0

Q fl3 -4) + Qn,. I-i4) = 273,0048

273,0048

3-4

ПГ4 + АОГВ + ВПГ

0

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

19-21

ПГ4 + АОГВ

0

17,4

0

0

Qn, 3 0 - 3]) + Or l 2, -24 1 = 29,79

29,79

21-22

ПГ4 + АОГВ

0

17,4

0

0

Qn (22-23l = 14,895

14,895

22-23

ПГ4 + АОГВ

5

117,45

14,895

14,895

0

7,4475

21-24

ПГ4 + АОГВ

5

121,8

14,895

14.895

0

7,4475

17-25

ПГ4 + АОГВ

0

91,35

0

0

Qn ,25-26! + QT ,25-27, = 77,178

77,178

25-26

ПГ4 + АОГВ

8

191,4

23,448

23,448

0

11,724

25-27

ПГ4 + АОГВ

0

17,4

0

0

Qnl27-2 «, + Qni21-29) + QT 1 27-29) = 53,73


27-28

ПГ4 + АОГВ

7

182,7

20,601

20,601

0

10,3005

27-29

ПГ4 + АОГВ

2

87

6,342

6,342

Qn (29-30) + Qrl29, 10r 26,787

29,958

29-30

ПГ4 + АОГВ

1

78,3

3,339

3,339

Q n (3 o-3i .= 23,448

25,1175

30-31

ПГ4 + АОГВ

8

182,7

23,448

23,448

0

11,724

Сума

471,52

471,523


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

Кількість квартир

Коефіцієнт одночасності K s j m в залежності від установки в житлових будинках газового обладнання



Плита 4-конфорочна

Плита 2-конфорочна

Плита 4-конфорочна і газовий проточний водонагрівач

Плита 2-конфорочна і газовий проточний водонагрівач

1

2

3

4

5

1

1

1

0,700

0,750

2

0,650

0,840

0,560

0,640

3

0,450

0,730

0,480

0,520

4

0,350

0,590

0,430

0,390

5

0,290

0,480

0,400

0,375

6

0,280

0,410

0,392

0,360

7

0,270

0,360

0,370

0,345

8

0,265

0,320

0,360

0,335

9

0,258

0,289

0,345

0,320

10

0,254

0,263

0,340

0,315

15

0,240

0,242

0,300

0,275

20

0,235

0,230

0,280

0,260

30

0,231

0,218

0,250

0,235

40

0,227

0,213

0,230

0,205

50

0,223

0,210

0,215

0,193

60

0,220

0,207

0,203

0,186

70

0,217

0,205

0,195

0,180

80

0,214

0,204

0,192

0,175

90

0,212

0,203

0,187

0,171

100

0,210

0,202

0,185

0,163

400

0,180

0,170

0,150

0,135

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

Ділянка

L, м

0, мЗ / год

D * b, мм * мм

Перепад Па

1

2

3

4

5

б

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

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

5

4

3

2

1


3

13

4

3

2

1





4

14

3

2

1






5

16

15

1







6

20

19

18

17

2

1




7

23

22

21

19

18

17

2

1


8

24

21

19

18

17

2

1



9

26

25

17

2

1





10

28

27

25

17

2

1




11

31

30

29

27

25

17

2

1


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

Регулятор тиску газу

Тиск газу на вході, Рвх, МПа

Діапазон настроювання вихідного тиску, Р вих, кПа

Максимальна пропускна здатність, м 3 / год

Маса, кг

1

2

3

4

5

РДНК-400М

0,6

Р вих = 2-5

500

90

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

Опору

До регулятора

Після регулятора

1

2

3

Кран ( = 2)

2

2

ЗЗК ( = 5)

5

-

Перехід на D = 125

мм

0,55

0,55

Разом

7,55

2,55

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

Робочий тиск газу, МПа

Випробувальний тиск

Максимальний діаметр газопроводу (мм), довжину якого можна не обмежувати при проведенні випробувань, залежно від класу точності манометра



0,15

0,4

0,6

Підземні (наземні) газопроводи

Низьке

0,3

Не обмежується


0,6

200

Середнє

0,6

65 у поселеннях 1

100 в поселеннях

80 в поселеннях


1,5

50 міжселищних

150 міжселищних

125 міжселищних

Висока

0,75

50 в поселеннях

100 в поселеннях

50 в поселеннях


1,5

100 міжселищних

80 міжселищних

80 міжселищних

Надземні та

внутрішні

газопроводи

До 0,3

50


0,45

50 міжселищних

25 міжселищних


0,75

25 міжселищних

Довжина обмежена (див. таблиці 36, 37)

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

Клас точності манометра

Рекомендована максимальна довжина, км, підземного газопроводу при номінальному діаметрі (мм)


250

300

350

400

500

600

700

800 і більше

0,15

13,3

9,2

6,7

5,2

3,4

2,4

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

Рекомендована максимальна довжина, км, надземного і внутрішнього газопроводів в поселенні при номінальному діаметрі (мм)



25

40

50

65

80

100

125 і більше

При використанні манометрів класу точності 0,15

0,005-0,3

0,45

8,9

3,6

2,3

1,3

1,0

1,0

1,0

0,3-0,6

0,75

4,7

1,9

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

0,6-1,2

1,5

1,9

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

Св. 1,2 до 1,6 (для ЗВГ)

2,0

1,9

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

При використанні манометрів класу точності 0,4

0,005-0,3

0,45


1,3

1,0

1.0

1,0

1,0

1,0

0,3-0,6

0,75

1,8

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

0,6-1,2

1,5

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

Св. 1,2 до 1,6 (для ЗВГ)

2,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

При використанні манометрів класу точності 0,6

0,005-0,3

0,45

2,2

-

-

-

-

-

-

0,3-0,6

0,75

1,2

4,8

-

-

-

-

-

Таблиця 14

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

Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Виробництво і технології | Курсова
219.2кб. | скачати


Схожі роботи:
Паровоздушная газифікація вугілля
Газифікація с Козіївка Харківської області природним газом одноступеневою системою з розробкою
Планування і забудова мікрорайону
Вертикальне планування мікрорайону
Проектування житлового мікрорайону
Електропостачання 8 го мікрорайону міста Оренбурга
Проект житлової забудови мікрорайону
Аналіз екологічної системи мікрорайону Північний
Проект виконання робіт з газифікації мікрорайону
© Усі права захищені
написати до нас