Проектирование газопровода
ВВЕДЕНИЕ
газопровод автоматизация природный
Природный газ, как источник энергии, необходим человеку в быту и на
производстве. Он является высокоэффективным энергоносителем и ценным химическим
сырьем. Кроме того, газ имеет ряд преимуществ по сравнению с другими видами
топлива и сырья:
стоимость добычи природного газа значительно ниже, а производительность
труда значительно выше, чем при добыче угля и нефти;
высокие температуры в процессе горения и удельная теплота сгорания
позволяют эффективно применять газ как энергетическое и технологическое
топливо;
высокая жаропроизводительность (более 2000ºС);
полное сгорание, значительно облегчающее условия труда персонала,
обслуживающего газовое оборудование и сети;
отсутствие в природных газах окиси углерода предотвращает возможность
отравления при утечках газа, что особенно важно при газоснабжении коммунальных
и бытовых потребителей;
при работе на природном газе обеспечивается возможность автоматизации
процессов горения, достигаются высокие КПД.
Основной задачей при использовании природного газа является его
рациональное потребление, то есть снижение удельного расхода посредством
внедрения экономических, технологических процессов, при которых наиболее полно
реализуются положительные свойства газа. Применение газового топлива позволяет
избежать потерь теплоты, определяемых механическим и химическим недожогом.
Уменьшение потерь теплоты с уходящими продуктами горения достигается сжиганием
газа при малых коэффициентах расхода воздуха.
Основными задачами в области развития систем газоснабжения являются:
применение для сетей и оборудования новых полимерных материалов, новых
конструкций труб и соединительных элементов, а также новых технологий;
внедрение эффективного газоиспользующего оборудования;
расширение использования газа в качестве моторного топлива на транспорте;
внедрение энергосберегающих технологий;
обеспечение на основе природного газа производства тепла и электроэнергии
для децентрализованного тепло- и энергосбережения небольших городов и сельских
населённых пунктов.
Системы газоснабжения представляют собой сложный комплекс сооружений. На
выбор системы газоснабжения поселка или деревни оказывает влияние ряд факторов.
Это, прежде всего: размер газифицируемой территории, особенности ее планировки,
плотности населения, число и характер потребителей газа. Наличие естественных и
искусственных препятствий для прокладки газопроводов (рек, дамб, оврагов,
железнодорожных путей, подземных сооружений и т.п.). При проектировании системы
газоснабжения разрабатывают ряд вариантов и производят их технико-экономическое
сравнение. В качестве окончательного варианта принимают наиболее экономичный,
по сравнению с другими.
Все газопроводы, входящие в газораспределительную сеть, условно
разбиваются на транзитные и распределительные. Транзитные газопроводы
предназначены для передачи газа из одного района населенного пункта в другой.
Распределительные газопроводы служат для подачи газа непосредственно
потребителям.
Газораспределительная система выбирается с учетом источников, объема и
назначения газоснабжения, размера и планировки населенного пункта.
На основании генерального плана выполняется схема прокладки газопроводов,
на схеме указываются проектные газопроводы, их диаметр, а также отмечаются
устанавливаемые отключающие устройства.
Целью настоящей дипломной работы является разработка системы
газоснабжения ул.Сельская в п.Надеево Вологодского района Вологодской области.
В соответствии с поставленной целью решались следующие задачи:
) расчет расчетных расходов газа на участках газопровода;
) гидравлический расчет наружного газопровода;
) подбор оборудования ШРП-НОРД-Dival 500/40-2-ОГ.
По ряду объективных и субъективных причин централизованное теплоснабжение
постоянно снижает свою эффективность, что ведет к неоправданному росту тарифов
на тепловую энергию.
Поэтому большой интерес вызывает поквартирное теплоснабжение, когда
теплоснабжение квартиры осуществляется от собственного источника, которым в
запроектированной системе поквартирного теплоснабжения является газовый
настенный котел.
1. характеристика объекта строительстА
1.1 Общие
данные
Поселок Надеево Вологодского района Вологодской области расположен в 25
км от районного центра г.Вологды. Входит в состав Подлесного сельского
поселения. Численность населения по данным переписи 2002 г. составляет 1540
человек.
Проект газоснабжения по объекту «Распределительные газопроводы п.Надеево
ул.Сельская Вологодского района» разработан на основании задания Вологодского
филиала ОАО «Газпром газораспределение» согласно инженерных изысканий,
выполненных отделом инженерных изысканий института ООО «ГеоСтройИзыскания» в
2012 году, а также на основе проектных решений, принятых в соответствующих
частях проекта на строительство газопровода, действующих нормативных
документов, инструкций по составлению проекта: СН-467-77, ВСН 2-59-75,
постановлением Правительства Российской Федерации от 16.02.08г. N 87.
Технические решения, принятые в рабочих чертежах, соответствуют
требованиям правил промышленной безопасности, экологическим,
санитарно-гигиеническим, противопожарным и другим нормам, действующим на
территории Российской Федерации и обеспечивающим безопасную для жизни и
здоровья людей эксплуатацию объекта при соблюдении предусмотренных рабочими
чертежами мероприятий.
В административном отношении распределительные сети газоснабжения
запроектированы в п.Надеево Вологодского района Вологодской области.
Трасса газопровода проходит по землям администрации Подлесного сельского
поселений.
Исходные данные для разработки проекта приняты в соответствии с
техническими условиями №101 от 20.04.2012г, выданные ОАО «Вологдагаз» и
заданием на проектирование, выданного Вологодским филиалом ОАО «Газпром
газораспределение».
Перечень технических регламентов и нормативных документов, в соответствии
с требованиями которых разработана рабочая документация:
1. Материалы инженерных изысканий.
. Плановые документы, устанавливающие сроки строительства.
. Рабочий проект газоснабжения.
. СП 42.13330.2011 «Свод правил. Градостроительство. Планировка и
застройка городских и сельских поселений. Актуализированная редакция СНиП
2.07.01-89*».
5. СП 34.13330.2012 Автомобильные дороги. Актуализированная редакция СНиП
2.05.02-85*.
. СП 62.13330.2011. Свод правил. Газораспределительные системы.
Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002.
7. СП 48.13330.2011. Свод правил. Организация строительства.
Актуализированная редакция. СНиП 12-01-2004.
. СНиП 1.04.03-85* «Нормы продолжительности и задела в строительстве
предприятий, зданий и сооружений». Часть 1 и 2.
. СНиП 12-03-2001 «Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие
требования».
. СНиП 12-04-2002 «Безопасность труда в строительстве. Часть 2.
Строительное производство».
. СНиП 11-01-2003 «Инструкция о порядке разработки, согласования,
утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий,
зданий и сооружений».
. ППБ 01-03 «Правила пожарной безопасности в Российской Федерации».
. СП 42-103-2003 «Проектирование и строительство газопроводов из
полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов».
1.2 Сведения
о климатических и инженерно-геологических исследованиях
Климатический район п.Надеево согласно [1] - II.
Климатический подрайон - IIв.
Температура наружного воздуха, °C:
наиболее холодной пятидневки (c обеспеченностью 0,92) -32;
наиболее холодных суток (c обеспеченностью
0,92) -37;
продолжительность отопительного периода -231 сут.
Градусо-сутки отопительного периода - 5567 °C*сут.
Вес снегового покрова на 1м2, Wо = 240 кГ/м2.
Скоростной напор ветра Sо = 23 кГ/м2.
Климат района - умеренно- континентальный.
Самый холодный месяц - январь, со среднемесячной температурой = -12,6 С.
Самый теплый месяц - июль, со среднемесячной температурой - 16,8 С.
Продолжительность теплого периода - до 205 дней, холодного - 160 дней.
Согласно отчету по инженерно-геологическим изысканиям, произведенного ООО
«ГеоСтройИзыскания», территория строительства характеризуется следующими слоями
грунтов и их физико-механическими показаниями:
- современные
образования (b IV) вскрыты всеми скважинами и представлены
почвенно-растительным слоем с корнями травянистых растений. Мощность грунтов
составляет 0,2м.
среднечетвертичные озерно-ледниковые отложения (lg III) повсеместно под
современными образованиями и представлены несколькими слоями. В верхней части
разреза залегают глины легкие тугопластичной консистенции слоистой текстуры.
Мощность таких отложений составляет 1,3-2,8 м.
Скважина №1 с глубины 1,5 до 3,0 м (забой скважины) вскрыты суглинки
слоистой текстуры, текучепластичной консистенции с включения гравия до 10%.
Скважина №2 с глубины 2,0 до 3,0 м (забой скважины) вскрыты суглинки
серые мягкопластичной констистенции.
На основании полевого визуального описания и лабораторных исследований
толща четвертичных отложений разбита на инженерно-геологические элементы.
Выделено 4 инженерно-геологических элемента.
По данным материалов инженерно-геологических изысканий, выполненных ООО
"ГСИ" в 2012г. грунты на участке строительства представлены:
ИГЭ-1 (р IV) - почвенно-растительный слой. Мощность 0,2-0,3 м.
ИГЭ-2 (lg III) - суглинок тяжелый, текучепластичный. Мощность 1,7 м.
ИГЭ-3 (lg III) - суглинок тяжелый, серый, мягкопластичный. Мощность 1,0
м.
ИГЭ-4 (lg III) - глина легкая, тугопластичная. Мощность 1,3-2,8 м.
Коррозийная активность грунтов по отношению к углеродистой и
низкоуглеродистой стали по ГОСТ 9.602-2005 - средняя.
Нормативная глубина сезонного промерзания составляет:
для суглинков и глин -1,50м.
На период производства буровых работ подземные воды отмечены на глубинах
3,0м от поверхности земли, установившейся уровень отмечен на глубинах 1,0 м-1,3
м., что соответствует границам абсолютных отметок 90,40-100,58 м.
По условиям залегания, распространения, питания и разгрузки - воды
являются грунтовыми. Воды имеют свободную поверхность, не напорные, питание
происходит за счет инфильтрации атмосферных осадков.
1.3 Общие
сведения о проектируемом газопроводе
Проектируемый распределительный газопровод низкого давления диаметром 160
мм идет от ШРП-НОРД-Dival 500/40-2-ОГ пропускной способностью 370 м3/ч к
застройкам по ул. Сельская. Устанавливаемый ШРП применяется как готовое изделие
полной заводской готовности, имеющее сертификат соответствия и разрешение на
применение. Пункт предназначен для редуцирования давления газа с высокого до
низкого и поддержания его на заданном уровне в системе газоснабжения. Давление
газа на выходе из ШРП-НОРД - 2,5 кПа.
Трубы для газопровода приняты - сталь и ПЭ80 ГАЗ SDR11 по ГОСТ Р
50838-2009. Диаметр газопровода высокого давления до ШРП-НОРД принят-57х3,5 мм,
после пункта редуцирования газа диаметр низкого газопровода -160х14,6 мм и
63х5,8 мм.
Глубина заложения подземного газопровода принята 1,1 м (до верха трубы),
что составляет не менее 0,8 нормативной глубины промерзания для грунтов.
Установившийся уровень грунтовых вод - 1,0-1,3 м. Коррозионная активность
грунтов средняя.
Дно траншеи до укладки газопровода выравнивают слоем песка толщиной 100
мм, присыпку газопровода выполняют песком на 200 мм выше газопровода.
Трассу подземного газопровода необходимо обозначить опознавательными
знаками, нанесенными на постоянные ориентиры.
Газопровод высокого давления до ШРП-НОРД прокладывается надземно по
опорам. Проектируемый газопровод принят из прямошовных электросварных труб по
ГОСТ 10704-91 из стали марки В-ст2сп ГОСТ 10705-80. С целью защиты от коррозии
на надземный газопровод наносится лакокрасочное покрытие, состоящее из 2-х
слоев грунтовки (серого цвета) «Universum» Финиш А10 и 2-х слоев эмали
«Universum» Финиш А12 (желтого цвета).
Охранную зону для наружного газопровода - в виде территории, ограниченной
условными линиями, принимают в размере 2 м в обе стороны от его оси и наносят
на исполнительную съемку. На земельных участках, входящие в охранную зону
газопровода, в целях предупреждения их повреждения или нарушения условий их
нормальной эксплуатации налагаются ограничения, поэтому запрещается:
строить объекты различных назначений;
заниматься посадкой зеленых насаждений;
разводить огонь и размещать источники огня;
устраивать свалки и склады различных веществ;
разрушать земляные и иные сооружения, предохраняющие газопроводы от
разрушений;
самовольно подключаться к газопроводу и др.
Вдоль трассы подземного газопровода низкого давления из полиэтиленовых
труб устанавливается охранная зона в виде территории, ограниченной условными
линиями, проходящими на расстоянии 3 м от газопровода со стороны провода и 2м с
противоположной стороны газопровода.
Для определения местоположения полиэтиленового газопровода необходимо
предусмотреть сигнальную ленту желтого цвета с надписью
"Огнеопасно-газ" на 0,2м выше газопровода и медный изолированный
провод, укладываемый непосредственно на газопровод. Изолированный
провод-спутник и проводник от заземляющего устройства вывести под ковер.
Предусмотреть установку ковра в начале трассы (ПК0), на конечных участках
трассы у заглушек, а также на линейной части на расстоянии не более 2 км друг
от друга.
При пересечении проектируемого газопровода с существующими инженерными
коммуникациями необходимо уточнить отметки коммуникаций и выдержать расстояния
до них согласно СНиП 42-01-2002. Выдержать расстояние не менее 0,2 м между
газопроводом и инженерными коммуникациями и не менее 0,5 м между кабелем связи
и газопроводом. На участках пересечения сигнальную ленту уложить вдоль
газопровода дважды на расстоянии не менее 0,2 м между собой и на 2 м в обе
стороны от пересечения.
Герметизация существующих вводов и выпусков инженерных коммуникаций в
радиусе 50 м от проектируемого газопровода, должна быть выполнена согласно
серии 5.905-26.04. Перед сдачей газопровода в эксплуатацию выполнить сверление
отверстий в люках колодцев подземных инженерных коммуникаций, расположенных на
расстоянии 15 м в обе стороны от его, для отбора проб. Предусмотреть
отключающие устройства - кран шаровой до и после ГРП и в подземном исполнении
два крана диаметром 150 мм и диаметром 80 мм.
2. Проектирование газопровода
В поселке Надеево Вологодского района и для обеспечения потребности в
природном газе используется газ Вуктылского месторождения. Для расчёта сети
наружных газопроводов нужно знать: средние значение теплоты сгорания Qнс
(МДж/м3), плотности ρс (кг/м3) сухого природного газа,
максимальные расчётные часовые расходы газа Vр.ч. (м3/ч).
.1
Определение плотности и теплоты сгорания природного газа
Газообразное топливо представляет собой смесь горючих и негорючих газов,
поэтому в практических расчетах пользуются средними значениями теплоты сгорания
Qнс (МДж/м3) и плотности ρс (кг/м3) сухого природного газа, которые
при нормальных условиях (температуре 0 °С и давлении 101,325 кПа) определяют
соответственно по формулам:
Qнс=(Q1c∙V1+Q2с∙V2+…+Qнс∙Vn)
0,01, МДж/м3, (2.1)
гдеQ1с,Q2с,Qнс - теплота сгорания
компонентов газового топлива, МДж/м3;1,V2,Vn
- содержание компонентов, определяемое в зависимости от среднего состава
природного газа, %;
ρс =(ρс1∙V1+ρс2∙V2+…+ρсn∙Vn) 0,01, кг/м3, (2.2)
гдеρс1, ρс2,
ρсn - плотность компонентов газового
топлива, кг/м3.
Физические характеристики, теплоту сгорания и процентное содержание
компонентов газа Вуктылского месторождения сводим в таблицу 2.1.
Подставив численные значения в формулы (2.1) и (2.2) получаем средние значения
теплоты сгорания Qнс (МДж/м3) и плотности рс
(кг/м3) сухого природного газа:
Таблица
2.1 - Физические характеристики газа
|
Состав
|
Процентное содержание, %
|
Теплота сгорания, кДж/м3.
|
Плотность, кг/м3.
|
|
Метан СН4
|
74,8
|
35840
|
0,7168
|
|
Этан С2Н6
|
8,8
|
63730
|
1,3566
|
|
Пропан С3Н8
|
3,9
|
93370
|
2,019
|
|
Бутан С4Н10
|
1,8
|
123770
|
2,703
|
|
Пентан С5Н12
|
6,4
|
146340
|
3,221
|
|
СО2
|
0,6
|
-
|
1,9768
|
|
Н2S
|
-
|
23490
|
1,5392
|
|
Азот N2 + ред. газы
|
4,3
|
-
|
1,2505
|
|
Σ
|
48370
|
1,043
|
.2
Определение годовых расходов газа населенным пунктом
Годовые расходы газа используются для планирования количества газа,
которое необходимо доставить проектируемому населённому пункту, а расчётные
(максимальные часовые расходы газа) - для определения диаметров газопроводов.
Годовые и расчётные расходы газа потребителями определяются несколькими
способами: на основании данных проектов газоснабжения, по номинальным расходам
газа газовыми приборами или по тепловой производительности установок, по нормам
годового расхода потребителями, по укрупнённым показателям.
Расход газа населенным пунктом зависит от числа жителей, степени
благоустройства зданий, теплоты сгорания газа, от наличия коммунально-бытовых и
промышленных потребителей газа, их числа и характера.
В проекте различают несколько групп потребителей:
) бытовое потребление газа (квартиры);
) потребление газа на отопление и вентиляцию, и горячее водоснабжение
зданий;
При расчете расходов газа на бытовые и коммунальные нужды учитывается ряд
факторов:
газооборудование;
благоустройство и населенность квартир;
газооборудование городских учреждений и предприятий;
степень обслуживания населения этими учреждениями;
охват потребителей централизованно ГВС;
климатические условия.
Потребители газа поселка Надеево -77 квартир со средним количеством
жителей - 3 чел. Газ потребляется на пищеприготовление, отопление и горячее
водоснабжение. В каждом доме установлена газовая четырех-комфорочная плита
ПГ-4, а также в 34 квартирах установлен двухконтурный газовый котел мощностью
24 кВт, обеспечивающий отопление и горячее водоснабжение дома.
Охват населения газоснабжением в большинстве городов близок к 1. Однако
при наличии старого фонда, который нельзя газифицировать и при наличии высоких
домов, в которых установлены электроплиты, степень охвата (укв)
будет меньше 1.
Годовое потребление газа на использование его в квартирах вычисляется по
формуле:
Qкв = укв·N(Z1·q1+Z2·q2
+ Z3·q3), МДж/год, (2.3)
Где N - расчетное количество жителей в населенном пункте;1 -
доля людей, проживающих в квартирах с централизованным ГВС;2 - доля
людей, проживающих в квартирах с ГВС от газовых водонагревателей;3 -
доля людей, проживающих в квартирах без ГВС;1 - норма расхода газа
для людей, проживающих в квартирах с централизованным ГВС, МДж/(год·чел);2
- норма расхода газа для людей, проживающих в квартирах с ГВС от газовых
водонагревателей, МДж/(год·чел);3 - норма расхода газа для людей,
проживающих в квартирах без ГВС, МДж/(год·чел);
укв - степень охвата газоснабжением населения города:кв
= 1∙231∙(0,56∙4100+0,44∙10000) = 1546776 МДж/год
При расчете следует учитывать годовые расходы газа на нужды мелких
коммунальных потребителей, предприятий торговли, предприятий бытового
обслуживания непроизводственного характера и т.п., в размере 5% суммарного
расхода на жилые дома.
мп= 0,05∙Qкв, МДж/год, (2.4)
гдеQкв- общий годовой расход теплоты в жилых домах населённого
пункта, МДж/год:мп= 0,05∙1546776 = 77338,8, МДж/год
Расчётный расход газа на отопление жилых и общественных зданий,
коммунально-бытовых предприятий определяется по формуле (2.5):
, (2.5)
Где tвн, tр.о, tр.в, tср.о -
соответственно температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, расчётная
наружная температура для проектирования отопления, расчётная наружная
температура для проектирования вентиляции, средняя температура наружного
воздуха за отопительный сезон, оС[3];
К, К1 - коэффициенты, учитывающие расходы теплоты на отопление и
вентиляцию общественных зданий, принимаемые при отсутствии данных
соответственно 0,25 и 0,4;- среднее число часов работы системы вентиляции
общественных зданий в течение суток, принимаемое при отсутствии данных в
размере 16 часов;- жилая площадь отапливаемых зданий, м2;
ηо - КПД отопительной системы, принимаемое для котельных
работающих на газообразном топливе в пределах 0,8-0,85.о -
укрупнённый показатель максимального часового расхода теплоты на отопления
жилых зданий, принимаемый по [3] кДж/ч:
5067505,8,
Расчётный
расход газа на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий,
коммунально-бытовых предприятий определяется по формуле (2.6):
(2.6)
гдеqг.в - укрупнённый показатель среднечасового расхода
теплоты на горячее водоснабжение жилых зданий, принимаемый по [3] кДж/ч на 1
чел.;
β - коэффициент, учитывающий снижение
расхода горячей воды в летний период. Принимается для расчетов: β
=0,8 (β= 1 для
курортов);х.л - температура водопроводной воды в летний период , t х.л
= 15°С, х.з - температура водопроводной воды в зимний период, t х.з
= 5°С;
ηо - КПД отопительной системы, принимаемое для котельных
работающих на газообразном топливе в пределах 0,8-0,85:
1519568,8
МДж/год
Годовой
расход газа в м3/ч для любого потребителя посёлка или района
определяется по следующему выражению [2]:
м3/ч, (2.7)
гдеQгод - годовой расход теплоты на коммунально-бытовые нужды,
МДж/год;нp - низшая теплота сгорания газа, кДж/м3.
2.3Определение
расчётных часовых расходов газа населенным пунктом
Расчётный расход определяется по формуле (2.8):
Vр = Km·Vгод, м3/ч, (2.8)
гдеKm - коэффициент часового максимума, принимаемый для различных
видов потребителей, в соответствии с [4], по таблицам 2,3.
Значения коэффициента часового максимума расхода газа на
хозяйственно-бытовые нужды в зависимости от численности населения, снабжаемого
газом приведены в таблице 2.2 [2].
Значения коэффициента часового максимума при расчете расхода газа нужды
отопления, вентиляции и ГВС зависит от климатических данных объекта
проектирования и определяется по формулам (2.9):
(2.9)
гдеm- число часов включения газовых приборов в периоды максимального
потребления газа.
Расчёт потребления газа на бытовые нужды приведены в таблице 2.2.
Таблица 2.2 - Таблица годовых и расчетных часовых расходов газа
|
Расход газа :
|
Годовой расход газа
|
Коэффициент часового максимума
|
Часовой расход газа, м3/ч
|
|
МДж/год
|
м3/год
|
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Бытовые нужды
|
1546776
|
42622,8
|
1/1800
|
23,68
|
|
Мелкие предприятия
|
77338,8
|
2131,1
|
1/1800
|
1,18
|
|
Отопление и вентиляцию
|
5067505,8
|
139639,6
|
1/2569
|
54,35
|
|
Горячее водоснабжение
|
1519568,8
|
41873,1
|
1/2569
|
16,30
|
|
Всего:
|
8211189,5
|
|
|
95,50641
|
Расчетные часовые расходы газа для газоснабжения жилых домов в поселке
Надеево Вологодского района Вологодской области определены из расчета
потребления газа на пищеприготовление , с установкой в жилых домах газовых плит
ПГ4, а также в 34 квартирах потребление газа на отопление и горячее
водоснабжение с установкой двухконтурного котла.
Расчетные часовые расходы газа на пищеприготовление, отопление и горячее
водоснабжение жилых домов определены согласно [6] по формуле (2.10):
Vр = (Vпр × n × k), м3/ч, (2.10)
Где Vпр - расход газа прибором или группой приборов, мз/ч;-
число однотипных приборов или групп приборов, шт;- коэффициент одновременности
работы газовых приборов.
Расчет расходов на приборы представлен в таблице 2.3.
Таблица 2.3 - Расход газа на приборы
|
Тип прибора (группы приборов)
|
Потребляемая мощность, Q, кВт
|
Расход V, м3 / ч
|
|
ПГ4
|
19,77
|
1,18
|
|
Котел
|
18,28
|
2,85
|
|
Общий расход газа на дом
|
4,03
|
Схему газопровода делим на участки и выполняем расчет расходов газа по
участкам. Результаты расчета сведены в таблицу 2.4.
.4 Выбор и
обоснование системы газоснабжения
Для газоснабжения населенных мест применяются одноступенчатые, двух-,
трёх- и многоступенчатые системы газоснабжения.
Городские системы газоснабжения присоединяются к магистральным
газопроводам через ГРС, а малые системы - через КРП (контрольно - регуляторный
пункты). Связь между газопроводами различных давлений должна осуществляться
через ГРП.
Выбор схемы газоснабжения (количество ступеней давления) производится
исходя из следующих соображений: чем больше давление газа в газопроводе, тем
меньше его диаметр и стоимость, но зато усложняется прокладка сети - необходимо
выдерживать большие размеры до здания и сооружения, не по всем улицам можно
проложить сеть высокого давления. С увеличением количества ступеней давления в
системе добавляются новые газопроводы и ГРП, но уменьшаются диаметры
последующих ступеней давления.
При проектировании городских сетей должны выдерживаться следующие
принципы: кольцевание основных транзитных загородных магистралей, кольцевание
транзитных внутригородских линий и питание их из нескольких точек. Для
повышения надёжности желательно иметь два или несколько колец.
Распределительные сети должно быть многократно кольцевыми с питанием их из
нескольких пунктов и возможностью питания каждого участка с двух сторон. Только
для небольших посёлков можно применять тупиковые сети и питание из одной точки.
Ответвления на кварталы, к отдельным группам зданий и дворовые сети
устанавливаются тупиковыми.
Выбор оптимального решения при проектировании систем газоснабжения
надёжнее всего производить на основе технико-экономического сравнения
вариантов.
Для посёлков и небольших городов с населением до 30-50 тыс. жителей
рекомендуется одноступенчатые системы газоснабжения. Газ от ГРС или завода
поступает в сеть низкого давления и распределяется по территории города.
Для города с населением 50-250 тысяч человек рекомендуются
двухступенчатые системы газоснабжения, в которой газ от ГРС по сети среднего
или высокого давления подаются к ГРП и крупным потребителям, а от ГРП по сети
низкого давления распределяется по территории города. Давление в первой ступени
при природном газе обычно 0,3 МПа, но возможно и 0,6 МПа.
Трёхступенчатую систему в городах можно применять при повышенных
требованиях к надежности, при большой территории и неудобной планировке города
(например, город вытянут вдоль реки узкой лентой), при наличии промышленных
предприятий, требующих газ высокого давления.
Для городов с населением более 250 тысяч человек рекомендуется
трехступенчатые системы газоснабжения. Вокруг города прокладывается
магистральный газопровод высокого давления, служащих для подачи газа в
отдельные районы города и к крупным промышленным предприятиям. Газ из сетей
первой ступени (Р=1,2 МПа или 0,6 МПа) давления через ГРП высокого давления
подаётся в сеть второй ступени (Р=0,3 МПа), служащую для подачи газа к
городским ГРП, мелким, средним промышленным и некоторым коммунальным
предприятиям. Из ГРП газ по сети низкого давления распределяется по всей
территории застройки.
Каждый ГРП должен размещаться в центре района его действия и как можно
ближе к центру нагрузки района. Если эти центры не совпадают (зоны разной
этажности), ГРП необходимо размещать ближе к зоне повышенной нагрузки. При
выборе места для ГРП необходимо соблюдать все нормы и правила безопасности
Госгортехнадзора [6] по размещению и допустимым расстояниям до здания,
сооружений, дорог.
3.
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДА НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ
При разработке дипломного проекта для системы газоснабжения поселка
Надеево ул. Сельская рекомендуется принять тупиковую систему газоснабжения.
На основании генерального плана выполняется схема прокладки газопроводов,
на схеме указываются проектные газопроводы, их диаметры, а также отмечаются
устанавливаемые отключающие устройства. При выборе места заложения газопровода
учитывается характер проезда и застройки, число вводов, конструкция дорожного
покрытия, подземных сооружений, удобства эксплуатации газопровода и т.д.
По результатам выполненных расчетов на расчетной схеме указываются диаметры,
расчетные расходы и потери давления по участкам газопроводов.
Диаметры газопроводов определяют посредством гидравлического расчёта,
исходя из условия обеспечения бесперебойного снабжения газом всех потребителей
в часы максимального его потребления. При проектировании газопроводов
определяют диаметр труб на основе значений расчётного расхода газа и удельных
потерь давления [12].
Сопротивления движению газа в трубопроводе складывается из линейных
сопротивлений трения и местных сопротивлений. Сопротивление трения имеется по
всей длине трубопровода. Для учёта падения давления в местных сопротивлениях,
увеличивают расчётную длину газопровода на 5…10%.
Максимальное давление газа на вводе в жилой дом согласно [15] не должно
превышать 3 кПа. Для питания газовых сетей низкого давления сооружаются ГРП или
шкафные регуляторные установки, являющиеся источниками питания. Согласно [6]
суммарные потери давления от ГРП до наиболее удалённого газового прибора не
должны превышать 1,8 кПа. Таким образом, располагаемый перепад давления, на
который проектируются газопроводы низкого давления, составляет 1800 Па, из
которых 400 Па приходится на
допустимые потери давления во внутридомовых газопроводах, а 200 Па - в качестве
потерь во внутридворовых газопроводах.
Наиболее экономичными являются такие тупиковые сети, у которых
последовательно соединенные участки имеют одинаковые удельные перепады
давления. Расчёт газопроводов выполняется вначале от точки врезки до самого
удалённого потребителя, а затем рассчитываются ответвления от основного
расчётного пути.
Расход газа отдельными жилыми домами и группами жилых домов определяется
с помощью коэффициентов одновременности:
(3.1)
гдеkо - коэффициент одновременности, принимаемый по таблице 7
[9];- номинальный расход газа на прибор или группу приборов (например, газовая
плита и водонагреватель), устанавливаемых в квартирах, м3/ч;- число
однотипных приборов или групп приборов;- число типов приборов или групп
приборов.
Номинальный расход газа на прибор определяется по формуле:
(3.2)
гдеQном - теплопроизводительность газового прибора, кДж/ч;нр
- низшая теплота сгорания природного газа, кДж/м3.
Расчетные расходы газа на поселок Надеево Вологодского района Вологодской
области представлены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 - Расчетные расходы газа поселка Надеево, ул. Сельская
|
N уч-ка
|
ПГ-4
|
Котел
|
Расход общ., м3/ч
|
|
|
n
|
k0
|
qпр
|
n
|
k0
|
qпр
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
0-1
|
77
|
0,2149
|
0,92
|
34
|
0.85
|
2,11
|
122,88
|
|
1-2
|
76
|
0,2152
|
0,92
|
33
|
0.85
|
2,11
|
119,74
|
|
2-3
|
75
|
0,2155
|
0,92
|
32
|
0.85
|
2,11
|
116,60
|
|
3-4
|
59
|
0.2203
|
0,92
|
32
|
0.85
|
2,11
|
112,65
|
|
4-5
|
58
|
0.2206
|
0,92
|
31
|
0.85
|
2,11
|
105.89
|
|
5-6
|
56
|
0.2212
|
0,92
|
30
|
0.85
|
2,11
|
102.48
|
|
6-7
|
55
|
0.2215
|
0,92
|
30
|
0.85
|
2,11
|
102.23
|
|
7-8
|
54
|
0.2218
|
0,92
|
30
|
0.85
|
2,11
|
101.97
|
|
8-9
|
53
|
0.2221
|
29
|
0.85
|
2,11
|
99.81
|
|
9-10
|
52
|
0.2224
|
0,92
|
29
|
0.85
|
2,11
|
98.56
|
|
10-11
|
51
|
0.2229
|
0,92
|
29
|
0.85
|
2,11
|
98.31
|
|
11-12
|
50
|
0.223
|
0,92
|
29
|
0.85
|
2,11
|
98.04
|
|
12-13
|
49
|
0.2234
|
0,92
|
29
|
0.85
|
2,11
|
97.78
|
|
13-14
|
48
|
0.2238
|
0,92
|
29
|
0.85
|
2,11
|
97.53
|
|
14-15
|
47
|
0.2243
|
0,92
|
28
|
0.85
|
2,11
|
94.38
|
|
15-16
|
46
|
0.2246
|
0,92
|
27
|
0.85
|
2,11
|
91.21
|
|
16-17
|
45
|
0.225
|
0,92
|
27
|
0.85
|
2,11
|
90.96
|
|
17-18
|
44
|
0.2254
|
0,92
|
27
|
0.85
|
2,11
|
90.70
|
|
18-19
|
43
|
0.2258
|
0,92
|
27
|
0.85
|
2,11
|
90.44
|
|
19-20
|
42
|
0.2262
|
0,92
|
27
|
0.85
|
2,11
|
90.18
|
|
20-21
|
41
|
0.2266
|
0,92
|
27
|
0.85
|
2,11
|
89.91
|
|
21-22
|
40
|
0.227
|
0,92
|
26
|
0.85
|
2,11
|
86.75
|
|
22-23
|
39
|
0.2274
|
0,92
|
26
|
0.85
|
2,11
|
86.49
|
|
23-24
|
38
|
0.2278
|
0,92
|
26
|
0.85
|
2,11
|
86.22
|
|
24-25
|
37
|
0.2283
|
0,92
|
26
|
0.85
|
2,11
|
85.96
|
|
25-26
|
36
|
0.2286
|
0,92
|
26
|
0.85
|
2,11
|
86.69
|
|
26-27
|
35
|
0.229
|
0,92
|
26
|
0.85
|
2,11
|
85.42
|
|
27-28
|
34
|
0.2294
|
0,92
|
26
|
0.85
|
2,11
|
85.15
|
|
28-29
|
33
|
0.2298
|
0,92
|
26
|
0.85
|
2,11
|
84.88
|
|
29-30
|
32
|
0.2302
|
0,92
|
26
|
0.85
|
2,11
|
84.61
|
|
30-31
|
4
|
0.35
|
0,92
|
4
|
0.85
|
2,11
|
13.35
|
|
31-32
|
4
|
0.35
|
0,92
|
4
|
0.85
|
2,11
|
13.35
|
|
32-33
|
3
|
0.45
|
0,92
|
3
|
0.85
|
2,11
|
10.39
|
|
33-34
|
2
|
0.65
|
0,92
|
2
|
0.85
|
2,11
|
7.43
|
|
34-35
|
1
|
1
|
0,92
|
1
|
0.85
|
2,11
|
4.15
|
|
Ответвления
|
|
5-36
|
2
|
0.65
|
0,92
|
1
|
0.85
|
2,11
|
4.53
|
|
36-37
|
1
|
1
|
0,92
|
1
|
0.85
|
2,11
|
4.26
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Принимая ориентировочные потери давления от местных сопротивлений в
газопроводах равными 10% от потерь давления от трения, находят допустимые
удельные потери давления от трения:
(3.3)
где
- длина пути от ГРП до самого удаленного потребителя,
м;
- длина
i-го участка, м;
,1
- коэффициент, учитывающий потери давления от местных сопротивлений;
∆Pр
-допустимые потери давления, Па.
Общие
допустимые потери давления (расчетный перепад давления) принимают в
соответствии с нормами, исходя из типа газовых сетей.
Зная
расчетный расход газа Vр на участке и допустимые удельные потери
давления ∆Р/l, с помощью номограмм по номограммам СП 41-101-2003,
определяют диаметр участка газопровода, мм.
Для
принятого диаметра газопровода находят действительные удельные потери ∆Р/l,
Па/м.
Для
каждого участка определяют потери давления по формуле:
(3.4)
Суммируют
потери давления на всех участках от ГРП до самого удаленного потребителя и
сравнивают полученное значение 
с располагаемым
перепадом 
.
Если
лежит в пределах 0÷0,1, расчет считается верным.
При
следует уменьшить принятые диаметры газопроводов.
Если
величина 
, диаметры следует увеличить, так как в противном
случае потери давления от точки врезки до последнего потребителя превысят
располагаемый перепад давления, и потребители не получат.
После
расчета основного газопровода выполняется расчет ответвлений по такой же
методике. Однако располагаемый перепад давления для каждого ответвления будет
разным и может быть найден по формуле:
(3.5)
где
- потери давления при движении газа от точки врезки
до данного ответвления, Па.
Гидравлический расчёт сетей низкого давления представлен в таблице 3.2.
Таблица 3.2 - Гидравлический расчёт сети низкого давления
|
Nуч-ка
|
Vp, м3/ч
|
l уч-ка
|
∆p/l доп
|
dн*S
|
∆p/l
|
p уч-ка
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
|
0-1
|
122,88
|
69,00
|
0,48
|
160*4,6
|
0,10
|
7,59
|
|
1-2
|
119,74
|
40,00
|
0,48
|
160*14,6
|
0,15
|
6,60
|
|
2-3
|
116,60
|
12,00
|
0,48
|
160*14,6
|
0,35
|
4,62
|
|
3-4
|
112,65
|
14,00
|
0,48
|
160*14,6
|
0,25
|
3,85
|
|
4-5
|
105,89
|
52,00
|
0,48
|
160*14,6
|
0,15
|
8,58
|
|
5-6
|
102,48
|
21,00
|
0,48
|
160*14,6
|
0,15
|
3,47
|
|
6-7
|
102,23
|
23
|
0,48
|
160*14,6
|
0,10
|
2,53
|
|
7-8
|
101,97
|
24,00
|
0,48
|
160*14,6
|
0,15
|
3,96
|
|
8-9
|
98,81
|
18,00
|
0,48
|
160*14,6
|
0,15
|
2,97
|
|
9-10
|
98,56
|
4,00
|
0,48
|
160*14,6
|
0,35
|
1,54
|
|
10-11
|
98,31
|
10,00
|
0,48
|
160*14,6
|
0,25
|
2,75
|
|
11-12
|
98,04
|
22,00
|
0,48
|
160*14,6
|
0,25
|
6,05
|
|
12-13
|
97,78
|
23,00
|
160*14,6
|
0,20
|
5,06
|
|
13-14
|
97,53
|
54,00
|
0,48
|
160*14,6
|
0,10
|
5,94
|
|
14-15
|
94,38
|
28,00
|
0,48
|
160*10
|
0,13
|
4,00
|
|
15-16
|
91,21
|
4,00
|
0,48
|
160*14,6
|
0,25
|
1,10
|
|
16-17
|
90,96
|
17,00
|
0,48
|
160*14,6
|
0,35
|
6,55
|
|
17-18
|
90,70
|
36,00
|
0,48
|
160*14,6
|
0,10
|
3,96
|
|
18-19
|
90,44
|
8,00
|
0,48
|
160*14,6
|
0,15
|
1,32
|
|
19-20
|
90,18
|
20,00
|
0,48
|
160*14,6
|
0,30
|
6,60
|
|
20-21
|
89,91
|
21,00
|
0,48
|
160*14,6
|
0,20
|
4,62
|
|
21-22
|
87,75
|
5,00
|
0,48
|
160*14,6
|
0,25
|
1,38
|
|
22-23
|
86,49
|
17,00
|
0,48
|
160*14,6
|
0,35
|
6,55
|
|
23-24
|
86,22
|
7,00
|
0,48
|
160*14,6
|
0,25
|
1,93
|
|
24-25
|
85,96
|
11,00
|
0,48
|
160*14,6
|
0,25
|
3,03
|
|
25-26
|
85,69
|
28,00
|
0,48
|
160*14,6
|
0,23
|
7,08
|
|
26-27
|
85,42
|
17,00
|
0,48
|
160*14,6
|
0,25
|
4,68
|
|
27-28
|
85,15
|
9,00
|
0,48
|
160*14,6
|
0,20
|
1,98
|
|
28-29
|
84,88
|
31,00
|
0,48
|
160*14,6
|
0,15
|
5,12
|
|
29-30
|
84,61
|
111,00
|
0,48
|
160*14,6
|
0,10
|
12,21
|
|
30-31
|
13,35
|
230,00
|
0,48
|
160,14,6
|
0,10
|
25,30
|
|
31-32
|
13,35
|
32,00
|
0,48
|
63*5,8
|
0,15
|
5,28
|
|
32-33
|
10,39
|
45,00
|
0,48
|
63*5,8
|
0,25
|
12,38
|
|
33-34
|
7,43
|
61,00
|
0,48
|
63*5,8
|
0,15
|
10,07
|
|
34-35
|
4,15
|
50,00
|
0,48
|
63*5,8
|
0,15
|
8,25
|
|
Ответвления
|
|
5-36
|
4,53
|
37
|
0,48
|
63*5,8
|
1,05
|
6,60
|
|
36-37
|
4,26
|
38
|
0,48
|
63*5,8
|
1,05
|
4,62
|
Проверка:
расчет
верный
Сводная
таблица гидравлического расчета газопровода низкого давления представлена в
приложении 1
4. ПОДБОР
ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНОГО ПУНКТА
.1 Общие
сведения
Из общей длины городских газопроводов обычно 70-80% составляют
газопроводы низкого давления и только 20-30% среднего и высокого давления,
поэтому в выборе технико-экономических расчетов, исходят из принципа
минимальных капиталовложений и эксплуатационных ресурсов.
Для ГРП питающего сеть низкого давления оптимальная производительность
принимается в пределах 1500-2000 м3/ч. При оптимальном радиусе
действия 0,5-1км с учётом этих показателей количества ГРП определяется по
формуле:
n = ΣQhгод/1500 < 1, (4.1)
где
суммарный расход газа через ГРП.
n = 122,88/1500
= 0,082<1
Полученное
количество ГРП, а также их фактические нагрузки и местоположение уточняют по
условиям планировки местности и расположения отдельных кварталов. Каждый ГРП
должен размещаться как можно ближе к центру нагрузки газоснабжаемой территории.
Как правило, данный центр не совпадает с геометрическим центром обслуживаемой
ГРП территории. Это связано с различным потреблением газа отдельными зонами
входящим в радиус действия ГРП. Необходимо стремиться распределять ГРП ближе к
зонам повышенной нагрузки.
Газорегуляторный
пункт служит для снижения давления газа, поступающего из городских
распределительных сетей, до заданного и поддержания его постоянным независимо
от расхода. Поскольку в жилых домах используются газовые приборы (плиты,
водонагреватели), оснащенные атмосферными горелками с номинальным давлением
газа 2 кПа, то на выходе из сетевого ГРП, питающего сети низкого давления,
поддерживается давление 3 кПа.
ГРП
сооружаются в виде отдельно стоящих зданий или шкафных регуляторных установок
(ШРУ), устанавливаемых на специальные опоры. ГРП и ШРУ размещаются внутри
жилого массива на расстоянии от зданий, сооружений, железнодорожных и
трамвайных путей и воздушных линий электропередачи, определенном СНиП [4]. На
вводах и выводах газопроводов из здания ГРП в колодцах устанавливают
отключающие устройства не ближе 5 и не дальше 100 м от здания ГРП.
Предохранительный запорный клапан (ПЗК) устанавливается по ходу газа перед
регулятором давления. Предохранительный сбросной клапан (ПСК) устанавливается
после регулятора давления. Для учета расхода газа используются измерительные
диафрагмы с дифманометрами или газовые счетчики.
Измерительные
диафрагмы устанавливаются до регулятора давления на прямолинейных горизонтальных
участках газопроводов длиной не менее 10 условных диаметров до и 5 условных
диаметров после диафрагмы. Газовые счетчики устанавливают на прямолинейных
участках длиной ≥5 Dy до счетчика и ≥3 Dу, после него.
Продувочные
газопроводы размещаются после первого отключающего устройства и на байпасе.
Условный диаметр продувочных газопроводов должен быть не менее 20 мм.
Условный
диаметр сбросного трубопровода, отводящего газ от ПСК, должен быть равным
условному диаметру выходного патрубка клапана, но не менее 20 мм. Продувочные и
сбросные трубопроводы выводятся на 1 м выше крыши ГРП и должны иметь на конце
устройства, защищающие их от попадания атмосферных осадков. Трубопроводы,
отводящие газ от ПСК шкафных регуляторных установок, размещаемых на опорах,
должны быть выведены на высоту не менее 4 м от уровня земли.
Для
снабжения газом потребителей в период ревизии и ремонта ГРП сооружается
обводной газопровод (байпас). Диаметр обводного газопровода в соответствии с
требованиями СНиП [4] должен быть не менее диаметра седла клапана регулятора
давления газа.
В
данном дипломном проекте предусмотрена установка шкафного газорегуляторного
пункта ШРП-НОРД-Dival с регулятором давления 500/40-2-ОГ.
Шкафной
ГРП (ШРП) является готовым заводским изделием. Это металлический шкаф, внутри
которого смонтированы все необходимое оборудование, арматура и средства
измерения. Подбор ШРП производится в зависимости от типа регулятора,
обеспечивающего пропускную способность, и давления газа на входе и выходе из
ШРП.
.2 Назначение
и принцип действия ГРПШ
Газорегуляторные пункты ГРПШ применяются: в системах газоснабжения
сельских и городских населенных пунктах, коммунально-бытовых зданиях, объектах
промышленного и сельскохозяйственного назначения, и т. д.
Шкафные газорегуляторные пункты ГРПШ предназначены для редуцирования
высокого или среднего давления на требуемое, автоматического поддержания
заданного выходного давления, и автоматического отключения подачи газа при
аварийном повышении или понижении выходного давления от допустимых заданных
значений, очистки газа поставляемого потребителю по ГОСТ 5542-87.
Условия эксплуатации пункта должны соответствовать климатическому
исполнению У1 (ХЛ1) категории 1 по ГОСТ 15150-69, для работы окружающей среды
от -40 до +60°С (от -60 до +60°С). По индивидуальному заказу
предприятие-изготовитель выпускает пункты с обогревом. Обогреватель
устанавливается под днищем металлического шкафа и используется в холодное время
года.
Газорегуляторный пункт ГРПШ состоит из металлического шкафа, в котором
установлено технологическое оборудование. Согласно функциональной схеме, в
соответствии с рисунком 1, работает следующим образом.
Газ по входному трубопроводу через входной кран 4, поступает в фильтр 2
(где происходит очистка газа от механических примесей, окалины и пыли), затем
поступает к регулятору давления газа 1, где происходит снижение давления газа
до установленного значения и поддержание его на заданном уровне, и далее через
выходной кран 6 поступает к потребителю.
При повышении выходного давления выше допустимого заданного значения
открывается предохранительный сбросной клапан 3 и происходит сброс газа в
атмосферу.
При дальнейшем повышении или понижении контролируемого давления газа
сверх допустимых пределов срабатывает предохранительно-запорный клапан,
встроенный в регулятор, перекрывая вход газа в регулятор. На входном
газопроводе установлены манометры 10, предназначенные для замера входного
давления и определения перепада давления на фильтрующей кассете. По
индивидуальному заказу для удобства обслуживания газового фильтра,
устанавливается датчик перепада давления ДПД-5 или ДПД-10, либо индикатор
перепада давления ИПД-5 или ИПД-10. Максимально допустимое падение давление на
кассете фильтра - 10кПа.
В случае ремонта оборудования газ поступает к потребителю через резервную
линию. При необходимости используются обе линии одновременно, пропускная
способность при этом возрастает. На газопроводе после входного крана и после
регулятора давления газа предусмотрены продувочные трубопроводы.
Рисунок 1 - Принципиальная схема ГРПШ: 1 - регулятор давления газа Dival 500/40 c ПЗК; 2 - фильтр газовый ФГ-НОРД DN 50; 2.1. - индикатор засоренности фильра; 3 -
предохранительный сбросной клапан VS/AM 65; 4 - кран шаровый DN 50; 6 - кран шаровой DN 25; 7 - кран шаровый DN20; 8 - кран шаровый DN 15; 9 - кран трехходовой под
монометр; 10 - монометр 0-6/10 bar;
11 - монометр 0-60/100/250/600; 12 - штуцер для присоединения шланга; 13 -
сбросной трубопровод DN 25;
14 - щтуцер под датчик давления.
.3 Подбор оборудования газорегуляторного пункта.
Необходимо подобрать регулятор давления в зависимости от его пропускной
способности, предохранительно-запорный клапан (далее ПЗК) и газовый фильтр,
условный диаметр которых должен соответствовать диаметру регулятора давления;
также побирается тип предохранительно-сбросного клапана (далее ПСК).
В качестве регуляторов давления в ГРП, питающих сети низкого давления
газа, устанавливаются регуляторы давления типа РДБК 1; в ШРУ используются также
регуляторы низкого давления Dу 32 и Dy 50. Регуляторы давления выбираются по
расчетному (максимальному часовому) расходу газа при требуемом перепаде
давления. Пропускная способность таких регуляторов определяется, по паспортным
данным заводов-изготовителей, полученным экспериментальным путем.
Регулятор давления подберем используя формулу [6]:
, м3/ч, (4.2)
где«т» - индекс, табличное значение параметра;и Vт -
пропускная способность регулятора, м3/ч;
r и rт- плотность газа при нормальных
условия, кг/м3;
и 
- перепад давления в регуляторе, МПа;
Р1
и Р1т - абсолютное входное давление газа, МПа;
Р2
и Р2т - абсолютное выходное давление газа, МПа.
Абсолютное
входное давление на входе в ГРП определим по формуле :
Р1 = РВВ - (∆РДИАФР +∆РФ
+∆РПЗК +∆РЗ), МПа, (4.3)
Р1 = 320-(5+5+4+3)+101,3=404,3 кПа
Абсолютное давление газа после регулятора давления на выходе из ГРП
определим по формуле :
Р2 = ∆РМАГ + РАБС , МПа, (4.4)
Р2 = 0,1916+101,3=101,49 кПа,
Р2 / Р1 = 101,49 / 404,3 = 0,25
м3/ч
Проверка:
Подбираем
регулятор давления с РТВХ = 0,6МПа, Dу =50 мм, диаметр седла = 16 мм.
В
качестве устройства для очистки газа от механических примесей применяется
фильтр сетчатый газовый типа ФС-50 с диаметром присоединительного патрубка Dу=50мм, длиной 250мм, массой 14 кг. Качественная
очистка газа позволяет повысить герметичность запорных устройств, а также
увеличить межремонтное время их эксплуатации за счет уменьшения износа
уплотняющих поверхностей.
Для
снабжения жилого массива на выходе из ГРП поддерживается низкое давление газа,
поэтому в ГРП принимается к установке предохранительный запорный клапан типа
ПКН, который обеспечивает автоматическое отключение подачи газа при выходе
контролируемого давления за установленные верхний и нижний пределы. Принимаем к
установке ПКН - 50 с пределом настройки давления: верхний 0,001-0,06 МПа,
нижний 0,0003 - 0,003 МПа. Максимальное давление в корпусе 1,2 МПа; размеры
230х415х50мм; массой 35 кг.
Предохранительный
сбросной клапан служит для защиты газовой аппаратуры от недопустимого повышения
давления газа в сети. В случае повышения давления, газ через клапан
сбрасывается в атмосферу. Требуемая, пропускная способность предохранительного
сбросного клапана определяется как:
Vтр = 0,0005Vmax, м3/ч, (4.5)
где Vmax - пропускная способность регулятора при расчетных
входном и выходном давлениях газа, м3/ч .тр = 0,0005·123=0,06
м3/ч
Принимаем к установке предохранительный сбросной клапан типа КПС-Н с
параметрами: заводская настройка давления срабатывания клапана 3 кПа,
максимальное рабочее давление на входе 6 кПа, габариты 85х85х100, масса 0,5 кг.
В случае ремонта оборудования газ поступает к потребителю через резервную
линию редуцирования (или байпас), где газ по входному трубопроводу через
входной кран поступает к регулятору давления газа, где происходит снижение
давления газа до установленного значения и поддержание его на заданном уровне и
далее через выходной кран поступает к потребителю. На основной и резервной
линиях редуцирования после входного крана, после регулятора давления
предусмотрены продувочные трубопроводы.
Запорная арматура (задвижки, вентили, пробковые краны), должна быть
рассчитана на газовую среду. Главными критериями при выборе запорной арматуры
являются условный диаметр DУ и исполнительное давление РУ.
Задвижки применяются как с выдвижными, так и с не выдвижными шпинделем.
Первые предпочтительней для надземной установки, вторые - для подземной.
Вентили применяют в тех случаях, когда повышенной потерей давления можно
пренебречь, например, на импульсных линиях.
Пробковые краны имеют значительно меньшее гидравлическое сопротивление,
чем вентили. Их различают по затяжке конической пробки на натяжные и сальниковые,
а по методу присоединения к трубам - на муфтовые и фланцевые.
Материалом для изготовления запорной арматуры служат: углеродистая сталь,
легированная сталь, серый и ковкий чугун, латунь и бронза.
Запорная арматура из серого чугуна применяется при рабочем давлении газа
не более 0,6 МПа. Стальная, латунная и бронзовая при давлении до 1,6 МПа.
Рабочая температура для чугунной и бронзовой арматуры должна быть не ниже -35 оС,
для стальной не менее -40 оС.
На входе газа в ГРП следует применять стальную арматуру, или арматуру из
ковкого чугуна. На выходе из ГРП при низком давлении можно применять арматуру
из серого чугуна. Она дешевле стальной.
Условный диаметр задвижек в ГРП должен соответствовать диаметру
газопроводов на входе и выходе газа. Условный диаметр вентилей и кранов на
импульсных линиях ГРП или ГРУ рекомендуется выбирать равным 20 мм или 15 мм.
В таблице 4.1 приведены технические характеристики ШРП-НОРД-Dival с
регулятором давления 500/40-2-ОГ.
Таблица 4.1 - Технические характеристики ГРПШ
|
Наименование параметра
|
Значение
|
|
Регулируемая среда
|
Природный газ по ГОСТ 5542-2014
|
|
Количество ниток редуцирования
|
1-рабочая 1-резервная
|
|
Регулятор давления
|
Dival 500/40
|
|
Предохранительный сбросной клапан
|
VS/AM 65
|
|
Диапазон настройки ПСК, МПа
|
1,15Рвых
|
|
Диапазон настройки ПЗК, МПа -нижний придел -верхний придел
|
0,15-0,7 Рвых 1,25-1,5 Рвых
|
|
Диапазон входного давления газа, Рвх, МПа
|
0,1-0,6
|
|
Диапазон настройки выходного давления, Рвх, кПа
|
2-3
|
|
Пропускная способность регулятора: -при входном давлении
0,6МПа, н м3/ч -при входном давлении 0,3МПа, н м3/ч -при входном давлении
0,1МПа, н м3/ч
|
379 313 179
|
|
Габариты ШРП ДхШхВ, м
|
1500х1800х900
|
|
Масса, кг
|
300
|
4.4 Меры
безопасности
. Пункт газорегуляторный шкафной соответствует требованиям ГОСТ 12.2.003,
ПБ 12-529, СП62.13330.2011.
. К обслуживанию пункта допускаются лица, прошедшие проверку знаний в
соответствии с ПБ 12-529, имеющие соответствующее удостоверение, а так же
изучившие конструкцию и работу изделия согласно настоящему руководству по
эксплуатации и паспортам, РЭ на комплектующее оборудование.
. При испытании и пуске в работу пункта запорную арматуру (краны,
вентили) открывать медленно и плавно.
. Пункт заземлить в соответствии с требованиями ПУЭ (Правил Устройства
Электроустановок). В месте заземления должен быть знак заземления.
. Дверки пункта должны закрываться и запираться.
. На дверках пункта должна быть предупредительная надпись
«ОГНЕОПАСНО-ГАЗ».
. В случае появления запаха газа, нарушения нормальной работы пункта,
необходимо вызвать представителя эксплуатационной или аварийной службы газового
хозяйства.
.5 Техническое обслуживание
При эксплуатации пункта должны выполняться следующие работы:
осмотр технического состояния в сроки, устанавливаемые производственной
инструкцией эксплуатирующей организации и обеспечивающие безопасность и
надежность в эксплуатации;
проверка параметров срабатывания предохранительных запорных и сбросных
клапанов - не реже одного раза в 3 месяца, а также по окончании ремонта
оборудования;
техническое обслуживание не реже одного раза в 6 месяцев;
текущий ремонт не реже одного раза в 5 лет.
Осмотр технического состояния (обход) должен производиться двумя
рабочими.
При осмотре технического состояния пункта должны контролироваться:
давление газа до и после регулятора, перепад давления на фильтре, отсутствие
утечек газа( с помощью мыльной эмульсии), надежность взвода и срабатывания
клапана-отсекателя.
При техническом обслуживании пункта должны выполняться:
проверка плотности закрытия отключающих устройств и предохранительных
клапанов;
проверка плотности всех соединений и арматуры, устранение утечек газа;
осмотр и очистка фильтра;
смазка трущихся частей и перенабивка сальников;
определение плотности и чувствительности мембран;
продувка импульсных трубок;
проверка параметров настройки запорных и сбросных клапанов.
При текущем ремонте производятся:
ремонт регулятора давления, предохранительных клапанов в соответствии с
паспортами, РЭ на указанные изделия;
ремонт и замена изношенных деталей;
проверка надежности крепления узлов и деталей, не подлежащих разборке;
разборка запорной арматуры, не обеспечивающей герметичности закрытия;
работы, предусмотренные при проведении технического обслуживания.
5.
АВТОМАТИЗАЦИЯ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНОГО ПУНКТА
5.1
Газорегуляторные установки в автоматизированной системе управления
газоснабжением
Качество работы газорегуляторной установки является одним из важнейших
факторов, определяющих надёжность, безопасность и экономичность
функционирования системы газоснабжения населённого пункта в целом и отдельных
потребителей (объектов), входящих в эту систему. Этим обусловлено то, что при
создании автоматизированных систем управления технологическими процессами
(АСУТП) газоснабжения особую роль отводят контролю и управлению работой
газораспределительной установкой, а точнее основного технологического
оборудования (регуляторов давления, ПЗК, ПСУ, фильтров и запорных устройств),
из которого состоят газораспределительные установки.
Вместе с развитием систем газоснабжения, увеличением их пропускной
способности, числа подключенных к ним потребителей и соответственно числа
газораспределительных установок возникло и постепенно укреплялось понимание
необходимости централизации сбора данных о параметрах газа в системе и
воздействия на них. В результате для ряда крупных систем газоснабжения
населенных пунктов были созданы диспетчерские системы, которые, несмотря на
ограниченные возможности, практически сводившиеся к контролю некоторых
параметров на ГРУ, позволили значительно улучшить оперативность управления и
повысить стабильность газоснабжения потребителей без увеличения ресурсов газа.
В настоящее время в связи с широким внедрением в практику вычислительной
техники, совершенствованием конструкции регулирующих, запорных и
предохранительных устройств, а также настоятельной необходимостью обеспечения
наиболее эффективного использования газа с учетом рационального распределения
его потоков и регулирования давления на повестку дня стал вопрос о замене
диспетчерских систем автоматизированными системами управления, которые обладают
значительно более широкими функциями и обеспечивают качественно более высокий
уровень управления разветвленным газовым хозяйством.
В функции АСУТП могут входить: получение, первичная обработка и выдача
дежурному персоналу информации о состоянии контролируемых параметров;
предупредительная и аварийная сигнализация об отклонении параметров от заданных
значений и о состоянии технологического оборудования в том числе и технических
средств АСУТП; контроль режимов газопотребления; расчет на модели системы
газоснабжения оптимальных параметров технологического процесса (например,
давления); выдача рекомендаций по ликвидации аварийных ситуаций; формирование и
распечатка различных сведении о функционировании системы газоснабжения;
дистанционное управление технологическим процессом. Команда исполнительным
механизмам о выполнении рекомендаций ЭВМ дается обслуживающим персоналом с
пульта АСУТП. Этот же персонал может в любой момент получить исчерпывающие
данные о параметрах среды в интересующей его точке (зоне) системы и внести при
необходимости соответствующие коррективы.
Таким образом, АСУТП представляет собой человеко-машинный комплекс,
включающий технические средства, которые обеспечивают замену физического и
умственного труда человека работой машин для сбора, переработки и вывода
информации. Однако в отличие от автоматической системы АСУТП требует также
затрат труда операторов на принятие решения и его реализацию а также на
контроль и обслуживание системы. Какие бы функции ни поручались АСУТП
газоснабжения, выполнение их возможно только при взаимодействии ее составных
частей, присущих любой АСУ: оперативного персонала и организационного,
информационного, программного и технического обеспечений (ГОСТ 16084-75).
Передача информации в АСУТП газоснабжения осуществляется с помощью телемеханических
устройств, принципиально и конструктивно состоящих из трёх частей:
полукомплекта пункта управления (ПУ), полукомплектов контролируемых пунктов
(КП) и устройств связи полукомплектов между собой. В качестве последних обычно
используют каналы телефонной сети В функции телемеханических устройств входят:
телеизмерение (ТИ) - передача значений контролируемых величин;
телесигнализация (ТС) - передача данных о состоянии и отклонениях режимов
работы оборудования на КП;
телеуправление (ТУ) - дистанционное изменение режимов работы
оборудования;
телефонная связь (ТФ).
В средства управления и регулирования АСУТП газоснабжения входят
исполнительные механизмы, управляющие запорными устройствами - задвижками с
электроприводом или предохранительными клапанами с дистанционным управлением, а
также устройства дистанционного управления настройкой регуляторов давления.
Важную роль в эффективности и жизнеспособности АСУТП играет управляющий
вычислительный комплекс (УВК), являющийся центром обработки информации,
поступающей от большого числа датчиков. УВК должен иметь большой объем
оперативной и внешней памяти, решать большое число разнообразных задач по
указаниям оператора, обладая высоким быстродействием.
Обмен информацией между оперативным персоналом и УВК осуществляется с
помощью средств представления информации, которые преобразуют машинные сигналы
в форму, воспринимаемую человеком и исполнительным механизмом. В качестве этих
средств используют специализированные пульты с клавиатурой и средствами
отображения информации - дисплеями, знакосинтезирующими индикаторами,
мнемосхемами, устройствами быстрой печати и т. п.
Таблица 5.1 - Объём автоматизации ГРУ при создании АСУТП
|
Выполняемые функции
|
Телемеханические по категориям
|
Операции ГРУ
|
|
сетевые
|
объектовые
|
|
Измерение давления газа на входе
|
ТИ
|
ТИ
|
|
То же, на выходе
|
ТИ
|
-
|
|
Сигнализация предельных давлений газа на входе
|
ТС
|
ТС
|
|
То же, на выходе
|
ТС
|
ТС
|
|
Измерение текущего расхода газа
|
ТИ
|
ТИ
|
|
Измерение интегрального расхода газа
|
-
|
ТИ
|
|
Измерение температуры газа
|
ТИ
|
ТИ
|
|
Сигнализация предельной загазованности воздуха
|
ТС
|
-
|
|
То же, засорённости фильтров
|
ТС
|
-
|
|
То же, предельной температуры воздуха
|
ТС
|
-
|
|
Сигнализация срабатывания предохранительных клапанов
|
ТС
|
-
|
|
Положение телеуправляемых объектов (регуляторы давления
газа, отключающие устройства, байпасные задвижки)
|
ТС
|
-
|
|
Управление запорными устройствами
|
ТУ
|
ТУ
|
|
Управление устройствами ограничения подачи газа
|
-
|
ТУ
|
|
Перенастройка регуляторов давления газа
|
ТУ
|
|
Управление телефонной связью
|
ТФ
|
ТФ
|
|
Управление двустороннимтелевызовом
|
ТУ
|
ТУ
|
АСУТП должна охватывать наиболее важные элементы системы газоснабжения,
которые оборудуются КП. В число этих элементов входят: все ГРС или точки
газопроводов на выходе из ГРС; все ГРП, питающие сети высокого и среднего
давления, а также тупиковые сети низкого давления; отдельные ГРП низкого
давления, оказывающие значительное влияние на распределение потоков газа в
сети; ГРП (ГРУ) промышленных, энергетических и коммунально-бытовых предприятий
с расходом газа более 1000 м3/ч, а также предприятий с особыми режимами работы
или имеющих резервное топливное хозяйство.
Основным источником информации и объектом управления в АСУТП
газоснабжения являются КП, которыми оборудуются ГРП и ГРУ. Рекомендуемый объем
автоматизации газораспределительной установки при проектировании АСУТ приведем
в таблице 5.2.
.2 Основные
положения
Автоматическому регулированию подлежат те элементы технологического
процесса, правильное ведение которых способствует повышению экономичной работы
оборудования. Необходимость комплексной автоматизации энергосистем
подтверждается прежде всего тем, что она позволяет на 15-20% снизить расходы
энергии.
Автоматизация технологических процессов в общем случае выполняет
следующие функции:
а) регулирование (в частности стабилизация) параметров;
б) контроль и измерение параметров;
в) управление работой оборудования и агрегатов;
г) учет расхода производимых и потребляемых ресурсов.
Цель автоматизации систем теплоснабжения состоит в наиболее эффективном
решении задач отдельными ее звеньями без непосредственного вмешательства
человека.
В дипломном проекте разработана схема автоматизации газорегуляторной
установки, в соответствии с разделом "Автоматизация" подобраны
измерительные и регистрирующие приборы (температуры и давления) и
автоматические регуляторы с исполнительными механизмами и регулирующими
клапанами. В последующих подразделах приводятся проектные решения, позволяющие
решить задачи автоматизации на современном уровне развития. Функциональная
схема автоматизации выполнена в соответствии с ГОСТ 21.404-85 и СНиП 3.05.02-94
«Газоснабжение».
5.3
Контрольно-измерительные приборы
Местные приборы
Для контроля параметров, наблюдение за которыми необходимо при
эксплуатации котельной, предусматриваются показывающие и суммирующие приборы.
Показывающими приборами контролируются параметры, наблюдение за которыми
необходимо для правильного ведения технологического процесса. По месту
устанавливаются манометры показывающие типа ОБМ 1-50.
Автоматические приборы
Наблюдения за параметрами систем осуществляются с помощью измерительных
приборов. Совокупность устройств, с помощью которых выполняются операции
автоматического контроля, называется системой автоматического контроля. Система
автоматического контроля позволяет осуществить наиболее полное соответствие
между производством и потреблением теплоты за счет строгого соблюдения
расчетных параметров теплоносителя и предупреждения аварийной ситуации.
Задачами автоматического контроля являются обеспечение:
) снижения давления до нужного уровня (см. функциональную схему
автоматизации);
) надежности, т.е. установления и сохранения нормальных условий
работы установки, исключающих возможность неполадок и аварий.
Для контроля параметров, учет которых необходим для анализа работы
оборудования или хозяйственных расчетов предусматриваются регистрирующие
приборы. На щите устанавливаются следующие приборы:
термопреобразователь сопротивления ТСМ 50М с логометром марки Л-64;
Измерение расхода газа, отпущенного из газовой сети и потребленного
теплопотребляющими установками, осуществляется комплексом измерительных
устройств под общим названием газосчётчик.
В настоящее время выпускается комплект приборов, который состоит из
измерительной диафрагмы, дифманометра и прибора с дифтрансформаторной схемой
типа КСД.
Сигнал от всех приборов унифицирован и информация подается в
диспетчерскую службу
5.4Автоматическое
регулирование
При проектировании вспомогательного оборудования газораспределительной
установки, автоматизация гидравлического режима газовой сети заключается в
поддержании постоянного давления на выходе из газораспределительной установки.
Давление поддерживается регулятором прямого действия. Применяется регулятор
низкого давления РД-32 с диаметром седла 16 мм.
Исполнительные механизмы:
Защиту системы от завышения или занижения давления обеспечивает
предохранительное запорное устройство. В данном дипломном проекте таковым
является предохранительный клапан низкого давления ПЗКн-32.
Таблица 5.2 - Спецификация на технические средства автоматизации
|
Позиц на листе
|
Наименование и характеристика оборудования
|
Тип марка оборудования
|
Кол-во
|
|
1б
|
Манометр общего назначения показывающий; класс точности
2,5; предел измерений от 0 до 4 кгс/см2
|
ОБМ1-50
|
6
|
|
4б
|
Регулятор давления
|
РД-32
|
1
|
|
7б,7в 7г,д
|
Бесшкальный манометр Прибор с дифтрансформаторной схемой
типа ДМ.,предел измерения от 0 до 4 кгс/см2
|
МЭТ ДМ-23573
|
1 2
|
|
8б,в
|
Преобразователь абсолютного давления
|
Сапфир-22АД
|
1
|
|
9г,д
|
Прибор с дифтрансформаторной схемой
|
КВД-1
|
1
|
|
10б
|
Биметалический термометр, точность срабатывания 0,5˚С
|
ДТКБ
|
|
|
14б
|
Термопреобразователь сопротивления класс точности 0,5
|
ТСМ-50М
|
1
|
|
14в
|
Предел измерения -50 … +200 0С Логометр
показывающий, предел измерения от 0 до + 100 0С, класс точности
1,0
|
Л-64
|
1
|
6. Экономика строительного производства
.1 Общие
сведения
Особенностями рыночных отношений в строительстве является то, что они
возникли задолго до того, как продукция приобрела конечную форму. Товаром в
данном случае является полностью завершённый объём строительства,
подготовленный к функционированию, производственному или гражданскому.
Как и в любой производственной отрасли, в строительстве существует
система ценообразования. Цена представляет собой стоимость единицы строительной
продукции. Цена строительной продукции определяется по сметной стоимости, затем
формулируется договорная цена.
Сметная стоимость строительства - стоимость выражения затрат на его
осуществление в соответствии с проектом, а также плановое накопление,
утвержденные в установленном порядке. Она составляет основу договорной цены, по
которому производится расчёт между подрядчиком и заказчиком. Распределение
общей сметной стоимости строительства по отдельным группам (видам) затрат в
процентном отношении характеризует её структуру (затраты на производство
строительно-монтажных работ, монтаж оборудования, затраты на приобретение
оборудования).
Чем выше уровень удельного веса затрат оборудование в стоимости объекта,
тем эффективнее структура сметной стоимости. Сметная стоимость
строительно-монтажных работ по экономическому содержанию подразделяются на
прямые затраты, накладные расходы и плановые накопления.
Определение договорной цены осуществляется следующим образом: для
определения договорной цены следует по приведённым процентам по каждой позиции
приведенных затрат определить их стоимостную величину, взяв процент от базисной
сметной стоимости (по объектной смете) будет являться договорной ценой на
заданный вид работ.
.2
Составление локальной сметы
В данном проекте «Распределительный газопровод поселка Надеево»
представлен фрагмент локального сметного расчета, который был произведен с
помощью программы Гранд-Смета. Локальный сметный расчет распределительного
газопровода поселка Надеево представлен в приложении 2. На его основании можно
сделать вывод, что сметная стоимость строительства составила 485476,6 тысяч
рублей.
7. БЕЗОПАСНОСТЬ
ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНОГО ПУНКТА
.1 Общие
указания
Эксплуатационная организация должна составить паспорт ГРП, содержащий
основные характеристики оборудования, контрольно-измерительных приборов,
помещений.
Для регистрации всех видов работ в ГРП: планово - предупредительные
осмотры; ремонт и ревизия оборудования, а также замена деталей, узлов и
приборов, должен быть заведен эксплуатационный журнал. В этом журнале
отмечаются все нарушения эксплуатации ГРП и работы, выполненные по их
устранению.
Выполнение строительно-монтажных работ, их приемка и испытания, а также
необходимые ремонтные работы внутри ГРП, планово -предупредительные осмотры и
техническое обслуживание оборудования ГРП должно производиться в соответствии с
требованиями: «Правил безопасности систем газораспределение».
Режим работы ГРП должен устанавливаться в соответствии с проектом. ГРП,
введенные в эксплуатацию, учитываются в эксплуатационном журнале.
На каждое ГРП составляется эксплуатационный паспорт, в который заносятся
сведения о работах, связанных с заменой оборудования или отдельных узлов и
деталей с указанием причин замены.
Обо всех выполненных работах по обслуживанию ГРП должны быть сделаны
записи в эксплуатационном журнале. В журнале указываются выявленные нарушения и
неисправности, а также меры, принятые для их устранения. Эксплуатационный
журнал ГРП хранится в газовой службе предприятия.
Предохранительные сбросные клапаны, в том числе встроенные в регуляторы
давления, должны обеспечить сброс газа при превышении номинального рабочего
давления после регулятора не более чем на 15%; верхний предел срабатывания
предохранительно-запорных клапанов (ПЗК) не должен превышать номинальное
рабочее давление газа после регулятора более чем на 25%.
Колебания давления газа на выходе из ГРП допускается в пределах 10% от
рабочего давления. Неисправности регуляторов, вызывающие повышение или
понижение рабочего давления, неполадки в работе предохранительных клапанов, а
также утечки газа, должны устраняться в аварийном порядке.
Включение в работу регулятора давления в случае прекращения подачи газа
из ГРУ производится после выявления причины срабатывания
предохранительно-запорного клапана и принятия мер по устранению неисправностей.
При эксплуатации ГРП выполняются следующие виды работ:
• технический осмотр (осмотр технического состояния) - 1 раз в неделю;
• техническое обслуживание не реже 1 раза в 6 месяцев:
• текущий ремонт - не реже 1 раза в 12 месяцев, если другие сроки
не установлены документацией изготовителей газового оборудования;
• проверка параметров срабатывания предохранительно-запорных
исбросных клапанов не реже 1 раза в 3 месяца, а также по окончании ремонта
оборудования;
• капитальный ремонт - при необходимости замены оборудования,
средств измерений;
• капитальный ремонт ГРП, на основании дефектных ведомостей,
составленных по результатам осмотров и текущих ремонтов.
7.2 Ввод в
эксплуатацию газорегуляторного пункта
Работы по пуску газа при вводе в эксплуатацию ГРП выполняются
одновременно с вводом в эксплуатацию газоиспользующего оборудования, для
которого предназначается ГРП. Работы по пуску газа и наладке оборудования ГРП
производятся пусковыми бригадами рабочих под руководством инженера участка, при
наличии акта-приемки в эксплуатацию.
Пуск газа при вводе в эксплуатацию ГРП производятся по наряду - допуску
на газоопасные работы и плану организации работ.
Состав бригады определяется в зависимости от вида и объема работ, но не
менее двух рабочих и мастера.
Пусковые бригады должны иметь необходимый набор материалов, приборов,
инструмента, средств индивидуальной защиты и наряд-допуск на выполнение
газоопасных работ.
В состав плана организации работ включаются:
• схема узла присоединения;
• последовательность технологических операций по контрольной
опрессовке ГРУ и продувке его газом;
• порядок продувки газом ГРП по схеме, на которой указаны места
установки, отключающих устройств, манометров, заглушек, продувочных свечей;
• численный и квалификационный состав рабочих и специалистов;
• потребность в механизмах, приспособлениях, приборах, материалах;
• меры обеспечения безопасности.
При подготовке к производству работ необходимо:
• подготовить необходимую техническую документацию на ГРП,
осмотреть оборудование и обвязку ГРП;
• известить организации, участвующие в производстве работ и АДС;
• подготовить инструмент, механизмы, приспособления, материалы,
приборы, проверить готовность их к применению, обеспечить наличие компрессора;
• получить наряды-допуски на выполнение газоопасных работ.
Присоединяемое ГРП проверяется на герметичность контрольной опрессовкой
давлением 10 кПа. (0,01 МПа). Падение давления не должно превышать 0,6 кПа
(0,0006 МПа) за 1 час.
Результаты контрольной опрессовки должны записываться в нарядах-допусках
на выполнение газоопасных работ.
При опрессовке отключающие устройства до и после ГРП должны быть закрыты,
а все запорные устройства ГРП должны быть открыты; отключающие устройства на
свечах перед сбросными клапанами и КИП должны быть закрыты.
Лица, участвующие в выполнении работ, инструктируются о последовательности
технологических операций и задачах каждого члена бригады, мерах безопасности и
применении средств индивидуальной защиты.
Руководитель работ по пуску перед началом работ проверяет:
• давление воздуха в ГРП, наличие заглушек и перекрытие задвижек в
ГРП;
• установку манометров и продувочных свечей. Краны на продувочных
свечах должны быть закрыты;
• выполнение мероприятий по обеспечению безопасности при
производстве работ.
При пуске газа производится продувка газом газопроводов и оборудования ГРП
через продувочные свечи, установленные на ГРП.
Продувку следует выполнять последовательно:
• газопровод от отключающего устройства до ГРП;
• внутренние газопроводы и оборудование ГРП;
• газопровод до отключающего устройства и после ГРП.
Продувка ГРП производится давлением газа не выше 1,0 кПа.
Продувку газом необходимо осуществлять до вытеснения всего воздуха из
обвязки ГРП. Окончание продувки определяется путем анализа или сжигания
отбираемых проб. При этом содержание кислорода в газе не должно превышать 1%, а
сгорание газовоздушной смеси, пропускаемой через мыльную эмульсию, должно
происходить спокойно, без хлопков.
При продувке у свечей должны находиться дежурные слесари.
Дежурный слесарь должен иметь около свечи ведро с глиной и слесарный
инструмент, не допускать посторонних лиц и транспорт к месту продувки,
перекрыть кран на свече в случае воспламенения газа на ней.
При выполнении работ не допускается применение искродающих инструментов.
По окончании всех работ по пуску газа необходимо:
• открыть предохранительный сбросной клапан, разгрузить рабочую
мембрану регулятора;
• открыть выходную задвижку за регулятором;
• плавно приоткрыть входную задвижку и подать газ в ГРП;
• после срабатывания регулятора и его настройки включить регулятор
под нагрузку, при этом сброс газа в атмосферу через предохранительный клапан
должен прекратиться.
Подачу газа в газопровод после ГРП следует производить по окончании
наладки оборудования ГРП на рабочий режим давления. При пусконаладочных работах
составляются режимные карты, в которых указывается выходное давление газа,
регулируемое в соответствии с установленными проектом режимом давления.
По окончании всех работ по пуску газа необходимо:
• колебание давления газа на выходе из ГРП установить в
пределах10% от рабочего давления, установленного проектом.
• сделать отметку в наряде на газоопасные работы о выполнении
работ.
7.3 Осмотр
технического состояния газорегуляторного пункта
Осмотр технического состояния ГРП должен проводиться в сроки,
обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации, согласно
производственной инструкции.
Технический осмотр ГРП - газоопасная работа производиться без оформления
наряда-допуска и регистрируется в специальном журнале с указанием времени
начала и окончания работ.
Технический осмотр ГРП производится путем обхода - один раз в неделю
дежурным слесарем.
При осмотре технического состояния ГРП должны выполняться:
• проверка по приборам давления газа до и после регулятора,
• перепада давления на фильтре,
• отсутствия утечки газа с помощью мыльной эмульсии или прибором;
• контроль за правильностью положения молоточка и надежности
сцепления рычагов предохранительно-запорного клапана;
• смена картограмм регистрирующих приборов, прочистка и заправка
перьев, завод часового механизма. Установка пера на "нуль" не
реже одного раза в 15 дней;
• проверка состояния и работы электроосвещения, вентиляции,
• очистка оборудования ГРП от загрязнений.
Об утечках газа, обнаруженных при техническом осмотре необходимо
немедленно сообщить в АДС и до прибытия аварийной бригады принять возможные
меры по предупреждению аварий.
7.4
Техническое обслуживание газорегуляторного пункта
Техническое обслуживание - газоопасная работа, которая производиться с
оформлением наряда-допуска и выполняется бригадой рабочих в составе не менее 2
человек под руководством инженера участка.
При техническом обслуживании ГРП должны выполняться работы,
предусмотренные при осмотре технического состояния, а также:
• проверка работоспособности и герметичности запорной арматуры и
предохранительных клапанов;
• проверка плотности всех соединений и арматуры,
• устранение утечек газа;
• осмотр и очистка фильтра;
• определение плотности и чувствительности мембран регулятора
давления и управления;
• продувка импульсных трубок к контрольно-измерительным приборам,
· предохранительно-запорному клапану и регулятору давления;
· проверка параметров настройки запорных и сбросных клапанов.
.5 Текущий
ремонт газорегуляторного пункта
Текущий ремонт оборудования ГРП это газоопасная работа, которая
производиться с оформлением наряда-допуска и выполняется бригадой рабочих в
составе не менее 2 человек под руководством инженера участка.
При текущем ремонте ГРП выполняются:
• работы по техническому осмотру;
• проверка работоспособности запорной и регулирующей арматуры и
предохранительных клапанов;
• проверка герметичности всех соединений и арматуры прибором,
устранение утечек газа, осмотр и очистка фильтра;
• определение плотности и чувствительности мембран регулятора
давления и управления;
• продувка импульсных трубок к контрольно-измерительным приборам,
предохранительно-запорному клапану и регулятору давления;
• проверка параметров настройки запорных и сбросных клапанов;
• разборка регуляторов давления, предохранительных клапанов с
очисткой их от коррозии и загрязнений, проверкой плотности прилегания к седлу
клапанов, состояния мембран, смазкой трущихся частей, ремонтом или заменой
изношенных деталей, проверкой надежности креплений конструкционных узлов, не
подлежащих разборке;
• разборка запорной арматуры, не обеспечивающей герметичность
закрытия;
• проверка состояния и прочистка дымоходов (перед отопительным
сезоном);
• проверка состояния вентиляционной системы;
• ремонт системы отопления (опрессовка при необходимости,
герметизация резьбовых соединений, замена, ремонт, крепление, окраска участков
трубопроводов, ремонт и замена арматуры и др.), в том числе отопительной
установки - один раз в год перед отопительным сезоном;
• ремонт систем вентиляции, освещения и телефона - немедленно, по
выявлении неисправностей;
• окраска молниеприемников и токоотводов системы молниезащиты ГРП
(по мере необходимости);
• измерение сопротивления заземлителей молниезащиты ГРП - не реже
одного раза в три года.
Если заводом-изготовителем установлен иной состав работ и периодичность
их проведения к оборудованию, то работы выполняются в соответствии с
инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя.
После проверки и настройки оборудования и устранения всех неполадок
следует проверить прибором герметичность всех соединений при рабочем давлении
газа. В случае обнаружения утечки газа принимаются меры к ее немедленному
устранению.
.6
Капитальный ремонт газорегуляторного пункта
Отбор ГРП для капитального ремонта производится на основании дефектных
ведомостей, составленных по результатам технического осмотра и текущего
ремонта.
К работам по капитальному ремонту ГРП относятся:
• ремонт и замена устаревшего или изношенного оборудования или его
отдельных частей;
• ремонт здания и его инженерного оборудования (освещения,
вентиляции, дымоходов, отопления);
• ремонт кирпичной кладки, штукатурка и побелка стен заново,
ремонт полов, замена и ремонт рам и дверей, полный ремонт и замена кровли,
ремонт асфальтовых отмосток с устройством подстилающего слоя, замена
отопительных аппаратов, а также замена заземлителей молниезащиты;
• ремонт или замена шкафов блочных и шкафных ГРП, устаревшего и
износившегося оборудования или отдельных его узлов и частей по мере
необходимости.
Вывод ГРП на капитальный ремонт - газоопасная работа, которая
производиться с оформлением наряда-допуска и выполняется бригадой рабочих в
составе не менее 2 человек под руководством инженера участка.
Перед капитальным ремонтом в ГРП давление газа в газопроводах и
оборудовании должно быть снижено до атмосферного, должна быть произведена
продувка воздухом через свечу.
Отключающие устройства на линии регулирования ГРП при разборке
оборудования должны быть в закрытом положении. На границах отключенного участка
после отключающих устройств должны устанавливаться инвентарные заглушки,
соответствующие максимальному давлению газа. Для удобства установки заглушек
при монтаже газопроводов должны предусматриваться фланцевые соединения для
установки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжима
фланцев и токопроводящей перемычкой.
Техническое обслуживание и текущий ремонт оборудования ГРП с
гарантированным сроком эксплуатации может производиться в соответствии с
паспортом завода-изготовителя. По истечении гарантийного срока это оборудование
должно пройти сервисное обслуживание с оформлением акта.
Снаружи ограждения ГРП должны быть предупредительные надписи
"Огнеопасно - газ".
.7 Перевод
газорегуляторного пункта на резервную линию и обратно на основную линию
редуцирования
Газ по обводному газопроводу допускается подавать только в течение
времени, необходимого для ремонта оборудования и арматуры. Работа должна
выполняться бригадой рабочих в составе не менее двух человек, под руководством
инженера.
При переводе ГРП на резервную линию работы выполняются в следующей
последовательности:
• проверить установку на "О" стрелки манометра, показывающего
выходное давление, открыть кран на его импульсной линии;
• проверить герметичность запорной арматуры резервной линии по
манометру, закрыв кран на свечу;
• проверить ход и работу (герметичность закрытия) второго по ходу
газаотключающего устройства (задвижки) на байпасе, после чего закрыть эту
задвижку. Если задвижка герметична, проверить ход и работу (герметичность
закрытия) первого по ходу газа отключающего устройства (задвижки, крана) на
байпасе, после чего закрыть эту задвижку (кран);
• следя за давлением на выходе по манометру, открыть на байпасе
отключающее устройство, первое по ходу газа;
• отключить ПЗК в открытом положении, зафиксировав его ударный
механизм;
• поворотом регулировочного винта (выворачивая против часовой
стрелки) блока управления регулятором ("пилота") снизить выходное
давление газа на 10%, плавно открывая второе по ходу газа отключающее
устройство (задвижку) на байпасе поднять выходное давление за регулятором до
рабочего, контролируя его по манометру на выходе. Операции проводить до полной
остановки регулятора давления газа.
• постоянно следить за величиной рабочего давления и поддерживать
его с помощью задвижки на байпасе в пределах допустимых норм, по показаниям
манометра на выходе;
• закрыть задвижки на входе и выходе основной линии редуцирования,
закрыть краны на импульсных линиях ПЗК и регулятора;
• мастер должен проверить закрытие кранов на импульсных линиях ПЗК
и регулятора и до начала работ открытие крана на импульсной линии манометра на
выходе газа;
• сбросить газ из газопровода через свечу между задвижками
основной линии редуцирования;
• проверить герметичность закрытых задвижек, расположенных на
границах отключаемой линии ГРП в следующей последовательности: закрыть
продувочные свечи и наблюдать в течение 10 минут за показаниями манометра,
установленного на обвязке фильтра;
• установить заглушки на внутренних фланцах отключающих устройств,
расположенных на границах отключаемой линии. Если давление по манометру не
повышается, то задвижки обеспечивают герметичность перекрытия газа, в этом
случае заглушки на границах отключаемой линии могут не устанавливаться;
Переход с байпаса на основную линию редуцирования производится в
следующей последовательности:
• проверить, вывернут ли регулировочный винт регулятора управления
(пилота), открыть краны на импульсных линиях;
• снять заглушки, установленные на границах отключенной линии,
если они устанавливались, и собрать разъемные соединения;
• плавно открыть задвижку перед регулятором;
• отключить предохранительно-запорный клапан в открытом положении,
зафиксировав его ударный механизм;
• открыть выходную задвижку после регулятора, наблюдая за
показаниями манометра на выходе;
• плавно прикрывая отключающее устройство (задвижку) на байпасе,
снизить давление газа на выходе ГРП на 10% от рабочего и медленно ввертывая
регулировочные винты регулятора ("пилота") восстановить давление газа
до рабочего. Операции проводить до полного закрытия отключающего устройства на
байпасе;
• закрыть первое отключающее устройство по ходу газа на байпасе и
сбросить газ между отключающими устройствами через продувочную свечу;
• проверить герметичность запорной арматуры обводной линии по
манометру, закрыв кран на свечу;
• убедившись по показанию манометра на выходе ГРП в устойчивой
работе регулятора, перевести ударник ПЗК в рабочее положение;
• произвести проверку и настройку ПЗК и ПСК.
.8 Пуск и
остановка регулятора газорегуляторного пункта
Пуск регулятора производится в следующей последовательности:
• проверить плотность закрытия отключающих устройств обводной
линии (байпаса);
• вывернуть регулировочный винт регулятора управления;
• открыть кран импульсной трубки регулятора;
• закрыть кран на импульсной трубке ПЗК;
• открыть выходную задвижку ГРП;
• поднять клапан ПЗК, ввести в соединение рычаги для удержания
клапана в открытом состоянии;
• плавно открыть входную задвижку;
• вращением винта пружины регулятора управления установить давление
по манометру согласно требуемому режиму;
• убедившись в устойчивой работе регулятора по показанию
манометра, открыть кран на импульсной трубке ПЗК, ввести в зацепление рычаг
груза с рычагом клапана;
• произвести проверку и настройку ПЗК и ПСК.
Настройку параметров низкого давления выполняют при помощи ручного
воздушного насоса или баллона со сжатым воздухом.
Настройку параметров высокого давления выполняют при помощи импульса газа
из газопровода высокого давления до регулятора.
Остановка регулятора производится в следующей последовательности:
• закрыть входную задвижку в ГРП;
• вывести из зацепления соединительные рычаги клапана ПЗК,
опустить тарелку клапана на седло;
• вывернуть регулировочный винт регулятора управления;
• закрыть выходную задвижку в ГРП;
• закрыть краны на импульсных трубках регулятора давления и
предохранительно-запорного клапана;
• выпустить газ из газопровода между входной и выходной задвижками
в атмосферу через продувочную свечу;
• при остановке регулятора на срок более 48 часов установить
заглушки во фланцевых соединениях входной и выходной задвижек со стороны
оборудования ГРП;
• записать время остановки регулятора в эксплуатационный журнал.
7.9
Требования охраны труда при выполнении работ на газорегуляторном пункте
Ремонтные работы в помещении ГРП должны вестись с соблюдением требований
безопасного ведения газоопасных работ. Ремонтные работы выполняются бригадой в
количестве не менее 2-х человек.
Из членов бригады, назначается дежурный, в обязанности которого входит:
• держать связь и наблюдать за работающими;
• не допускать курения и открытого огня около ГРП
• быть готовым к оказанию помощи работающим; в случае
необходимости вызвать скорую помощь, милицию и о случившемся сообщить
администрации организации;
• следить, чтобы при работе на полу ГРП имелись резиновые коврики,
шланги противогазов не имели переломов, а открытые концы их были расположены на
расстоянии не менее 5 м от ГРП и закреплены.
В течение всего времени производства ремонтных работ в ГРП необходимо
производить анализ проб воздуха на наличие газа и содержание кислорода.
Если установлено наличие газа в воздухе ГРП, работы необходимо немедленно
прекратить, вывести работников из загазованной зоны, а помещение проветрить. В
загазованное помещение вход разрешается только в противогазах.
При подтягивании болтов фланцев, сальников или резьбовых соединений
газопроводов среднего и высокого давления, находящихся в ГРП, давление газа на
ремонтируемых участках газопроводов должно соответствовать значениям, указанным
в производственной инструкции.
Работы по ремонту электрооборудования и замене электроламп в помещении
ГРП необходимо производить при обесточенном оборудовании. При этом выключатель
должен находиться в положении "Выключено". При использовании
переносных светильников во взрывозащищенном исполнении включение и выключение
их должны производиться вне помещения ГРП.
Курение и наличие открытого огня в ГРП запрещается, о чем должны быть
вывешены на видном месте снаружи и внутри помещения предупредительные надписи
"Огнеопасно - газ", "Не курить", "Не разводить
огня".
Выполнение в ГРП газосварочных и других работ, связанных с применением
открытого огня, разрешается в исключительных случаях:
• при соблюдении требований, установленных в нормативных
документах по обеспечению безопасного проведения таких работ;
• под непосредственным руководством инженера участка;
• по наряду-допуску на огневые работы и специальному плану,
утвержденному главным инженером предприятия.
При появлении в помещении ГРП утечки газа работы с применением огня
должны быть немедленно прекращены.
Возобновление работ с применением огня разрешается только после
устранения утечки газа и последующего анализа пробы воздуха, подтверждающего
отсутствие газа в воздухе помещения.
В помещении ГРП хранение горючих, легковоспламеняющихся материалов и
баллонов с газом категорически запрещается.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В результате проделанной работы получены следующие результаты:
. Выполнен обзор литературы по способам и средствам создания газовых
распределительных сетей низкого и высокого давления, позволяющих с высокой
эффективностью и надежностью осуществлять подачу газа в населенные пункты
страны. Произведен локальный сметный расчет газораспределительной сети.
. В ходе выполненной работы были собраны все необходимые исходные данные
для выполнения работы: а) география объекта б) топографические съемки местности
в) назначение объектов и их особенности г) перспектива развития населенного
пункта д) оценка возможности современного использования природного газа и
других энергоресурсов е) из нормативно-справочной литературы выбраны
необходимые расчетные параметры.
. В дипломном проекте выполнены расчеты всего необходимого оборудования
для создания газораспределительной сети, включая трубопроводы, газорегуляторный
пункт и запорную арматуру. Расчеты выполнены с учетом дальнейшего развития
населенного пункта, а также с использованием блочной компоновки, что позволяет
снизить стоимость ГРП и уменьшить срок строительства, а в последующем снизить
затраты в процессе эксплуатации сетей.
. В дипломном проекте выполнен расчет потребления газа к каждому объекту
с запасом.
. Выполнен расчет распределительных газовых сетей низкого давления газа
для поселка, подобраны диаметры, позволяющие обеспечить расчетное давление на
каждом участке сети потребителя. Для поселка требуемое давление составляет
55кПа.
. В разделе по технике безопасности разработаны мероприятия по охране
труда при выполнении земляных работ и безопасность труда при строительстве. Для
написания этого раздела использована нормативная и законодательная литература.
СПИСОК
ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. СП 131.1330.2012. Свод правил. Строительная
климатология: актуализированная редакция СНиП 23-01-99*: утв. Минрегионом
России от 30.06.2012 №275. - Введ. 01.01.2013. - Москва: ФАУ «ФЦС», 2015. - 120
с.
2. Колпакова, Н.В. Газоснабжение: учеб. пособие / Н.В.
Колпакова, А.С. Колпаков. - Екатеринбург: Издательство Урал. ун-та, 2014. - 200
с.
. Ионин, А.А. Газоснабжение: учеб. пособие для вузов /
А.А. Ионин.- Москва: Стройиздат, 1989.-439 с.
. СП 62.13330.2011. Свод правил. Газораспределительные
системы: актуализированная редакция СНиП 42-01-2002. С изменением №1: утв.
Минрегионом России от 27.12.2010 №780. - Введ. 01.01.2013. - Москва: ФАУ «ФЦС»,
2014. - 66 с.
. ГОСТ 21.110-2013. Система проектной документации для
строительства. Спецификация оборудования, изделий и материалов. - Введ.
01.01.2015. - Москва: МГС, 2013. - 5 с.
. СНиП 12-03-2001. Строительные нормы и правила.
Безопасность труда в строительстве. Общие требования. - Введ. 01-09-2001. -
Москва: ГУП ЦПП, 2001. - 40 с.
. Об утверждении федеральных норм и правил в области
промышленной безопасности. Правила безопасности сетей газораспределения и
газопотребления: приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому
и атомному развитию от 15.11.2013 №542//Российская газета. - 2013. - 31
декабря. - С. 8.
. СНиП 12-04-2002. Строительные нормы и правила.
Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство. - Введ.
01.01.2009. - Москва: ГУП ЦПП, 2003. - 34 с.
. СП 42-101-2003. Свод правил про проектированию и
строительству. Общие положения про проектированию и строительству
газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб. - Введ.
08.06.2003. - Москва: Издательство стандартов, 2003. - 239 с.