Газорегуляторные пункты

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

К газораспределительным сетям относятся газопроводы, предназначенные для транспортировки газа в городах и населенных пунктах. Газораспределительная сеть представляет собой систему трубопроводов и оборудования, в состав которой входят как городские магистральные газопроводы, предназначенные для подачи газа из одного района города в другой, так и распределительные газопроводы для подачи газа непосредственно потребителям. Газ в городскую газораспределительную сеть поступает из магистрального газопровода через газораспределительную станцию (ГРС). Из ГРС направляется в газорегуляторные пункты (ГРП), установленные на городской сети. Газорегуляторные пункты предназначаются для снижения давления газа; они объединяют газопроводы различного давления. В зависимости от давления природного газа городские трубопроводы делятся на газопроводы низкого, среднего и высокого давления.

На газораспределительных сетях устанавливают предохранители, запорную и специальную арматуру соответствующего давления. В качестве запорной арматуры устанавливают задвижки, вентили и краны.

В данной курсовой работе необходимо рассмотреть газификацию села Авдон Уфимского района с индивидуальными жилыми застройками.



1. Газорегуляторные пункты (ГРП)

Газорегуляторные пункты предназначены для снижения давления и автоматического его поддержания на заданном уровне. ГРП должно быть оснащено фильтром, предохранительным запорным клапаном, регулятором давления газа, запорной арматурой, контрольно- измерительными приборами и, при необходимости, узлом учета расхода газа и предохранительным сбросным клапаном.

В зависимости от размещения оборудования газорегуляторные пункты подразделяются на несколько типов:

- газорегуляторный пункт шкафной (ГРПШ), в котором технологическое оборудование размещается в шкафу из несгораемых материалов;

- газорегуляторная установка (ГРУ), в которой технологическое оборудование не предусматривает наличие собственных ограждающих конструкций, смонтировано на раме и размещается на открытых площадках под навесом, внутри помещения, в котором расположено газоиспользующее оборудование, или в помещении, соединенным с ним открытым проемом;

- пункт газорегуляторный блочный (ПГБ), в котором технологическое оборудование смонтировано в одном или нескольких транспортабельных зданиях контейнерного типа;

- стационарный газорегуляторный пункт (ГРП), где технологическое оборудование размещается в специально для этого предназначенных зданиях, помещениях или открытых площадках. Принципиальное отличие ГРП от ГРПШ, ГРУ и ПГБ состоит в том, что ГРП (в отличие от последних) не является типовым изделием полной заводской готовности.

Газорегуляторные пункты и установки можно классифицировать следующим образом:

- по назначению: домовые и промышленные.

- по числу выходов: с одним и более выходами.

-по технологическим схемам:

а) с одной линией редуцирования;

б) с основной и резервной линиями редуцирования;

в) с двумя линиями редуцирования, настроенными на разное выходное давление, и двумя резервными линиями;

г) с четырьмя линиями редуцирования (две основные, две резервные), с последовательным редуцированием, с одним или двумя выходами.



2. Оборудование ГРП

В ГРП предусматривают установку: фильтра, предохранительного запорного клапана ПЗК, регулятора давления газа, предохранительного сбросного клапана ПСК, запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов КИП, приборов учета расхода газа (при необходимости), а также устройство обводного газопровода (байпаса) с установкой последовательно двух отключающих устройств и продувочного трубопровода между ними на случай ремонта оборудования.

Второе по ходу газа отключающее устройство на байпасе должно обеспечивать плавное регулирование.

Для ГРП с входным давлением свыше 0,6 Мпа и пропускной способностью более 5000 м³/ч, вместо байпаса предусматривают дополнительную резервную линию регулирования.

Установку ПЗК предусматривают перед регулятором давления. ПЗК предназначен для автоматического отключения подачи газа в ох час повышения или понижения давления газа после регулятора сверх установленных пределов.

В соответствии с требованиями правил верхний предел срабатывания ПЗК не должен превышать максимальное рабочее давление газа после регулятора более чем на 25%. Нижний предел, устанавливаемый проектом, соответствует требованиям обеспечения устойчивой работы газогорелочных устройств, и уточняется при пусконаладочных работах.

Установку ПСК необходимо предусматривать за регулятором давления, а при наличии расходомера -- после расходомера.

ПСК должен обеспечивать сброс газа в атмосферу, исходя из условий кратковременного повышения давления, не влияющего на промышленную безопасность и нормальную работу газового оборудования потребителей.

Перед ПСК предусматривают отключающие устройства, которые должны быть опломбированы в открытом положении.

Предохранительные сбросные клапаны должны обеспечить сброс газа при превышении номинального рабочего давления после регулятора не более чем на 15%.

Требования правил по настройке предела срабатывания ПСК -15% и верхнего предела срабатывания ПЗК - 25% определяют порядок (последовательность) срабатывания клапанов сначала ПСК, затем ПЗК.

Целесообразность такой очередности очевидна: ПСК, препятствуя дальнейшему росту давления сбросом части газа в атмосферу, не нарушает работу котлов; при срабатывании ПЗК котлы отключаются аварийно.

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 должно производиться после выявления причины срабатывания предохранительно-запорного клапана ПЗК и принятия мер по устранению неисправности.

В ГРП следует предусматривать продувочные и сбросные трубопроводы, которые выводятся наружу в места, обеспечивающие безопасные условия для рассеивания газа, но не менее чем на 1 м выше карниза или парапета здания.

Допускается объединять продувочные трубопроводы одинакового давления в общий продувочный трубопровод. Такие же требования предъявляются при объединении сбросных трубопроводов.

В ГРП устанавливают показывающие и регистрирующие контрольно-измерительные приборы КИП (12) для измерения входного и выходного давления и температуры газа. Если учет расхода газа не производится, допускается не предусматривать регистрирующий прибор для измерения температуры газа.

Класс точности манометров должен быть не ниже 1,5.

Перед каждым манометром должна быть предусмотрена установка трехходового крана или аналогичного устройства для проверки и отключения манометра.

2.1 Газовые фильтры

Для очистки газа используют сетчатые, волосяные, кассетные сварные фильтры и висциновые пылеуловители.

Выбор фильтра определяется производительностью и входным давлением. Приведены фильтры волосяные ФВ и Ф1.

В фильтрах типа ФВ очистка газа происходит в кассете из проволочной сетки, заполненной конским волосом или капроновой нитью Фильтрующий материал, который должен быть однородным, без комков и жгутов, пропитывают висциновым маслом (смесь 60% цилиндрового и 40% солярового масел).

Торцевые части кассеты затянуты проволочной сеткой. На выходной стороне кассеты устанавливают перфорированный металлический лист, предохраняющий заднюю (по ходу газа) сетку от разрыва и уноса фильтрующего материала.

Фильтры ФГ предназначены для ГРП (ГРУ) с расходом газа от 7 до 100 тыс м3/ч. Корпус фильтра стальной сварной.

Особенностью этого фильтра является наличие свободного пространства и отбойного листа. Крупные частицы, попадая в фильтр, ударяются о лист, теряют скорость и падают на дно, а мелкие улавливаются в кассете, заполненной фильтрующим материалом. Перепад давления на кассете не должен превышать величины, установленной заводом -- изготовлением.



2.2 Регуляторы давления

Управление гидравлическим режимом работы системы газораспределения осуществляют с помощью регуляторов давления, которые автоматически поддерживают постоянное давление в точке отбора импульса независимо от интенсивности потребления газа. При регулировании давления происходит снижение начального -- более высокого -- давления на конечное -- более низкое. Это достигается автоматическим изменением степени открытия дросселирующего органа регулятора, вследствие чего автоматически изменяется гидравлическое сопротивление проходящему потоку газа.

В зависимости от поддерживаемого давления (расположения контролируемой точки в газопроводе) регуляторы давления разделяют на регуляторы «до себя» и «после себя». В ГРП (ГРУ) применяют только регуляторы «после себя».

Автоматический регулятор давления состоит из исполнительного механизма и регулирующего органа. Основной частью исполнительного механизма является чувствительный элемент, который сравнивает сигналы задатчика и текущего значения регулируемого давления. Исполнительный механизм преобразует командный сигнал в регулирующее воздействие и в соответствующее перемещение подвижной части регулирующего органа за счет энергии рабочей среды (это может быть энергия газа, проходящего через регулятор, либо энергия среды от внешнего источника -- электрическая, сжатого воздуха, гидравлическая).

Если перестановочное усилие, развиваемое чувствительным элементом регулятора, достаточно большое, то он сам осуществляет функции управления регулирующим органом. Такие регуляторы называются регуляторами прямого действия. Для достижения необходимой точности регулирования и увеличения перестановочного усилия между чувствительным элементом и регулирующим органом может устанавливаться усилитель -- командный прибор (иногда называемый «пилотом»). Измеритель управляет усилителем, в котором за счет постороннего воздействия (энергии рабочей среды) создается усилие, передающееся на регулирующий орган.

В связи с тем, что регулятор давления газа предназначен для поддержания постоянного давления в заданной точке газовой сети, то всегда необходимо рассматривать систему автоматического регулирования в целом - «регулятор и объект регулирования (газовая сеть)». Принцип работы регуляторов давления газа основан на регулировании по отклонению регулируемого давления. Разность между требуемым и фактическим значениями регулируемого давления называется рассогласованием. Оно может возникать вследствие различных возбуждений - либо в газовой сети из-за разности между притоком газа в нее и отбором газа, либо из-за изменения входного (до регулятора) давления газа.

Правильный подбор регулятора давления должен обеспечить устойчивость системы «регулятор-газовая сеть», т. е. способность ее возвращаться к первоначальному состоянию после прекращения возмущения.

Исходя из закона регулирования, положенного в основу работы, регуляторы давления бывают астатические, статические и изодромные.

В астатических регуляторах (рисунок 3, а) чувствительный элемент (мембрану) действует постоянная сила от груза 2. Активная (противодействующая) сила - это усиление, которое воспринимает мембрана от выходного давления Р2. При увеличении отбора газа из сети 4 будет уменьшаться давление Р2, баланс сил нарушится, мембрана пойдет вниз и регулирующий орган откроется.

Такие регуляторы после возмущения приводят регулируемое давление к заданному значению независимо от величины нагрузки и положения регулирующего органа. Равновесие системы может наступить только при заданном значении регулируемого давления, причем регулирующий орган может занимать любое положение. Такие регуляторы следует применять на сетях с большим самовыравниванием, например, в газовых сетях низкого давления достаточно большой емкости.

Люфты, трение в сочленениях могут привести к тому, что регулирование станет неустойчивым. Для стабилизации процесса в регулятор вводят жесткую обратную связь. Такие регуляторы называются статическими. При статическом регулировании равновесное значение регулируемого давления всегда отличается от заданной величины, и только при номинальной нагрузке фактическое значение становится равным номинальному. Статические регуляторы характеризуются неравномерностью.

а -- астатический регулятор, б -- статический регулятор давления;

1 -- регулирующий (дроссельный) орган; 2 -- мембранно-грузовой привод;

3 -- импульсная трубка; 4 -- объект регулирования -- газовая сеть;

5 -- мембранно-пружинный привод

Рисунок 2.1 - Схемы регуляторов давления

В статическом регуляторе (рисунок 3, б) груз заменен пружиной - стабилизирующим устройством. Усилие, развиваемое пружиной, пропорционально ее деформации. Когда мембрана находится в крайнем верхнем положении (регулирующий орган закрыт), пружина приобретает наибольшую степень сжатия и Р2 - максимальное. При полностью открытом регулирующем органе значение Р2 уменьшается до минимального. Статическую характеристику регуляторов выбирают пологой, с тем чтобы неравномерность регулятора была небольшой, при этом процесс регулирования становится затухающим.

Изодромный регулятор (с упругой обратной связью) при отклонении регулируемого давления Р2 сначала переместит регулирующий орган на величину, пропорциональную величине отклонения, но если при этом давление Р2 не придет к заданному значению, то регулирующий орган будет перемещаться до тех пор, пока давление Р2 не достигнет заданного значения.

2.3 Предохранительная арматура

Предохранительно-запорный клапан (ПЗК) контролирует верхний и нижний пределы давления газа, а предохранительно-сбросной клапан (ПСК) -- только верхний. ПСК настраивается на меньшее давление, чем ПЗК, поэтому он срабатывает первым.

Если отказал регулятор давления, клапан ПСК сработал, а давление в сетях продолжает расти, то сработает ПЗК. Он перекроет газопровод перед регулятором давления и прекратит подачу газа потребителям. ПЗК сработает и при недопустимом снижении давления газа, которое может произойти при аварии на газопроводе. При устранении аварии ПЗК приводится в рабочее состояние не автоматически, а только обслуживающим персоналом.

Клапан ПСК настраивают на давление, превышающее регулируемое на 15 %. Верхний предел настройки ПЗК принимают на 25 % выше регулируемого давления после ГРП. Нижний предел -- минимально допустимое давление газа в сети.



3. Характеристика объекта газоснабжения

Проектируемые газопроводы низкого давления, прокладываемые в селе Авдон, находятся в Уфимском районе Республики Башкортостан. Газораспределительная сеть с. Авдон, представляет собой распределительные газопроводы для подачи газа потребителям в жилые дома. Избыточное давление в начале сети 5000 кПа. Избыточное давление перед потребителем 3800 кПа. Диаметры газопроводов определяются гидравлическим расчетом.

Для подземных газопроводов применяются трубы с толщиной стенок не менее 3 мм, а для надземных не менее 2 мм. Минимальный диаметр подземных распределительных газопроводов 57 мм, а отвод к потребителям 25 мм. Минимальное расстояние по горизонтали от подземных газопроводов до зданий и сооружений принимается в соответствии с требованиями СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы» [3].

Территория застроена индивидуальными жилыми домами.

Рельеф местности по трассе проектируемого газопровода ровный.

Каждый дом оборудован четырех конфорочной газовой плитой ПГ-4, газовым проточным нагревателем ВПГ и отопительным бытовым аппаратом АОГВ. Общее количество потребителей - 329 домов.

По проекту в каждом доме будут установлены:

- газовая плита ПГ-4 с расходом газа 1,1 м³/ч;

- аппарат АОГВ с расходом газа 2,55 м³/ч;

- проточный водонагреватель ВПГ с расходом газа 2,43 м³/ч.

3.1 Физические свойства газа

Газ поступает из Уренгойского месторождения. Компонентный состав газа представлен в таблице 1 [3].



Таблица 3.1 - Компонентный состав газа, %

CH4	C2H6	C3H8	и-C4H10	N2	CO2	He
97,12	1,31	0,43	0,14	0,84	0,07	0,09

Определим параметры газа при стандартных условиях (Т=293,15 К; Р=0,1013 МПа).

1) Плотность, кг/м³:

, (1)

кг/м³.

2) Молярная масса, кг/кмоль:

, (2)

кг/кмоль.

3) Псевдокритическое давление, МПа:

, (3)

МПа.

4) Псевдокритическая температура, К:



, (4)

К.

5) Теплотворная способность газа, кДж/м³:

, (5)

кДж/м³.

6) Теплотворная способность газа с учетом влагосодержания, кДж/м³:

, (6)

где

щ - влагосодержание газа, примем щ = 0,001 кг/м³.

;

кДж/м³.

7) Пределы взрываемости, %:

, (7)

где - предел взрываемости i-го компонента в смеси, %.

- нижний:

- верхний:

.

6) Относительная плотность газа по воздуху:

, (8)

.

Определим параметры газа при рабочих условиях (Т=288 К; Р=0,003+0,1013=0,1043 МПа).

7) Приведенные параметры (давление и температура):

, (9)

, (10)

.

8) Динамический коэффициент вязкости газа, Па·с:

, (11)

, (12)

, (13)

, (14)

, (15)

,

,

,

9) Коэффициент сжимаемости:

, (16)

, (17)

, (18)

,

,

.

10) Плотность газа при рабочих условиях, кг/м³:

, (19)

.

11) Теплоемкость, кДж/(кг?К):

, (20)

, (21)

, (22) , (23)

, (24)



,

,

,

,

.

12) Коэффициент Джоуля-Томсона, К/МПа:

, (25)

, (26)

, (27)

, (28)

, (29)

,

,

,

,



4. Расчет тупикового разветвленного газопровода низкого давления

4.1 Определение расчетных расходов газа

Расчетная схема газоснабжения села Авдон представлена в приложении А.

Методика определения расходов зависит от характера потребителей газа [7].

В нашем случае потребителями являются 343 жилых дома. Тогда путевой расход Q_п, мі/ч, следует определять по сумме номинальных расходов газа газовыми приборами с учетом коэффициента одновременности их действия по формуле:

, (30)

где - коэффициент одновременности, значение которого можно принимать для жилых домов по таблице 4.1[1];

- номинальный расход газа прибором или группой приборов, принимаемой по паспортным данным или техническим характеристикам приборов, м³/ч;

- число однотипных приборов или групп приборов;

- число приборов или групп приборов (при установке в квартирах приборов одного типа - это число квартир).



Таблица 4.1 - Значение коэффициента одновременности для жилых домов

Число квартир	Коэффициент одновременности в зависимости от установки в жилых домах газового оборудования
	Плита 4-конфорочная	Плита 2-конфорочная	Плита 4-конфорочная и газовый проточный водонагреватель	Плита 2-конфорочная и газовый проточный водонагреватель
1	1	1	0,700	0,780
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

Значение коэффициента одновременности для емкостных водонагревателей, отопительных котлов или отопительных печей рекомендуется принимать равное 0,85 независимо от количества квартир.

Зная номинальный расход каждого газового прибора, формула для определения путевых расходов примет вид



, (31)

где - номинальный расход газа газовой плитой, м³/ч;

- номинальный расход отопительного аппарата;

- номинальный расход газа проточным водонагревателем, м³/ч;

- число домов на участке.

Определим путевой расход газа на участке 4-5. Количество домов на нем составляет n = 10. Тогда путевой расход газа на этом участке

м³/ч

Таким же образом определим путевые расходы на остальных участках.

Результаты сведем в таблицу 4.2.

На участках где нет домов, путевой расход равен нулю.

Таблица 4.2 - Путевые расходы газа на участках

Номер участка	Число домов, шт.	Путевой расход Qп, м3/ч
0-1	0	0
1-2	2	8,2886
2-3	2	8,2886
3-4	3	11,5857
4-5	10	33,677
5-6	8	27,5064
6-7	4	14,7416
7-8	4	14,7416
8-9	13	42,67874
8-10	4	14,7416
7-11	14	45,56636
6-12	15	48,3975
5-13	11	36,73406
3-14	16	51,39808
14-15	4	14,7416
14-16	10	33,677
16-17	7	24,3152
2-18	15	48,3975
18-19	6	21,30756
1-20	2	8,2886
20-21	0	0
21-22	3	11,5857
22-23	4	14,7416
23-24	3	11,5857
24-25	3	11,5857
25-26	16	51,39808
24-27	10	33,677
24-28	14	45,56636
22-29	8	27,5064
20-30	2	8,2886
30-31	0	0
31-32	4	14,7416
32-33	4	14,7416
30-34	5	17,8975
31-35	8	27,5064
32-36	9	30,46815
21-37	4	14,7416
37-38	8	27,5064
38-39	8	27,5064
39-40	10	33,677
40-41	6	21,30756
41-42	5	17,8975
37-43	6	21,30756
38-44	12	39,73464
39-45	5	17,8975
45-46	2	8,2886
45-47	11	36,73406
41-48	9	30,46815

Расчет разветвленных тупиковых сетей производится последовательно по расчетным участкам, то есть участкам между двумя соседними разветвлениями (узловыми точками). Каждый участок разветвленной сети может иметь равномерно распределенную нагрузку и сосредоточенную в конце участка.

Расчетные расходы газа по участкам определяются как сумма:



, (32)

где - транзитный расход газа, проходящий через расчетный участок на все последующие участки.

Транзитный расход определяется как сумма всех путевых расходов, проходящих транзитом через рассчитываемый участок

(33)

Так как путевые расходы суммируются по участкам, то все расчеты для разветвленных сетей необходимо начинать с концевых участков.

Рассчитаем транзитный и расчетный расходы газа для участка 24-25.

По формуле (1.26) транзитный расход на этом участке

,

где м³/ч;

м³/ч.

По формуле (1.25) расчетный расход газа на участке 13-18:

,

где м³/ч,

м³/ч.

Таким же образом определим транзитные и расчетные расходы на остальных участках.

Полученные при расчете путевой, транзитный и расчетный расходы газа приведены в таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Расходы газа в сети

Номер участка	Путевой расход Qп, м3/ч	0,5•Qп, м3/ч	Транзитный расход Qт, м3/ч	Расчетный расход Qр, м3/ч
0-1	0	0	1127,431	1127,431
1-2	8,2886	4,1443	492,4961	496,6404
2-3	8,2886	4,1443	414,5024	418,6467
3-4	11,5857	5,79285	278,7849	284,5777
4-5	33,677	16,8385	245,1079	261,9464
5-6	27,5064	13,7532	180,8674	194,6206
6-7	14,7416	7,3708	117,7283	125,0991
7-8	14,7416	7,3708	57,42034	64,79114
8-9	42,67874	21,33937	0	21,33937
8-10	14,7416	7,3708	0	7,3708
7-11	45,56636	22,78318	0	22,78318
6-12	48,3975	24,19875	0	24,19875
5-13	36,73406	18,36703	0	18,36703
3-14	51,39808	25,69904	72,7338	98,43284
14-15	14,7416	7,3708	0	7,3708
14-16	33,677	16,8385	24,3152	41,1537
16-17	24,3152	12,1576	0	12,1576
2-18	48,3975	24,19875	21,30756	45,50631
18-19	21,30756	10,65378	0	10,65378
1-20	8,2886	4,1443	618,3574	622,5017
20-21	0	0	504,7135	504,7135
21-22	11,5857	5,79285	196,0608	201,8537
22-23	14,7416	7,3708	153,8128	161,1836
23-24	11,5857	5,79285	142,2271	148,02
24-25	11,5857	5,79285	51,39808	57,19093
25-26	51,39808	25,69904	0	25,69904
24-27	33,677	16,8385	0	16,8385
24-28	45,56636	22,78318	0	22,78318
22-29	27,5064	13,7532	0	13,7532
20-30	8,2886	4,1443	105,3553	109,4996
30-31	0	0	87,45775	87,45775
31-32	14,7416	7,3708	45,20975	52,58055
32-33	14,7416	7,3708	0	7,3708
30-34	17,8975	8,94875	0	8,94875
31-35	27,5064	13,7532	0	13,7532
32-36	30,46815	15,23408	0	15,23408
21-37	14,7416	7,3708	282,3254	289,6962
37-38	27,5064	13,7532	233,5114	247,2646
38-39	27,5064	13,7532	166,2704	180,0236
39-40	33,677	16,8385	69,67321	86,51171
40-41	21,30756	10,65378	48,36565	59,01943
41-42	17,8975	8,94875	0	8,94875
37-43	21,30756	10,65378	0	10,65378
38-44	39,73464	19,86732	0	19,86732
39-45	17,8975	8,94875	45,02266	53,97141
45-46	8,2886	4,1443	0	4,1443
45-47	36,73406	18,36703	0	18,36703
41-48	30,46815	15,23408	0	15,23408

4.2 Расчет тупиковой разветвленной газовой сети низкого давления традиционным методом

Расчет по традиционной методике сводится к определению необходимых диаметров и проверке заданных перепадов давлений. Расчет производится по формулам и номограмме [1]. Номограмма, построенная в координатах , показана на рисунке 4.1.

Средние удельные потери газа вычисляются по формуле

, (34)



где P_н, P_к - абсолютные начальное и конечное давления соответственно в начале и конце участков газопровода, Па;

- расчетная длина участка газопровода, м.

Для газопровода низкого давления P_н= 5000 Па, P_к = 3800 Па [2].

Выбирается наиболее удаленная точка распределительных газопроводов и определяется общая длина по выбранному направлению.

Главное направление 01234567-8-9.

Из ситуационного плана определяем фактические длины участков.

Вычислим общую длину главного направления

.

Находим расчетную длину выбранного направления c учетом потерь на местные сопротивления по формуле

По формуле (1.27) вычислим средние удельные потери газа главного направления

Па/м.

Диаметры участков по главному направлению подбираем таким образом, чтобы полученное по номограмме значение для каждого участка было по возможности ближе к = 0,63 Па/м.

После расчета главного направления производятся расчеты сложных и простых ответвлений от главного направления. В сложном ответвлении выбирается главное направление, и производятся аналогичные расчеты. Результаты расчетов сведены в таблице 4.4.



Рисунок 4.1 - Номограмма для расчета газопроводов низкого давления



Таблица 4.4 - Результаты расчета тупиковой разветвленной газовой сети низкого давления традиционным методом

Участок	Длина участка, м	Qр, м3/ч	Dх	(ДР/L)	Давление, кПа
	Lт	Lр=1,1Lт				Pн	Pк
Главное направление 0-9. Аср0-9= (5000-3800)/1914=0,63 Па/м.
0-1	20	22	1127,431	273х6	0,9	5000	4980,2
1-2	95	104,5	496,6404	219х5	0,55	4980,2	4922,725
2-3	120	132	418,6467	219х5	0,35	4922,725	4876,525
3-4	148	162,8	284,5777	219х5	0,2	4876,525	4843,965
4-5	540	594	261,9464	159х5	1	4843,965	4249,965
5-6	147	161,7	194,6206	159х5	0,6	4249,965	4152,945
6-7	100	110	125,0991	159х5	0,25	4152,945	4125,445
7-8	140	154	64,79114	133х4	0,19	4125,445	4096,185
8-9	430	473	21,33937	76х4	0,2	4096,185	4001,585
Сложный отвод 1-26, Аср1-26= (4980,2-3800)/(1,11046)=1,026 Па/м.
1-20	90	99	622,5017	219х5	0,75	4980,2	4905,95
20-21	128	140,8	504,7135	219х4	0,55	4905,95	4828,51
21-22	140	154	201,8537	133х4	1,5	4828,51	4597,51
22-23	123	135,3	161,1836	133х4	0,95	4597,51	4468,975
23-24	163	179,3	148,02	133х4	0,8	4468,975	4325,535
24-25	124	136,4	57,19093	108х4	1,2	4325,535	4161,855
25-26	278	305,8	25,69904	76х4	0,65	4161,855	3963,085
Сложный отвод 21-42, Аср21-42= (4828,51-3800)/(1,1886)=1,055 Па/м.
21-37	273	300,3	289,6962	159х5	1,1	4828,51	4498,18
37-38	124	136,4	247,2646	159х5	0,9	4498,18	4375,42
38-39	135	148,5	180,0236	133х4	1,2	4375,42	4197,22
39-40	118	129,8	86,51171	108х4	1	4197,22	4067,42
40-41	115	126,5	59,01943	89х4	1,2	4067,42	3915,62
41-42	121	133,1	8,94875	57х3,5	0,45	3915,62	3855,725
Сложный отвод 20-33, Аср20-33 = (4905,95-3800)/(1,1499)=2,015 Па/м.
20-30	172	189,2	109,4996	108х4	1,4	4905,95	4641,07
30-31	100	110	87,45775	89х4	2,75	4641,07	4338,57
31-32	97	106,7	52,58055	76х4	2,25	4338,57	4098,495
32-33	130	143	7,3708	57х3,5	0,3	4098,495	4055,595
Сложный отвод 3-17, Аср3-17 = (4876,525-3800)/(1,1509)=2,015 Па/м.
3-14	259	284,9	98,43284	108х4	1,3	4876,525	4506,155
14-16	130	143	41,1537	76х4	1,5	4506,155	4291,655
16-17	120	132	12,1576	57х3,5	0,8	4291,655	4186,055
Сложный отвод 2-19, Аср2-19 = (4922,725-3800)/(1,1332)=3,07 Па/м.
2-18	284	312,4	45,50631	76х4	1,8	4922,725	4360,405
18-19	48	52,8	10,65378	57х3,5	0,6	4360,405	4328,725
Сложный отвод 39-46, Аср39-46 = (4197,22-3800)/(1,1210)=1,72 Па/м.
39-45	120	132	53,97141	89х4	1,2	4197,22	4038,82
45-46	90	99	4,1443	57х3,5	0,1	4038,82	4028,92
Простой отвод 8-10, Аср8-10 = (4096,19-3800)/(1,176)=3,54 Па/м.
8-10	76	83,6	7,3708	57х3,5	0,3	4096,19	4071,105
Простой отвод 7-11, Аср7-11 = (4125,445-3800)/(1,1112)=2,64 Па/м.
7-11	112	123,2	22,78318	57х3,5	2,5	4125,445	3817,445
Простой отвод 6-12, Аср6-12 = (4152,945-3800)/(1,1251)=1,28 Па/м.
6-12	251	276,1	24,19875	76х4	0,65	4152,945	3973,48
Простой отвод 5-13, Аср5-13 = (4249,965-3800)/(1,1355)=1,15 Па/м.
5-13	355	390,5	18,36703	76х4	0,35	4249,965	4113,29
Простой отвод 14-15, Аср14-15 = (4506,155-3800)/(1,1112)=5,73 Па/м.
14-15	112	123,2	7,3708	57х3,5	0,3	4506,155	4469,195
Простой отвод 24-27, Аср24-27 = (4325,535-3800)/(1,1140)=3,41 Па/м.
24-27	140	154	16,8385	57х3,5	1,3	4325,535	4125,335
Простой отвод 24-28, Аср24-28 = (4325,535-3800)/(1,1287)=1,66 Па/м.
24-28	287	315,7	22,78318	76х4	0,5	4325,535	4167,685
Участок	Длина участка, м	Qр, м3/ч	Dх	(ДР/L)	Давление, кПа
	Lт	Lр=1,1Lт				Pн	Pк
Простой отвод 22-29, Аср22-29 = (4597,51-3800)/(1,1195)=3,72 Па/м.
22-29	195	214,5	13,7532	57х3,5	1	4597,51	4383,01
Простой отвод 30-34, Аср30-34 = (4641,07-3800)/(1,1113)=6,77 Па/м.
30-34	113	124,3	8,94875	57х3,5	0,4	4641,07	4591,35
Простой отвод 31-35, Аср31-35 = (4338,57-3800)/(1,1112)=4,37 Па/м.
31-35	112	123,2	13,7532	57х3,5	1	4338,57	4215,37
Простой отвод 32-36, Аср32-36 = (4098,495-3800)/(1,1112)=2,42 Па/м.
32-36	112	123,2	15,23408	57х3,5	1,2	4098,495	3950,655
Простой отвод 37-43, Аср37-43 = (4498,18-3800)/(1,1215)=2,95 Па/м.
37-43	215	236,5	10,65378	57х3,5	0,7	4498,18	4332,63
Простой отвод 38-44, Аср38-44 = (4375,42-3800)/(1,1215)=2,43 Па/м.
38-44	215	236,5	19,86732	57х3,5	2,2	4375,42	3855,12
Простой отвод 45-47, Аср45-47 = (4038,82-3800)/(1,1164)=1,32 Па/м.
45-47	164	180,4	18,36703	76х4	0,4	4038,82	3966,66
Простой отвод 41-48, Аср41-48 = (3915,62-3800)/(1,1152)=0,69 Па/м.
41-48	152	167,2	15,23408	76х4	0,25	3915,62	3873,82

После выполнения гидравлического расчета видно, что давление в конечных точках на участках больше 3800 Па.



5. Подбор оборудования ГРП

Для установки выбираем газорегуляторный пункт ГРПШ-02-2У1 с основной и резервной линиями редуцирования построен на базе регуляторов давления РДНК-У. Устройство оснащается предохранительным сбросным клапаном и способно редуцировать входное давление с 1,2 МПа до 2-5 кПа на выходе. Резервная линия редуцирования ГРПШ страхует на случай выхода из строя основной. В шкафных пунктах к выходной линии, на расстоянии не менее 5 ДУ от перехода, подключены предохранительный сбросной клапан и импульсный трубопровод.

1 -- запорная арматура; 2 -- фильтр; 3 -- входной манометр; 4 -- регулятор давления газа; 5 -- предохранительный сбросной клапан; 6 -- кран трехходовой; 7 -- регулятор давления газа (на отопление); 8 -- газогорелочное устройство; 9 -- запорная арматура; 10, 11, 12 -- запорная арматура; 13 -- выходной манометр

Рисунок 5.1 - Схема пневматическая функциональная ГРПШ

Газорегуляторный пункт ГРПШ состоит из металлического шкафа, в котором установлено технологическое оборудование и работает (согласно функциональной схеме) следующим образом:

Газ по входному трубопроводу через входной кран 1, поступает в фильтр 4 (где происходит очистка газа от механических примесей, окалины и пыли), затем поступает к регулятору давления газа 5, где происходит снижение давления газа до установленного значения и поддержание его на заданном уровне, и далее через выходной кран 1 поступает к потребителю.

При повышении выходного давления выше допустимого заданного значения открывается предохранительный сбросной клапан 6, и происходит сброс газа в атмосферу.

Контроль выходного давления производится выходным манометром 13.

При дальнейшем повышении или понижении контролируемого давления газа сверх допустимых пределов срабатывает предохранительно-запорный клапан, встроенный в регулятор, перекрывая вход газа в регулятор.

Таким образом, ПЗК контролирует верхний и нижний пределы давления газа, а ПСК -- только верхний. ПСК настраивается на меньшее давление, чем ПЗК, поэтому он срабатывает первым.

Если отказал регулятор давления, клапан ПСК сработал, а давление в сетях продолжает расти, то сработает ПЗК. Он перекроет газопровод перед регулятором давления и прекратит подачу газа потребителям. ПЗК сработает и при недопустимом снижении давления газа, которое может произойти при аварии на газопроводе. При устранении аварии ПЗК приводится в рабочее состояние не автоматически, а только обслуживающим персоналом.

Клапан ПСК настраивают на давление, превышающее регулируемое на 15 %. Верхний предел настройки ПЗК принимают на 25 % выше регулируемого давления после ГРП. Нижний предел -- минимально допустимое давление газа в сети. На входном газопроводе установлены манометры 2 предназначенные для замера входного давления и определения перепада давления на фильтрующей кассете. Максимально допустимое падение давление на кассете фильтра -- 10 кПа.

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. Характерист...