Газопостачання району мiста
15-16, 16-20,
19-20, 15-19
16-17, 17-21,
20-21, 16-20
17-18, 18-22,
21-22, 17-21
21-22, 22-26,
25-26, 21-25
20-21, 21-25,
24-25, 20-24
19-20, 20-24,
23-24, 19-23
3) Визначаються питомі витрати газу на ділянках за формулою
, м3/(год·м), (1.68)
де qi - питомі витрати газу контурів (кілець), що обслуговуються даною ділянкою газопроводу, м3/(год·м).
Визначаються шляхові і еквівалентні витрати газу на ділянках за формулами
, м3/год, (1.69)
, м3/год, (1.70)
де Qшлях - шляхова витрата газу на ділянці, м3/год;
Qек - еквівалентна витрата газу на ділянці, м3/год;
Li - довжина ділянці, м.
При цьому сума шляхових витрат газу повинна дорівнювати витраті газу на ГРП без врахування витрати газу зосереджених споживачів (відхилення допускається не більш 0,5 %).
Далі за розрахунковою схемою обчислюються транзитні витрати газу по ділянках, тобто кількість газу, що іде на живлення наступних ділянок. Транзитна витрата визначається як сума шляхових, зосереджених і транзитних витрат всіх ділянок, які приєднуються до кінця ділянки, що розраховується. Якщо на ділянці поставлена "відсічка ", то транзитна витрата на неї дорівнює нулю. Визначення транзитних витрат газу починають з найбільш віддалених ділянок, наближаючись поступово до ГРП.
Розрахункова витрата газу Qp на ділянці визначається за формулою:
, м3/год, (1.71)
де Qтр - транзитна витрата газу на ділянці, м3/год.
Розрахунок шляхових, еквівалентних, транзитних витрат газу зводиться в таблицю 1.11.
Таблиця 1.11 – Визначення розрахункових витрат газу по ділянках мережі
Номер ділянки |
Довжина ділянки, м |
Питома витрата газу на ділянці, м3/(год·м) | Витрати газу на ділянці, м3/год | |||
Qшлях | Qек | Qтр | Qр | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
2-1 | 300 | 0,193 | 57,9 | 28,95 | 0 | 28,95 |
2-3 | 400 | 0,228 | 91,2 | 45,6 | 0 | 45,6 |
6-3 | 240 | 0,228 | 54,72 | 27,36 | 0 | 27,36 |
5-4 | 300 | 0,271 | 81,3 | 40,65 | 0 | 40,65 |
5-6 | 400 | 0,296 | 118,4 | 59,2 | 0 | 59,2 |
4-1 | 240 | 0,193 | 46,32 | 23,16 | 0 | 23,16 |
5-2 | 240 | 0,421 | 101,04 | 50,52 | 149,1 | 199,62 |
7-4 | 260 | 0,078 | 20,28 | 10,14 | 46,32 | 56,46 |
8-7 | 300 | 0,146 | 43,8 | 21,9 | 73,4 | 95,3 |
8-9 | 290 | 0,12 | 34,8 | 17,4 | 92,52 | 109,92 |
9-10 | 110 | 0,092 | 10,12 | 5,06 | 74,8 | 79,86 |
8-5 | 260 | 0,146 | 37,96 | 18,98 | 542,54 | 561,52 |
10-6 | 260 | 0,068 | 17,68 | 8,84 | 54,72 | 63,56 |
7-В | 100 | 0,068 | 6,8 | 3,4 | 0 | 3,4 |
А-8 | 100 | 0,12 | 12 | 6 | 825,02 | 831,02 |
9-С | 100 | 0,076 | 7,6 | 3,8 | 0 | 3,8 |
10-Д | 100 | 0,024 | 2,4 | 1,2 | 0 | 1,2 |
11-В | 100 | 0,068 | 6,8 | 3,4 | 0 | 3,4 |
А-12 | 100 | 0,12 | 12 | 6 | 957,63 | 963,63 |
13-С | 100 | 0,076 | 7,6 | 3,8 | 0 | 3,8 |
14-Д | 150 | 0,024 | 3,6 | 1,8 | 0 | 1,8 |
12-11 | 300 | 0,152 | 45,6 | 22,8 | 48,81 | 71,61 |
12-13 | 290 | 0,129 | 37,41 | 18,71 | 122,68 | 141,39 |
13-14 | 250 | 0,098 | 24,5 | 12,25 | 66,42 | 78,67 |
11-15 | 160 | 0,084 | 13,44 | 6,72 | 28,57 | 35,29 |
12-16 | 160 | 0,161 | 25,76 | 12,88 | 677,37 | 690,25 |
13-17 | 160 | 0,151 | 24,16 | 12,08 | 0 | 12,08 |
14-18 | 230 | 0,074 | 17,02 | 8,51 | 45,8 | 54,31 |
16-15 | 300 | 0,152 | 45,6 | 22,8 | 0 | 22,8 |
16-17 | 290 | 0,146 | 42,34 | 21,17 | 80,02 | 101,19 |
17-18 | 400 | 0,149 | 59,6 | 29,8 | 0 | 29,8 |
18-22 | 200 | 0,075 | 15 | 7,5 | 30,8 | 38,3 |
17-21 | 140 | 0,144 | 20,16 | 10,08 | 0 | 10,08 |
16-20 | 140 | 0,137 | 19,8 | 9,59 | 490,23 | 499,82 |
15-19 | 140 | 0,068 | 9,52 | 4,76 | 19,05 | 23,81 |
20-19 | 300 | 0,195 | 58,5 | 29,25 | 0 | 29,25 |
20-21 | 290 | 0,194 | 56,26 | 28,13 | 163,22 | 191,35 |
21-22 | 530 | 0,229 | 121,37 | 60,69 | 0 | 60,69 |
22-26 | 200 | 0,154 | 30,8 | 15,4 | 0 | 15,4 |
21-25 | 150 | 0,279 | 41,85 | 20,93 | 0 | 20,93 |
20-24 | 150 | 0,252 | 37,8 | 18,9 | 174,45 | 193,35 |
19-23 | 150 | 0,127 | 19,05 | 9,53 | 0 | 9,53 |
24-23 | 300 | 0,127 | 38,1 | 19,05 | 0 | 19,05 |
24-25 | 290 | 0,125 | 36,25 | 18,13 | 100,1 | 118,23 |
25-26 | 650 | 0,154 | 100,1 | 50,05 | 0 | 50,05 |
ГРП-А | 1806,65 | 1806,65 | ||||
СУМА | 1713,69 |
нев'язка;
нев'язка.
Порядок гідравлічного розрахунку мережі низького тиску:
Використовуючи складену схему мережі, визначають розрахункові витрати газу по ділянках;
Вибирається головний напрямок (найбільш довгий і навантажений напрямок від ГРП до нульової точки);
Для ділянок головного напрямку визначаються розрахункові довжини за формулою
, м, (1.72)
де Li - довжина ділянки напрямку, м.
Визначається середня питома втрата тиску по напрямку, що розраховується за формулою
, Па/м, (1.73)
де D P - перепад тиску по напрямку, Па, що може бути визначений за формулою
, Па, (1.74)
де Pп - початковий тиск газу, Па;
Pк - кінцевий тиск газу, Па;
S Lр - сума розрахункових довжин ділянок по напрямку, м.
По номограмах або таблицях, орієнтуючись на витрату газу на ділянці і hср, вибирають діаметр газопроводу і визначають дійсну питому втрату тиску - hд.
Обчислюють падіння тиску на ділянці за формулою
, Па. (1.75)
Визначається тиск газу у вузлах напрямку як різниця між тиском газу на початку ділянки і втратами тиску на ділянці. На першій ділянці за початковий тиск приймається тиск на виході з ГРП.
Сумарні втрати тиску по напрямку порівнюються з допустимими. Якщо отримані втрати тиску перевищують допустимі, то змінюють діаметри по ділянках і розрахунок повторюють.
DРнапр = ΣDРділ, Па. (1.76)
Повинна виконуватися умова:
DРнапр ≤ DРдоп; (1.77)
DРдоп = Рн – Рк. (1.78)
Гідравлічний розрахунок кільцевих мереж газопроводів слід виконувати з ув'язуванням тиску газу у вузлових точках розрахункових кілець при максимальному використанні допустимої втрати тиску газу. Нев’язка втрат тиску в кільці допускається до 10%. Якщо нев’язка перевищує 10%, необхідно змінити діаметри газопроводів таким чином, щоб означена умова виконувалася.
Після розрахунку напрямків розраховуються ділянки - перемички. Ув'язування перемичок виконується по тиску у вузлах. Допустима нев’язка - 10%.
Гідравлічний розрахунок мереж низького тиску зводиться в таблицю 1.12.
Таблиця 1.12 - Гідравлічний розрахунок мережі низького тиску
Номер ділянки | Довжина ділянці, м | Середнє питоме падіння тиску hср, Па/м | Розрахункова витрата газу,Qp, м3/год | dнхS, мм | Падіння тиску |
Тиск газу у вузлі, Па |
||
За планом, l, м | Розрхункова, lр=1,1∙l, м |
на 1 м, hд, Па/м |
на ділянці, hдxlp, Па | |||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
Напрямок 1 (ГРП-А-12-16-20-24-25-26) | ||||||||
1 | 50 | 55 | 0,708 | 1806,39 | 426х9 | 0,25 | 13,75 | 2986,25 |
2 | 100 | 110 | 963,37 | 325х8 | 0,35 | 38,5 | 2947,75 | |
3 | 160 | 176 | 627,98 | 273х7 | 0,45 | 79,2 | 2868,55 | |
4 | 140 | 154 | 457,97 | 273х7 | 0,25 | 38,5 | 2830,05 | |
5 | 150 | 165 | 193,35 | 159х4 | 0,6 | 99 | 2731,05 | |
6 | 290 | 319 | 118,23 | 108х4 | 1,8 | 574,2 | 2156,85 | |
7 | 650 | 715 | 50,05 | 108х4 | 0,45 | 321,75 | 1835,1 | |
1694 | 1164,9 | |||||||
Па/м |
||||||||
нев'язка = |
||||||||
Напрямок 2 (12-13-14-18-22-26) | ||||||||
8 | 290 | 319 | 0,932 | 203,4 | 219х6 | 0,3 | 95,7 | 2852,05 |
9 | 250 | 275 | 78,67 | 108х4 | 0,8 | 220 | 2632,05 | |
10 | 230 | 253 | 54,31 | 108х4 | 0,6 | 151,8 | 2480,25 | |
11 | 200 | 220 | 38,3 | 76х3 | 1,5 | 330 | 2150,25 | |
12 | 200 | 220 | 15,4 | 57х3 | 1,4 | 308 | 1842,25 | |
1287 | 1105,5 | |||||||
Па/м |
||||||||
нев'язка = |
Гідравлічний розрахунок мережі низького тиску з визначенням розрахункових витрат газу визначається на ЕОМ.
Щоб зробити розрахунки на ЕОМ необхідні наступні вихідні дані:
Номер ГРП1
Початковий тиск газу на ГРП, Па3000
Кінцевий тиск газу, Па1800
Щільність газу, кг/м30,82
Параметр обмеження діаметрів13 мм
Вид прокладкипідземна
Кількість ділянок 46
Для розрахунку складемо допоміжні таблиці.
Таблиця 1.13 – Характеристика ділянок у мережі
№ ділянки | Довжина ділянки, м | Розрахункова витрата, м3/год | № ділянки | Довжина ділянки, м | Розрахункова витрата, м3/год |
1 | 50 | 1806,65 | 24 | 300 | 19,05 |
2 | 100 | 963,63 | 25 | 300 | 29,25 |
3 | 160 | 690,25 | 26 | 300 | 22,8 |
4 | 140 | 499,82 | 27 | 100 | 831,02 |
5 | 150 | 193,35 | 28 | 260 | 561,52 |
6 | 290 | 118,23 | 29 | 240 | 199,62 |
7 | 650 | 50,05 | 30 | 400 | 45,6 |
8 | 290 | 141,39 | 31 | 290 | 109,92 |
9 | 250 | 78,67 | 32 | 110 | 79,86 |
10 | 230 | 54,31 | 33 | 260 | 63,56 |
11 | 200 | 38,3 | 34 | 240 | 27,36 |
12 | 200 | 15,4 | 35 | 400 | 59,2 |
13 | 290 | 191,35 | 36 | 300 | 95,3 |
14 | 530 | 60,69 | 37 | 260 | 56,46 |
15 | 290 | 101,19 | 38 | 240 | 23,16 |
16 | 400 | 29,8 | 39 | 300 | 28,95 |
17 | 160 | 12,08 | 40 | 300 | 40,65 |
18 | 140 | 10,08 | 41 | 100 | 3,4 |
19 | 150 | 20,93 | 42 | 100 | 3,4 |
20 | 300 | 71,61 | 43 | 100 | 3,8 |
21 | 160 | 35,29 | 44 | 100 | 3,8 |
22 | 140 | 23,81 | 45 | 100 | 1,2 |
23 | 150 | 9,53 | 46 | 150 | 1,8 |
Таблиця 1.14 – Характеристика напрямків
Номер на-правління | Номер ділянки початку напрямку | Номер ділянки кінця напрямку | Номер ділянки до якого пребідує початок напрямку | Номер ділянки до якого пребідує кінець напрямку |
1 | 1 | 7 | 1 | -7 |
2 | 8 | 12 | 2 | -12 |
3 | 13 | 14 | 4 | 11 |
4 | 15 | 16 | 3 | 10 |
5 | 17 | 17 | 8 | 15 |
6 | 18 | 18 | 15 | 13 |
7 | 19 | 19 | 13 | 6 |
8 | 20 | 23 | 2 | -23 |
9 | 24 | 24 | 5 | -24 |
10 | 25 | 25 | 4 | 22 |
11 | 26 | 26 | 3 | 21 |
12 | 27 | 30 | 1 | -30 |
13 | 31 | 34 | 27 | -34 |
14 | 35 | 35 | 28 | 33 |
15 | 36 | 38 | 27 | -38 |
16 | 39 | 39 | 29 | -39 |
17 | 40 | 40 | 28 | 37 |
18 | 41 | 41 | 36 | -41 |
19 | 42 | 42 | 20 | -42 |
20 | 43 | 43 | 31 | -43 |
21 | 44 | 44 | 8 | -44 |
22 | 45 | 45 | 32 | -45 |
23 | 46 | 46 | 9 | -46 |
Розрахунок на ЕОМ приведений у додатку А.
Таблиця 1.15 - Таблиця відповідності
Номер ділянки для розрахунку на ЕОМ | Номер ділянки на схемі | Внутрішній діаметр газопроводу при розрахунку на ЕОМ, мм | dн x S, мм |
1 | ГРП-А | 408 | 426х9 |
2 | А-12 | 309 | 325х8 |
3 | 12-16 | 259 | 273х7 |
4 | 16-20 | 259 | 273х7 |
5 | 20-24 | 149 | 159х4 |
6 | 24-25 | 100 | 108х4 |
7 | 25-26 | 100 | 108х4 |
8 | 12-13 | 207 | 219х6 |
9 | 13-14 | 100 | 108х4 |
10 | 14-18 | 100 | 108х4 |
11 | 18-22 | 67 | 76х3 |
12 | 22-26 | 50 | 57х3 |
13 | 20-21 | 149 | 159х4 |
14 | 21-22 | 100 | 108х4 |
15 | 16-17 | 149 | 159х4 |
16 | 17-18 | 80 | 89х4,5 |
17 | 13-17 | 67 | 76х3 |
18 | 17-21 | 50 | 57х3 |
19 | 21-25 | 50 | 57х3 |
20 | 12-11 | 124 | 133х4 |
21 | 11-15 | 67 | 76х3 |
22 | 15-19 | 50 | 57х3 |
23 | 19-23 | 39 | 42х3 |
24 | 24-23 | 50 | 57х3 |
25 | 20-19 | 67 | 76х3 |
26 | 16-15 | 67 | 76х3 |
27 | А-8 | 207 | 219х6 |
28 | 8-5 | 207 | 219х6 |
29 | 5-2 | 149 | 159х4 |
30 | 2-3 | 80 | 89х4,5 |
31 | 8-9 | 124 | 133х4 |
32 | 9-10 | 80 | 89х4,5 |
33 | 10-6 | 100 | 108х4 |
34 | 6-3 | 67 | 76х3 |
35 | 5-6 | 100 | 108х4 |
36 | 8-7 | 124 | 133х4 |
37 | 7-4 | 80 | 89х4,5 |
38 | 4-1 | 67 | 76х3 |
39 | 2-1 | 67 | 76х3 |
40 | 5-4 | 80 | 89х4,5 |
41 | 7-В | 32 | 38х3 |
42 | 11-В | 32 | 38х3 |
43 | 9-С | 32 | 38х3 |
44 | 13-С | 32 | 38х3 |
45 | 10-Д | 32 | 38х3 |
46 | 14-Д | 32 | 38х3 |
Рисунок 1.1 – Схема розподілу потоку газу по мережі низького тиску
Рисунок 1.2 – Схема розподілу потоку газу по мережі середнього тиску
1.9 Підбір обладнання газорегуляторного пункту
1.9.1 Підбір газового фільтра
Фільтр служить для очищення газів від механічних домішок і установлюється на вхідному патрубку перед ЗЗК і регулятором тиску.
У ГРП установлюємо волосяний фільтр. Для забезпечення достатнього ступеня очищення обмежують швидкість газового потоку через фільтр, що ха-рактеризуется максимально припустимим перепадом тисків у касеті. Цей перепад не повинний перевищувати в процесі експлуатації 10 кПа, а після очищення чи промивання 4-5 кПа.
Для виміру перепаду тиску на працюючому фільтрі, застосовують дифманометри, що приєднуємо до штуцерів, що мається в корпусі фільтра.
Визначається пропускна здатність фільтра за формулою
, (1.78)
де QТ – таблична пропускна здатність фільтра, м3/ч. Для фільтра ФГ – 100 QТ = 11000 м3/год;
ΔP – перепад тиску у фільтрі, кПа, приймається ΔР = 2,5 кПа;
ΔРт – табличний перепад у фільтрі, кПа, приймається ΔРт = 5 кПа;
Р – абсолютний тиск газу перед фільтром, кПа, приймаємо з гідравлічного розрахунку Р=375,21 кПа;
Рт – табличне значення абсолютного тиску у фільтрі, приймається
Рт = 300+100 = 400 кПа;
ρг – щільність газу, кг/м3, ρг=0,82 кг/м3;
Qгрп=1806,42 м3/год.
.
Пропускна здатність фільтра повинна бути дорівнює чи більше витрати газу на ГРП.
Qф ≥ Qгрп , 7112,9 м3/год > 1806,42 м3/год
Умова виконана, приймається до установки фільтр ФГ-100.
1.9.2 Підбір регулятора тиску
Регулятор тиску автоматично знижує тиск газу, що протікає через нього, і підтримує його після себе постійним на заданому рівні не залежно від витрати чи коливань тиску на вході.
Здійснюється перевірка регулятора тиску РДУК2 – 100/70.
Пропускна здатність регулятора тиску визначається за формулою
м3/год, (1.79)
де: QТ – таблична пропускна здатність регулятора тиску, м3/год, QТ = 5650 м3/год;
Р1 – абсолютний тиск газу перед регулятором тиску, кПа, приймається з гідравлічного розрахунку газопроводу з урахуванням втрат у фільтрі.
Р1= Р – DРф = 375,21-10 = 365,21 кПа.
Р2 – абсолютний тиск газу після регулятора тиску, кПа;
Р2 = 100 + 3 = 103 кПа;
Р1Т – табличний абсолютний тиск газу перед регулятором тиску, кПа.
Р1Т = 300 + 100 = 400 кПа;
Р2/Р1 = 103/365,21=0,28 < 0,5
― отже режим витікання є сверхкритичним.
м3/год.
Для нормальної роботи регулятора тиску його максимальна пропускна здатність (навантаження) повинна бути не більш 80-85%, а мінімальна - не менш 10% від розрахункової пропускної здатності при заданому вхідному Р1 і вихідному Р2 тисках повинні виконуватися умови:
Qmin ≤ QГРП ≤ Qmах (1.80)
Qmах =0,85·Qрд=0,85·4870,6=4140,01 м3/год; (1.81)
Qmin=0,1·Qрд=0,1·4870,6=487,06 м3/год; (1.82)
487,06 м3/год < 1806,42 м3/год < 4140,01 м3/год.
Умова виконується, отже, регулятор тиску типу РДУК2 – 100/70 підходить для даного ГРП.
1.9.3 Підбір запобіжних клапанів
Відповідно до правил безпеки Госгортехнадзора в ГРП необхідно встановлювати 2 запобіжні клапани - один запірний, інший скидний.
1.9.3.1 Запобіжний запірний клапан (ЗЗК)
Запірний клапан установлюється до регулятора по ходу газу і настроюється на попередньо припустиме підвищення і припустиме зниження тиску газу за регулятором. Запірний клапан призначений для автоматичного відключення газу перед регулятором у випадку різкого підвищення чи зниження тиску газу за регулятором вище встановлених меж.
Відповідно до Правил безпеки при кільцевих мережах ЗЗК настроюється на спрацьовування при тиску перевищуючому на 15% максимально припустимий робочий тиск газу в газопроводі за регулятором.
Рззкмах =1,15· Р2, кПа, (1.83)
де Р2 – надлишковий тиск газу після регулятора тиску, кПа.
Рззкмах =1,15· 3=3,45 кПа.
Рззкмin =0,7 кПа ― для низького тиску.
Для ПКН(В)-100 межі настроювання при зростанні тиску 2-60 кПа, а при зменшенні тиску 0,3-3 кПа.
Приймаємо ПКН(В)-100.
1.9.3.2 Запобіжний скидний клапан (ЗСК)
Скидний клапан призначений для запобігання спрацьовування запірного клапана при незначному підвищенні тиску газу за регулятором. Настроювання скидного клапана здійснюють таким чином, щоб він починав спрацьовувати, тобто скидати газ в атмосферу при тиску в газопроводі більше, ніж нормальне підтримуване регулятором і менше, ніж тиск, на який настроєний ЗЗК.
Відповідно до Правил безпеки при кільцевих мережах ЗСК повинне забезпечувати відкриття при перевищенні встановленого максимального робочого тиску не більше ніж на 25 %.
. (1.84)
кПа.
Кількість газу, яке треба скинути через ЗСК, визначається за формулою
м3/год, (1.85)
де QРД – пропускна здатність регулятора при розрахункових вхідному і вихідному тиску газу, м3/год.
м3/год.
Фактична пропускна здатність пружинного клапана визначається за формулою
м3/год, (1.86)
де α – коефіцієнт витрати. α = 0,6;
F – площа сідла рівна найменшої площі перетину в проточній частині, мм2. F=1960 мм2; β – коефіцієнт, що залежить від відношення Рвих/Рвх. β=0,98;
Pвих – абсолютний тиск на виході з клапана, кПа;
Рвх – абсолютний тиск на вході в клапан, кПа, приймається рівним тиску при максимальній межі Рвх = 103,75 кПа;
ΔP – утрати тиску в клапані, кПа. DР = 0,01 кПа.
м3/год.
При правильному підібраному скидному клапані повинна виконуватися умова:Qф ≥ QЗСК, 20,22 м3/год > 2,44 м3/год, що задовольняє умові.
Приймається до установки ПСК-50Н.
1.9.4 Підбір обвідного трубопроводу
Обвідний трубопровід установлюється для постачання через нього газом споживачів на час ревізії і ремонту устаткування, змонтованого на основній (робочій) лінії. Діаметр байпаса приймається 76х3,0 мм. Щоб забезпечити регулювання тиску газу при роботі ГРП без регулятора на байпасі послідовно встановлюються дві засувки dу=80 мм 30с41нж. Між пристроями, що відключають, розміщається продувна свіча 25х2,5 мм із краном, що відключає dу=20 мм 11ч3бк. Також установлюється манометр.
1.9.5 Контрольно-вимірювальні прилади
Відповідно до [2] установлюються лічильники показуючий і реєструючий, манометри для виміру вхідного тиску, температури, витрати. Також установлюються манометри самопищущі і показуюючі (технічні) для реєстрації і контролю вихідного тиску природного газу.
1.10 Матеріали й обладнання
При будівництві газопроводів застосовують, як правило, сталеві труби. В останні роки для газопроводів підземних починають використовувати поліетиленові труби, особливо для транспортування газів зі змістом H2S більш 3%, а також при дуже високої корозійній активності ґрунтів і при наявності блукаючих струмів.
Відповідно до рекомендацій [2] для будівництва систем газопостачання варто застосовувати труби, виготовлені з вуглецевої сталі звичайної якості за ГОСТ 380 чи якісній сталі за ГОСТ 1050, що добре зварюється і містить не більш 0,25 % вуглецю.
Для газопостачання можуть бути використані беззастережно труби групи В, неприпустиме застосування труб групи Д.
По методу виготовлення труби бувають безшовні і шовні. Безшовні труби дорогі. Труби прямошовні, електрозварені (ГОСТ 10705 і 10706) застосовуються для підземних газопроводів з тиском до 1,2 МПа.
Труби водо- газопровідні по ГОСТ 3262 застосовуються для спорудження газопроводів низького тиску діаметром до 80 мм. Вибір сталевих труб для систем газопостачання здійснюється у відповідності до [2].
Засувки - запірний пристрій, у якому перекриття проходу здійснюється поступальним переміщенням затвора в напрямку, перпендикулярному до руху потоку середовища. Засувки бувають паралельні і клинові. Паралельні засувки простіше у виготовленні, але клинові надійніше в роботі. Клинові засувки застосовуються при будь-якому тиску, паралельні - при низькому і середньому. Діаметр засувок 50 мм і вище.
Крани - це запірні пристрої, у яких рухлива деталь затвора (пробка) має форму тіла обертання з отвором для пропуску потоку і при перекритті потоку обертається навколо своєї осі.
У залежності від форми затвора крани розділяються на конічні, циліндричні і кульові, чи зі сферичним затвором.
У залежності від способу приєднання розрізняють муфтові, фланцеві, цапкові.
У залежності від способу герметизації крани розділяються на натяжні і чепцеві.
Бронзові і латунні крани встановлюються в процесі експлуатації.
При виборі арматури необхідно враховувати наступні властивості матеріалів і сплавів:
- природний газ не впливає на чорні метали;
- чавунна арматура має більш низькі механічні характеристики;
- фланці чавунної арматури не можуть працювати на вигин;
- на мідні сплави сильно впливає вуглеводень.
При розташуванні колодязів у водонасичених ґрунтах застосовують гідроізоляцію: зовнішні стіни колодязя штукатурять водонепроникним цементом. При установці в колодязі сталевої засувки допускається влаштовувати косу фланцеву вставку в якості монтажного пристрою, що компенсує.
2. Розрахунок техніко-економічних показників
2.1 Капіталовкладення в мережі середнього тиску
Капіталовкладення в мережі середнього тиску визначаються за формулою
(2.1)
де Кі - вартість прокладки 1 м і-го діаметра з урахуванням вартості труб, грн; lі - довжина і-го діаметра, м.
Розрахунок зводиться в таблицю 2.1.
Таблиця 2.1 – Капітальні вкладення в мережі середнього тиску
dв, мм | dн x S, мм | l, м | К, грн/м | К· l, грн |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
408 | 426х9,0 | 1040 | 181,11 | 188350 |
309 | 325х8,0 | 3670 | 122,09 | 448070 |
359 | 377х9,0 | 110 | 142,73 | 15700 |
259 | 273х7,0 | 1110 | 105,94 | 117590 |
150 | 159х4,5 | 200 | 52,05 | 10410 |
100 | 108х4,0 | 300 | 35,38 | 10610 |
125 | 133х4,0 | 300 | 42,34 | 12700 |
83 | 89х3,0 | 100 | 27,62 | 2760 |
51 | 57х3,0 | 100 | 21,35 | 2140 |
70 | 76х3,0 | 100 | 23,56 | 2360 |
7030 | 810690 |
2.2 Капіталовкладення в мережі низького тиску
Капітальні вкладення в мережі низького тиску визначаються за формулою
(2.2)
де К1 - вартість прокладки 1 погонного метра з урахуванням вартості труб, грн/м;
Приймається по середньозваженому діаметрі, що визначається за формулою
, (2.3)
де Σlнд – загальна довжина мереж низького тиску, м.
Результати зводимо в таблицю 2.2.
Таблиця 2.2 - Капітальні вкладення в мережі низького тиску
dв, мм | dн x S, мм | l, м |
dн ·li, мм·м |
d2н·li, мм2·м |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
408 | 426х9,0 | 50 | 21300 | 9073800 |
309 | 325х8,0 | 100 | 32500 | 10562500 |
259 | 273х7,0 | 300 | 81900 | 22358700 |
149 | 159х4,0 | 970 | 154230 | 24522570 |
100 | 108х4,0 | 2610 | 281880 | 30443040 |
207 | 219х6,0 | 650 | 142350 | 31174650 |
67 | 76х3,0 | 1900 | 144400 | 10974400 |
50 | 57х3,0 | 930 | 53010 | 3021570 |
80 | 89х4,5 | 1470 | 130830 | 11643870 |
124 | 133х4,0 | 890 | 118370 | 15743210 |
39 | 42х3,0 | 150 | 6300 | 264600 |
32 | 38х3,0 | 650 | 24700 | 938600 |
1191770 | 170721510 |
Середньозважений діаметр:
dср = 170721510/1191770=143 мм;
dу = 159х4 мм, К1 = 52,05 грн/м.
Капітальні вкладення: Кнд = 52,05·26100 = 1358505 грн.
2.3 Основні показники проекту
Таблиця 2.3 - Розрахунок техніко-економічних показників
Найменування показників | Обґрунтування | Од. вим. | Величина чи її розрахунок |
1 | 2 | 3 | 4 |
1. Загальна річна витрата газу | Таблиця 1.4 | м3/ рік | 135682303 |
2. Загальний розрахункова витрата газу | Таблиця 1.5 | м3/год | 38647 |
3. Довжина газових мереж: | за генпланом | ||
а)середнього тиску | lсд | м | 7030 |
б) низького тиску | lнд | м | 26100 |
4. Капітальні вкладення у газо-ві мережі: | |||
а)середнього тиску | Таблиця 2.1 | грн | 810690 |
б) низького тиску | Кнд=к1 ·lнд | грн | 1358505 |
в) у ГРП | Кгрп=n·Р | грн |
Кгрп=2·90000= =180000 |
г) у систему газопостачання | Кзаг=Ксд+Кнд+Кгрп | грн |
Кзаг=810690+ +1358505+180·103= =2349195 |
5. Собівартість експлуатації: | |||
а) мереж середнього тиску | Ссд=0,033·Ксд+0,654·1сд | грн/рік |
Ссд=0,033·810690+ +0,654·7030=31350,39 |
б) мереж низького тиску | Снд=0,033·Кнд+0,2368·lнд | грн/рік |
Снд=0,033·1358505+ +0,2368·26100=51011,145 |
в) ГРП | Сгрп=0,26·Кгрп | грн/рік | Сгрп=0,26·180·103=46800 |
г) Загальні витрати на експлуатацію | Сзаг=Ссд+Снд+Сгрп | грн/рік |
Сзаг=31350,39+51011,145+ +46800=129161,535 |
6. Приведені витрати | П = 0,12·Кзаг + Сзаг | грн/рік |
П = 0,12·2349195+ + 129161,535=411064,935 |
7. Собівартість транспортування 1000 м3 природного газу | Стр=Сзаг/ (Qрік·10-3) |
Стр=129161,535/135682,303= =0,95 |
3. Газопостачання житлового будинку
Розрахунок газопроводу здійснюємо для чотириповерхового житлового будинку, що постачається природним газом.
Об’єм кухонь 20,3 і 11,21, висота кухонь – 2,7 м. Отже, у кухнях можна встановлювати двох- і чотирьохпальникові газові плити і газові проточні водонагрівачі.
3.1 Визначення розрахункових витрат газу
Номінальну витрату газу газовими приладами , (м3/год), визначаємо за формулою
(3.1)
де Qтi – теплова потужність газового приладу, кВт; складається з потужностей складових частин газового приладу:
- водонагрівач типу ВПГ-18 (згідно з довідковими даними)
- 2 – пальникова газова плита (ГП2)
(3.2)
- 4 – пальникова газова плита (ГП2)
(3.3)
де Qтгн – теплова потужність пальника нормальної потужності:
- знижена 0,7 кВт;
- нормальна 1,9 кВт;
- підвищена 2,8 кВт;
qд.ш – теплова потужність духової шафи, кВт, обумовлена як добуток теплової потужності основного пальника духової шафи на його корисний обсяг V, (дм3), рівний 0,09 дм3. Теплова потужність духової шафи:
- для ГП2 – 40 кВт/дм3;
- для ГП4 – 53,5 кВт/дм3.
Водонагрівач газовий типу ВПГ-18:
м3/год.
2 - пальникова газова плита (ГП2) (обидва пальники нормальної потужності):
4 - пальникова газова плита (ГП4) (2 пальника нормальної потужності, 1 – знижена, 1 – підвищена):
Розрахунок розрахункових витрат газу зводимо в таблицю 3.1.
Таблиця 3.1 – Розрахункові витрати газу
№ ділянки |
Асортимент устаткування |
Кількість приборів чи груп |
Коефіцієнт одночасності, Кsim | Витрата газу, м3/год | ||
Номінальний | Розрахунковий групою Qр=qном·Кsim | Розрахунковий на ділянці | ||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
ВПГ-1 | ВПГ | 1 | 1 | 1,78 | 1,78 | 1,78 |
1-3 | ВПГ+ ГП2 | 1 | 0,75 | 2,512 | 1,884 | 1,884 |
3-4 | ВПГ+ ГП2 | 2 | 0,64 | 5,024 | 3,215 | 3,215 |
4-5 | ВПГ+ ГП2 | 3 | 0,52 | 7,536 | 3,919 | 3,919 |
5-6 | ВПГ+ ГП2 | 4 | 0,39 | 10,048 | 3,919 | 3,919 |
6-7 | ВПГ+ ГП2 | 8 | 0,335 | 20,096 | 6,732 | 6,732 |
7-8 | ВПГ+ ГП2 | 12 | 0,299 | 30,144 | 9,013 | 9,013 |
8-9 | ВПГ+ ГП2 | 16 | 0,272 | 40,192 | 10,932 | 10,932 |
9-10 | ВПГ+ ГП2 | 20 | 0,260 | 50,24 | 13,062 | 13,062 |
10-11 | ВПГ+ ГП2 | 24 | 0,250 | 60,288 | 15,072 | 15,072 |
11-12 |
ВПГ+ ГП2 ВПГ+ ГП4 |
24 12 |
0,217 0,238 |
60,288 35,736 |
13,08 8,505 |
21,585 |
12-13 |
ВПГ+ ГП2 ВПГ+ ГП4 |
24 12 |
0,217 0,238 |
60,288 35,736 |
13,08 8,505 |
21,585 |
3.2 Гідравлічний розрахунок внутрішньобудинкових газопроводів
Розрахунок виконуємо в наступній послідовності:
Складаємо схему газопроводів і нумеруємо ділянки.
Визначаємо довжини ділянок l, (м).
Приймаємо процентні надбавки а, (%),по ділянках за [2].
Визначаємо розрахункові довжини lр, (м), ділянок за формулою
(3.4)
Визначаємо сумарну розрахункову довжину еlр, (м).
Визначаємо середню питому втрату тиску hср, (Па/м), за формулою
hср=(Pприп-DРприл-DРлічил)/еlр, (3.5)
де Pприп – припустимий перепад тиску в двірських і внутрішніх газопроводах [2], Па;
DРприл- утрати тиску в газовому приладі, Па;
DРлічил - утрати тиску в газовому лічильнику, Па.
По номограмі для розрахунку газопроводів низького тиску [1] підбираємо діаметр d, (мм), і визначаємо дійсні втрати тиску hд, (Па/м).
Визначаємо опір ділянок (Па) за формулою
DР=hд·lр. (3.6)
Визначаємо гідростатичний тиск Нд, (Па) за формулою
Hд=±9,81·Z·(rп-rг), (3.7)
де Z – величина вертикальної ділянки, м;
rп,r г – густина повітря і газу, кг/м3.
Розрахунок зводимо до таблиці 3.2.
Таблиця 3.2 – Гідравлічний розрахунок внутрішньобудинкових газопроводів
№ ділянки |
Qр, м3/год |
Довжина ділянки l, м | а, % | lр, м | hср, Па/м | dнxS, мм | hд, Па/м | hд·lр, Па | Hг, Па | Падіння тиску на ділянці DРзаг, Па |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
ВПГ-1 | 1,78 | 1,4 | 450 | 7,7 | 3,18 | 21,3х2,8 | 5,5 | 42,35 | 6,49 | 48,84 |
1-2 | 1,884 | 1,7 | 450 | 9,35 | 21,3х2,8 | 7,4 | 69,19 | - | 69,19 | |
2-3 | 1,884 | 3,0 | 20 | 3,6 | 21,3х2,8 | 7,4 | 26,64 | -13,92 | 12,72 | |
3-4 | 3,215 | 3,0 | 20 | 3,6 | 26,8х2,8 | 4,5 | 16,2 | -13,92 | 2,28 | |
4-5 | 3,919 | 3,0 | 20 | 3,6 | 33,5х3,2 | 2,3 | 8,28 | -13,92 | -5,64 | |
5-6 | 3,919 | 1,3 | 25 | 1,63 | 33,5х3,2 | 2,3 | 3,75 | - | 3,75 | |
6-7 | 6,732 | 14,8 | 25 | 18,5 | 38х3 | 2,5 | 46,25 | - | 46,25 | |
7-8 | 9,013 | 0,8 | 25 | 1,0 | 38х3 | 4,1 | 4,1 | - | 4,1 | |
8-9 | 10,932 | 14,8 | 25 | 18,5 | 42,3х3,2 | 3,4 | 62,9 | - | 62,9 | |
9-10 | 13,062 | 0,8 | 25 | 1,0 | 48х3,5 | 2,7 | 2,7 | - | 2,7 | |
10-11 | 15,072 | 14,8 | 25 | 18,5 | 48х3,5 | 3,5 | 64,75 | - | 64,75 | |
11-12 | 21,585 | 1,9 | 25 | 2,38 | 57х3 | 2,1 | 4,99 | -8,82 | -3,83 | |
12-13 | 21,585 | 4,5 | 10 | 4,95 | 57х3 | 2,1 | 10,4 | -20,88 | -10,48 | |
94,31 | 297,53 |
Перевіряємо виконання умови: 297,53<; 297,53<300 – умова виконана.
3.3 Розрахунок відводу продуктів згоряння
Продукти згоряння від кожного газового приладу відводять по окремому димоході в атмосферу.
При розрахунку димоходу визначаємо розмір поперечних перерізів димоходів і приєднувальної труби, а також вибираємо матеріал і товщину стінок димоходів, при яких розрідження перед газовим приладом буде не менше припустимого, а температура газів, що ідуть, буде вище точки роси.
Розміри димоходів (площі перетину, висоти димарів ) приймаємо з урахуванням вимог, а діаметр приєднувальної труби приймаємо рівним діаметру димовідводячого патрубка приладу. Приєднувальна труба повинна мати довжину не більш 3 м, а кількість поворотів - не більш трьох.
Вихідні дані:
- спалюється природний газ, для якого Qн=36395 кДж/м3;
- тип і потужність газового приладу - ВПГ-18, Qт=18 кВт;
- коефіцієнт витрати повітря – α=2,5;
- температура газів, що ідуть, у газових приладах – 190 0С;
- необхідне розрідження перед тягоперервачем приладу – 3 Па;
- температура точки роси в продуктах згоряння – 46 0С;
- барометричний тиск – 101000 Па.
Розрахунок комунікацій по видаленню продуктів згоряння газоподібного палива проводимо в наступній послідовності:
Визначаємо обсяги