close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

- Ухтинский государственный технический университет

код для вставкиСкачать
МИНОБРНАУКИ РОССИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Ухтинский государственный технический университет»
(УГТУ)
Н. В. Попова, Е. В. Михайленко
Газораспределительные системы
района города
Учебно-методическое пособие
Ухта, УГТУ, 2014
Учебное издание
Попова Надежда Владимировна
Михайленко Екатерина Викторовна
Газораспределительные системы района города
Учебно-методическое пособие
УДК 696.2(075.8)
ББК 38.763.03 я7
П 58
Попова, Н. В.
П 58
Газораспределительные системы района города [Текст] : учебно-метод. пособие /
Н. В. Попова, Е. В. Михайленко. – Ухта : УГТУ, 2014. – 92 с.
ISBN 978-5-88179-807-9
Учебно-методическое пособие предназначено для выполнения курсового и дипломного проектирования студентами всех форм обучения специальности 270800.62 «Теплогазоснабжение и вентиляция». Включает в себя: расчёт газопотребления районом города,
методики проектирования и общие положения гидравлического расчёта сетей газоснабжения, методики гидравлического расчёта сетей высокого и низкого давлений различной конфигурации, правила подбора и расчёта оборудования газорегуляторного пункта, правила
проектирования и методику расчёта системы внутридомового газоснабжения.
Пособие содержит все необходимые справочные материалы, а также задание к выполнению курсового проекта по дисциплине «Газоснабжение», представленные в виде приложений.
УДК 696.2(075.8)
ББК 38.763.03 я7
Учебное пособие рекомендовано к изданию Редакционно-издательским
советом Ухтинского государственного технического университета.
Рецензенты: В. Н. Волков, профессор Борского филиала Нижегородского государственного
университета имени А. И. Лобачевского; А. Г. Бердник, доцент кафедры теплотехники, теплогазоснабжения и вентиляции Ухтинского государственного технического университета.
Корректор О. В. Мойсеня. Редактор К. В. Коптяева.
Технический редактор Л. П. Коровкина.
© Ухтинский государственный технический университет, 2014
© Попова Н. В., Михайленко Е. В., 2014
ISBN 978-5-88179-807-9
План 2013 г., позиция 138. Подписано в печать 30.04.2014.
Компьютерный набор. Гарнитура Times New Roman.
Фомат 60х84 1/16. Бумага офсетная. Печать трафаретная.
Усл. печ. л. 5,9. Уч.-изд. л. 5,4. Тираж 120 экз. Заказ №284.
Ухтинский государственный технический университет.
169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, д. 13.
Типография УГТУ.
169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Октябрьская, д. 13.
ОГЛАВЛЕНИЕ
I СОДЕРЖАНИЕ ПРОЕКТА...................................................................................... 4
I.1 Выбор исходных данных....................................................................................... 4
II ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ НАСЕЛЁННОГО ПУНКТА
(ГОРОДА)..................................................................................................................... 6
II.1 Расчёт газопотребления районом города ........................................................... 6
II.1.1 Определение численности населения района города................................. 6
II.1.2 Определение параметров газа....................................................................... 7
II.1.3 Определение расхода газа на коммунально-бытовые нужды ................... 8
II.1.3.1 Определение годового расхода газа
на коммунально-бытовые нужды ....................................................................... 8
II.1.3.2 Часовой расход газа на коммунально-бытовые нужды ....................... 9
II.1.4 Определение расхода газа на нужды теплоснабжения ............................ 10
II.1.4.1 Часовой расход газа на нужды теплоснабжения ................................ 10
II.1.4.2 Годовой расход газа на нужды теплоснабжения................................ 12
II.1.5 Определение годового расхода газа на нужды .............................................
промышленных предприятий ............................................................................... 14
II.1.5.1 Годовой расход газа............................................................................... 14
II.1.5.2 Часовой расход газа............................................................................... 14
II.2 Режим газопотребления района города............................................................ 16
II.3 Система газоснабжения района города ............................................................ 18
II.3.1 Выбор, обоснование и конструирование системы газоснабжения.............
II.3.1.1 Выбор конфигурации газовых сетей ................................................... 19
II.3.2 Определение оптимального числа газорегуляторных пунктов............... 20
II.3.3 Конструктивные особенности газопроводов ............................................ 22
II.3.3.1 Трубы ...................................................................................................... 22
II.3.3.2 Арматура................................................................................................. 26
II.3.4 Рекомендации по проектированию схемы газоснабжения...................... 28
II.4 Гидравлические расчёты газопроводов............................................................ 30
II.4.1 Общие положения гидравлического расчёта газопроводов .................... 31
II.4.2 Гидравлический расчёт сетей низкого давления ...................................... 34
II.4.3 Гидравлический расчёт сети высокого (среднего) давления................... 41
II.5 Подбор оборудования ГРП ................................................................................ 46
II.5.1 Подбор регуляторов давления .................................................................... 46
II.5.2 Подбор фильтров.......................................................................................... 53
II.5.3 Подбор предохранительных клапанов....................................................... 56
II.6 Гидравлический расчёт внутридомового газопровода ................................... 57
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК...................................................................... 62
ПРИЛОЖЕНИЯ ......................................................................................................... 64
3
I СОДЕРЖАНИЕ ПРОЕКТА
Курсовой проект состоит из пояснительной записки и проекта распределительной системы газоснабжения города, где должны быть выполнены расчёты годового потребления газа районами города, часовые расчётные расходы;
определены характеристики горючего газа; запроектированы распределительные системы газопроводов высокого (среднего) и низкого давлений и произведён их гидравлический расчёт; приведены основные технико-экономические
показатели принятой системы газоснабжения.
В пояснительной записке приводятся обоснования проектных решений,
приводятся расчёты с необходимыми пояснениями. В конце записки
приводится список использованной литературы.
Графическая часть представляет собой 2 листа чертежей формата А1.
Лист первый формата А1: генплан города с нанесением газовых сетей, ГРС,
сетевых ГРП (М 1:5000). На генплане указать условные диаметры
газопроводов; к генплану дать условные обозначения; расчётные схемы сети
низкого (СНД) и высокого (среднего) давлений (СВД) (М 1:5000). Для каждого
участка СНД указать направление движения газа, расчётный расход (м3/ч),
диаметр (мм), длину (м), потерю давления (Па); Для СВД – длину и диаметр
участка, расход газа потребителям. На втором листе формата А1 –
аксонометрическая схема внутридомового газопровода, план типового этажа
(М 1:100), схема защиты газопровода от внешней коррозии или конструкции
перехода газопроводом естественного или искусственного препятствия, схемы
регулятора давления, предохранительного сбросного или запорного клапана и
фильтра (по выбору студента).
I.1 Выбор исходных данных
Для
разработки
проекта
газоснабжения
города
необходимо
предварительно располагать следующими исходными данными:
- проектом планировки и застройки населённого пункта (генпланом);
- сведениями об охвате газоснабжением коммунально-бытовых нужд
населения и благоустройстве районов города;
- характеристиками источников теплоснабжения с указанием их месторасположения на генплане;
- характеристикой промышленных предприятий с указанием их месторасположения на генплане;
- сведениями об источнике газоснабжения;
- планом типового этажа дома.
4
Студенту выдаются: генплан города с указанием границ районов, план
типового этажа дома; месторасположение промышленных предприятий, ТЭЦ и
районных котельных студент выбирает самостоятельно исходя из условий
застройки. Исходные данные принимаются по шифру зачётной книжки
(Приложение 1).
5
II ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
НАСЕЛЁННОГО ПУНКТА (ГОРОДА)
II.1 Расчёт газопотребления районом города
Годовое потребление газа городом является основой при составлении
проекта газоснабжения. Расчёт годового потребления производят по нормам на
конец расчётного периода с учётом перспективы развития городских
потребителей газа. Продолжительность расчётного периода устанавливается на
основе плана перспективного развития города.
Все виды потребления газа можно сгруппировать следующим образом:
• бытовое потребление (потребление газа в квартирах);
• потребление в коммунальных и общественных предприятиях;
• потребление на отопление и вентиляцию зданий;
• промышленное потребление.
Расчёт расхода газа на бытовые, коммунальные и общественные нужды
представляет собой сложную задачу, так как количество газа, расходуемого
этими потребителями, зависит от ряда факторов: газооборудования, благоустройства и населённости квартир, газооборудования городских учреждений и предприятий, степени обслуживания населения этими учреждениями и предприятиями,
охвата потребителей централизованным горячим водоснабжением и от климатических условий. Большинство приведённых факторов не поддаётся точному
учёту, поэтому потребление газа рассчитывают по средним нормам, разработанным в результате многолетнего опыта.
II.1.1 Определение численности населения района города
Расход газа на коммунально-бытовые и теплофикационные нужды города
зависит от числа жителей. Если число жителей района или города, N, чел., не
указано, то его можно определить по формуле:
F
N= ж,
(1)
f
Fж = Fз ⋅ П ,
(2)
Fж – жилая площадь района, м2;
Fз – площадь жилой застройки (нетто) (измеряется по генплану), м2;
П – плотность жилищного фонда, определяется по [10] в зависимости от
преобладающей этажности жилых зданий;
где
6
f – норма обеспеченности жилой площадью, определяется степенью
благоустройства населённого пункта и может быть принята по [10] (f = 9 м2/чел. –
для существующей многоэтажной застройки; f = 13,5 м2/чел. – для проектируемого жилого фонда; f = 18 м2/чел. – для перспективной застройки;
f = 10÷15 м2/чел. – для существующей малоэтажной застройки). Результаты
расчёта сводятся в таблицу 1.
Таблица 1 – Численность населения района города
Площадь
Плотность
№ п/п
Район
жилой застройки населения, П,
чел./га
(нетто), Fз, га
1
2
Число жителей,
N, тыс. чел.
II.1.2 Определение параметров газа
Теплоту сгорания газа, QHC , кДж/м3, определяют как сумму произведений
величин теплоты сгорания горючих компонентов [9] на их собственные доли по
формуле:
n
QHC = 0,01∑ yi ⋅ QHCi ,
(3)
i =1
где
уi – объёмная доля горючего компонента, %;
QHCi – низшая теплота сгорания сухого горючего компонента, кДж/м3.
Плотность газа, ρС, кг/м3, определяют как сумму произведений плотности
компонентов на их объёмные доли, то есть:
n
ρ = 0,01∑ yi ⋅ ρCi .
C
(4)
i =1
Так как используемый газ может быть влажным, то может возникнуть
необходимость в пересчёте QHCi и ρCi на рабочий состав QHР и ρС (с учётом
влажности газа). Это легко выполнить с помощью следующих формул для
пересчёта:
СН nP = K ⋅ CH nC ,
(5)
N 2P = K ⋅ N 2C ,
(6)
Н 2О Р = (d / 0,804) ⋅ K ⋅ 100 ,
(7)
ρ Р = (ρС + d ) ⋅ K ,
(8)
7
QHP = QHC ⋅ K .
Здесь коэффициент пересчёта, К, определяют по формуле:
0,804
К=
.
0,804 + d
(9)
(10)
В приведённых формулах d – влагосодержание газа, выраженное в кг на
1 м сухого газа при 0°С и 101,3 кПа (нормальные условия); 0,804 – плотность
водяного пара при нормальных условиях.
Влагосодержание газа, d, определяется по [7, 9] в зависимости от средней
температуры наружного воздуха за отопительный период.
3
II.1.3 Определение расхода газа на коммунально-бытовые нужды
Расход газа на коммунально-бытовые нужды составляет 10÷15% от
общего потребления газа городом. К коммунально-бытовым потребителям
относятся квартиры жилых домов, лечебные заведения, предприятия бытового
обслуживания населения, хлебопекарные предприятия.
Точный расчёт расхода газа сложен, поэтому потребление газа
определяют по усреднённым нормам, полученным на основании
статистических данных [1] и рекомендаций [14, 21].
II.1.3.1 Определение годового расхода газа на коммунально-бытовые нужды
Годовой расход газа на коммунально-бытовые нужды населения определяется в зависимости от числа потребителей, средней нормы годового расхода
газа с учётом охвата газоснабжением коммунально-бытовых нужд населения и
охвата населения соответствующими услугами, нормативов предоставления
услуг.
В общем случае для определения годового расхода газа на коммунальнобытовые нужды, Qy, м3/год, можно воспользоваться следующей зависимостью:
n
Q
Qу = ∑ N ⋅ S ⋅ y норм
,
(11)
QHP
i =1
где
n – количество категорий коммунальных потребителей;
N – численность населения, тыс. чел.;
S – число расчётных потребителей на 1 тыс. жителей;
у – охват газоснабжением коммунально-бытовых услуг, д.ед.;
Qнорм – норма расхода газа на данный вид коммунальных услуг, кДж/м3;
QРH – низшая теплота сгорания рабочего состава газа, кДж/м3.
8
Наименование расчётных потребителей для каждой категории потребителей
указано во второй колонке таблицы Приложения 4, данные [1]. Количество
расчётных потребителей для каждой категории определяется отдельно. Так, для
потребления газа в квартирах S определяется произведением 1000 на степень охвата
населения соответствующей услугой Z в долях единицы:
S = 1000 ⋅ Z .
(12)
При определении количества расчётных потребителей для других
категорий потребителей пользуются следующей зависимостью:
S = 1000 ⋅ Z ⋅ W ,
(13)
где W – ориентировочный норматив соответствующих услуг.
Годовые расходы газа на нужды предприятий торговли, предприятий
бытового обслуживания непроизводственного характера и т. п. следует
принимать в размере до 5% суммарного расхода газа на жилые дома.
Результаты расчётов по формуле (11) сводим в таблицу 2.
II.1.3.2 Часовой расход газа на коммунально-бытовые нужды
Максимальный расчётный часовой расход газа, Qdh , м3/ч, при нормальных
условиях (t = 0°C и Р = 0,1 МПа) на хозяйственно-бытовые нужды следует
определять как долю годового расхода по формуле:
h
Qdh = K max
⋅ Qy ,
(14)
где Khmax – коэффициент часового максимума, принимается дифференцированно
по каждому району газоснабжения в зависимости от числа жителей по [1] и по
Приложению 5;
Qу – годовой расход газа, м3/год.
Коэффициент часового максимума, Khmax, обратно пропорционален
периоду, в течение которого расходуется годовой ресурс газа при
максимальном его потреблении, то есть:
1
h
К max
= ,
(15)
m
где m – количество часов использования максимума.
Часовой расход газа определяют отдельно для мелких потребителей –
равномерно распределённая нагрузка по сети низкого давления; для крупных
коммунальных предприятий – сосредоточенные потребители газа низкого
(Qhd ≤ 50 м3/ч) или высокого (Qhd > 50 м3/ч) давления.
Число крупных коммунально-бытовых потребителей (бани, больницы и
т. д.) студент определяет самостоятельно, по одному на каждую категорию.
Результаты расчётов по формуле (14) сводим в таблицу 3.
9
II.1.4 Определение расхода газа на нужды теплоснабжения
Расход газа на нужды теплоснабжения зависит главным образом от
температуры наружного воздуха, количества и типа отапливаемых зданий и
определяется тепловыми нагрузками, рассчитанными по методике,
приведённой в [6].
II.1.4.1 Часовой расход газа на нужды теплоснабжения
При разработке проектов газоснабжения городов при отсутствии
конкретных теплотехнических характеристик застройки допускается
определять расчётные часовые расходы газа по укрупнённым показателям.
Расход газа на отопление и вентиляцию жилых и общественных зданий,
Qhов , м3/ч, можно определить по формуле:
F
Qhов = 1 + К ⋅ (1 + К1 )  ⋅ q ⋅ ж P ,
η ⋅Q
(16)
H
где К, К1 – коэффициенты, учитывающие расходы теплоты на отопление и
вентиляцию общественных зданий; при отсутствии данных соответственно
принимаются равными 0,25 и 0,4;
q – укрупнённый показатель максимального часового расхода теплоты на
отопление жилых зданий, кДж/ч на 1 м2 жилой площади, принимают по [6] или
Приложению 6;
Fж – жилая площадь отапливаемых зданий, м2;
η – КПД отопительной системы. Принимаем равным для котельных
0,8÷0,85, для отопительных печей – 0,7÷0,75.
Расчётный часовой расход газа на нужды горячего водоснабжения,
Qhгвс , м3/ч, определяется по формуле:
Qhгвс = К 2 ⋅ N ⋅ qг ⋅
1
,
η ⋅ QHP
(17)
где К2 – коэффициент, учитывающий суточную неравномерность разбора
горячей воды; для районов с установленными баками-аккумуляторами горячей
воды К2 = 1,0, для районов без баков-аккумуляторов К2 = 2,0÷2,4;
N – число жителей, пользующихся централизованным горячим
водоснабжением, чел.;
qг – укрупнённый показатель среднечасового расхода теплоты на нужды
горячего водоснабжения; принимается по данным [6] или Приложения 6, в
зависимости от нормы расхода горячей воды на одного человека в сутки,
кДж/(чел.⋅ч).
Результаты расчётов сводим в таблицу 4.
10
Таблица 2 – Годовой расход газа районом города на коммунально-бытовые нужды
№
п/п
Вид услуг
1
11
2
При наличии в квартире газовой плиты и централизованного
1
горячего водоснабжения при
газоснабжении
При наличии в квартире газовой плиты и водонагревателя
2
(при отсутствии централизованного горячего водоснабжения) при газоснабжении
При наличии в квартире газовой
плиты и отсутствии централизо3
ванного горячего водоснабжения и газового водонагревателя
при газоснабжении
Итого:
4
5
6
7
8
Расчётный
потребитель
3
1 чел.
1 чел.
1 чел.
Стирка белья в немеханизированных прачечных
1 т.б.
То же в механизированных
прачечных
Бани
Предпр. бытового обслуживания, торговли и т. д.
Больницы
1 т.б.
9
Предприятия общественного
питания
10
Хлебозаводы
Всего:
1 помывка
1 койка
1 обед+
завтрак
1 т.
изделий
Норма годового
расхода на расчётного
потребителя, Qнорм
МДж
м3
4
5
I район
Расчётный
норматив
потребления, m
6
Степень охвата
населения
услугами, Z,
д.ед.
7
Степень охвата
услуг газоснабжения, у, д.ед.
8
Кол-во
расчётных
потребителей, S,
на 1 тыс. жит.
9
Годовой
расход
газа,
млн м3
10
Таблица 3 – Часовой расход газа района города на коммунально-бытовые
нужды
Район
Число
Коэффициент
потребителей,
часового
тыс.
максимума, Khmax
№
п/п
Наименование
потребителей
1
Мелкие
коммунальнобытовые
Крупные
коммунальнобытовые
Бани
Больницы
Хлебозаводы
Механизированные
прачечные
Итого:
2
3
4
5
6
7
Таблица 4
теплоснабжения
Район
–
Часовой
расход
газа
района
Часовой расход газа, м3/ч
горячее
отопление
и вентиляция зданий
водоснабжение
Fж, тыс. м2
Qовh
N, тыс. чел.
Qгвсh
Часовой расход,
Qnd, м3/ч
общий
удельный
города
на
всего,
Qтh
нужды
РОК,
QРОКh
Итого:
Примечание:
в
районах,
где
устанавливаются
проточные
водонагреватели, количество человек на горячее водоснабжение равно нулю.
II.1.4.2 Годовой расход газа на нужды теплоснабжения
Годовой расход газа на нужды теплоснабжения, QTyi , м3/год, определяют
на основании данных о часовом потреблении по формуле:
QTyi = mi ⋅ QhiT
,
(18)
где mi – количество часов использования максимума для i-го вида нагрузки.
Для отопительно-вентиляционной нагрузки значение mов, ч/г, можно
определить по формуле:
12

 t −t 
 t − t 
K ⋅K
1+ K
вн
оп
1



 вн оп   , (19)
m = n 24
+Z
ов
o  1+ K + K ⋅ K  t − t 
1 + K + K ⋅ K  t − t 
1  вн ро 
1  вн рв  

где no – продолжительность отопительного периода, сут.;
tвн – расчётная температура внутреннего воздуха, tвн = 18°С;
tоп – средняя температура наружного воздуха за отопительный период, °С;
tро – то же, для самой холодной пятидневки, °С;
tрв – то же, для проектирования систем вентиляции (параметры А), °С;
Z – количество часов работы систем вентиляции (при отсутствии данных
Z = 16 дней), дни.
Использование максимума, mгв, ч/г, для систем горячего водоснабжения
определяют по формуле:
24
mгв =
(20)
[ n0 + (350 − n0 ) ⋅ β] .
К2
Коэффициент, учитывающий снижение расхода горячей воды летом и
повышение температуры холодной воды, β, определяют по формуле:
60 − t хл
β = β`⋅
,
(21)
60 − t хз
где β` – коэффициент, учитывающий снижение расхода горячей воды летом
(при отсутствии данных β` = 0,8 за исключением курортных городов, где
β` = 1,0);
tхл, tхз – температура холодной водопроводной воды соответственно летом
и зимой (tхл = +15°С, tхз = +5°С).
Результаты определения годовых расходов газа сводим в таблицу 5.
Таблица 5 – Годовой расход газа района города на нужды теплоснабжения
Район
на отопление
и вентиляцию
Годовой расход газа, млн м3/г
на горячее
общий
водоснабжение
Итого:
13
РОК
II.1.5 Определение годового расхода газа
на нужды промышленных предприятий
II.1.5.1 Годовой расход газа
Годовой расход газа на технологические, отопительно-вентиляционные и
другие нужды промышленных предприятий, Qyn , м3/год, в общем случае определяются по удельным расходам газа и объёмам выпускаемой продукции по формуле:
q ⋅М
Qyn = ПP
,
(22)
QH ⋅ η
где
qп – удельный расход газа на единицу продукции, кДж;
М – годовой объём выпускаемой продукции.
В курсовом проекте общий годовой расход газа на нужды промышленных
предприятий принимают по данным Приложения 1, таблицы 2.
Наименование предприятий студент должен определить самостоятельно.
Годовой расход газа на технологические, Qп.т., и отопительновентиляционные, Qп.о.в., нужды промышленных предприятий определяют из
соотношения
Q уПТ
Q уПОВ
QуПТ
QуПОВ
= 0,65 ÷ 0,75 – для предприятий, работающих в одну смену,
= 0,5 ÷ 0, 65 – для предприятий, работающих в две смены,
QуПТ
QуПОВ
= 0,7 ÷ 0,8 –
для предприятий, работающих в три смены [21].
Распределение годового расхода газа на промышленное производство
сводим в таблицу 6.
Таблица 6 – Годовой расход газа промышленными предприятиями
№
п.п.
Наименование
предприятия
1
Итого:
......................
Шифр
общий
на схеме
QПу
Годовой расход газа, млн м3/г
в том числе
на технологические на отопительные
нужды
нужды
ПП
II.1.5.2 Часовой расход газа
Расчётный часовой расход газа на отопительно-вентиляционные нужды
промышленных предприятий, QhΠ ,i , м3/ч, следует определять как долю годовых
по формуле:
14
Π ,i
h
Q
=
QyΠ
mΠ ,i
,
(23)
где тп,i – количество часов использования максимума для данного вида
нагрузки.
Число часов использования максимума промышленных предприятий
зависит от вида производства, технологического процесса, соотношения
технологической и отопительной нагрузок (при подаче теплоты на
производство и отопление от заводской котельной) и числа рабочих смен в
сутки. Число часов использования максимума промышленных предприятий
ориентировочно можно принять по [1, 4]:
- для предприятий, работающих в три смены с непрерывным технологическим процессом, тп..т. = 6000 ÷ 7000 ч/г;
- для предприятий, работающих в две смены, тп..т. = 4500 ÷ 5000 ч/г;
- для мелких предприятий, работающих в одну смену, тп..т. = 3000 ÷ 4000 ч/г.
Число часов использования максимума для отопительных котельных,
mпов , определяют по формуле:
mпов = 24 ⋅ n0
tвн − tоп
.
tвн − t ро
(24)
П
Расчётный часовой расход газа на дежурное отопление, Qдеж
, м3/ч,
определяют как часть расчётного расхода газа на отопление:
П
Qдеж
= К д ⋅ Qhпов ,
пов
где
(25)
3
Qп – расчётный расход газа на отопление, м /ч.
Коэффициент К∂ учитывает расход газа на отопление в нерабочее время
для поддержания температуры tв∂ = +5°С и рассчитывается по формуле:
Кд =
tвд − t ро
tв − t ро
,
(26)
tв – температура внутреннего воздуха в рабочее время в цехах, tв = 16°С.
Результаты
расчёта
часового расхода
газа
промышленными
предприятиями сводим в таблицу 7.
где
Таблица 7 – Часовой расход газа промышленными предприятиями
№
1
Итого
Количество часов
Общий Расход газа
Расчётный часовой
использования
часовой
на дежурное
расход газа, м3/ч
Шифр
максимума
расход, отопление,
м3/ч
м3/ч
mп.т.
mпов
на технологию на отопление
ПП
15
II.2 Режим газопотребления района города
Все городские потребители – бытовые, коммунальные, общественные и
промышленные – потребляют газ неравномерно. Потребление газа изменяется
по месяцам года, дням недели и календарным дням, а также по часам суток.
В зависимости от периода, в течение которого потребление принимают
постоянным, различают:
1) сезонную неравномерность, или неравномерность по месяцам года;
2) суточную неравномерность, или неравномерность по дням недели, месяца или года;
3) часовую неравномерность, или неравномерность по часам суток.
Режим расхода газа городом зависит от режима отдельных категорий потребителей и их удельного веса в общем потреблении.
Неравномерность расходования газа отдельными категориями потребителей определяется рядом факторов: климатическими условиями, укладом жизни
населения, режимом работы предприятий и учреждений, характеристикой газооборудования зданий и промышленных цехов. В большинстве случаев теоретический учёт влияния отдельных факторов на неравномерность потребления
оказывается невозможным. Наиболее достоверный путь – это накопление и
систематизация опытных данных в течение длительного периода. Только при
достаточном количестве экспериментального материала можно говорить о надёжных сведениях по режимам потребления.
Неравномерность потребления оказывает большое влияние на экономические показатели систем газоснабжения. Наличие пиков и провалов в потреблении газа приводит к неполному использованию мощностей газовых
промыслов и пропускной способности магистральных газопроводов, что повышает себестоимость газа, приводит к необходимости строительства подземных
хранилищ и создания потребителей-регуляторов, что связано с дополнительными капитальными вложениями в газотранспортные системы и топливные хозяйства потребителей. Суммарные годовые графики потребления газа городами
и экономическими районами являются основой для планирования добычи газа,
а также для выбора и обоснования мероприятий, обеспечивающих регулирование неравномерности потребления газа. Решение проблемы неравномерности
потребления позволяет обеспечить надёжность газоснабжения и повысить экономическую эффективность газоснабжающих систем.
Знание годовых графиков газопотребления имеет большое значение и для эксплуатации городских систем газоснабжения, так как позволяет правильно планировать спрос на газ по месяцам года, определять необходимую мощность городских
потребителей-регуляторов, планировать проведение реконструкций и ремонтных ра16
бот на газовых сетях и их сооружениях. Используя провалы потребления газа для отключения отдельных участков газопроводов и газорегуляторных пунктов на ремонт,
можно провести его без нарушения подачи газа потребителям.
Городские газовые сети рассчитывают на максимальный часовой расход
газа, который можно определить при наличии сведений часовых колебаний потребления газа. Наибольшей часовой неравномерностью расходования газа отличаются бытовые и коммунальные потребители. Расход газа на нужды
центрального отопления в течение суток остаётся практически неизменным. Газопотребление на технологические нужды промышленных предприятий зависит от характера технологических процессов и сменности работы.
Различие между максимальным часовым расходом по совмещённому суточному графику газопотребления и суммой максимального часового расхода газа по
отдельным категориям потребителей для большинства городов составляет 2-4%.
∑ Qhi − Qh∑ ⋅100% < 2 ÷ 4% .
(27)
i
Q
∑ h
Поскольку погрешность в 5% при инженерных расчётах считается достаточной, на практике в качестве расчётного принимается максимальный часовой
расход газа отдельными потребителями. Это приводит к незначительному удорожанию системы газоснабжения, однако повышает её надёжность за счёт
большей пропускной способности сетей высокого давления.
Расчётный расход газа с использованием данных таблиц 4, 5, 6, 7 сводится в таблицу 9.
Таблица 9 – Расчётный расход газа районом города
№
п/п
Шифр
на
схеме
1
2
3
РОК
ТЭЦ
4
Расчётный расход газа, м3/ч
в том числе на сети давления
общий
высокого (среднего)
низкого
Мелкие коммунально-бытовые объекты (жилые дома, предприятия
бытового обслуживания и т. д.)
Район
Итого:
Крупные коммунально-бытовые объекты
Бани
Больницы
Хлебозаводы
Прачечные
Источники теплоснабжения
Районная отопительная
котельная
Теплоэлектроцентраль
Промышленные предприятия
Наименование
потребителей
ПП
Всего по городу
17
II.3 Система газоснабжения района города
II.3.1 Выбор, обоснование и конструирование системы газоснабжения
При выборе системы газоснабжения следует предварительно изучить рекомендации [1, 4, 14], обратив внимание на следующие вопросы:
- определение оптимального количества источников питания сетей высокого (среднего) и низкого давлений;
- выбор структуры газовых сетей (тупиковые, кольцевые, смешанные);
- определение максимальных давлений в распределительных газопроводах и количество ступеней давления в системе.
Основные критерии для оценки систем газоснабжения – экономичность,
надёжность, технологичность, проходимость сетей, взрывобезопасность, удобство в эксплуатации.
Для газоснабжения городов и населённых пунктов применяются одно-,
двух-, трёх- и многоступенчатые системы газоснабжения.
Городские системы газоснабжения присоединяются к магистральным газопроводам через ГРС (газораспределительные станции). Связь между газопроводами различных давлений осуществляется через ГРП (газорегуляторные пункты).
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 расстояния до здания и сооружения, в
силу чего 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.
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
могут использоваться одноступенчатые системы газоснабжения. Газ от ГРС поступает в сеть среднего или низкого давления и распределяется по территории
города. Для города с населением 50-250 тыс. чел. рекомендуются двухступенчатые системы газоснабжения, в которых газ от ГРС по сети среднего или высокого давления подаётся к ГРП и крупным потребителям, а от ГРП по сети
низкого давления распределяется по территории города. Давление в первой
ступени при снабжении природным газом составляет обычно 0,3 МПа, но возможно и давление 0,6 МПа.
18
Трёхступенчатую систему в городах можно применять при повышенных
требованиях к надёжности, при большой территории и неудобной планировке
города, а также при наличии промышленных предприятий, требующих газ высокого давления. Для городов с населением более 250 тыс. чел. рекомендуются
трёхступенчатые системы газоснабжения. Вокруг города прокладывается магистральный газопровод высокого давления, служащий 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 [14].
В курсовом проекте рекомендуется принимать двухступенчатую систему
газоснабжения с одной ГРС с максимально избыточным давлением на выходе
из ГРС Р = 0,6 МПа. Газ на ГРС очищается, одорируется, редуцируется до давления верхней ступени в городских сетях и подаётся в распределительные газопроводы. В курсовом проекте месторасположение ГРС студент выбирает
самостоятельно, расстояние от города принять не более 1,5-2 км.
II.3.1.1 Выбор конфигурации газовых сетей
Трассы газопроводов проектируют из условия минимальной протяжённости сети. При этом газопроводы высоких давлений стараются прокладывать по
окраинам города, где небольшая плотность населения и меньшее число подземных сооружений.
Сети низкого давления состоят из уличных распределительных газопроводов, абонентских ответвлений, подводящих газ к зданию, и внутридомовых газопроводов, которые распределяют газ между отдельными приборами внутри
здания. Плотность распределительных газопроводов принимают такой, чтобы
длина абонентских ответвлений до вводов в здания была 50-100 м. Жилые и общественные здания, коммунально-бытовые потребители, а также мелкие предприятия присоединяют непосредственно к распределительным газопроводам.
Для повышения надёжности газоснабжения сети кольцуют. В сетях
низкого давления целесообразно кольцевать только распределительные
газопроводы, а второстепенные (абонентские ответвления) выполнять
тупиковыми разветвлёнными.
При разработке проекта газоснабжения следует руководствоваться [4, 14]:
19
1. К газопроводам низкого давления экономически целесообразно
подключать сосредоточенных потребителей с расходом газа до 500 м3/ч при
условии, если диаметр трубы на выходе из ГРП не меньше 300 мм и
потребитель расположен в непосредственной близости от ГРП.
2. Если диаметр выхода из ГРП составляет 150-200 мм, к сетям низкого
давления следует подключать потребителей с расходом газа до 200 м3/ч.
3. На участках с небольшими сосредоточенными нагрузками до 50 м3/ч и
диаметром газопроводов 50-100 мм на выходе из ГРП потребителя выгоднее
подключать к сетям низкого давления, а с расходом 100 м3/ч и больше – к сетям
высокого давления.
Очевидно, что подключение сосредоточенных потребителей к сетям
высокого давления приводит к увеличению протяжённости последних и
требует сооружения газорегуляторного пункта (ГРП). Подключение к сетям
низкого давления влечёт за собой необходимость увеличения диаметров
газопроводов от ГРП до расположения потребителя и требуемой
производительности ГРП. Сравнение вариантов производится по капитальным
вложениям в строительство газопроводов низкого и высокого давлений и
строительство ГРП [21]. Варианты будут равноценными, если выполняется:
кН
= 1,
(28)
кО + к Г
где KН, KО – дополнительные капиталовложения соответственно в сети
низкого давления и в ответвления высокого давления;
KГ – стоимость ГРП.
Если указанное соотношение меньше единицы, предпочтение следует
отдавать сетям низкого давления, если больше единицы – к сетям высокого
давления.
II.3.2 Определение оптимального числа газорегуляторных пунктов
Распределительные газопроводы низкого давления питаются от одного
или нескольких газорегуляторных пунктов (ГРП). Сетевые ГРП предназначены
для снижения давления газа с высокого или среднего до низкого (Ризб. = 3 КПа)
и поддержания его на заданном уровне независимо от колебаний расхода газа.
Количество ГРП должно определяться технико-экономическим расчётом,
при этом должны приниматься во внимание издержки на строительство
газопроводов-подводов высокого давления, Кв, сетевых ГРП, Кг, и сетей
низкого давления, Кн.
20
Оптимальное число сетевых ГРП, nоpt , шт., определяют по [8]:
nоpt =
Q pp
Qopt
,
(29)
где Qрр – равномерно-распределительная нагрузка района, обслуживаемого
гидравлически связанными сетями низкого давления, м3/ч.
Оптимальная нагрузка на один ГРП, Qopt, м3/(ч · чел.), зависит от оптимального радиуса действия ГРП, Ropt, и удельной нагрузки на сети низкого
давления, е:
Qopt =
2
Π ⋅ Ropt
⋅e
.
(30)
5000
Удельный расход газа по сети низкого давления, е, м3/(ч · чел.) определяют по формуле:
Q
е = pp .
(31)
N
Ropt
P
= 1,38  
в
0,388
⋅
где
∆Р 0,081
ϕ10,388 ⋅ ( Π ⋅ е )
0,143
,
(32)
Р – стоимость одного газорегуляторного пункта, руб.;
∆Р – расчётный период давления во внутриквартальных сетях низкого
давления;
П – плотность населения по району действия ГРП, чел./га;
в – сложившийся на момент расчёта коэффициент стоимости, руб./(м см);
Коэффициент плотности сетей низкого давления, ϕ1, 1/м.
Π
ϕ1 = 0,0075 + 0,003
.
(33)
100
При работе над курсовым проектом можно руководствоваться следующим: как правило, регуляторные пункты имеют пропускную способность от
1000 до 3000 м3/ч, радиус действия – от 400 до 800 м.
Тип регуляторов давления, устанавливаемых в ГРП, можно определить по
данным [9] или по номенклатурным сборникам заводов-изготовителей в
зависимости от требуемой пропускной способности.
Результаты определения оптимального количества ГРП сводятся в
таблицу 10.
21
Расход через
1 ГРП, м3/ч
Количество
ГРП, шт.
Оптимальный
расход на ГРП,
Qopt, м3/ч
Оптимальный
радиус
действия, Ropt, м
Удельный
расход
по сети НД, е,
м3/(ч · чел.)
Плотность
населения,
П, чел./га
Район
Равномерно
распределённая
нагрузка, Qрр,
м3/ч
Таблица 10 – Расчёт газорегуляторных пунктов
Итого
II.3.3 Конструктивные особенности газопроводов
II.3.3.1 Трубы
Выбор материала и вида труб как изделия для строительства
газопроводов производится из следующих условий:
• транспортируемой среды: природный газ, сжиженный газ (паровая и
жидкая фазы);
• условного давления газа:
низкое – до 5 кПа (0,005 МПа);
среднее – свыше 0,005 до 0,3 МПа;
высокое II категории – свыше 0,3 до 0,6 МПа;
высокое I категории – свыше 0,6 до 1,2 МПа для природного газа и до
1,6 МПа для сжиженных углеводородных газов;
• местоположения относительно земли:
подземные (подводные);
надземные (надводные);
наземные (в земляных валиках, в каналах на сплошных подсыпках, в каналах полузаглублённого типа);
• климатических условий (для наружных газопроводов):
расчётная температура наружного воздуха (принимается средняя температура наиболее холодной пятидневки);
температура окружающей среды при сварке и при эксплуатации (выбор
производится по п. II.7 и табл. №1 и №2 [21]),
наличие вибрации при эксплуатации: ГРП, ГРУ, компрессорные и т. д.;
• особых условий:
районы с сейсмичностью до 7 баллов, районы с сейсмичностью свыше
7 баллов, грунты просадочные, пучинистые, подрабатываемые территории, карстовые явления.
22
При проектировании подземных газопроводов рекомендуется предусматривать полиэтиленовые трубы [1], за исключением случаев, когда по условиям
прокладки, давлению и виду транспортируемого газа эти трубы применить
нельзя.
Не допускается прокладка газопроводов из полиэтиленовых труб:
• на территории поселений при давлении свыше 0,3 МПа;
• вне территории поселений при давлении свыше 0,6 МПа;
• для транспортирования газов, содержащих ароматические и хлорированные углеводороды, а также жидкой фазы СУГ;
• при температуре стенки газопровода в условиях эксплуатации ниже
–15°С.
Полиэтиленовые трубы применяют только при подземной прокладке.
Различаются они по значению минимальной длительной прочности, MRS. В
системах газоснабжения применяют полиэтилен марки ПЭ80 (MRS = 8,0 МПа)
и ПЭ100 (MRS = 10,0 МПа) по ГОСТ Р 50838–95. Трубы из полиэтилена для газопроводов. Технические условия.
Полиэтиленовые трубы, применяемые для строительства газопроводов,
должны иметь коэффициент запаса прочности по ГОСТ Р 50838–95 не менее
2,5. При применении труб с коэффициентом запаса прочности не менее 2,8 разрешается прокладка полиэтиленовых газопроводов давлением свыше 0,3 до
0,6 МПа на территориях поселений с преимущественно одно-, двухэтажной
жилой застройкой. На территории малых сельских поселений разрешается прокладка полиэтиленовых газопроводов давлением до 0,6 МПа с коэффициентом
запаса прочности не менее 2,5. При этом глубина прокладки должна быть не
менее 0,8 м до верха трубы. Для городов принимаются коэффициент запаса
прочности 2,8 и глубина заложения не менее 1 м [14].
Основными преимуществами полиэтиленовых газовых труб, по сравнению со стальными, являются:
1) высокая коррозионная устойчивость, обеспечивающая значительную
долговечность трубопроводных систем и сокращение затрат на капитальные
ремонты систем;
2) низкая шероховатость поверхности и незначительное гидравлическое
сопротивление;
3) устойчивость к зарастанию;
4) высокое электрическое сопротивление, позволяющее прокладывать
трубопроводы в зоне действия сильных электрополей без устройства катодной
защиты и усиленной изоляции труб;
23
5) низкая звукопроводность;
6) эластичность труб. Деформация гибких труб может достигать существенных значений. Противодействие грунта ведёт к более равномерному распределению нагрузки. В результате этого эффективная нагрузка на трубу и её
деформация уменьшаются;
7) гибкость труб, позволяющая поставлять длинномерные трубы диаметром до 110 мм (длиной более 100 м) в бухтах, на катушках и барабанах, что
снижает количество стыковых соединений и повышает производительность
монтажа, а также надёжность систем (80% аварий на пластмассовых трубопроводах происходит в стыковых соединениях);
8) небольшая масса (они легче металлических в 3-8 раз), что снижает
транспортные и складские расходы;
9) простота монтажа, незначительные трудозатраты на заготовительные
работы;
10) пожаробезопасность при монтаже (температура сварочных процессов –
200-240°С), позволяющая вести работы без остановки производственных процессов и в зданиях из сгораемых конструкций.
Также нужно учитывать следующие особенности полиэтиленовых газопроводов по сравнению со стальными:
1) низкая прочность (в 20-30 раз меньше, чем у металлов), необходимость
защиты труб от механических и тепловых воздействий. Трубы нельзя использовать как несущие конструкции; арматуру и оборудование необходимо жёстко
крепить на строительных конструкциях, чтобы усилия не передавались на трубопроводы;
2) низкая поверхностная прочность, а поэтому необходимость защищать
трубу от случайных наколов, надрезов, задиров, которые являются местными
концентраторами напряжения и приводят, следовательно, к старению и местному разрушению стенок трубы;
3) малая продольная жёсткость, что требует более частого крепления по
сравнению с другими трубами (через каждые 0,5-2,5 м в зависимости от материала, диаметра труб и внешней температуры);
4) высокий коэффициент температурного линейного расширения. При
прокладке полиэтиленовых трубопроводов необходимо учитывать изменение
длины трубы вследствие теплового расширения материала при изменении температуры. Эти удлинения компенсируются за счёт зигзагообразной укладки
сваренной плети в траншее [14].
24
В соответствии с [1, 4] стальные трубы используют во всех остальных
случаях. Для наружных газопроводов среднего и высокого давлений используются бесшовные стальные трубы, а для внутренних газопроводов низкого давления могут использоваться шовные водогазопроводные трубы. Стальные
бесшовные, сварные (прямошовные и спиральношовные) трубы и соединительные детали для газораспределительных систем должны быть изготовлены из
стали, содержащей не более 0,25% углерода, не более 0,056% серы и не более
0,046% фосфора.
Для систем газоснабжения следует принимать трубы, изготовленные, как
правило, из углеродистой стали обыкновенного качества по ГОСТ 380–94 и
качественной стали по ГОСТ 1050–88.
Допускается использовать для этих газопроводов электросварные трубы.
При этом трубы диаметром до 50 мм должны пройти 100%-ый контроль сварного шва неразрушающими методами, а трубы диаметром 50 мм и более также
и испытание сварного шва на растяжение.
Трубы по ГОСТ 3262–75 допускается применять для строительства
наружных и внутренних газопроводов низкого давления. Трубы по ГОСТ 3262–75
с условным диаметром до 32 мм включительно допускается применять для
строительства импульсных газопроводов давлением до 1,2 МПа включительно.
При этом гнутые участки импульсных газопроводов должны иметь радиус
изгиба не менее двух наружных диаметров, а температура стенки трубы в
период эксплуатации не должна быть ниже 0°С.
Минимальный условный диаметр для распределительных газопроводов
принимают обычно равным 50 мм, а для ответвлений к потребителям – 25 мм.
Прокладку распределительных газопроводов следует предусматривать
подземной. В обоснованных случаях допускается надземная прокладка газопроводов по стенам зданий внутри жилых домов и кварталов, а также на
отдельных участках трассы, в том числе на участках переходов через искусственные и естественные преграды, при пересечении подземных коммуникаций.
Выбор материала труб, соединительных деталей следует производить с
учётом давления газа, диаметра и толщины стенки газопровода, расчётной температуры наружного воздуха в районе строительства и температуры стенки
трубы при эксплуатации, грунтовых и природных условий, наличия вибрационных нагрузок.
Толщину стенок труб следует определять расчётом и принимать её номинальную величину равной значению ближайшей большей по ГОСТ (ТУ).
25
Допускается применение соединительных деталей из стальных бесшовных и сварных труб и листового проката, металл которых отвечает требованиям, предъявляемым к металлу трубы и области применения газопровода, для
которого предназначены соединительные детали.
В курсовом проекте запроектированы стальные подземные газопроводы
для сетей высокого давления II категории и подземные полиэтиленовые для сетей низкого давления в соответствии с [1].
II.3.3.2 Арматура
При выборе арматуры для установки в системах газоснабжения следует
руководствоваться [1, 3].
Запорные устройства предназначаются для прекращения или изменения
потока газа. Они должны обеспечивать герметичность отключения, быстроту
открытия и закрытия, удобство в эксплуатации и малое гидравлическое сопротивление. В качестве запорной арматуры на газопроводах применяют задвижки,
краны, гидрозатворы.
При проектировании стальных и полиэтиленовых газопроводов рекомендуется предусматривать типы запорной арматуры, приведённые в таблице 11.
Герметичность запорной арматуры должна соответствовать ГОСТ 9544.
Таблица 11 – Область применения арматуры
Тип арматуры
Краны конусные
натяжные
Краны конусные
сальниковые
Краны шаровые,
задвижки, клапаны (вентили)
Область применения
Наружные надземные и внутренние газопроводы
природного газа и паровой фазы СУГ давлением
до 0,005 МПа
Наружные надземные и внутренние газопроводы
природного газа давлением до 1,2 МПа, паровой и
жидкой фазы СУГ давлением до 1,6 МПа
Наружные надземные и внутренние газопроводы
природного газа давлением до 1,2 МПа, паровой и
жидкой фазы СУГ давлением до 1,6 МПа
На подземных газопроводах низкого давления, кроме прокладываемых
в районах с сейсмичностью свыше 7 баллов, на подрабатываемых и карстовых территориях в качестве запорных устройств допускается применять
гидрозатворы.
Запорная арматура, устанавливаемая на наружных газопроводах в районах с очень холодным и холодным климатом (районы I1 и I2 по ГОСТ 16350),
должна быть в климатическом исполнении 5 по ГОСТ 15150 УХЛ1, УХЛ2,
ХЛ1, ХЛ2; на внутренних газопроводах в отапливаемых помещениях – У1, У2,
УЗ, У5, УХЛ4, УХЛ5, ХЛ.
26
Запорная арматура, устанавливаемая в районах с умеренно холодным
климатом (районы I1 и I2 по ГОСТ 16350) на наружных газопроводах и на
внутренних газопроводах в неотапливаемых помещениях, должна быть в климатическом исполнении по ГОСТ 15150 У1, У2, УЗ, УХЛ1, УХЛ2, УХЛЗ.
Материал запорной арматуры, устанавливаемой на наружных газопроводах и на внутренних газопроводах в неотапливаемых помещениях, рекомендуется принимать с учётом температуры эксплуатации в зависимости от рабочего
давления газа.
На полиэтиленовых газопроводах преимущественно устанавливаются полиэтиленовые краны с выводом штока управления под ковёр. Рабочее давление
в полиэтиленовом кране не должно превышать допустимого давления, предусмотренного производителем для данной конструкции крана.
Партия запорной арматуры, как правило, должна сопровождаться не менее
чем двумя комплектами эксплуатационной документации, включающей в себя паспорт и техническое описание. Допускается объединение этих документов в один
(паспорт). Для запорной арматуры с условным проходом свыше 100 мм эксплуатационной документацией должно комплектоваться каждое изделие.
Электропривод запорной арматуры выполняют во взрывозащищённом
исполнении.
Для уплотнений фланцевых соединений применяют прокладки, стойкие к
воздействию транспортируемого газа.
Отключающие устройства на наружных газопроводах размещаются в соответствии с требованиями [1, 3]:
а) подземно – в грунте (бесколодезная установка) или в колодцах;
б) надземно – на специально обустроенных площадках (для подземных
газопроводов), на стенах зданий, а также на надземных газопроводах, прокладываемых на опорах.
Полиэтиленовые краны устанавливаются подземно, с выводом узла
управления под ковёр или в колодцах.
Установку отключающих устройств предусматривают с учётом обеспечения возможности их монтажа и демонтажа. С этой целью при размещении отключающих устройств в колодце на газопроводах с условным диаметром менее
100 мм предусматривают преимущественно П-образные компенсаторы, при
больших диаметрах – линзовые или сильфонные компенсаторы.
При установке в колодце стальной фланцевой арматуры на газопроводах
допускается предусматривать вместо компенсирующего устройства косую
фланцевую вставку.
27
При надземной установке арматуры и арматуры, изготовленной для неразъёмного присоединения к газопроводу, компенсирующее устройство и косую вставку можно не предусматривать.
Отключающие устройства на ответвлениях от распределительных газопроводов следует предусматривать, как правило, вне территории потребителя
на расстояниях не более 100 м от распределительного газопровода и не ближе
чем на 2 м от линии застройки или ограждения территории потребителя.
Отключающие устройства в соответствии с требованиями [1] следует
предусматривать:
• на вводах в жилые, общественные, производственные здания или в
группу смежных зданий, перед наружными газопотребляющими установками;
• на вводах в ГРП, на выходе из ГРП при закольцованных газопроводах
в системах с двумя и более ГРП;
• на ответвлениях от уличных газопроводов к отдельным микрорайонам, кварталам, группам жилых домов или отдельным домам при числе
квартир более 400;
• для отключения отдельных участков газопроводов с целью обеспечения безопасности и надёжности газоснабжения;
• при пересечении водных преград двумя нитками и более, а также одной
ниткой при ширине водной преграды 75 м и более при меженном горизонте;
• при пересечении железных дорог общей сети и автомобильных дорог
I и II категорий.
Отключающие устройства допускается не предусматривать:
• перед ГРП предприятий, если отключающее устройство, имеющееся на
отводе от распределительного газопровода, находится от ГРП на расстоянии не
более 100 м;
• на пересечении железнодорожных путей общей сети и автомобильных дорог I и II категорий при наличии отключающего устройства на расстоянии от путей
(дорог) не более 1000 м, обеспечивающего прекращение подачи газа на участке перехода (линейные задвижки, отключающие устройства после ГРП, ГРС).
Места установки отключающих устройств указываются на схеме газоснабжения. Там же приводится ведомость отключающих устройств.
II.3.4 Рекомендации по проектированию схемы газоснабжения
На генплане города (М 1:10000 или 1:5000) наносятся все потребители
высокого, среднего и низкого давлений. Размещать потребителей следует
равномерно по территории города (определяется студентом самостоятельно).
28
Сетевые ГРП располагают в центре окружностей радиуса, равного радиусу
действия ГРП. Источники теплоснабжения по возможности следует размещать
в центре тепловых нагрузок.
При выборе трасс газопроводов следует стремиться к минимизации их
протяжённости и прокладке в непосредственной близости от крупных
промышленных предприятий и центральных источников теплоснабжения. Не
рекомендуется трассировка сетей вне пределов застройки.
Подземные газопроводы прокладывают по городским проездам.
Рекомендуется предусматривать прокладку в технической зоне или в полосе зелёных насаждений. Газопроводы высокого давления следует прокладывать в
районах с малой плотностью застройки и по проездам с малой насыщенностью
другими подземными коммуникациями. Прокладка газопроводов по проездам с
усовершенствованным дорожным покрытием, а также параллельно путям
электрифицированных железных дорог на расстоянии менее 50 м не
рекомендуется. Расстояния по горизонтали между подземными и другими
сооружениями должны быть не менее величин, указанных в [4].
Расстояния по горизонтали (в свету) от ближайших подземных инженерных сетей до зданий и сооружений следует принимать по таблице 4 [1]. По рекомендациям [1] допускается укладка двух и более, в том числе стальных и
полиэтиленовых, газопроводов в одной траншее на одном или разных уровнях
(ступенями). В этих случаях, а также при прокладке проектируемого газопровода вдоль действующего газопровода высокого давления (свыше 0,6 МПа до
1,2 МПа) расстояние между газопроводами следует принимать исходя из условий возможности производства строительно-монтажных и ремонтных работ для
стальных газопроводов диаметром до 300 мм не менее 0,4 м, диаметром более
300 мм – не менее 0,5 м и не менее 0,1 м – для полиэтиленовых газопроводов.
При параллельной прокладке газопроводов расстояние между ними следует
принимать как для газопровода большего диаметра.
При пересечении газопроводом различных подземных инженерных сетей
расстояние между ними по вертикали в свету должно быть не менее 0,2 м, при
пересечении электрических сетей – в соответствии с указаниями правил устройства электроустановок (ПУЭ).
При пересечении газопроводами каналов теплосети, коллекторов,
тоннелей их прокладывают в футлярах, выходящих на 2 м с каждой стороны от
наружных стенок пересекаемых сооружений; при этом должен быть
обязательный контроль всех сварных стыков в пределах пересечения и по 5 м в
стороны от наружных стенок неразрушающими методами.
29
При пересечении автомобильных дорог газопровод заключается в футляр.
Глубина укладки газопровода (от подошвы шпалы до верха футляра)
принимается под магистральными железнодорожными путями не менее 1,5 м, а
под железнодорожными ветками промышленных предприятий и трамвайными
путями – не менее 1 м. Глубина укладки газопровода под автомагистралями –
не менее 1 м от полотна дороги до верха футляра. На одном конце футляра
должна быть контрольная трубка. Газопроводы, транспортирующие влажный
газ, укладывают ниже зоны сезонного промерзания грунта с уклоном 0,002‰
(промилле) и установкой конденсатосборников в низших точках. Сеть высокого
(среднего) и низкого давлений проектируется кольцевой.
На планах газопроводов наносят и указывают: существующие и проектируемые здания (сооружения) в виде упрощённых контурных очертаний сплошной
тонкой линией; привязку газопроводов к осям проектируемых зданий (сооружений); инженерные сети другого назначения, влияющие на прокладку проектируемых газопроводов; диаметры и толщины проектируемых газопроводов до и после
точек их изменения; номера пикетов (ПК); сооружения на газопроводах, например
колодцы, конденсатосборники, контрольно-измерительные пункты, электрические
перемычки, изолирующие фланцевые соединения и электрические защиты: катодные, протекторные, электродренажные. Оформление графической части проекта должно отвечать требованиям [11, 12].
Схема газопровода должна быть предварительно согласована с
руководителем проекта .
II.4 Гидравлические расчёты газопроводов
Гидравлические режимы работы распределительных газопроводов низкого, среднего или высокого давлений должны назначаться из условий создания
при максимально допустимых перепадах давления газа наиболее экономичной
и надёжной в эксплуатации системы, обеспечивающей устойчивую работу ГРП,
ГРУ, а также газогорелочных устройств потребителей в допускаемых диапазонах давлений.
Задача гидравлического расчёта – определение требуемых диаметров газопроводов для транспортировки заданного количества газа, Q, на расстояние
при перепаде начального и конечного давления газа, ∆Ρ, на участке.
30
II.4.1 Общие положения гидравлического расчёта газопроводов
Расчётные внутренние диаметры газопроводов необходимо определять
гидравлическим расчётом из условия обеспечения бесперебойного газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления газа.
Гидравлический расчёт газопроводов следует выполнять, как правило, на
компьютере, с оптимальным распределением расчётных потерь давления между участками сети.
При невозможности или нецелесообразности выполнения расчёта на компьютере (отсутствие соответствующей программы, отдельные участки газопроводов
и т. п.) гидравлический расчёт допускается производить по приведённым ниже
формулам или номограммам, составленным по этим формулам (Приложения 9, 10).
Расчётные потери давления в газопроводах высокого и среднего давления
следует принимать в пределах категории давления, принятой для газопровода.
Расчётные суммарные потери давления газа в газопроводах низкого давления (от источника газоснабжения до наиболее удалённого прибора) следует
принимать не более 180 даПа, в том числе в распределительных газопроводах –
120 даПа, в газопроводах-вводах и внутренних газопроводах – 60 даПа.
Значения расчётной потери давления газа при проектировании газопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и бытовых предприятий и предприятий коммунально-бытового обслуживания принимаются в
зависимости от давления газа в месте подключения с учётом технических характеристик принимаемого к установке газового оборудования, устройств автоматики регулирования технологического режима тепловых агрегатов.
Падение давления на участках газовой сети среднего (высокого) давления, РН2 − РК2 , МПа, следует определять по формуле:
2
Р0 Q0 2
−4 Q0
Р −Р =
λ
ρ0 L = 1,2687 ⋅ 10 λ 5 ρ0 L ,
(34)
81π2 d 5
d
где Pн и Pк – абсолютные давления газа в начале и в конце газопровода, МПа;
Р0 – атмосферное давление, Р0 = 101,325 кПа;
Q0 – расход газа при нормальных условиях, м3/ч;
L – расчётная длина газопровода постоянного диаметра, м;
λ – коэффициент гидравлического трения;
ρ0 – плотность газа при нормальных условиях, кг/м3;
n – эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности
стенки трубы для стали, принимается 0,01;
d – внутренний диаметр газопровода, см.
2
Н
2
К
31
Для сетей низкого давления – по формуле:
РН − РК =
Q0 2
Q0 2
106
626,1
λ
ρ
L
=
λ
ρ0 L .
0
162π2 d 5
d5
(35)
Коэффициент гидравлического трения, λ, следует определять в зависимости
от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса:
Q0
Q
Re =
= 0,0354 0 ,
(36)
9πd ν
dν
где ν – коэффициент кинематической вязкости газа, м2/с, при нормальных
условиях.
А также коэффициент гидравлического трения, λ, зависит от гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода, определяемой по условию:
n
Re =   < 23 ,
(37)
d 
где n – эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности
стенки трубы, принимается равной, см, для новых стальных труб n = 0,01; для
бывших в эксплуатации стальных труб – n = 0,1см; для полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации – n = 0,0007.
В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического трения, λ,
следует определять:
- для ламинарного режима движения газа Re ≤ 2000:
64
λ=
,
(38)
Re
- для критического режима движения газа Re = 2000÷4000:
λ = 0,0025Re0,333 .
(39)
При Re > 4000 в зависимости от выполнения условия (37) для гидравлически гладкой стенки неравенство (37) справедливо:
- при 4000 < Rе < 100000 по формуле:
0,3164
λ=
,
(40)
Re0,25
- при Rе > 100000:
1
λ=
,
(41)
(lg Re− 1,64)2
- для шероховатых стенок неравенство (33) несправедливо при Rе > 4000:
 n 68 
λ= +
(42)
.
 d Re 
32
Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) для газораспределительных газопроводов допускается учитывать путём увеличения фактической длины газопровода на 5-10%.
Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчётную длину
газопроводов, l, м, следует определять по формуле:
l = l1 +
d
100λ
∑ξ
,
(43)
где
l1 – действительная длина газопровода, м;
ξ – сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода.
При расчёте внутридомовых газопроводов низкого давления следует учитывать гидростатический напор, Нg, даПа, определяемый по формуле:
(44)
H g = ± g· h ( ρ в − ρ 0 ) ,
g – ускорение свободного падения, м/с2;
h – разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м;
ρв – плотность воздуха при нормальных условиях, кг/м3.
Гидравлический расчёт кольцевых сетей газопроводов следует выполнять
увязкой давлений газа в узловых точках расчётных колец. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10%.
При выполнении гидравлического расчёта надземных и внутренних газопроводов с учётом степени шума, создаваемого движением газа, следует принимать скорости движения газа не более 7 м/с для газопроводов низкого
давления, 15 м/с – для газопроводов среднего давления, 25 м/с – для газопроводов высокого давления.
При выполнении гидравлического расчёта газопроводов по приведённым
формулам, а также по различным методикам и программам для электронновычислительных машин, составленным на основе этих формул, расчётный внутренний диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле:
где
dP =
m1
AB ρ 0 Q 0m
,
∆ Pуд
(45)
где
dр – расчётный диаметр, см;
А, В, m, m1 – коэффициенты, которые определяются по таблицам 12 и 13 в
зависимости от категории сети (по давлению) и материала газопровода;
Q0m – расчётный расход газа, приведённый к нормальным физическим ус-
ловиям, м3/ч;
Удельные потери давления, ∆Pуд, Па/м, определяются по формуле:
33
∆Pуд =
где
∆Pдоп
,
1,1l
(46)
∆Pдоп – допустимые потери давления, Па;
l – расстояние до самой удалённой точки, м.
Давление в конце каждого участка, РК.УЧ, Па, рассчитываем по формуле:
РК .УЧ = РН2 .УЧ − ∆РУЧ .
(47)
Таблица 12 – Коэффициент А для расчёта диаметра газопровода
Категория сети
Сети низкого давления
А
10 /162 π = 626
Р0/(Рm162π2)
Р0 = 0,101325 МПа
6
Сети среднего и высокого давления
2
Примечание: Рm – усреднённое давление газа (абсолютное) в сети, МПа.
Таблица 13 – Коэффициенты В, m, m1 для расчёта диаметра газопровода
Материал
В
m
m1
Сталь
Полиэтилен
0,022
2
5
0,3164(9πν)0,25 = 0,0446
1,75
4,75
II.4.2 Гидравлический расчёт сетей низкого давления
Городские сети низкого давления, распределяющие газ по всей
территории застройки к бытовым и мелким коммунальным предприятиям,
представляют собой сложную по конфигурации систему сопряжённых колец,
которые получают газ от нескольких ГРП и снабжают газом многочисленные
ответвления на кварталы и отводы к отдельным зданиям.
При расчёте такую сеть разбивают на отдельные районы по количеству
точек питания (ГРП), и сеть каждого района рассчитывают отдельно. Расчёт
сети производится в две стадии. Вначале рассчитывают распределительную
(уличную) сеть, затем внутриквартальную разводку.
Задача проектировщика заключается в том, чтобы выбрать наилучший
вариант движения потоков газа и так подобрать диаметры сети, чтобы добиться
намеченного распределения потоков.
Направление движения потоков газа выбирают так, чтобы газ от точки
питания подавался ко всем потребителям по кратчайшему пути. При этом
диаметры сети будут наименьшими. Направления движения газа выбираются
34
начиная от точки питания к периферии. При таком порядке выбора легче
избежать возможности ошибок. В результате выявляются нулевые точки –
конечные точки встречи потоков газа, идущих по разным направлениям.
Пути движения транзитных потоков газа выбирают так, чтобы, соблюдая
первое условие, одновременно добиваться как можно более равномерного распределения потоков газа по всем направлениям. На расчётной схеме показывают «отcечки» – точки, через которые транзитные расходы газа не проходят.
Необходимо также учитывать возможность увязки сети. При расчёте каждой
такой сети вначале рассчитываются самые длинные направления от ГРП к нулевым точкам.
Основные исходные данные для расчёта кольцевой газовой сети низкого
давления:
1) общая протяжённость сети, Σli , м;
2) максимальное часовое потребление газа, Qi , м3/ч;
3) расчётный перепад давления, ∆P , Па (принимается в соответствии с
вариантом задания);
4) схема газифицируемых кварталов (принимается в соответствии с вариантом задания).
Для наглядности рассмотрим методику расчёта кольцевых газовых сетей
на конкретном примере для микрорайона, изображённого на рисунке 1. Требуется определить диаметры газопроводов на всех участках.
Рисунок 1 – Схема расположения газифицируемых кварталов
35
Прежде всего вычерчивается схема газифицируемых кварталов в масштабе,
определяются их площади и изображается схема газоотдачи кольцевой сети (см.
рисунок 2). На этой схеме указываются длины участков сети, номера кварталов
(буквами), площади кварталов и контуры (кольца) цифрами.
Рисунок 2 – Схема подачи газа в кольцевой сети
По схеме подачи газа в кольцевой сети строится в том же масштабе расчётная схема сети низкого давления (см. рис. 3). На этой схеме показываются:
присоединение газовой сети низкого давления к ГРП, кварталы – римскими буквами (в кружочках), кольца – римскими цифрами (в кружочках), узлы – арабскими цифрами и длины участков газовой сети.
Рисунок 3 – Расчётная схема кольцевой сети низкого давления
36
Расчёт производится в следующей последовательности.
1. Определяются максимальные часовые расхода для каждой зоны (квартала), Q , м3/ч, по формуле:
К
Q = N ⋅ е,
К
(48)
Ж
где
NЖ – численность населения квартала, чел.
Удельный расход газа на одного человека по району застройки, е,
м3/(ч· чел.), определяют по формуле:
ч
QСНД
e=
,
(49)
N района
где
ч
QСНД
– часовой расход сети низкого давления района застройки, м3/ч;
Nрайона – численность населения района застройки, чел.
2. Рассчитывается суммарная длина питающего контура, lК, м, для каждой
из зон (кварталов) по формуле:
lК = ΣlКi ,
(50)
Например, для квартала А l = 100 + 200 + 100 = 400 м.
3. Определяются удельные расходы, qК, м3/(ч· м), для каждого контура по
формуле:
Q
qК = Ki .
(51)
lKi
Результаты расчётов удельных путевых расходов для всех питающих
контуров сети заносятся в таблицу 14.
Таблица 14 – Удельные путевые расходы для всех питающих контуров
кольцевой газовой сети
Газоснабжаемые зоны
Числен№
Расход
Удельный
ность накольца
газа,
расход газа,
селения,
(контура)
3
е, м /(ч· чел.)
QK, м3/ч
Nж, чел.
1квартал
I
2 квартал
и т . д.
II
A
B
C
37
Длина
питающего
контура,
lK , м
Удельный
путевой расход,
qK, м3/ч м
∑Q
Сумма часовых расходов, приходящихся на площади всех колец,
к
,
должна сходиться с часовым расходом газа сети низкого давления, Q . Проч
снд
верка:
∑ Q = ∑Q
к
ч
СНД
, невязка до 3%.
4. Задаётся начальное распределение потоков газа в сети. Стрелками указываются направления потоков (см. рис. 3). Первоначально назначаются направления движения газа от точки питания 11 по газопроводам к периферии
кратчайшим путём. В результате получаются две концевые точки схода потоков 3 и 7 и пять концевых точек тупиковых ответвлений: 1, 5, 9, 13, 14. Для повышения надёжности сети, в частности для взаимного резервирования
участков, выполняются 2 контура (2-3-4-8-7-6) и контур I (6-7-8-13-12-11-10).
5. Определяются путевые расходы для всех участков сети на основе данных, полученных в таблице 13. При этом удельные расходы для участков, принадлежащих двум различным контурам, qi , м3/ч, суммируются, то есть:
qi = qK + qK +1 .
(52)
Например, для участка 6-2: q6−2 = qII + q A .
6. Путевые расходы для каждого из участков, QП, м3/ч, определяются по
формуле:
QП = qi li .
(53)
7. Расходы в начале участка, Qj, м3/ч, принимаются равными:
Q = 0,5 Q .
П
j
(54)
8. Расчётный расход газа на участке, Qр, м3/ч, принимается равным:
Q = Q + 0,5 Q .
(55)
Р
Т
П
Результаты определения расчётных расходов газа заносятся в таблицу 15.
Таблица 15 – Результаты определения расчётных расходов газа в контурах
кольцевой газовой сети
№
участка
1
Длина
участка,
li, м
2
Расход газа, м3/ч
Удельный путевой
расход, qi, м3/ч м
QП
0,5QП
QТ
QР
3
4
5
6
7
Предварительные расчётные расходы по участкам сети определены верно, если отклонение расчётных расходов на головных участках ГРП от максимального часового расхода на район не превышает 10%.
38
Отклонение расчётных расходов на головных участках ГРП от максимального часового расхода на район, δ:
δ=
∑ QРГРП − QчСНД
ч
∑ QСНД
× 100% ≤ 10% .
(56)
9. Допустимые потери давления на трение с десятипроцентным запасом
на местные сопротивления составляют:
∆P
∆PТ = l .
(57)
1,1
10. Определяются удельные потери давления на трение, ∆РУД, Па/м, на
каждом из направлений по формуле
∆P
∆PУД = Т .
(58)
lНАП
 ∆P 
11. По номограмме QP = f  d ,
 (Приложение 9) определяются диаl 

∆P 

метры для каждого из участков сети d = f  QP ,
 , мм.
l 

Результаты расчёта диаметров, d, удельных перепадов давлений, перепадов
давлений на участках, а также отношений заносятся в таблицу 16 (столбцы 1-9)
гидравлического расчёта кольцевой сети.
Значения ∆Р/L, Qр, ∆Р следует записывать со знаком «+», если газ движется по часовой стрелке, и со знаком «–», если газ движется против часовой
стрелки.
Целесообразно по ходу расчёта оценивать возможность невязки в кольцах
и учитывать их при назначении диаметров. Чем точнее будет осуществлён
предварительный подбор диаметров кольцевой сети, тем меньше труда будет
затрачено на увязку сети и дальнейшие расчёты.
12. Далее определяем невязку в каждом кольце, δк, %, по формуле:
n
δк =
∑ ∆P
i =1
n
i
0,5∑ ∆Pi
,
i =1
где
к – номер соответствующего кольца;
i – условный номер участка кольца;
n – количество всех участков кольца.
Если δк >10%, то выполняем гидравлическую увязку колец.
39
(59)
13. Методика гидравлической увязки колец. Для этого, прежде всего, рассчитываются первые поправочные круговые расходы для всех колец, ∆Q´, м3/ч,
по формуле:
∑ ∆P
i .
′
∆Q = −
(60)
∆P
1,75 ∑ i
Q
i
14. Рассчитываются вторые поправочные расходы колец, ∆Q´´, м3/ч, по
формуле:
∆Q′′ = − ∑
∆Pij ∆Q j
.
∆Pij
∑Q
ij
(61)
15. Рассчитываются полные круговые поправочные расходы колец, ∆QК,
м /ч, по формуле:
∆QK = ∆Q′ + ∆Q′′ .
(62)
3
16. Определяются полные поправочные расходы участков, принадлежащие к двум смежным кольцам, ∆QУЧ, м3/ч, по формуле:
∆QУЧ = ∆QКI + ∆QКII .
(63)
17. Определяются полные поправочные расходы участков, принадлежащих одному кольцу, по формуле:
∆QУЧ = ∆QK .
(64)
18. Определяются новые расчётные расходы на участках в первом приI
ближении (итерация), QУЧ
, м3/ч, по формуле:
I
QУЧ
= QУЧ + ∆QУЧ .
(65)
 ∆P 
19. По номограмме (Приложение 9) Q = f 
, d  определяются в первом
 l

∆P
приближении удельные перепады давления
, Па/м.
l
20. Определяются перепады давления ∆P I в первой итерации для каждого из участков по формуле:
 ∆P 
∆P = l 
(66)
 .
 l 
21. Определяется невязка (ошибка) в определении давления. Если невязка
не превышает 10%, то расчёт можно ограничить первой итерацией. Если невязка превысит 10%, то расчёты следует продолжить, то есть выполнить вторую
итерацию.
2
I
40
Результаты расчёта заносятся в таблицу 16 (столбцы 10-19).
Таблица 16 – Результаты гидравлического расчёта кольцевой газовой сети
Номер
кольца
номер
1
2
Участки
номер
соседнего
l, м
кольца
3
4
Предварительное распределение расходов
d x s,
мм
Qр ,
м3/ч
∆P/l,
Па/м
∆P,
Па
∆P/Qр,
Па· ч/м3
5
6
7
8
9
Продолжение табл. 16
∆QI,
м3/ч
10
Qр ,
м3/ч
11
Первая итерация
∆P/l,
∆P,
Па/м
Па
12
13
∆P/Qр,
Па ч/м3
14
∆QII,
м3/ч
15
Qр ,
м3/ч
16
Вторая итерация
∆P/l,
∆P,
∆P/Qр,
Па/м
Па
Па· ч/м3
17
18
19
II.4.3 Гидравлический расчёт сети высокого (среднего) давления
Газовые сети высокого давления являются верхним иерархическим уровнем городской системы газоснабжения. Для средних и больших городов их
проектируют кольцевыми, и только для малых городов они могут выполняться
в виде разветвлённых тупиковых сетей [21].
Расчётный перепад для сетей высокого давления определяют исходя из
следующих соображений. Начальное давление принимают максимальным согласно [1]. Конечное давление принимают таким, чтобы при максимальной нагрузке сети было обеспечено минимально допустимое давление газа перед
регуляторами. Величина этого давления складывается из максимального давления газа перед горелками, перепада давлений в абонентском ответвлении при
максимальной нагрузке и перепада в ГРП. В большинстве случаев перед ГРП
достаточно иметь избыточное давление – примерно 0,15-0,2 МПа.
При расчёте кольцевых сетей необходимо оставлять резерв давления для
увеличения пропускной способности системы при аварийных гидравлических
режимах. Принятый резерв следует проверять расчётом при возникновении
наиболее неблагоприятных аварийных ситуаций. Такие режимы обычно возни41
кают при выключении головных участков сети. Для многокольцевой сети неблагоприятных режимов, которые необходимо проверить расчётом, может быть
несколько.
Ввиду кратковременности аварийных ситуаций следует допускать снижение
качества системы при отказах её элементов. Снижение качества оценивают коэффициентом обеспеченности, Коб, который зависит от категории потребителей.
Сети высокого (среднего) давления являются управляемыми, к ним присоединяют ограниченное число крупных потребителей, режимом подачи газа
которых управляет диспетчерская служба.
Следствием управляемости сети является и особая постановка задачи
расчёта аварийного гидравлического режима, заключающегося в том, что не
только в расчётном режиме, но и в аварийных ситуациях узловые расходы газа
являются заданными.
Это положение позволяет вести расчёт аварийных режимов теми же методами, какими определяют диаметр газопроводов при расчётном режиме. Отличие состоит лишь в том, что меняется геометрия сети: выключают один или
несколько элементов и уменьшают узловые нагрузки в соответствии с принятыми Коб. Возможное уменьшение подачи газа ограничено нижним пределом,
который устанавливают из соображений минимально допустимого давления газа перед приборами. Это минимальное давление определяется минимальной нагрузкой, которую принимают равной 50% расчётного значения. Половину
нормы газообразного топлива будут получать примерно 20-30% потребителей,
причём такое снижение подачи топлива существенно не отразится на приготовлении пищи [21].
В основном это будет отражаться на качестве горячего водоснабжения.
Как показывают исследования, при снижении давления после ГРП можно
уменьшить максимальный расход примерно на 15-20%.
Следовательно, для коммунально-бытовых потребителей, присоединённых
к сети низкого давления, коэффициент обеспеченности, Коб, можно принять равным 0,8-0,85. Учитывая кратковременность аварийных ситуаций и теплоаккумулирующую способность зданий, можно сократить подачу газа на отопительные
цели. Коб для отопительных котельных можно принимать равным 0,7-0,75.
Значение Коб для промышленных предприятий определяют из следующих
соображений. Если предприятие имеет резервную систему снабжения топливом, то Коб = 0. При её отсутствии допустимое сокращение подачи газа зависит
от сокращения подачи теплоты на отопительные цели. Для технологических
нужд сокращать подачу газа не следует. Таким образом, коэффициент Коб мож42
но определить для всех сосредоточенных потребителей и на их основе рассчитать аварийные гидравлические режимы. После обоснования коэффициентов
обеспеченности для всех потребителей решают вторую задачу, то есть определяют необходимый резерв пропускной способности сети.
Для однокольцевого газопровода аварийных режимов, подлежащих расчёту, два: при выключении головных участков слева и справа от точки питания.
Так как при выключении головных участков однокольцевой газопровод превращается в тупиковый, то диаметр кольца можно определить из расчёта аварийного гидравлического режима при лимитированном газоснабжении для
тупиковой линии. Рекомендуется следующий порядок расчёта однокольцевой
газовой сети высокого (среднего) давления:
1. Расходы газа потребителями уже вычислены, данные таблицы 9. Давление газа на выходе из ГРС принимается по заданию, Приложение 1. Давление
перед конечными потребителями принимается равным минимально допустимому для данной ступени давления как абсолютное значение, Рк = 0,3 МПа.
Намечаем направление движения газа по сети и определяем резервирующую перемычку – это будет участок, лежащий на противоположном конце
кольца относительно ГРС.
2. Определяем, по возможности, равновеликий диаметр кольца в зависимости от расчётного расхода, Qр , м3/ч, и среднеквадратичной потери давления газа, Аср , кПа2/м:
n
Q р = 0,59
Аср =
где
∑K
i =1
об
·Qi .
Pн2 − Pк2
P Q2 1
,
= λρ0l 0 2 · 05 ·
1,1Lk
81π d 1,1Lk
(67)
(68)
3
Q р – расчётный расход газа по кольцу, м /ч;
K об – коэффициент обеспеченности потребителя газом при аварийной
ситуации (таблица 17);
3
Q – расчётные расходы газа потребителями, м /ч;
i
Pн и Pк – абсолютные давления газа в начале и в конце газопровода, кПа;
LK – протяжённость кольца, м (коэффициент 1,1 учитывает местные сопротивления);
Р0 – атмосферное давление, Р0 =101,325 кПа;
λ – коэффициент гидравлического трения;
l – расчётная длина газопровода постоянного диаметра, м;
ρ0 – плотность газа при нормальных условиях, кг/м3;
43
d – внутренний диаметр газопровода, определяется согласно формуле (45)
пункта II.4.1. настоящего пособия, см.
Таблица 17 – Значения коэффициентов обеспеченности
аварийной ситуации для промышленных предприятий
Потребители
газом
при
Коэффициент обеспеченности газом, K об
1. ГРП
2. Хлебозавод
3. Котельная
4. Прачечная
5. Бани
6. ТЭЦ, РОК
7. Больница
8. Промышленные предприятия
9. Мясокомбинат
10. Автохозяйство
0,82-0,85
0,6
0,7-0,75
0,6
0,6
0,5*
0,6
0,7-0,9
0,7
0,5
* – при наличии резервного топлива.
Целесообразно принимать постоянный диаметр кольца. Если такой диаметр подобрать не удастся, то участки газопроводов, расположенные диаметрально противоположно точке питания, следует прокладывать меньшего
диаметра, но не менее чем 0,75 диаметра головного участка.
3. Рассчитывают аварийные режимы при выключенном головном участке
справа, затем слева от начальной точки конца. Стремление использовать весь
перепад давления, ( PH − PK ) , в обоих режимах требует корректировки первоначально принятых диаметров по кольцу.
Изменение диаметров (увеличение протяжённости большего или меньшего их значения) в одном режиме требует внесения изменения во втором режиме
и наоборот. В результате этого расчёта диаметры по кольцу принимаются
окончательно.
4. Затем считают нормальный режим при уже известных диаметрах по
кольцу и снабжении газом всех потребителей на 100%. В результате расчёта
нормального режима определяют резерв давления в точке встречи потоков, минимально необходимый для нормального снабжения газом всех потребителей
при самых сложных аварийных ситуациях, а также давления в каждой точке
подсоединения потребителей, что позволяет разрабатывать проект газоснабжения каждого из них.
44
5. По завершении расчёта конечных давлений во всех узловых точках
кольца проверяется увязка потерь давления в полукольцах (от точки разветвления до точки схода).
В результате расчёта кольца, исходя из предварительного распределения
потоков, определяем невязку, δ, %, в кольце по формуле:
(p − p )
δ= ∑
⋅ 100% .
0,5∑ ( p − p )
2
2
Hi
Ki
2
2
Hi
Ki
(69)
Невязка по давлению при расчёте нормального режима не должна превышать 10%, если данное условие не соблюдается, то вводим круговой поправочный расход (м3/ч).
В соответствии с методом Якоби поправочный расход, ∆Qк, м3/ч, определяется по формуле:
∆Q = ∆Q + ∆Q .
(70)
К
'
''
К
К
Поправочные расходы ∆Q , ∆Q , м3/ч, определяют по формулам
'
''
К
К
∆QK
/
∑( p
=−
(p
2∑
− pKi2 )
2
Hi
,
(71)
ΣP − P ∆Q
∆Q = −
.
P −P
Σ
Q
(72)
''
2
Hi
− pKi2 )
Qi
2
2
Нij
Кij
К
j
2
2
Нi
Кi
i
Затем вычитаем круговой поправочный расход с перегруженной ветви и
прибавляем к расходам на противоположной ветви тот же круговой поправочный расход.
При известном диаметре и новых расходах определяем потери давления
на каждом участке. После чего определяем невязку заново по формуле (69).
Результаты расчёта сводятся в таблицы 18, 19.
Таблица 18 – Результаты гидравлического расчёта аварийных режимов
сети высокого давления
Отказал участок 1-2
Отказал участок 1-19
Показатели участка
2
2
Показатели
участка
(Рн – Рк )/L, Рн2 – Рк2,
(Рн2 – Рк2)/L, Рн2 – Рк2,
№
№
dнxS,
Lу,
Qу,
dнxS,
Lу,
Qу,
2
2
Па /м
Па
Па2/м
Па2
3
3
мм
м
м
/ч
мм
м
м
/ч
уч-ка
уч-ка
Σ Рн2 – Рк2=
Σ Рн2 – Рк2=
45
Таблица 19 – Потокораспределение при нормальном гидравлическом режиме
Показатели
участка
№ dнxS, Lу,
уч- мм
м
ка
1
2
3
Окончательное распределение
расходов
(Рн2 – Рк2)/L, Рн2 – Рк2, (Рн2 – Рк2)/Qуч, Qу, (Рн2 – Рк2)/L, Рн2 – Рк2, 1,1(Рн2 – Рк2),
Па2/м
Па2
Па2
м3/ч
Па2/м
Па2
Па2
Предварительное распределение
Qу,
м3/ч
4
5
6
7
Σ Рн2 – Рк2=
Σ |Рн2 – Рк2|=
8
9
10
11
Σ Рн2 – Рк2=
Σ |Рн2 – Рк2|=
II.5 Подбор оборудования ГРП
II.5.1 Подбор регуляторов давления
Для снижения давления газа и поддержания его на заданном уровне в
системах газоснабжения должны предусматриваться газорегуляторные пункты
(ГРП, ГРПБ, ШРП) или газорегуляторные установки (ГРУ) [22].
По давлению газа ГРП, ГРПБ подразделяются на:
− с входным давлением до 0,6 ΜПа;
− с входным давлением свыше 0,6 МПа до 1,2 МПа.
По давлению газа ШРП подразделяются на:
− с входным давлением газа до 0,3 МПа;
− с входным давлением газа свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа;
− с входным давлением газа свыше 0,6 МПа до 1,2 МПа.
Размещают ГРП, как правило, в специальных отдельно стоящих зданиях
или шкафах на несгораемых опорах. Отдельно стоящие ГРП, ГРПБ и ШРП размещают с учётом исключения их повреждения от наезда транспорта, стихийных бедствий, урагана и др. Рекомендуется в пределах охранной зоны ГРП,
ГРПБ и ШРП устанавливать ограждения, например из металлической сетки,
высотой 1,6 м.
При размещении отдельно стоящих, пристроенных и встроенных ГРП
обеспечивают свободные подъездные пути с твёрдым покрытием для транспорта, в том числе аварийных и пожарных машин. Для отдельно стоящих ГРП и
ГРПБ, размещаемых вблизи зданий, особенно повышенной этажности, учитывают зону ветрового подпора при устройстве вентиляции. Вентиляция помещений ГРУ должна соответствовать требованиям основного производства.
46
Размещение ШРП с входным давлением газа свыше 0,6 до 1,2 МПа на наружных стенах здания не допускается.
ШРП с входным давлением газа до 0,6 МПа допускается устанавливать на
наружных стенах газифицируемых производственных зданий не ниже III степени огнестойкости класса СО, зданий котельных, общественных и бытовых зданий производственного назначения, а также на наружных стенах действующих
ГРП. Отдельно стоящие ГРП – в садах, скверах, внутри жилых кварталов, на
территориях производственных и коммунальных предприятий с давлением газа
на входе до 0,6 МПа – устанавливают на расстоянии, не менее указанных в [1].
ГРУ размещают в свободных для доступа обслуживающего персонала
местах с естественным или искусственным освещением. Основной проход между выступающими ограждениями и ГРУ должен быть не менее 1 м.
На промышленных предприятиях при наличии в них собственных газовых служб допускается подача газа одинакового давления от ГРУ, расположенного в одном здании, к другим отдельно стоящим зданиям.
При размещении ГРУ на площадках, расположенных выше уровня по ла более 1,5 м, на площадку обеспечивают доступ с двух сторон по отдельным лестницам.
Оборудование, размещаемое в помещениях ГРП, должно быть доступно
для ремонта и обслуживания, ширина основных проходов между оборудованием и другими предметами должна быть не менее 0,8 м, а между параллельными
рядами оборудования – не менее 0,4 м.
В помещениях категории А полы должны быть безыскровыми, конструкции окон и дверей должны исключать образование искр.
Стены, разделяющие помещения ГРП, необходимо предусматривать противопожарного типа, газонепроницаемыми, они должны опираться на фундамент.
Швы сопряжения стен и фундаментов всех помещений ГРП перевязываются.
Вспомогательные помещения оборудуются самостоятельным выходом
наружу из здания, не связанным с технологическим помещением.
Двери ГРП и ГРПБ предусматривают противопожарными и открывающимися наружу.
Устройство дымовых и вентиляционных каналов в разделяющих стенах, а
также в стенах зданий, к которым пристраиваются ГРП (в пределах примыкания ГРП), не допускается. Помещения, в которых расположены узлы редуцирования с регуляторами давления, отдельно стоящие, пристроенные и встроенные
ГРП и ГРПБ должны отвечать требованиям СНиП 2.09.03 и СНиП 21-01 для
помещений категории А.
47
При выносе из ГРП части оборудования наружу оно должно находиться в
ограде ГРП высотой не менее 2 м.
Необходимость отопления помещений ΓΡΠ, ГРПБ и вид теплоносителя
определяются в соответствии с требованиями СНиП 2.04.05 с учётом климатического исполнения и категорий применяемых изделий и оборудования по
ГОСТ 15150.
При устройстве местного отопления ГРП и ГРПБ от газовых водонагревателей узел редуцирования на отопительную установку размещается в основном
технологическом помещении. При размещении в ГРП смежных с регуляторным
залом помещений, где размещаются отопительные приборы, приборы КИП и
др., отверстия для прохода коммуникаций из зала в смежные помещения при
прокладке в них труб должны иметь уплотнения, исключающие возможность
проникновения газовоздушной смеси из технологического помещения.
Размещать ГРП в подвальных и полуподвальных помещениях, а также в
колодцах запрещено, так как в этих условиях трудно организовать хорошую
вентиляцию, необходимую даже при незначительных утечках газа.
В состав оборудования ГРП, ГРУ, ГРПБ и ШРП входят:
− запорная арматура;
− регуляторы давления;
− предохранительно-запорные клапаны (далее – ПЗК);
− предохранительные сбросные клапаны (далее – ПСК);
− приборы замера расхода газа;
− приборы КИП.
Запорная арматура выбирается согласно требованиям раздела 7 «Запорная
арматура» [1].
В качестве регулирующих устройств могут применяться:
− регуляторы давления газа с односедельным клапаном;
− клапаны регулирующие двухседельные;
− поворотные заслонки с электронным регулятором и исполнительным
механизмом. Для прекращения подачи газа к потребителям при недопустимом
повышении или понижении давления газа за регулирующим устройством применяются ПЗК различных конструкций (рычажные, пружинные, с соляноидным
приводом и др.), отвечающие приведённым ниже требованиям:
− ПЗК рассчитывают на входное рабочее давление, МПа, по ряду: 0,05;
0,3; 0,6; 1,2; 1,6 с диапазоном срабатывания при повышении давления, МПа, от
0,002 до 0,75, а также с диапазоном срабатывания при понижении давления,
МПа, от 0,0003 до 0,03;
48
− конструкция ПЗК должна исключать самопроизвольное открытие запорного органа без вмешательства обслуживающего персонала;
− герметичность запорного органа ПЗК должна соответствовать классу
«А» по ГОСТ 9544;
− точность срабатывания должна составлять, как правило, ± 5% заданных
величин контролируемого давления для ПЗК, устанавливаемых в ГРП, и ± 10%
для ПЗК в ШРП и ГРУ.
Для сброса газа за регулятором в случае кратковременного повышения
давления газа сверхустановленного должны применяться предохранительные
сбросные клапаны (ПСК), которые могут быть мембранными и пружинными.
Пружинные ПСК должны быть снабжены устройством для их принудительного открытия. ШРП пропускной способностью до 100 м3/ч, оснащённые регулятором с двухступенчатым регулированием, допускается не оснащать ПСК.
ПСК должны обеспечивать открытие при повышении установленного
максимального рабочего давления не более чем на 15%.
ПСК должны быть рассчитаны на входное рабочее давление, МПа, по ряду: от 0,001 до 1,6 с диапазоном срабатывания, МПа, от 0,001 до 1,6.
Трубопроводы, отводящие газ от ПСК в ШРП, устанавливаемые на опорах, следует выводить на высоту не менее 4 м от уровня земли, а при размещении ШРП на стене здания – на 1 м выше карниза или парапета здания.
Для ШРП пропускной способностью до 400 м3/ч допускается предусматривать вывод сбросного газопровода от ПСК за заднюю стенку шкафа.
При наличии телефонной связи установку телефонного аппарата предусматривают вне помещения регуляторов или снаружи здания в специальном ящике.
Допускается установка телефонного аппарата во взрывозащищённом исполнении непосредственно в помещении регуляторов.
Для очистки газа от механических примесей и пыли применяют фильтры
заводского изготовления, в паспортах которых должны указываться их пропускная способность при различных входных рабочих давлениях и потери давления в фильтрах.
Фильтрующие материалы должны обеспечивать требуемую очистку газа,
не образовывать с ним химических соединений и не разрушаться от постоянного воздействия газа.
Пропускную способность ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ (регулятора давления)
следует производить с увеличением на 15-20% максимального расчётного расхода газа потребителями с учётом требуемого перепада давления.
49
Газовое оборудование в газорегулирующих блоках ГРП, ГРПБ и ГРУ
располагают в следующей последовательности:
− общий запорный орган с ручным управлением для полного отключения
ГРП и ГРУ;
− фильтр или группа фильтров с байпасами или без них;
− расходомер (камерная диафрагма с дифманометрами, газовый счётчик).
Газовый счётчик может быть установлен после регулятора давления на
низкой стороне в зависимости от принятой схемы газоснабжения;
− предохранительный запорный клапан (ПЗК);
− регулятор давления газа;
− предохранительный сбросной клапан (ПСК) после регулятора.
При устройстве байпаса газорегуляторного блока ГРП, ГРПБ, ШРП и
ГРУ предусматривается установка последовательно двух отключающих устройств с установкой манометра между ними.
Диаметр байпаса должен быть не менее диаметра седла клапана регулятора давления газа.
В ШРП вместо байпаса рекомендуется устройство второй нитки редуцирования.
При отсутствии в ШРП расходомера установка регистрирующих приборов для измерения входного и выходного давления и температуры газа не
обязательна.
Газопроводы ГРП, ГРПБ, ШРП, ГРУ следует окрашивать в цвет согласно
ГОСТ 14202.
В ГРП, ГРПБ и ГРУ предусматривают продувочные газопроводы:
− на входном газопроводе – после первого отключающего устройства;
− на байпасе (обводном газопроводе) – между двумя отключающими устройствами;
− на участках газопровода – с оборудованием, отключаемым для производства профилактического осмотра и ремонта.
Условный диаметр таких газопроводов должен быть не менее 20 мм.
Условный диаметр сбросного газопровода, отводящего газ от ПСК, должен
быть равен условному диаметру выходного патрубка клапана, но не менее 20 мм.
Продувочные и сбросные газопроводы должны иметь минимальное число
поворотов. На концах продувочных и сбросных газопроводов предусматривают
устройства, исключающие попадание атмосферных осадков в эти газопроводы.
Правильный выбор типа регулятора давления газа и размера его исполнительного устройства имеет большое значение для работы автоматической газорегулирующей системы.
50
Прежде чем приступить к выбору регулятора давления газа, следует установить:
1) с какой точностью необходимо поддерживать давление газа в контролируемой точке;
2) тип объекта регулирования;
3) максимальный и минимальный отбор газа, м3/ч;
4) максимальное и минимальное входное давление, МПа;
5) максимальное и минимальное выходное давление, МПа;
6) необходимость полной герметичности закрытия клапана регулятора
давления газа;
7) максимально допустимое отклонение регулируемого давления и время
переходного процесса регулирования;
8) требования к бесшумности в работе при высоких давлениях и больших
расходах.
Из используемых в практике регуляторов давления наиболее точно поддерживают заданное выходное давление регуляторы непрямого действия с изодромным законом регулирования, наименее точно – регуляторы давления
прямого действия со статическим законом регулирования.
Основным требованием при подборе регулятора давления является обеспечение устойчивости его работы на всех возможных режимах.
Регуляторы давления выбираются по расчётному (максимальному часовому) расходу газа при требуемом перепаде давления. Пропускная способность
таких регуляторов определяется по паспортным данным заводов-изготовителей,
полученным экспериментальным путём. Её величину рекомендуется принимать
на 15-20% больше максимального значения расчётного расхода газа [4]. Технические характеристики регуляторов давления приведены в Приложении 7. Если условия работы регулятора отличаются от паспортных данных, делают пересчёт
производительности на рабочие условия.
Выбор регулятора давления производится по значению коэффициента
пропускной способности, КV [1].
Расчётная зависимость примет вид:
Q0 = 5260 KV ε
где
P1 ∆P
,
ρ0 T1Z1
(73)
Q0 – расход газа через регулятор давления (расход газа через ГРП), м3/ч;
ε – коэффициент, учитывающий изменение плотности газа при движении
через дроссельный орган; значение коэффициента зависит от показателя
адиабаты k (для природного газа k = 1,3), значения отношения ∆Р/Р1 и
находится по графику [8];
51
Z – коэффициент сжимаемости газа (равен 1);
T – температура при нормальных условиях, К;
∆Р – перепад давлений на регуляторе (с учётом потерь в узле
редуцирования), МПа;
Р1 – абсолютное давление до регулятора, МПа;
ρ0 – плотность газа при нормальных условиях, кг/м3.
По формуле (73) выполняют расчёты регуляторов давления, принимая
значения КV по Приложению 7 в зависимости от типа регулятора и коэффициента ε, определяемого либо расчётом, либо по графику [8].
При докритическом перепаде давления пропускную способность определяют по формуле (73).
Если перепад давления меньше или равен критическому, то есть:
P2  P2 
≤   , то в формулу (73) подставляют критический перепад давлений, так
P1  P1  КР
как сверхзвуковая скорость при дросселировании невозможна, следовательно,
расход газа через регулятор при критическом перепаде давления определяется
по формуле:
 ∆P 
1− 

 Р1 кр
Q0 = 5260 KV ε P1
.
ρ0T1Z1
(74)
Для природного газа k = 1,3 и критическое отношение давлений:
k
 P2 
 2  k −1  P2 
(75)
  = 0,91 
 =   = 0,5 .
 k +1
 P1  КР
 P1  КР
Регулятор давления следует подбирать на расчётную пропускную способность, Qр, м3/ч, определяемую по формуле:
QP = (1,15 − 1, 20)Q MAX ,
где
Q
– максимальная пропускная способность ГРП.
Расчётный перепад давления, ∆P, МПа, определяется по формуле:
∆P = P1
MIN
где
(76)
MAX
− P2 − ∆PПОТ ,
(77)
P1MIN – минимальное давление газа перед регуляторной станцией, МПа;
P2 – регулируемое давление газа после регулятора, МПа;
∆PПОТ – суммарные потери давления газа после ГРП, исключая потери в
регуляторе давления, задаются значением 2-7 кПа, МПа.
Если известны пропускная способность регулятора при работе на газе определённого состава и при известных начальном и конечном давлении (таблич52
ные данные), то можно определить его производительность, Q, м3/ч, при использовании другого газа и работе на другом режиме.
Формулы пересчёта имеют вид:
- при докритическом режиме:
 P2   P2 
  >   = 0,5 ,
 P1   P1  КР
(78)
ρT0 ∆P P2
.
∆PT P2T ρ0
(79)
Q = QT
- при критическом режиме:
 P2 
  ≤ 0,50,
 P1 
(80)
ρT0
Q = 0,5 Q P1
.
∆PT P2T ρ0
(81)
T
В формулах (79-81) индексы Т относятся к табличным значениям выбранного типа регулятора давления газа.
Устойчивой работа регулятора будет при его загрузке в пределах 10-80%
от максимальной, то есть VУСТ = (0,1 ÷ 0,8) ⋅ V , или 0,1 ⋅ V ≤ VР ≤ 0,8 ⋅ V . Если это
условие не выполнено, то берётся регулятор другого типоразмера, и расчёт повторяется. Наиболее экономичным, с точки зрения наименьшей металлоёмкости, будет регулятор, максимальная пропускная способность которого, V,
превышает расчётный расход газа, Vр, на величину, близкую к 0,2 ⋅ V .
II.5.2 Подбор фильтров
Для очистки газа на газорегуляторных пунктах устанавливают волосяные
и сетчатые фильтры. При условных диаметрах больше 50 мм применяют волосяные фильтры, а при диаметрах 50 мм и менее – сетчатые.
Волосяные фильтры выпускают двух модификаций с максимальным давлением до 0,6 МПа и до 1 МПа. Перепад давления на кассете фильтра не должен превышать 10 кПа. Если он будет больше, то необходима очистка фильтра.
В условиях эксплуатации перепад давления на фильтре обычно не превышает 3000…5000 Па.
По таблице 20 подбирается типоразмер волосяного фильтра, устанавливаемого перед регулятором давления, и определяются основные табличные
значения его параметров: пропускная способность, Vт (м3/ч), перепад давления,
53
∆Рфт (кПа), давление, Р1т (МПа) при плотности природного газа ρ0 = 0,73 кг/м 3
при нормальных условиях (То = 273 К, Ро = 101,3 кПа).
Определяется фактический перепад давления в фильтре, ∆Рф, кПа, по
формуле:
 ρ  РТ 
· · 1  .
(82)
Р
ρ
 0  1 
Перепад давления перед регулятором, Р1Т, кПа, определяют по формуле:
Р1Т = Р1 абсТ – ∆РфТ.
(83)
Т
Р1 = 600 + 100 – 5 = 695 кПа.
V 
∆Рф = ∆Рф  т 
V 
2
т
Таблица 20 – Характеристика волосяных фильтров
Тип фильтра
ФВ-50
ФВ-100
ФВ-200
Vт (м3/ч)
6000
14750
38600
Примечание: Р1Т = 600 кПа (изб.), ∆РфТ = 5 кПа, То = 273 К, ρо = 0,73 кг/м3.
Определяются плотности газа, ρ1, ρ2, кг/м3, при давлениях Р1 и Р2 при
температурах Т1 и Т2 до и после регулятора давления по формуле:
Р
ρ1,2 = ρ 1 .
(84)
Р0
Определяется скорость движения газа в линии редуцирования до и после
редуктора, ω1,2, м/с, по формуле:
VР0
ω1,2 =
,
(85)
F1,2 Р1,2 абс
F1,2 – площадь линии редуцирования, м2.
Определяется скорость движения газа в газопроводе после регулятора
давления, ω3, м/с, по формуле:
VР0
ω3 =
,
(86)
F3 Р2 абс
где
F3 – площадь газопровода после линии редуцирования, м2.
Максимальные значения скорости не должны превышать регламентируемые значения [4], в противном случае принимается другой диаметр и расчёт
повторяется.
При значении D ≠ (1,5 ÷ 2,5) d следует применять для определения ξ формулу Борда:
где
54
2
  d 2 
(87)
ξ = 1 −    ,
  D  
где d – диаметр линии редуцирования, м.
При значении D = (1,5 ÷ 2,5)d определяются местные гидравлические потери давления в линии редуцирования до и после регулятора давления, ∆Рм 1,2 ,
кПа, по формуле:
где
2
ω1,2
∆Рм 1,2 = ∑ ξ1,2
ρ1,2 ,
(88)
2
∑ξ1 – сумма коэффициентов местных сопротивлений до регулятора дав-
ления, определяются по таблице 20;
∑ξ
2
– сумма коэффициентов местных сопротивлений после регулятора
давления, определяются по таблице 21.
Таблица 21 – Коэффициенты местных сопротивлений на линии
редуцирования
Вид сопротивления
Кран
До регулятора
2
После регулятора
2
5
-
0,55
Клапан
Переход на больший диаметр
Определяются суммарные потери давления в линии редуцирования,
кПа:
∆Рпотсум = ∆Рф+∆Рм1 + ∆Рм2 ≤ ∆Рпот.
(89)
Полученная величина потери давления сравнивается с предварительно
принятой (2-7 кПа) величиной, если потери больше, то принимается другой регулятор давления и расчёт повторяется, так, увеличение потерь давления приводит к уменьшению запаса пропускной способности регулятора давления.
∆Рпотсум,
55
II.5.3 Подбор предохранительных клапанов
Выходное давление из ГРП контролируется предохранительным запорным клапаном (ПЗК) и предохранительным сбросным клапаном (ПСК). 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 срабатывает ПЗК.
Установку ПЗК следует предусматривать перед регулятором давления.
Предохранительные запорные отсекающие клапаны типа ПКН и ПКВ поставляются комплектно с соответствующими регуляторами давления газа. Они устанавливаются до регулятора давления газа после фильтра. Промышленность
выпускает два типа ПЗК: ПКН и ПКВ. Первый следует применять в случаях,
когда после ГРП или ГРУ поддерживается низкое давление, второй – среднее.
Настройка пределов срабатывания отключающего устройства:
Р
верхний предел – 125% от вых = 1, 25 Рвых ;
Рв
нижний предел – 5-10% от
Рвых
= 0,1Рвых ,
Рн
где
Рвых – выходное давление после регулятора, МПа.
Габариты и тип клапана определяются типом регулятора давления. ПЗК
обычно выбирают с таким же условным диаметром, как и у регулятора.
Предохранительные сбросные клапаны устанавливаются после регуляторов давления газа для исключения повышения давления газа в сети после ГРП,
а при наличии расходомера – после расходомера.
ПСК настраивается на срабатывание при достижении значения 115% от
Рвых
= 1,15 Рвых .
Р
Количество газа, подлежащее сбросу ПСК, QСБ, м3/ч, следует определять
по формуле:
QСБ = 0,0005·Q.
(90)
В зависимости от пределов срабатывания подбирается тип и марка ПЗК и
ПСК по Приложению 8.
56
II.6 Гидравлический расчёт внутридомового газопровода
В курсовом проекте студент проектирует внутридомовую газовую сеть
пятиэтажного жилого дома. План типового этажа выдаётся руководителем проекта. На кухнях жилого дома следует установить плиты газовые четырёхконфорочные и проточные водонагреватели. Тип и модель проточного
водоподогревателя и плиты выбирается самостоятельно.
Внутридомовые газопроводы выполняются из труб по [15], а для подземных газопроводов применяются бесшовные трубы по [16-17], сварные – по [18].
Дворовый газопровод под землёй подходит к углу газифицируемого жилого здания и на выходе из земли на него надевается футляр для предотвращения механического повреждения. Газовый колодец на ответвление к жилому
зданию должен располагаться на расстоянии не менее половины высоты здания. Глубина заложения дворового газопровода должна быть не менее 0,8 м от
поверхности земли до верха трубы и диаметром не менее 57x3 мм.
Газопровод до ввода в здание прокладывается открыто с креплением к
стенам здания при помощи кронштейнов над окнами первого этажа по дворовому фасаду здания.
Внутренние газопроводы состоят из вводов, стояков и квартирных разводок.
Внутренние газопроводы вводят в жилые и общественные здания через нежилые
помещения (лестничные клетки, кухни, коридоры), доступные для осмотра труб.
Обычно устраивают один ввод на секцию здания, но может быть отдельный ввод на
каждый стояк. На вводе в здание устанавливают отключающее устройство и изолирующие вставки (муфты), которые монтируют снаружи здания.
Для вводов низкого давления отключающие устройства размещают на
стенах здания на расстоянии не менее 0,5 м от дверных и открывающихся
оконных проёмов (Приложение 16, рисунок 16.1). При расположении отключающей арматуры на высоте более 2,2 м сооружают площадку с лестницами. Допускают вводы в технические коридоры и подполья зданий при
подводке наружных газопроводов низкого давления во внутриквартальных
коллекторах.
Вводы внутренних газопроводов влажного газа следует укладывать с уклоном в сторону внутриквартирного газопровода. Разводящие газопроводы от
ввода до стояков прокладывают в верхней части стен (под потолком) первого
этажа. Прокладку внутренних газопроводов предусматривают открытой, но допускают в бороздах стен, закрываемых легко снимающимися щитами, имеющими отверстия для вентиляции.
57
Внутренние газопроводы в жилых зданиях прокладывают по нежилым
помещениям. При проходе через стены они не должны пересекать дымовые,
вентиляционные каналы и другие технологические пустоты. Внутренние газопроводы в местах движения людей прокладывают на высоте не менее 2,2 м
от пола до низа газопровода. Прокладку внутренних газопроводов, транспортирующих осушенный газ, выполняют без уклона, а влажный газ – с уклоном
не менее 0,003.
В местах пересечения строительных конструкций (фундаменты, перекрытия, лестничные площадки, стены и перегородки) внутренние газопроводы прокладывают в стальных футлярах. Конец футляра выводят из стены или над
полом на 3 см. Диаметр футляра принимается из условия, чтобы кольцевой зазор между газопроводом и футляром был не менее 5 мм для газопроводов номинальным диаметром не более 32 мм и не менее 10 мм – для газопроводов
большего диаметра (Приложение 17, рисунок 17.1). В пределах футляра газопровод не должен иметь стыковых соединений.
Газовые стояки, по которым газ подают в квартирные разводки, представляют собой вертикально расположенные газопроводы, проходящие все
этажи. Их обычно прокладывают в помещениях кухонь или на лестничных
клетках. Прокладка стояков в жилых помещениях, ванных комнатах и санитарных узлах не разрешается. На стояках и разводящих газопроводах в местах,
удобных для обслуживания, устанавливают устройства для отключения стояков, обслуживающих более 5 этажей.
Квартирная разводка служит для подачи газа от стояков к газовым приборам и состоит из разводящих газопроводов и опусков к приборам. Разводящие
газопроводы прокладывают с уклоном не менее 0,001 к стояку или приборам.
Опуски к приборам выполняют отвесно, и на них устанавливают кран, а на
опусках после крана – сгон. Соединение труб внутренних газопроводов осуществляется сваркой. Разъёмные (резьбовые и фланцевые) соединения предусматривают только в местах установки запорной арматуры газовых приборов.
В жилых зданиях газопроводы крепят к стенам с помощью крюков. При
диаметре трубы более 40 мм крепление выполняют с помощью кронштейнов.
Расстояние между опорами принимают не более: 2,5 м при диаметре трубы
d = 15 мм; 3,5 м – при d = 25 мм; 5 м – при d = 50 мм. Зазоры между трубой и
стеной принимают 1,5-2 см. Расстояние между открыто проложенным электропроводом и стенкой газопровода должно быть не менее 10 см. Внутренние газопроводы, в том числе прокладываемые в каналах, следует окрашивать. Для
окраски следует предусматривать водостойкие лакокрасочные материалы.
58
В жилом доме в помещении, где размещается газоиспользующее оборудование, необходимо предусмотреть на газопроводе клапан термозапорный в
верхней части помещения, а также систему контроля загазованности помещений с автоматическим отключением подачи газа в следующих случаях:
- при мощности установленного оборудования свыше 60 кВт (~ 6,9 м3/ч);
- при размещении газоиспользующего оборудования в подвале, цокольных этажах, в пристройке к зданию независимо от тепловой мощности.
Размещение газоиспользующего оборудования в помещениях жилых зданий определяется по нормативно-технической литературе [1]. Установку газовых плит в жилых домах следует предусматривать в помещениях кухонь
высотой не менее 2,2 м, имеющих окно с форточкой (фрамугой), вытяжной
вентиляционный канал и естественное освещение. При этом внутренний объём
помещений кухонь должен быть не менее:
- 8 м3 для газовых плит с 2 горелками;
- 12 м3 для газовых плит с 3 горелками;
- 15 м3 для газовых плит с 4 горелками.
Установку водонагревателей, отопительных котлов и отопительных аппаратов следует предусматривать в кухнях и нежилых помещениях, предназначенных для их размещения и отвечающих соответствующим требованиям.
Установка указанных приборов в ванных комнатах не допускается. При установке в кухне газовой плиты и ёмкостного водонагревателя, газовой плиты и
отопительного котла или отопительного аппарата, а также газовой плиты с
встроенными устройствами для нагрева воды (отопления, горячего водоснабжения) объём кухни должен быть на 6 м3 больше объёма, указанного выше.
Кухня или помещение, где устанавливаются котлы, аппараты и газовые
водонагреватели, должны иметь вентиляционный канал. Для притока воздуха
следует предусматривать в нижней части двери или стены, выходящей в смежное помещение, решётку или зазор между дверью и полом с живым сечением
не менее 0,02 м2. Схема подключения газовой плиты и водонагревателя представлена в Приложении 18, рисунок 18.1, пример аксонометрической схемы газопровода – в Приложении 19, рисунок 19.1.
Гидравлический расчёт внутридомового газопровода производят для наиболее удалённого газового стояка и газоиспользующего прибора (газовой плиты или водонагревателя) с соблюдением заданного перепада давления газа,
Приложение 12.
Диаметр подводки к газовым плитам и ёмкостным водонагревателям типа
АГВ и АОГВ равен 15 мм, а к проточным водонагревателям типа ВПГ, Л-1,
КГИ – 20 мм.
59
Гидравлический расчёт внутридомового газопровода производится в два
этапа.
1. Сначала определяются расчётные расходы газа по участкам сети, Vi,
3
м /ч, по формуле:
n
q
Vi = ∑ iP ⋅ K o ⋅ ni ⋅ 3600 ,
(91)
i =1 QH
где qi – номинальная тепловая нагрузка i-го прибора или группы однотипных
приборов, кВт (Приложение 13);
Ко – коэффициент одновременности действия для однотипных приборов
или группы приборов (Приложение 14);
ni – количество однотипных приборов или групп приборов.
После определения расчётных расходов газа на каждом участке внутридомового газопровода приступаем ко второму этапу – гидравлическому расчёту.
2. Диаметром внутридомового газопровода задаёмся по номограмме для
гидравлического расчёта газопроводов низкого давления, Приложение 9. Определяем удельную потерю давления на участке газопровода в зависимости от
расчётного расхода газа. Расчётная длина участка определяется как сумма фактической и эквивалентной длины, которая учитывает потери давления в местных сопротивлениях.
2.1 Эквивалентная длина участка газопровода, ℓэкв, м, определяется по
формуле:
n
ℓ экв = ℓ э ⋅ ∑ ξ ,
(92)
i =1
где
ℓэ – удельная эквивалентная длина, м, определяется по Приложению 11;
∑ξ – сумма коэффициентов местных сопротивлений, Приложение 15.
2.2 Расчётная длина участка газопровода, ℓр, м, определяется по формуле:
ℓ р = ℓ ф + ℓ экв ,
(93)
где
ℓф – фактическая длина участка газопровода, м;
ℓэкв – эквивалентная длина участка газопровода, м.
2.3 В гидравлическом расчёте внутридомового газопровода необходимо
учитывать гидростатическое давление, Hg, Па, из-за большой разницы отметок
начала и конца участка газопровода по формуле:
H g = ± g ⋅ h ⋅ ( ρв − ρ г ) ,
(94)
где h – разность геометрических отметок начала и конца участка внутридомового газопровода, м;
ρв – плотность воздуха при нормальных условиях, кг/м3;
ρг – плотность газообразного топлива, кг/м3.
60
Для участков, где природный газ движется снизу вверх, гидростатический
напор положительный и поэтому вычисляется из потерь напора, а для участков,
где газ движется сверху вниз, потери напора нужно добавить к общей сумме
потерь.
2.4 Суммарные потери давления на участке, ∆р уд , Па/м:
∆p уч = ∆p уд ⋅ l p + H g
где
,
(95)
l p – расчётная длина участка, м.
Потери давления газа в бытовых газовых плитах можно принять от 40 до
60 Па, а в водонагревателях – 80…100 Па, в счётчике – 200Па [9, 14].
Суммарные потери от места врезки в газопровод до наиболее удалённого
прибора не должны превышать 600 Па. Результаты расчётов сводятся в таблицу 21.
Таблица 21 – Гидравлический расчёт домовых газопроводов
РасчётДейстный
Эквива- Расчётвительрасход
лентная ная
№
ная
длина, длина,
участка газа,
длина
,
lp, м
lэкв , м
Qdh ,
lд , м
3
м /ч
dн × δ ,
мм
Удельные Сопропадения тивление
давления, участка,
∆р уд ,
∆р уд ⋅ l р ,
Па/м
1-2
2-3
61
Па
Гидро- Потери
стати- давления
ческий на участнапор, ке, ∆p уч ,
H g , Па
Па
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. СП 42-101-2003. Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полимерных труб. – Взамен СП 42-104-97; введ. 08.07.2003. – Изд. офиц. – М. : ГП ЦПП, 2003. –
172 с.
2. СП 42-102 -2003. Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб. – Взамен СП 42-102-96; введ. 27.05.2004 – Изд. офиц. – М. :
ЗАО «Полимергаз», ФГУП ЦПП, 2004. – 123 с.
3. СП 42-103-2003. Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов. – Взамен
СП 42-101-96, СП 42-103-97, СП 42-105-99; введ. 27.11.03. – Изд. офиц. –
М. : ГП ЦПП, 2003. – 122 с.
4. СП 62.13330.2010. Газораспределительные системы. – Утв. приказом
Минрегион России от 27 декабря 2010 г. №780. Актуализированная
редакция СНиП 42-01-2002; введ. 20.05.201 / Минрегион России. – М. :
ОАО «ЦПП», 2011. – 52 с.
5. СНиП 23-01-99*. Строительная климатология. – Взамен СНиП 2.01.01-82;
введ. 01.01.2000. – Изд. офиц. – М. : ГП ЦПП, 2000. – 122 с.
6. Ионин, А. А Газоснабжение : учеб. для вузов / А. А. Ионин. – М. : Стройиздат,
1989. – 439 c.
7. Кулаков, И. Г.
Справочник
по
газоснабжению
/
И. Г Кулаков,
И. А. Бережнов. – Киев : Будивельник, 1979. – 224 с.
8. Скафтымов, Н. А. Основы газоснабжения : учеб. для вузов / Н. А. Скафтымов. –
Л. : Недра, 1975. – 343 с.
9. Стаскевич, Н. Л. Справочник по газоснабжению и использованию газа /
Н. Л. Стаскевич, Г. Н. Северинец, Д. Я. Вигдорчик. – Л. : Недра, 1990. – 762 с.
10. СНиП 2.07.01-89*. Планировка и застройка городских и сельских
поселений. – Взамен СНиП II-60-75; введ. 01.01.1990. – Изд. офиц. – М. :
ОАО «ЦПП», 2011. – 110 с.
11. ГОСТ 21.101-97. СПДС. Основные требования к проектной и рабочей
документации / Госстрой России. – М. : ГП ЦНС, ГУП ЦПП, 1998. – 42 с.
12. ГОСТ 21.610-85. СПДС. Газоснабжение. Наружные газопроводы / Госстрой
СССР. – М. : Издательство стандартов, 1986. – 6 с.
13. ГОСТ 21.609-83. СПДС. Газоснабжение. Внутренние устройства / Госстрой
СССР. – М. : Издательство стандартов, 1984. – 11 с.
62
14. Комина, Г. П. Гидравлический расчёт и проектирование газопроводов :
учеб. пособие по дисциплине «Газоснабжение» для студентов
специальности 270109 – Теплогазоснабжение и вентиляция / Г. П. Комина,
А. О. Прошутинский. – СПб. : СПбГАСУ, 2010. – 148 с.
15. ГОСТ Р 50838-2009. Трубы из полиэтилена для газопроводов. Технические
условия. – Взамен ГОСТ Р 5083895; введ. 17.09.1995. – Изд. офиц. – М. :
ФГУП «Стандартинформ», 2010. – 60 с.
16. ГОСТ 3262-75*. Трубы стальные водогазопроводные. Технические условия. –
Взамен ГОСТ 3262-62; введ. 01.01.1977. – Изд. офиц. – М. : ФГУП
«Стандартинформ», 2007. – 7 с.
17. ГОСТ 8732-78. Трубы стальные бесшовные горячедеформированные.
Сортамент. – Взамен ГОСТ 8732-70; введ. 01.01.1979. – Изд. офиц. – М. :
ФГУП «Стандартинформ», 2007. – 11 с.
18. ГОСТ 8734-75. Трубы стальные бесшовные холоднодеформированные.
Сортамент. – Взамен ГОСТ 8734-58; введ. 01.01.77 – Изд. офиц. – М. :
ФГУП «Стандартинформ», 2007. – 12 с.
19. ГОСТ 10704-91. Трубы стальные электросварные прямошовные. Сортамент. –
Взамен ГОСТ 10704-76; введ. 01.01.93 – Изд. офиц. – М. : ФГУП
«Стандартинформ», 2007. – 11 с.
20. Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления : ПБ
12-529-03; введ. с 18.03.2003. – М. : ПИО ОБТ, 2003. – 160 с.
21. Фалалев, Ю. П. Системы газоснабжения : учеб. пособие по дисциплине
«Газоснабжение» для студентов специальности 270109 – Теплогазоснабжение и вентиляция / Ю. П. Фалалев, А. А. Клоков, А. И. Марухин. –
Н.-Новгород : Нижегород. гос. архит.-строит. ун-т, 1993. – 99 с.
22. Болдин, С. В.
Газоснабжение :
учеб.
пособие
по
дисциплине
«Газоснабжение»
для
студентов
специальности
270109
–
Теплогазоснабжение и вентиляция / С. В. Болдин, М. А. Кочева. –
Н.-Новгород : Нижегород. гос. архит.-строит. ун-т, 2006. – 72 с.
63
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
МИНОБРНАУКИ РОССИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
(УГТУ)
Кафедра теплотехники, теплогазоснабжения и вентиляции
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
Студент
фамилия, инициалы
шифр зачетки
группа
1.Тема
Газоснабжение района города
2. Срок представления работы к защите
« » декабря 20
г.
3. Исходные данные для проектирования (научного исследования)
Номер генплана:
Этажность жилой застройки: I район –
, II район –
,
3
Годовой расход газа промышленными предприятиями (млн м /год): ПП1 –_______,
ПП2 –______, ПП3 –________, ПП4 – ________, ПП5 – ________, ПП6 – ________.
Источник газоснабжения: месторождение – __________________________________
Давление для сети высокого давления (среднего) давления (абс.): Рн______МПа, Рк____МПа.
Газоснабжение жилого дома: кол-во этажей______, приборы ВПГ и ПГ.
Охват населения коммунально-бытовыми услугами в % общего числа пользователей
I р-н
II р-н
№
Вид услуг
п/п
Вариант №____
При наличии в квартире газовой плиты и централизованного
1
горячего водоснабжения
При наличии в квартире газовой плиты и газового
2
водонагревателя
При наличии в квартире газовой плиты и отсутствии централизо3
ванного горячего водоснабжения и газового водонагревателя
Стирка белья
4 - в немеханизированных прачечных
- в механизированных прачечных
Услуги предприятий бытового обслуживания
- бани
5 - больницы
- хлебозаводы
- столовые
4. Содержание пояснительной записки курсового проекта: расчётно-пояснительная записка (объём 25-40 с.), которая должна включать в себя следующие разделы: а) введение; б) расчёт
характеристик газообразного топлива; в) расчёт численности населения проектируемого района;
г) расчёт потребления газа по зонам застройки; д) трассировка газопроводов и определение оптимального количества ГРП; е) гидравлический расчёт газопроводов; ж) выводы; з) библиографический список.
5. Перечень графического материала: генплан города с нанесением газовых сетей, ГРС, сетевых ГРП (1:5000). Расчётные схемы сети низкого (СНД) и высокого (среднего) давления (СВД)
План типового этажа, аксонометрическая схема внутреннего газопровода.
Руководитель проекта
_____________________
____________
Задание принял к исполнению _____________________
____________
64
Выбор исходных данных
Номер генплана и вариант преобладающей этажности жилой застройки
районов города выбираются по первой цифре шифра (из трёх последних цифр
номера зачётной книжки) в соответствии с таблицей 1.
Таблица 1 – Преобладающая этажность застройки
Район
I
II
Номер
генплана
0
1-2
5
1
1
2
6
2
2
3
8
3
3
4
7
4
Вариант
4
5
5
6
2
1-2
5
6
6
7
3
7
7
8
2
8
8
9
3
9
9
2
9
10
Основные характеристики промышленных предприятий принимаются по
данным таблицы 2 в соответствии с третьей цифрой номера зачётной книжки.
Таблица 2 – Годовой расход газа промышленными предприятиями
(млн м3/ г)
Вариант
Предприятие
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ПП-1
ПП-2
ПП-3
ПП-4
ПП-5
ПП-6
56,0
3,0
32,0
8,0
12,0
6,0
35,0
3,5
30,0
8,4
10,2
4,9
38,0
4,0
28,0
8,3
10,4
5,0
50,0
4,1
26,0
8,2
11,5
5,1
45,0
4,5
34,0
7,5
11,0
5,2
48,0
3,8
28,5
7,7
11,6
5,9
55,0
3,1
30,5
7,0
10,6
5,8
48,0
2,9
28,8
8,1
10,8
5,7
40,0
4,3
31,0
7,1
11,9
5,8
41,5
4,4
29,0
7,2
12,4
5,5
Продолжительность
работы (ч)
24
16
24
8
16
8
Название города студент выбирает в соответствии с первой буквой фамилии. Климатические характеристики соответствующей местности студент выбирает самостоятельно по данным [5].
Источник газоснабжения и химический состав газа определяется по
последней цифре суммы двух последних цифр номера зачётной книжки в
соответствии с таблицей 3. Теплота сгорания и характеристики чистых газов
при нормальных условиях приведены в Приложениях 2, 3.
65
H2S
N2+R
95,10 1,100 0,300 0,060 0,040 0,400
-
3,00
95,20
87,19
86,10
99,00
98,78
98,50
97,64
97,84
78,97
-
4,50
4,77
2,00
0,20
1,00
0,70
1,95
1,70
11,84
0,040
3,980
2,000
0,100
0,100
0,200
0,100
0,100
4,530
0,006
1,340
0,600
0,005
0,020
0,050
0,010
0,030
2,340
0,001
0,750
0,340
0,012
0,020
1,020
0,100
0,230
0,350
0,001
0,010
0,270
CO2
Ямбургское
Бованенковское
Пугинское
Медвежъе
Медвежъе (с)
Заполярное
Уренгойское
Уренгойское (с)
Ямал
C5H12
2
3
4
5
6
7
8
9
0
Тюменская
обл.
-//-//-//-//-//-//-//-//-//-
C4H10
Берёзовское
C3H8
1
C2H6
Месторождение
газа
Состав газа в % по объёму
Административный
район
CH4
Вариант
Таблица 3 – Источники газоснабжения
0,300
1,730
8,500
0,095
0,100
0,500
0,300
0,300
1,020
Охват населения коммунально-бытовыми услугами определяется в соответствии с таблицей 4 по второй цифре номера зачётной книжки.
Таблица 4 – Охват населения коммунально-бытовыми услугами в %
общего числа пользователей
№
п/п
1
2
3
4
5
Район 1-2-этажной застройки
0
1
2
3
4
5
6
7
Район 3-9-этажной застройки
Вариант
8 9 0 1 2 3 4 5 6 7 8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Вид услуг
При наличии в квартире
газовой плиты и централизованного горячего
водоснабжения
При наличии в квартире
газовой плиты и водонагревателя
При наличии в квартире
газовой плиты и отсутствии
централизованного горячего
водоснабжения и газового
водонагревателя
Стирка белья
в немеханизированных
прачечных
в механизированных
прачечных
Услуги предприятий
бытового обслуживания
бани
больницы
хлебозаводы
столовые
9
- 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100
50 50 50 50 50 50 50 50 50 50
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
50 50 50 50 50 50 50 50 50 50
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
30 20 10 15 17 20 10 10 15 12 60 50 30 35 45 15 13 33 40 42
10 15 20 35 28 40 10 15 40 14 20 28 40 32 30 45 50 32 31 20
90 80 90 75 91 100 98 85 88 79 10 15 10 15 20 16 17 14 13 20
100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100
100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100
50 53 52 60 70 66 71 62 55 58 90 99 100 91 98 93 95 88 97 96
Охват всех коммунально-бытовых услуг населению газоснабжением принимаем 100%.
66
Генплан №1 (М 1:40000)
Генплан №2 (М 1:40000)
Генплан №3 (М 1:40000)
67
Генплан №4 (М 1:40000)
Генплан №5 (М 1:40000)
Генплан №6 (М 1:40000)
68
Генплан №7 (М 1:40000)
Генплан №8 (М 1:40000)
Генплан №9 (М 1:40000)
69
Генплан №10 (М 1:40000)
70
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Таблица 2.1 – Теплота сгорания сухих горючих газов при нормальных
физических условиях (t = 0°, P = 101,3 кПа)
Молярная,
Массовая, кДж/кг
Объёмная, кДж/м3
МДж/кмоль
Газ
Ацетилен
Водород
Оксид
углерода
Сероводород
Метан
Этан
Пропан
Н-бутан
Изо-бутан
Пентан
Этилен
Пропилен
Бутилен
высшая
низшая
высшая
низшая
высшая
низшая
1308,56
286,06
1264,6
242,9
50240
141900
48570
120080
58910
12750
56900
10790
283,17
283,17
10090
10090
12640
12640
553,78
880,9
1560,9
2221,4
2880,4
2873,5
3539,1
1412,0
2059,5
2720,0
519,82
800,90
1425,7
2041,4
2655,0
2648,3
3274,4
1333,5
1937,4
2549,7
16540
55546
52019
50385
51344
51222
49052
50341
48944
48487
15240
49933
47415
46303
47327
47208
45383
47540
46042
45450
25460
39820
70310
101210
133800
132960
169270
63039
91945
121434
23490
35880
64360
93180
123570
122780
156630
59532
88493
113830
71
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
Молекулярный
объём, м3/кмоль
Плотность, кг/м3
Относительная
плотность
по воздуху, кг/ м3
Азот
Ацетилен
Водород
Водяной пар
Воздух
(без СО2)
Диоксид
серы
Диоксид
углерода
Кислород
Оксид
углерода
Сероводород
Метан
Этан
Пропан
Н-бутан
Изо-бутан
Пентан
Молекулярная
масса, кг/кмоль
Газ
Химическая
формула
Таблица 3.1 – Характеристики чистых газов при нормальных физических
условиях (t = 0°, P = 101,3 кПа)
N2
C2H2
H2
H2O
28,016
28,038
2,016
18,016
22,4
22,24
22,43
23,45
1,2505
1,1707
0,0899
0,8040
0,9673
0,9055
0,0695
0,5941
–
28,960
22,4
1,2928
1,0000
64,066
21,89
2,9263
2,2635
44,011
22,26
1,9768
1,5291
32,0
22,39
1,4290
1,1053
28,011
22,41
1,2500
0,9669
34,082
16,043
30,07
44,097
58,124
58,124
72,151
22,14
22,38
22,18
21,84
21,5
21,78
-
1,5392
0,7168
1,3566
2,019
2,7030
2,6680
3,2210
1,1906
0,5545
1,0490
1,5620
2,0910
2,0640
2,4910
SO2
CO2
O2
CO
H2S
CH4
C2H6
C3H8
C4H10
C4H10
C5H12
72
ПРИЛОЖЕНИЕ 4
Таблица 4.1 – Нормы расхода газа на коммунально-бытовые нужды
(извлечение из ГОСТ Р 51617)
Показатель
Нормы расхода
Потребители газа
потребления теплоты, МДж
газа
(тыс. ккал)
1
2
3
1. Население
При наличии в квартире газовой плиты
и централизованного горячего водоснабжения
при газоснабжении:
На 1 чел.
- природным газом;
в год
4100 (970)
- СУГ
То же
3850 (920)
При наличии в квартире газовой плиты
и газового водонагревателя (при отсутствии
централизованного горячего водоснабжения)
при газоснабжении:
- природным газом;
»
10000 (2400)
- СУГ
»
9400 (2250)
При наличии в квартире газовой плиты
и отсутствии централизованного горячего
водоснабжения и газового водонагревателя
при газоснабжении:
- природным газом;
»
6000 (1430)
- СУГ
»
5800 (1380)
2. Предприятия бытового обслуживания населения
Фабрики-прачечные:
8800 (2100)
- на стирку белья в механизированных
На 1 т сухого
прачечных;
белья
- на стирку белья в немеханизированных
12600 (3000)
прачечных с сушильными шкафами;
То же
- на стирку белья в механизированных
18800 (4500)
прачечных, включая сушку и глажение
»
Дезкамеры:
2240 (535)
- на дезинфекцию белья и одежды в паровых
»
камерах;
- на дезинфекцию белья и одежды в горяче1260 (300)
воздушных камерах
»
73
1
2
Продолжение табл. 4.1
3
Бани:
- мытье без ванн;
- мытье в ваннах
На 1 помывку
40 (9,5)
То же
50 (12)
3. Предприятия общественного питания
Столовые, рестораны, кафе:
- на приготовление обедов (вне зависимости
от пропускной способности предприятия);
На 1 обед
4,2 (1)
- на приготовление завтраков или ужинов
На 1 завтрак
2,1 (0,5)
или ужин
4. Учреждения здравоохранения
Больницы, родильные дома:
На 1 койку
- на приготовление пищи;
в год
3200 (760)
- на приготовление горячей воды для хозяйственно-бытовых нужд и лечебных процедур
(без стирки белья)
То же
9200 (2200)
5. Предприятия по производству хлеба и кондитерских изделий
Хлебозаводы, комбинаты, пекарни:
На 1 т
- на выпечку хлеба формового;
изделий
2500 (600)
- на выпечку хлеба подового, батонов, булок,
сдобы
То же
5450 (1300)
- на выпечку кондитерских изделий (тортов,
пирожных, печенья, пряников и т. п.)
»
7750 (1850)
Примечания:
1. Нормы расхода теплоты на жилые дома, приведённые в таблице, учитывают
расход теплоты на стирку белья в домашних условиях.
2. При применении газа для лабораторных нужд школ, вузов, техникумов и
других специальных учебных заведений норму расхода теплоты следует принимать в размере 50 МДж (12 тыс. ккал) в год на одного учащегося.
74
ПРИЛОЖЕНИЕ 5
Таблица 5.1 – Коэффициент часового максимума расхода, Кmах (извлечение
из СП 42-101-2003)
Число
Коэффициент
Число
Коэффициент часового
жителей,
часового максимума
жителей,
максимума расхода
тыс. чел.
расхода газа, K(h)max
тыс. чел.
газа, K(h)max
Для населения
1
2
3
5
1/1800
1/2000
1/2050
1/2100
40
50
100
300
1/2500
1/2600
1/2800
1/3000
10
20
30
1/2200
1/2300
1/2400
500
750
1000
2000 и более
1/3300
1/3500
1/3700
1/4700
Для предприятий
Бани
Прачечные
Общественного питания
По производству хлеба и кондитерских изделий
75
1/2700
1/2900
1/2000
1/6000
ПРИЛОЖЕНИЕ 6
Таблица 6.1 – Значения укрупнённого показателя максимального часового
расхода теплоты на отопление жилых зданий кДж/(ч· м2) жилой площади
Расчётная температура наружного воздуха для
Показатель
проектирования отопления tр, °С
Укрупнённый
0
–10
–20
–30
–40
показатель q,
335
461
544
628
670
кДж/(ч· м2)
Таблица 6.2 – Значения укрупнённого показателя среднечасового расхода
теплоты на нужды горячего водоснабжения, в зависимости от нормы расхода
горячей воды на одного человека в сутки, кДж/(ч· чел.)
Средние за отопительные периоды нормы расхода воды
Показатель
на горячее водоснабжение, л на 1 чел. в сут.
Укрупнённый
80
90
100
110
120
130
показатель qг,
1050
1150
1260
1360
1470
1570
кДж/(ч· чел.)
76
ПРИЛОЖЕНИЕ 7
Таблица 7.1 – Коэффициент пропускной способности, kv, регуляторов
давления
Тип
Коэффициент
Тип
Коэффициент
регулятора
kv
регулятора
kv
РД-20-5
0,52
РДУК-2-50/35
27
РД-25-6,5
0,9
РДУК-2-100/50
38
РД-32-5
0,52
РДУК-2-100/70
108
РД-32-6,5
0,9
РДУК-2-200/105
200
РД-32-9,5
1,9
РДУК-2-200/140
300
РД-50-13
3,7
РД-50-64
22
РД-50-19
7,9
РД-80-64
66
РД-50-25
13,7
РД-100-64
110
РД-32-М-10
1,4
РД-150-64
314
Р-32М-6
0,8
РД-200-64
424
РД-32М-4
0,52
РД-50М-25
11
РД-50М-20
9
РД-50М-15
5,8
РД-50М-11
3,3
РД-50М-8
1,7
77
ПРИЛОЖЕНИЕ 8
Таблица 8.1 – Технические характеристики клапанов ПЗК
Наименование параметра
ПЗК-50Н
ПЗК-50В
ПЗК-100Н
Рабочая среда
78
Условный проход, DN, мм
Максимальное входное
давление, МПа
Пределы настройки контролируемого давления:
- при понижении давления,
МПа
- при повышении давления,
МП
Точность срабатывания, %,
не более
Класс герметичности
Габаритные размеры,
не более:
- длина, мм
- ширина, мм
- высота, мм
Соединение с газопроводом
Масса, кг, не более
ПЗК-100В
ПЗК-200Н
ПЗК-200В
Природный газ ГОСТ 5542
50
50
100
100
200
200
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
0,0003-0,003
0,003-0,03
0,0003-0,003
0,003-0,03
0,0003-0,003
0,003-0,03
0,002-0,075
0,03-0,75
0,002-0,075
0,03-0,75
0,002 -0,075
0,03-0,75
2
5
2
5
«А» по ГОСТ 9544
2
5
330
265
480
330
265
480
600
390
795
600
31,5
31,5
360
360
300
300
600
600
Фланцевое по ГОСТ 12817
52,5
52,5
31,5
141
Таблица 8.2 – Запорные клапаны ПКН, ПКВ – пределы настройки
контролируемого давления клапанов
Наименование
Клапан
Клапан
Клапан
параметра
ПКН-50
ПКВ-50
ПКН-100
Максимальное
входное
1,2
1,2
1,2
давление, МПа
При понижении
0,0003-0,003 0,003-0,03 0,0003-0,003
давления, МПа
При повышении
0,002-0,075 0,03-0,75 0,002-0,075
давления, МПа
Точность
срабатывания,
5%
2%
5%
не более
Клапан
ПКВ-100
Клапан
ПКН-200
Клапан
ПКВ-200
1,2
1,2
1,2
0,003-0,03 0,0003-0,003 0,003-0,03
0,03-0,75
0,002-0,075
0,03-0,75
2%
5%
2%
Таблица 8.3 – Клапаны сбросные ПСК 50 – технические характеристики
Условный
Предел
Пропускная
Наименование
проход
регулирования, кПа
способность
+2,0
ПСК-50П-Н/20
50 мм
1,0-0,1 – 20,0
не менее 200 м3/ч
ПСК-50П-С/50
50 мм
20,0-2,0 – 50,0+5,0
не менее 500 м3/ч
ПСК-50П-С/125
50 мм
50,0-5,0 – 125,0+12,5
не менее 1100 м3/ч
ПСК-50П-В/1000
50 мм
125,0-12,5 – 1000,0+100
не менее 10000 м3/ч
79
ПРИЛОЖЕНИЕ 9
Рисунок 9.1 – Номограмма для определения потерь давления в газопроводах
низкого давления (до 5кПа). Природный газ ρ = 0,73 кг/м3, ν = 14,3·10-6 м2/с
80
ПРИЛОЖЕНИЕ 10
Рисунок 10.1 – Номограмма для расчёта стальных и полиэтиленовых
газопроводов низкого давления. Природный газ ρ = 0,73кг/м3, ν = 14,3·10-6 м2/с
81
Рисунок 10.2 – Номограмма для расчёта стальных газопроводов среднего
и высокого давлений диаметром 15-100 мм. Природный газ ρ = 0,73 кг/м3,
ν = 14,3·10-6 м2/с
82
Рисунок 10.3 – Номограмма для расчёта газопроводов среднего и высокого
давлений диаметром 100-600 мм. Природный газ ρ = 0,73кг/м3,
ν = 14,3·10-6 м2/с
83
ПРИЛОЖЕНИЕ 11
Рисунок 11.1 – Номограмма для определения эквивалентных длин
при V = 0,1÷ 400 м3/ч. Природный газ ρ = 0,73кг/м3, ν = 14,3·10-6 м2/с
84
ПРИЛОЖЕНИЕ 12
Таблица 12.1 – Распределение расчётных перепадов давления между
уличными, дворовыми и внутренними газопроводами ( QHP = 33,5÷41,9 МДж/м3)
2,0
1,3
1,80
1,15
1,2
0,8
0,60
0,35
0,25
0,10
0,35
0,25
0,35
0,20
на внутридомовую
на дворовую
на внутридомовую
Распределение ∆Pр, кПа, между
дворовыми внутридомовыми сетями
при застройке
многоэтажной
одноэтажной
на дворовую
в дворовой
и внутридомовой
сетях
в уличной сети
P0,
кПа
от ГРП до наиболее удалённого
прибора
Суммарный перепад
давления, ∆Pр, кПа
0,25
0,15
Примечания:
1. Максимальное давление газа в сетях после ГРП принимается: 3 кПа
при P0 = 2 кПа; 2 кПа – при P0 = 1,3 кПа.
2. При
газоснабжении
сжиженными
углеводородными
газами
( QHP = 92,2÷117,1 МДж/м3) ∆Pр от ввода в здание до наиболее удалённого прибора
принимается: для многоэтажных зданий 0,3 кПа; для одноэтажных зданий –
0,2 кПа.
85
86
ПРИЛОЖЕНИЕ 13
Таблица 13.1 – Номинальные расходы газа, q (кДж/ч), газовыми приборами коммунально-бытового назначения
Номинальный расход газа
Тип газового прибора
ккал/ч
кДж/ч
1. Плита 2-конфорочная без духового шкафа
3200
13400
2. То же, с духовым шкафом
6000
25140
3. Плита 3-конфорочная с духовым шкафом
7760
32514
4. То же, 4-конфорочная
9600
40224
5. Плита ресторанная 2-конфорочная без дух. шкафов
16000
67040
6. То же, с комбинированным верхом и двумя духовыми шкафами
60000
251400
7. Плиты всех типов, переводимые с твёрдого топлива
3000
125700
на газообразное (на 1 м2 жарочной поверхности)
8. Котёл для приготовления пищи (на каждые 100 л ёмкости)
20000
83800
9. Кипятильник (на 100 л)
16480
69051
10. Шкаф ресторанный духовой
12000
50280
11. Водонагреватель проточный быстродействующий для ванн
18000-25000
75420
12. То же, для кухни
8000
33520
13. Водонагреватель ёмкостной с запасом воды 80 л
6000
26140
14. То же, с запасом воды на 120 л
12000
50280
15. Камин газовый
1440
6034
16. Холодильник газовый
160
670
17. Стиральная машина (производительность 5 кг/ч сухого белья)
4960
20782
ПРИЛОЖЕНИЕ 14
Таблица 14.1 – Значения коэффициента одновременности, Ksim, в зависимости
от установки в жилых домах газового оборудования
Число
квартир
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
15
20
30
40
50
60
70
80
90
100
400
Коэффициент одновременности, Ksim, в зависимости от установки
в жилых домах газового оборудования
плита
плита
4-конфорочная и
2-конфорочная
плита
плита
4-конфорочная 2-конфорочная газовый проточный и газовый проточный
водонагреватель
водонагреватель
1,000
1,000
0,700
0,750
0,650
0,840
0,560
0,640
0,450
0,730
0,480
0,520
0,350
0,590
0,430
0,390
0,290
0,480
0,400
0,375
0,280
0,410
0,392
0,360
0,280
0,360
0,370
0,345
0,265
0,320
0,360
0,335
0,258
0,289
0,345
0,320
0,254
0,263
0,340
0,315
0,240
0,242
0,300
0,275
0,235
0,230
0,280
0,260
0,231
0,218
0,250
0,235
0,227
0,213
0,230
0,205
0,223
0,210
0,215
0,193
0,220
0,207
0,203
0,186
0,217
0,205
0,195
0,180
0,214
0,204
0,192
0,175
0,212
0,203
0,187
0,171
0,210
0,202
0,185
0,163
0,180
0,170
0,150
0,135
Примечания:
1. Для квартир, в которых устанавливается несколько однотипных
газовых приборов, коэффициент одновременности следует принимать как для
такого же числа квартир с этими газовыми приборами.
2. Значение коэффициента одновременности для ёмкостных водонагревателей, отопительных котлов или отопительных печей рекомендуется
принимать равным 0,85, независимо от количества квартир.
87
ПРИЛОЖЕНИЕ 15
Таблица 15.1 – Значение коэффициентов местных сопротивлений
Вид местного
сопротивления
Значение
ξ
Внезапное сужение
в пределах перехода
на следующий
диаметр по ГОСТу
0,35*
Тройник проходной
1**
Тройник
поворотный
(ответвление)
Крестовина
проходная
Вид
местного
сопротивления
Значения ξ для труб с Dy, мм
15
20
25
32
40
≥50
2,2
2,1
2
1,8
1,6
1,1
Пробочный
кран
4
2
2
2
2
2
1,5**
Вентиль
прямой
11
7
6
6
6
5
2**
Вентиль
«косва»
3
3
3
2,5
2,5
2
Крестовина
поворотная
3**
Отвод гнутый 90°
0,3
Угольник 90°
Значение ξ для условных
диаметров задвижек, мм
–
Задвижка
50-100
175-200
300 и более
0,5
0,25
0,15
Примечания:
1. *ξ – отнесён к участку с меньшим диаметром;
2. **ξ – отнесён к участку с меньшим расходом газа.
88
ПРИЛОЖЕНИЕ 16
Рисунок 16.1 – Ввод газопровода в здание
89
ПРИЛОЖЕНИЕ 17
Рисунок 17.1 – Цокольный ввод газопровода в здание
90
ПРИЛОЖЕНИЕ 18
Рисунок 18.1 – План расстановки газового оборудования кухни
91
ПРИЛОЖЕНИЕ 19
Рисунок 19.1 – План и аксонометрическая схема внутридомового газопровода
92
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа