Содержание
Введение
1. Краткая характеристика объектагазоснабжения
2. Определения расчетных расходов газа
3 Методикиопределения диаметров газораспределительных сетей
3.1 Расчеттупиковых разветвленных газовых сетей среднего и высокого давления1
3.2 Расчеттупиковых разветвленных газовых сетей низкого, высокого и среднего давленийметодом оптимальных диаметров
4. Выбор типа ГРП и его оборудования
5. Производство испытаний и приемка вэксплуатацию распределительных газопроводов
5.1Испытания газопроводов низкого давления
5.2Испытания газопроводов среднего и высокого давления
5.3Приемка в эксплуатацию
Списокиспользованных источников
Введение
Стремительное развитие современной промышленности привело крезкому изменению структуры топливного баланса промышленно развитых стран. Кначалу 80-х годов доля нефти и газа в топливном балансе выросла до 60 — 80%, ив ближайшие десятилетия отклонения от этой тенденции не предполагается.Необходимость транспортирования огромных количеств нефти и газа привела кбурному развитию трубопроводного транспорта, как самого экономическиэффективного. К началу 90-х годов по трубопроводам ежегодно прокачивалось около1500 млрд. м3 природного газа.
Трубопроводы становятся все более заметным элементоминфраструктуры. Сформировалась и быстро развивается новая отрасль транспортатрубопроводная, которая в настоящее время обеспечивает более 2/3 всех перевозоктоплива в стране. Она объединяет сети магистральных нефте- и газопроводов,общей протяженностью более 240 тысяч км. Только за первую половину 80-х годовприрост трубопроводной сети составил около 40 тыс. км, а это, учитываяинтенсификацию ее параметров, эквивалентно протяженности всех трубопроводов,эксплуатировавшихся в стране в конце 1970 года. В настоящее время трубопроводыобеспечивают практически весь транспорт природного газа.
Газовая промышленность, как самостоятельная отрасль народногохозяйства, возникла в годы Великой Отечественной войны на базе открытых газовыхместорождений Поволжья и Коми АССР.
В эксплуатируемую, в настоящее время, систему газоснабжениявходит более 70 тыс. км магистральных газопроводов высокого и среднею давленияи более сотни месторождений газа.
С каждым годом все отчетливее видна возрастающая рольтрубопроводного транспорта в развитии народного хозяйства. Трубопроводыспособствовали коренной интенсификации транспорта, прежде всего на нефтегазодобывающихпредприятиях, нефтебазах и газохранилищах, нефтехимических и химическихпроизводствах, а в последние годы также на предприятиях сельского хозяйства.
Для обеспечения надежного и бесперебойного газоснабжениякрупных потребителей, а также обеспечения сельских жителей природным газом внебольших населенных пунктах, удаленных от магистральных газопроводов, строятсягазопроводы среднего давления небольшой протяженности.
Планами газификации охвачено большинство сельскохозяйственныхрайонов Республики Башкортостан. Использование природного газа всельскохозяйственном производстве ведет к значительному роступроизводительности труда и снижению себестоимости сельскохозяйственнойпродукции, а также к росту объемов производства сельскохозяйственной продукции.
1. Краткаяхарактеристика объекта газоснабжения
Подача газа от газопровода высокого давления непосредственнок потребителям проектируется через газораспределительные пункты (ГРП), послекоторых давление газа понижается до заданного значения.
В данной курсовой работе необходимо определить расчетныерасходы газа и диаметры газораспределительной сети низкого давления вмикрорайоне «Восточный». Данный микрорайон состоит из 138 одноквартирных жилыхдомов.
Газовое оборудование жилых домов, включает уличныегазопроводы, а также газовые приборы и установки для сжигания газа: 138четырехкомфорочных газовых плит, 138 котлов для водяного отопления бытовыхпомещений и 69 проточных водонагревателя.
Природный газ подается в город по магистральному газопроводу,который целесообразно эксплуатировать при максимальной проектной пропускнойспособности. Фактическое потребление газа характеризуется резкойнеравномерностью, связанной с изменением погоды, специфическими особенностяминекоторых производств, укладом жизни населения и др.
Сезонная неравномерность потребления газа требуетаккумулирования больших количеств газа в летний период и отпуск егопотребителям в холодный зимний период года. Единственным приемлемым способомсоздания таких запасов газа является его хранение в подземных хранилищах, которыемогут быть созданы в истощенных нефтяных и газовых месторождениях, а также вводяных пластах. Исходные данные для расчета (задание на курсовоепроектирование):
1. Геометрия сети определяется по схеме микрорайона«Восточный»;
2. Давление газа (абс.) на выходе ГРП = 3000 Па;
3. Давление газа перед потребителями Рк =1800Па;
4. Газ природный с плотностью р = 0,725 кг/м3.
2. Определениярасчетных расходов газа
Потребление газа в городе различными потребителями зависит отмногих факторов. Каждый потребитель имеет свои особенности и потребляет газпо-своему. Между ними существует определенная неравномерность в потреблениигаза. Учет неравномерности потребления газа осуществляется путем введениякоэффициента одновременности, который обратно пропорционален периоду, в течениекоторого расходуется годовой ресурс газа при максимальном его потреблении.
Определим расчетные расходы газа, при условии, что газовое оборудованиеимеет следующий часовой расход газа:
/>
Полученные значениясведем в таблицу.
Таблица 1 — Определениерасчетных расходов газа№ уч-ка Ассортимент приборов Кол-во домов, п Длина участка, l.m Коэф-т одновременности, К Qn, м-'/ч qt, М '/Ч
Qp=0,5Qn+QT, м3/ч 1 2 3 4 5 6 7 8 0-1 ПГ4+АОГВ+ВПГ 47,85
QT,i-2.+Qn,M5)-QT(i-i5)=471,5238 471,5238 1-2 ПГ4+АОГВ+ВПГ 21,75
QT(2-3,+Qnl2-l7.~QT(2-17)=421,8588 421,8588 2-3 ПГ4+АОГВ+ВПГ 82,65
Qfl3-4)+Qn,.i-i4)=273,0048 273,0048 3-4 ПГ4+АОГВ+ВПГ 17,4
QTi4-5,+Qn.4-n>=242,496 242,496 4-5 ПГ4+АОГВ+ВПГ 95,7 От(5-6)+0т|5-10)+0„|5-!0!=222,201 222,201 5-6 ПГ4+АОГВ+ВПГ 17,4
QT,6-7,+Qn,6-7,= l 1 1,1005 111,1005 6-7 ПГ4+АОГВ+ВПГ 9 247,95 34,6005 34,6005 От[7-«)+0„(7-8>=76,5 93,80025 7-8 ПГ4+АОГВ+ВПГ 10 278,4 38,25 38,25
Qn(8.9,=38.25 57,375 8-9 ПГ4+АОГВ+ВПГ 10 291,45 38,25 38,25 19,125 5-10 ПГ4+АОГВ+ВПГ 10 239,25 38,25 38,25
QT(io-m+Qmio-in=72,8505 91,9755 10-11 ПГ4+АОГВ+ВПГ 9 278,4 34,6005 34,6005 Q,,,,, -и ,=38,25 55,55025 11-12 ПГ4+АОГВ+ВПГ 10 291,45 38,25 38,25 19,125 4-13 ПГ4+АОГВ+ВПГ 5 139,2 20,295 20,295 10,1475 3-14
6 домов
ПГ4+АО1 В+ВП
2 дома ПГ4+АОГВ 8 187,05 30,5088 30,5088 15,2544 1-15 ПГ4+АОГВ 9 247,95 26,217 26,217
Qn(IM6,=23,448 36,5565 15-16 ПГ4-+АОГВ 8 213,5 23,448 23.448 11,724 2-17 ПГ4+АОГВ 3 152,25 9,225 9,225 Qnl]7-l8l+QT,17-№4?Tll7-2.M=139,629 144,2415 17-18 ПГ4+АОГВ 7 191.4 20,601 20,601
• Qn(,8.,,,=41,85 52.1505 18-19 ПГ4+АОГВ 17,4 QniH-20^ qtoo-h^uss 41,85 19-20 ПГ4+АОГВ 4 108,75 12,06 12,06 6,03 19-21 ПГ4+АОГВ 17,4
Qn,30-3])+Orl2,-241=29,79 29,79 21-22 ПГ4+АОГВ 17,4 Qn(22-23l= 14,895 14,895 22-23 ПГ4+АОГВ 5 117,45 14,895 14,895 7,4475 21-24 ПГ4+АОГВ 5 121,8 14,895 14.895 7,4475 17-25 ПГ4+АОГВ 91,35
Qn,25-26!+QT,25-27,=77,178 77,178 25-26 ПГ4+АОГВ 8 191,4 23,448 23,448 11,724 25-27 ПГ4+АОГВ 17,4
Qnl27-2«,+Qni21-29)+QT127-29)=53,73 27-28 ПГ4+АОГВ 7 182,7 20,601 20,601 10,3005 27-29 ПГ4+АОГВ 2 87 6,342 6,342 Qn(29-30)+ Qrl29,10r 26,787 29,958 29-30 ПГ4+АОГВ 1 78,3 3,339 3,339
Qn(3o-3i.= 23,448 25,1175 30-31 ПГ4+АОГВ 8 182,7 23,448 23,448 11,724 Сумма 471,52 471,523
3. Методикиопределения диаметров газораспределительных сетей
Система газоснабжения городов и населенных пунктов рассчитываетсяна максимальный часовой расход газа (м3/ч), который определяется
/> (1)
где /> — коэффициент часовогомаксимума (коэффициент перехода от годового расхода к максимальному часовомурасходу газа);
Qy — годовой расход газа (определяется по нормам расходатеплоты), м3/год. Значение коэффициента часового максимума расхода газана хозяйственно-бытовые нужды принимается в зависимости от численности населения,снабжаемого газом.
Для отдельных жилых домов и общественных зданий расчетныйчасовой расход газа определяется по сумме номинальных расходов газа газовымиприборами с учетом коэффициентов одновременности их действия
/> (2)
где Ksim — коэффициент одновременности, значение которогоопределяется по таблице 2;
qном — номинальныйрасход газа прибором или группой приборов, принимаемой по паспортным данным илитехническим характеристикам приборов, м3/ч;
ni — число однотипных приборов или групп приборов;
m — число приборов или групп приборов (при установке в квартирах прибороводного типа — это число квартир).
Гидравлический расчет газопроводов следует выполнять, какправило, на электронно-вычислительной машине (ЭВМ) с оптимальным распределениемрасчетной потери давления между участками сети.
При невозможности или нецелесообразности выполнения расчета наЭВМ (отсутствие соответствующей программы, расчет отдельных участковгазопровода и т.п.), гидравлический расчет допускается выполнять по приведеннымв СНиП 42-01-2002 формулам или номограммам, составленным по этим формулам.
Расчетные потери давления газа в распределительныхгазопроводах низкого давления принимаются не более 1800 Па и распределяютсямежду уличными, дворовыми и внутренними газопроводами (1200 Па — для уличных ивнутриквартирных и 600 Па — для дворовых и внутренних газопроводов). Потеридавления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.)учитываются путем увеличения расчетной длины газопровода на 5… 10%.
При выполнении гидравлического расчета надземных и внутреннихгазопроводов с учетом степени шума, создаваемого движением газа, следуетпринимать скорости движения газа не более 7 м/с для газопроводов низкогодавления, 15 м/с для газопроводов среднего давления, 25 м/с для газопроводоввысокого давления.
Примечание:
1. Для квартир, в которых устанавливается несколько однотипныхгазовых приборов, коэффициент одновременности следует принимать как для такогоже числа квартир с этими газовыми приборами.
2. Значения коэффициента одновременности для емкостныхводонагревателей, отопительных котлов или отопительных печей рекомендуетсяпринимать равным 0,85 независимо от числа квартир.
Таблица 2 — Значение коэффициента одновременности Ksim для жилых домовЧисло квартир
Коэффициент одновременности Ksjm в зависимости от установки в жилых домах газового оборудования Плита 4-конфорочная Плита 2-конфорочная Плита 4-конфорочная и газовый проточный водонагреватель Плита 2-конфорочная и газовый проточный водонагреватель 1 2 3 4 5 1 1 1 0,700 0,750 2 0,650 0,840 0,560 0,640 3 0,450 0,730 0,480 0,520 4 0,350 0,590 0,430 0,390 5 0,290 0,480 0,400 0,375 6 0,280 0,410 0,392 0,360 7 0,270 0,360 0,370 0,345 8 0,265 0,320 0,360 0,335 9 0,258 0,289 0,345 0,320 10 0,254 0,263 0,340 0,315 15 0,240 0,242 0,300 0,275 20 0,235 0,230 0,280 0,260 30 0,231 0,218 0,250 0,235 40 0,227 0,213 0,230 0,205 50 0,223 0,210 0,215 0,193 60 0,220 0,207 0,203 0,186 70 0,217 0,205 0,195 0,180 80 0,214 0,204 0,192 0,175 90 0,212 0,203 0,187 0,171 100 0,210 0,202 0,185 0,163 400 0,180 0,170 0,150 0,135
3.1 Расчет тупиковых разветвленных газовых сетейсреднего и высокого давления
Расчет по традиционной методике сводится к определению необходимыхдиаметров и проверке заданных перепадов давлений. Расчет можно производить поформулам или номограммам, которые значительно упрощают все вычисления.
Номограммы построены в координатах
QP=f(Acp, D), (3)
/> (4)
где L — длина участка газопровода;
Рн, Рк — абсолютное начальное иконечное давление соответственно в начале и конце участка газопровода;
D — диаметр участка газопровода.
Порядок расчета
1. Начальное давление в газовой сети высокого или среднего давленияопределяется режимом работы газорегуляторной станции (ГРС), конечное — рабочимдавлением на входе в газорегуляторные пункты (ГПР) (сетевые или объектовые).
2. Выбирается наиболее удаленная точка распределительныхгазопроводов и определяется общая длина по выбранному основному направлению.
3. При расчетах газораспределительных сетей по традиционному методуприменяется правило постоянного перепада квадратов давления на единицу длиныгазопровода
/>
Расчетная длина выбранного направления с учетом потерь на местныесопротивления
/> (5)
где li — геометрическая длина участка газопровода.
4. Определяются расчетные расходы газа для каждогососредоточенного отбора газа и для участков газопровода.
5. По величинам Аср и Qp по номограммам определяются диаметры отдельных участков газопровода.Диаметры округляются по ГОСТ обычно в большую сторону.
Для стандартных диаметров при известных расходах газа находятсядействительные значения Аср, затем разность квадратов давлений.
6. Производится расчет давлений. Так как давление на выходе изГРС известно, то расчет можно вести с начала газораспределительной сети. Придавлениях Рк значительно больших заданных уменьшают диаметрыучастков, расположенных ближе к началу основного направления.
7. После расчета давленийв узлах основного направления приступают к расчету ответвлений, начиная совторого пункта рассмотренной методики. При этом за начальное давлении наответвлении принимается давление в узле, из которого оно исходит.
3.2 Расчет тупиковых разветвленных газовых сетейнизкого, высокого и среднего давлений методом оптимальных диаметров
В специальной литературе нет обоснованных рекомендаций дляосуществления корректировки диаметров участков как для случая превышениярасчетного перепада давления, так и для случая его неполного использования.Метод расчета оптимальных диаметров основан на оптимальном распределении перепададавления. В качестве расчетных формул для гидравлического расчета газопроводовбыли приняты практические зависимости, до настоящего времени используемыефранцузской фирмой GAS de FRANCE. В качестве целевой функции, минимум которой обеспечиваетоптимальное распределение расчетного перепада давления, избрана материальная характеристика
Порядок расчета
1. Определяются расчетные расходы газа по участкам.
2. Определяются материальные характеристики М, для всехучастков.
3. Определяются параметры участков Пi, при этом:
— определение параметров производится от тупиковых участковпротив хода газа;
— для бестранзитных участков Пi =0;
— для участков примыкающих к бестранзитным, параметропределяется по формуле
/> (6)
— после определения параметров Пi определяют показатель А для каждого участка; эту операциюследует производить от точки питания к периферии;
— зная расчетные расходы газа, длину участков и значения А,подбирают диаметр этих участков по основной расчетной формуле.
При постановке и решении любой оптимизационной задачитребуется четко выделить критерий (критерии оптимальности), назначив при этом целевуюфункцию.
В рассматриваемом случае в качестве критерия оптимальностивыбраны минимальные затраты на строительство тупиковой газораспределительнойсети (стоимость труб и работ по строительству).
Метод оптимальных диаметров может быть использован длятупиковой газораспределительной сети любой конфигурации. При этом оптимизацияведется одновременно по всем направлениям и тупиковым отводам.
Линия гидравлического уклона при использовании этого метода будетотличаться от таковой, рассчитанной по старому методу. Рассмотрим соотношение:
/> (7)
Представим его в следующем виде
/> (8)
При расчете по старому (традиционному) методу
/> (9)
Представим соотношения(7) и (8) на одном графике
/>
Рисунок 1 — Сравнение распределения расчетного перепададавления между участками сети при различных методах расчета
Сравнение показывает, что при использовании методаоптимальных диаметров линия гидравлических уклонов представляет собой ломануюлинию, всегда располагающуюся ниже линии гидравлических уклонов притрадиционном решении.
Отсюда можно сделать следующие практические выводы, которыенеобходимо учитывать при традиционном методе решения:
1. Если, после выбора стандартных диаметров, конечноедавление в конце расчетного направления оказалось существенно больше минимальнодопустимого, то можно уменьшить диаметры на начальных участках рассматриваемогонаправления.
2. Если же, после выбора стандартных диаметров, конечноедавление в конце расчетного направления оказалось меньше минимальнодопустимого, то следует увеличивать диаметры на участках, расположенных ближе кконцу рассматриваемого направления.
Согласно СНиП 42-01-2002 рабочее давление в сети низкогодавления не должно превышать 5кПа, а в жилых домах её значение не должно бытьвыше 3 кПа, отсюда принимаем рабочий перепад давлений АРР=1200 Па.
Расчет диаметров производим по программе Seti_ok3.bas. Результаты вычислений приведены ниже.
Результатыгидравлического расчета разветвленной газовой сети
Участок L, м 0, мЗ/ч D*b, мм*мм Перепад Па
1
2
3
4
5
б
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
53
24
91
19
105
19
273
306
321
263
306
321
153
206
273
234
167
211
19
120
19
19
129
134
100
211
19
201
96
86
201
471,5
421,9
273,0
242,5
222,2
111,1
93,8
57,4
19,1
92,0
55,6
19,1
10,1
15,3
36,6
11,7
144,2
52,2
41,8
6,0
29,8
14,9
7,4
7,4
77,2
11,7
57,7
10,3
30,0
25,1
11,7
219*6
159*4,5
159*4,5
159*4,5
159*4,5
108*4
108*4
89*3,5
89*3,5
108*4
89*3,5
76*3,5
57*3
57*3
76*3,5
57*3
108*4
76*3,5
76*3,5
57*3
76*3,5
57*3
57*3
57*3
89*3,5
57*3
76*3,5
57*3
76*3,5
76*3,5
76*3,5
31,1
56,3
96,1
16,3
76,4
28,6
299,4
362,9
53,2
278,8
342,3
121,9
80,6
224,6
331,4
159,8
403,3
487,2
29,7
25,0
16,1
20,0
39,3
40,7
204,1
143,5
53,3
108,7
81,2
53,3
32,0
Конечное давление по направлению 1 = 1979.8 Па
Конечное давление по направлению 2 = 1980.9 Па
Конечное давление по направлению 3 = 2719.6 Па
Конечное давление по направлению 4 = 2591.9 Па
Конечное давление по направлению 5 = 2477.7 Па
Конечное давление по направлению 6 = 1967.4 Па
Конечное давление по направлению 7 = 1917.0 Па
Конечное давление по направлению 8 = 1935.6 Па
Конечное давление по направлению 9 = 2161.7 Па
Конечное давление по направлению 10 = 2143.2 Па
Конечное давление по направлению 11 = 2085.3 Па
Начальное давление в сети Р1= 3000.0 Па
Требуемое конечное давление Р2= 1800.0 Па
Расчетный перепад давления Н0= 1200.0 Па
Массив направлений по приоритету :1 9 8 7 6 5 4 3 2 1 2 12 11 10 5 4 3 2 1 3 13 4 3 2 1 4 14 3 2 1 5 16 15 1 6 20 19 18 17 2 1 7 23 22 21 19 18 17 2 1 8 24 21 19 18 17 2 1 9 26 25 17 2 1 10 28 27 25 17 2 1 11 31 30 29 27 25 17 2 1
4. Выбор типа ГРП иего оборудования
По Q=471,5238 ivr/ч выбираем шкафной газорегуляторный пункт типаГРПШ-400-01, изготовитель ООО «Радон и К°», город Энгельс Саратовской области.В состав пункта входят:
— узел фильтра;
— линия редуцирования давления газа;
— обводная линия, байпас.
/>
Рисунок 2 — Шкафнойгазорегуляторный пункт
Таблица 3 — Технические характеристики ГРПШ-400-01Регулятор давления газа Давление газа на входе, Рвх, МПа
Диапазон настройки выходного давления, Рвых, кПа
Максимальная пропускная способность, м3/ч Масса, кг 1 2 3 4 5 РДНК-400М 0,6
Рвых =2-5 500 90
/>
Рисунок 3 — Габаритный чертеж газорегуляторного пункташкафного (ГРПТТТ)
1— Рвх; 2 — дымоход; 3 — выход клапанапредохранительного сбросного; 4 — вентиляционный патрубок; 5 — продувочныйпатрубок; 6 — вход клапана предохранительного сбросного; 7 — Рвых; 8— подвод импульса к регулятору.
Подбор оборудования ГРП производительностью 471,5238 м3/чпри избыточном давлении на входе 95 кПа и на выходе ЗкПа. Плотность газа 0,725кг/м3, температура газа Т=276 К.
Предварительно задаемся потерями в газопроводах ГРП, кранах1,5, предохранительном запорном клапане 3 и фильтре 2 (рисунок 3) в размере 3кПа. В этом случае перепад давления на клапане регулятора 4 давления будетравен ДР=95-3-3=89кПа
/>
Рисунок 4 — Расчетная схема ГРП
Абсолютное давление газа на входе и выходе регуляторадавления (РД)
Р1 =Ри+Ра =95+1 00=1 95 кПа,
Р2=3+100=103кПа
Режим течения газа через клапан РД
/>
что говорит о докритическом течении газа через РД.
По полученному значению ∆Р/Р1 =0,456 изграфика [2] находим значение поправки на изменение плотности газа ε =0,772при коэффициенте адиабаты для природного газа k=l,3-
Определим коэффициент пропускной способности РД
/>
где ε — коэффициент, учитывающий плотности газа при движениичерез дроссельный орган, ε=0,772;
∆Р — перепаддавления на регуляторе, ∆Р=0,089 МПа;
Р1 — давление газа передрегулятором, Р1 =0,195 МПа;
Т1 — температура перед регулятором, Т1 = 276 К;
ρо — плотность газа при нормальных условиях, кг/м3;
z1 — коэффициент сжимаемости при условии входа в регулятор давления,
z1 =l;
Q — пропускная способность ГРП, Q=471,5238 м3/ч;
Подбираем регулятор давления с коэффициентом пропускнойспособности близким к расчетному kv=12,5. Для kv=22соответствует РДНК-400М. Рассчитан на устойчивую работу при воздействиитемпературы окружающего воздуха от -40 °С до +60 °С и относительной влажностидо 95 % при температуре +35 °С, изготовитель ЗАО «Сигнал-Прибор», г. ЭнгельсСаратовской области.
/>
Рисунок 5 — Регулятор давления РДНК-400М
Определим запас его пропускной способности
/>
т.е. пропускная способность несколько больше необходимой, чтоудовлетворят требованиям.
Для очистки газа примем волосяной фильтр с D=50 мм. Его пропускная способность приабсолютном давлении на выходе /> =0,7МПа, перепад давления /> и плотность газаρт=0,725 кг/м3 составит QT=6000 м3/ч.
Потери давления на фильтре при заданной пропускнойспособности ГРП
/>
где Р2=195 кПа — давление на выходе из фильтра илидавление на выходе РД.
Скорость движения газа в линиях редуцирования
а) до регулятора давления б) после регулятора давления
/>
б) после регулятора давления
/>
где D — внутренний диаметр трубопровода, D=0,05м.
Полученные скорости высоки, т.к. при движении газа по трубамони вызывают большой шум, что недопустимо при эксплуатации. Для сниженияскорости и уменьшения шума примем диаметры трубопроводов до и после регуляторадавления равными 125 мм, тогда скорости составят wl =11 м/с и w2 =21,5 м/с.
Определяем потери давления в кранах, местных сопротивлениях ив клапане ПЗК линии редуцирования.
Принимаем следующие значения коэффициентов местногосопротивления:
Таблица 4 — Местные сопротивленияСопротивления До регулятора После регулятора 1 2 3
Кран(/>=2) 2 2
ПЗК(/>=5) 5 -
Переход на D=125
мм 0,55 0,55 Итого 7,55 2,55
Гидравлические потери составляют
а) до регулятора давления
/>
б) после регулятора давления
/>
Суммарные потери давления в линии редуцирования составят
/>
Эта величина меньше предварительнопринятой 3 кПа, что приводит к увеличению запаса пропускной способностирегулятора давления на 60 %.
5. Производствоиспытаний и приемка в эксплуатацию распределительных газопроводов
Законченные строительством или реконструкцией наружные ивнутренние газопроводы (далее — газопроводы) и оборудование ГРП испытываются нагерметичность внутренним давлением воздухом в соответствии с требованиями СНиП42-01.
Испытания производят после установки арматуры, оборудования,контрольно-измерительных приборов. Если арматура, оборудование и приборы нерассчитаны на испытательное давление, то вместо них на период испытаний следуетустанавливать катушки, заглушки, пробки.
Надземные участки длиной до 10 м на подземных газопроводах испытываются по нормам подземных газопроводов. При совместномстроительстве вводов диаметром до 100 мм с распределительными газопроводами их испытывают по нормам, предусмотренным для распределительных газопроводов.
Испытание газопроводов и оборудования ГРП и ГРУ производят понормам испытаний на стороне входного давления газа или по частям:
— до регулятора давления — по нормам испытаний на стороневходного давления газа;
— после регулятора давления — по нормам испытаний на стороневыходного давления газа.
Испытания газопроводов паровой фазы СУГ производят по нормам,предусмотренным для испытаний газопроводов природного газа.
Для проведения испытания газопровод разделяют на участкидлиной не более указанной в таблицах 27—37, ограниченные арматурой илизаглушками. Арматура может быть использована в качестве ограничительногоэлемента, если она рассчитана на испытательное давление и имеет герметичностьне ниже класса «А» по ГОСТ 9544.
Если испытываемый газопровод состоит из участков с разнымивнутренними диаметрами, величина диаметра определяется по формуле
/>
где /> — внутренниедиаметры участков газопровода, мм;
/> — длины участков газопроводов соответствующих диаметров, м.
В таблицах 27 — 37 указывается номинальное — усредненное значениевеличины внутреннего диаметра для стальных, медных и полиэтиленовых труб.
Подземные газопроводы до начала испытаний после их заполнениявоздухом рекомендуется выдерживать под испытательным давлением в течениевремени, необходимого для выравнивания температуры воздуха в газопроводе стемпературой грунта, но не менее 24 ч.
Надземные и внутренние газопроводы, газопроводы иоборудование ГРП и ГРУ до начала испытаний после их заполнения воздухомрекомендуется выдерживать под испытательным давлением в течение времени,необходимого для выравнивания температуры воздуха внутри газопроводов стемпературой окружающего воздуха, но не менее 1 ч.
Газопроводы жилых, общественных и бытовых непроизводственногоназначения, административных зданий испытываются на участке от отключающегоустройства на вводе в здание до кранов газовых приборов и оборудования.
При установке дополнительных газовых приборов испытание новыхучастков газопроводов к этим приборам при их длине до 5 м допускается производить газом (рабочим давлением) с проверкой всех соединений газоиндикаторамиили мыльной эмульсией.
Внутренние газопроводы котельных, общественных и бытовыхзданий производственного назначения, производственных зданий следует испытыватьна участке от отключающего устройства на вводе до отключающих устройств угазовых горелок.
Газопроводы обвязкирезервуара СУГ при раздельном испытании их с резервуаром СУГ допускаетсяиспытывать в соответствии с требованиями настоящего раздела.
Герметичность арматуры, газопроводов и присоединительныхрукавов индивидуальных баллонных установок СУГ, а также присоединительныерукава газоиспользующего оборудования и контрольно-измерительных приборовразрешается проверять рабочим давлением газа с применением газоиндикатора илимыльной эмульсии.
Манометры класса точности 0,15 рекомендуется применять дляпроведения испытаний газопроводов всех диаметров и давлений.
Манометры класса точности 0,4 рекомендуется применять для проведенияиспытаний:
— подземных (наземных) газопроводов:
низкого и среднего давления; высокого давления (св. 0,3 МПадо 0,6 МПа) в поселениях — диаметром не более 700 мм;
высокого давления (св. 0,6 МПа до 1,2 МПа) межпоселковых —диаметром не более 600 мм;
— надземных и внутренних газопроводов всех диаметров идавлений.
Манометры класса точности 0,6 рекомендуется применять дляпроведения испытаний:
— подземных (наземных) газопроводов:
низкого давления, среднего давления — диаметром не более 150 мм в поселениях и не более 200 мм для межпоселковых;
при давлении св. 0,3 МПа до 0,6 МПа — диаметром не более 125 мм в поселениях и не более 150 мм для межпоселковых;
при давлении св. 0,6 МПа до 1,2 МПа — не более 80 мм для поселений и не более 100 мм для межпоселковых газопроводов;
— надземных и внутренних газопроводов: низкого давления —диаметром не более 100 мм; среднего давления — диаметром не более 50 мм;
при давлении св. 0,3 МПа до 0,6 МПа — не более 40 мм в поселениях и не более 25 мм для межпоселковых.
Рекомендуется при проведении испытаний на герметичность неограничивать максимально допустимую длину газопровода, диаметр которого непревышает значений, указанных в таблице 5.
Таблица 5Рабочее давление газа, МПа Испытательное давление Максимальный диаметр газопровода (мм), длину которого можно не ограничивать при проведении испытаний, в зависимости от класса точности манометра 0,15 0,4 0,6 Подземные (наземные) газопроводы Низкое 0,3 Не ограничивается 0,6 200 Среднее 0,6 65 в поселениях 1 100 в поселениях 80 в поселениях 1,5 50 межпоселковый 150 межпоселковый 125 межпоселковый Высокое 0,75 50 в поселениях 100 в поселениях 50 в поселениях 1,5 100 межпоселковый 80 межпоселковый 80 межпоселковый
Надземные и
внутренние
газопроводы До 0,3 50 0,45 50 межпоселковый 25 межпоселковый 0,75 25 межпоселковый Длина ограничена (см. таблицы 36, 37)
5.1 Испытания газопроводов низкого давления
Максимальную длину подземных (наземных) газопроводов низкогодавления в поселениях для проведения испытаний при величине испытательногодавления 0,6 МПа рекомендуется принимать по таблице 6.
Таблица 6Класс точности манометра Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного газопровода при номинальном диаметре (мм) 250 300 350 400 500 600 700 800 и более 0,15 13,3 9,2 6,7 5,2 3,4 2,4 1,8 1,0 0,4 5,0 3,4 2,5 2,0 1,3 1,0 1,0 1,0 0,6 3,3 2,3 1,7 1,3 — — — —
Примечание. Знак «— »означает, что применение манометров класса точности 0,6 для испытания данныхгазопроводов не рекомендуется.
Максимальную длину надземных и внутренних газопроводовнизкого давления в поселениях для проведения испытаний рекомендуется приниматьпо таблице 7.
Таблица 7Класс точности манометра Рекомендуемая максимальная длина, км, надземного и внутреннего газопроводов при номинальном диаметре (мм) 65 80 100 125 150 200 и более 0,15 11,5 8,0 5,3 3,0 2,3 1,0 0,4 4,3 3,0 2,0 1,2 — — 0,6 2,9 2,0 1,3 1,3 — —
Примечание. Знак « — » означает, что применение манометровуказанного класса точности для испытания данных газопроводов не рекомендуется.
5.2 Испытания газопроводов среднего и высокогодавления
При использовании манометров класса точности 0,15рекомендуется принимать максимальную длину испытуемого участка для газопроводовв поселениях по таблице 8, а для межпоселковых — по таблице 9.
Таблица 8Рабочее давление газа, МПа Испытательное давление, МПа Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного газопровода в поселении при номинальном диаметре (мм) 65 80 100 125 150 200 250 300 0,005-0,3 0,6 16,8 11 6,4 4,8 2,6 1,6 1,1 1,5 15,3 10 5,9 4,4 2,3 1,5 1,0 0,3-0,6 0,75 16,6 11,7 7,7 4,5 3,4 1,8 1,1 1,0 1,5 12,5 8,8 5,8 3,4 2,5 1,3 1,0 1,0 0,6-1,2 1,5 67 47 3,1 1,8 1,4 1,0 1,0 1,0
Примечание. Длягазопроводов среднего и высокого давления диаметром более 300 мм максимальная длина испытуемого участка равна 1,0 км.
Таблица 9Рабочее давление газа, МПа Испытательное давление, МПа Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного межпоселковогогазопровода при номинальном диаметре (мм) 125 150 200 250 300 350 400 0,005-0,3 0,6 16,4 11,4 8,4 6,5 1,5 15,0 10,4 7,6 5,0 0,3-0,6 0,75 17,9 11,4 7,9 5,8 5,0 1,5 13,5 8,6 6,0 5,0 5,0 0,6-1,2 1,5 17,9 13,6 7,3 5,0 5,0 5,0 5,0
Примечание. Для газопроводов среднего и высокого давлениядиаметром более 400 мм максимальная длина испытуемого участка равна 5,0 км.
При использовании манометров класса точности 0,4рекомендуется принимать максимальную длину испытуемого участка для газопроводовв поселениях по таблице 10, а для межпоселковых — по таблице 11.
Таблица 10Рабочее давление газа, МПа Испытательное давление, МПа Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного газопровода в поселении, при номинальном диаметре (мм) 65 80 100 125 150 0,005-0,3 0,6 2,4 1,8 1,5 2,2 1,7 0,3-0,6 0,75 1,7 1,3 1,5 1,3 1,0 0,6-1,2 1,5 2,5 1,8 1,2 1,0 1,0
Примечание. Для газопроводовсреднего и высокого давления диаметром более 150 мм максимальная длина испытуемого участка равна 1,0 км.
Таблица 11Рабочее давление газа, МПа Испытательное давление, МПа Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного межпоселковогогазопровода при номинальном диаметре (мм) 100 125 150 200 250
0,005-0,3 0,6 9,6 6,2
1,5 8,8 5,6
0,3-0,6 0,75 16,7 12,6 6,7 5,0
1,5 12,6 9,5 5,0 5,0
0,6-1,2 1,5 11,7 6,8 5,1 5,0 5,0
Примечания:
1. Для газопроводов среднего давления диаметром св. 250 мм максимальная длина испытуемого участка равна 5,0 км.
2. Для газопроводов высокого давления (св. 0,3 МПа до 0,6МПа) диаметром св. 200 мм до 800 мм максимальная длина испытуемого участкаравна 5,0 км.
3 Для газопроводов высокого давления (св. 0,6 МПа до 1,2 МПа)диаметром св. 200 мм до 400 мм максимальная длина испытуемого участка равна 5,0 км, а диаметром 500 мм и 600 мм — 4,0 км.
При использовании манометров класса точности 0,6рекомендуется принимать максимальную длину испытуемого участка для газопроводовв поселениях по таблице 12, а для межпоселковых — по таблице 13.
Таблица 12Рабочее давление газа, МПа Испытательное давление, МПа Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного газопровода в поселении при номинальном диаметре (мм) 65 80 100 125 150 0,005-0,3 0,6 2,8 1,6 1,2 1,5 2,5 1,5 1,1 0,3-0,6 0,75 4,1 2,9 1,9 1,1 — 1,5 3,1 2,2 1,4 — — 0,6-1,2 1,5 1,7 1,2 — — —
Примечание. Знак «—» означает, что применение манометровкласса точности 0,6 для испытания данных газопроводов не рекомендуется.
Таблица 13Рабочее давление газа, МПа Испытательное давление, МПа Рекомендуемая максимальная длина, км, подземного межпоселкового газопровода при номинальном диаметре (мм) 65 80 100 125 150 200 0,005-0,3 0,6 12,1 6,4 1,5 14,6 11,0 5,9 0,3-0,6 0,75 11,2 8,4 — 1,5 14,4 8,4 6,3 — 0,6-1,2 1,5 16,8 11,8 7,8 — — —
Примечание. Знак «—» означает, что применение манометровкласса точности 0,6 для испытания данных газопроводов не рекомендуется.
5.3 Приемка в эксплуатацию
Приемку в эксплуатацию законченных строительством объектов системгазораспределения (газоснабжения) производят в соответствии с требованиями СНиП42-01, «Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления»Госгортехнадзора России.Рабочее давление газа, МПа Испытательное давление, МПа Рекомендуемая максимальная длина, км, надземного и внутреннего газопроводов в поселении при номинальном диаметре(мм) 25 40 50 65 80 100 125 и более При использовании манометров класса точности 0,15 0,005-0,3 0,45 8,9 3,6 2,3 1,3 1,0 1,0 1,0 0,3-0,6 0,75 4,7 1,9 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 0,6-1,2 1,5 1,9 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Св. 1,2 до 1,6 (для СУ Г) 2,0 1,9 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 При использовании манометров класса точности 0,4 0,005-0,3 0,45 1,3 1,0 1.0 1,0 1,0 1,0 0,3-0,6 0,75 1,8 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 0,6-1,2 1,5 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Св. 1,2 до 1,6 (для СУ Г) 2,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 При использовании манометров класса точности 0,6 0,005-0,3 0,45 2,2 — — — — — — 0,3-0,6 0,75 1,2 4,8 — — — — —
Таблица 14
Примечание. Знак « — » означает, что применение манометровданного класса точности для испытания данных газопроводов не рекомендуется.
Приемочная комиссия проверяет комплектность и правильностьсоставления исполнительной документации, производит внешний осмотр объекта сцелью определения соответствия выполненных строительно-монтажных работ проекту,СНиП 42-01, «Правилам безопасности систем газораспределения и газопотребления»Госгортехнадзора России и другим нормативным документам, утвержденным вустановленном порядке.
Приемочная комиссия имеет право с привлечением исполнителейпроверять любые участки газопроводов и качество сварки физическими методами иливырезкой их для механических испытаний, производить дополнительные испытаниягазопроводов и оборудования, образовывать при необходимости подкомиссии с привлечениемтребуемых специалистов для проверки отдельных сооружений и оборудования.
Не допускается принимать в эксплуатацию объекты, неполностьюзаконченные строительством, с несогласованными в установленном порядкеотступлениями от проекта или состава пускового комплекса, без проведениякомплексного опробования оборудования (если оно необходимо), а также безпринятой в эксплуатацию ЭХЗ газопроводов (если она предусмотрена проектом),испытаний газопроводов на герметичность, проверки качества изоляционных покрытий,комплекта исполнительной документации в соответствии с требованиями СНиП 42-01.
Результаты работы приемочной комиссии оформляются актомприемки законченного строительством объекта системы газораспределения,являющимся основанием для ввода объекта в эксплуатацию. В тех случаях, когдапосле монтажа системы газоснабжения требуется проведение пуско-наладочныхработ, приемочной комиссии рекомендуется произвести приемку смонтированныхгазопроводов и установленного газоиспользующего оборудования с автоматикойбезопасности и регулирования для проведения комплексного опробования,результаты которой оформляются актом, на основании которого заказчик получаетразрешение на пуск газа для проведения пуско-наладочных работ.
В период производствапуско-наладочных работ объект строительства передается заказчику, который несетответственность за его безопасность. После представления заказчиком приемочнойкомиссии результатов комплексного опробования производится приемка объекта вэксплуатацию, которая оформляется актом приемки по, являющимся основанием дляпуска газа и ввода объекта системы газораспределения в эксплуатацию.
Список использованных источников
1. СНиП42-01-2002. Газораспределительные системы / Госстрой России. М., 2003.-35 с.
2. СП 42-102-2004.Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб / ГосстройРоссии. — М., 2004. — 131 с.
3. Газоснабжение.Учебное пособие для ВУЗов. / Муфтахов Е.М., Гольянов А.И. — Уфа:«ДизайнПолиграфСервис», 2002. — 52 с.
4. Газоснабжение./ А.А. Ионин… М.: Стройиздат, 1989. — 439 с.
5. Газовыесети и газохранилища. Учебник для ВУЗов. / Гольянов А.И. М.: ООО «Издательствонаучно-технической литературы «Монография»», 2003. -340 с.
6. Проектированиеи эксплуатация газонефтепроводов. / A.M. Нечваль -Уфа: «ДизайнПолиграфСервис»,2001. — 165 с.
7. Интернет ресурс: www.gazovik.com