Проектирование распределительных газовых сетей в деревне Шолохово

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Краткая характеристика объекта

1.1 Общие сведения потребителей газа

1.2 Сведения о климатических и инженерно-геологических условиях

2. Определение характеристик газа

2.1 Определение плотности и теплоты сгорания природного газа

3. Определение годового и расчетного часового расхода газа

3.1 Определение плотности и теплоты сгорания природного газа

3.2 Потребление газа на нужды торговли, предприятий бытового обслуживания

3.3 Потребление газа на отопление и вентиляцию зданий

3.4 Потребление газа на централизованное горячее водоснабжение зданий

3.5 Определение годовых и расчетных расходов газа

4. Обоснование оптимального радиуса действия ГРП

5. Гидравлический расчет наружных газопроводов низкого давления

6. Газорегуляторный пункт

6.1 Общие сведения

6.2 Назначение и принцип работы ГРПШ

6.3 Подбор оборудования газорегуляторного пункта

6.4 Меры безопасности

6.5 Техническое обслуживание

7. Автоматизация газорегуляторного пункта

7.1 Газорегуляторные установки в автоматизированной системе управления газоснабжением

7.2 Основные положения

7.3 Контрольно-измерительные приборы

7.4 Автоматическое регулирование

8. Экономика строительного производства

8.1 Составление локальной сметы

9. Безопасность жизнедеятельности

9.1 Общие положения безопасности труда при строительстве газораспределительных сетей

9.2 Безопасность труда при земляных работах

9.2.1 Организация работ

9.2.2 Организация рабочих мест

9.2.3 Порядок производства работ

9.3 Безопасность труда при монтажных работах

9.3.1 Организация работ

9.3.2 Организация рабочих мест

9.3.3 Порядок производства работ

9.4 Противопожарные мероприятия

10. Экологичность проекта

Заключение

Список использованных источников

Приложения



Введение

газ отопление вентиляция наружный

Природный газ, как источник энергии, необходим человеку в быту и на производстве. Он является высокоэффективным энергоносителем и ценным химическим сырьем. Кроме того, газ имеет ряд преимуществ по сравнению с другими видами топлива и сырья:

- стоимость добычи природного газа значительно ниже, а производительность труда значительно выше, чем при добыче угля и нефти;

- высокие температуры в процессе горения и удельная теплота сгорания позволяют эффективно применять газ как энергетическое и технологическое топливо;

- высокая жаропроизводительность (более 2000єС);

- полное сгорание, значительно облегчающее условия труда персонала, обслуживающего газовое оборудование и сети;

- отсутствие в природных газах окиси углерода предотвращает возможность отравления при утечках газа, что особенно важно при газоснабжении коммунальных и бытовых потребителей;

- при работе на природном газе обеспечивается возможность автоматизации процессов горения, достигаются высокие КПД.

Основной задачей при использовании природного газа является его рациональное потребление, то есть снижение удельного расхода посредством внедрения экономических, технологических процессов, при которых наиболее полно реализуются положительные свойства газа. Применение газового топлива позволяет избежать потерь теплоты, определяемых механическим и химическим недожогом. Уменьшение потерь теплоты с уходящими продуктами горения достигается сжиганием газа при малых коэффициентах расхода воздуха.

Основными задачами в области развития систем газоснабжения являются:

- применение для сетей и оборудования новых полимерных материалов, новых конструкций труб и соединительных элементов, а также новых технологий;

- внедрение эффективного газоиспользующего оборудования;

- расширение использования газа в качестве моторного топлива на транспорте;

- внедрение энергосберегающих технологий;

- обеспечение на основе природного газа производства тепла и электроэнергии для децентрализованного тепло- и энергосбережения небольших городов и сельских населённых пунктов.

Системы газоснабжения представляют собой сложный комплекс сооружений. На выбор системы газоснабжения поселка или деревни оказывает влияние ряд факторов. Это, прежде всего: размер газифицируемой территории, особенности ее планировки, плотности населения, число и характер потребителей газа. Наличие естественных и искусственных препятствий для прокладки газопроводов (рек, дамб, оврагов, железнодорожных путей, подземных сооружений и т.п.). При проектировании системы газоснабжения разрабатывают ряд вариантов и производят их технико-экономическое сравнение. В качестве окончательного варианта принимают наиболее экономичный, по сравнению с другими.

Все газопроводы, входящие в газораспределительную сеть, условно разбиваются на транзитные и распределительные. Транзитные газопроводы предназначены для передачи газа из одного района населенного пункта в другой. Распределительные газопроводы служат для подачи газа непосредственно потребителям.

Газораспределительная система выбирается с учетом источников, объема и назначения газоснабжения, размера и планировки населенного пункта.

На основании генерального плана выполняется схема прокладки газопроводов, на схеме указываются проектные газопроводы, их диаметр, а также отмечаются устанавливаемые отключающие устройства.

Целью данного дипломного проекта является разработка распределительной сети газоснабжения в деревне Шолохово Вологодского района Вологодской области.

Данный проект выполняется на основании следующих исходных данных:

1) состав и характеристики природного газа или месторождения газа;

2) план застройки населенного пункта;

3) климатические характеристики района строительства;

4) перечень всех потребителей газа на период газификации.

Дипломным проектом предусматривается строительство распределительного газопровода среднего давления для газоснабжения жилых домов, дворца культуры, магазина и здания администрации природным газом с низшей теплотой сгорания 36301,36 МДж/м3.

Общая протяженность газопровода составляет 1720,0 м.

Газ используется в качестве топлива на коммунально-бытовые нужды 47 жилых домов (49 квартир) и 3 административных зданий.

В жилых домах устанавливаются четырёх - конфорочные плиты ПГ-4 и в 14 жилых домах двухконтурные котлы мощностью 28 кВт (жилые дома 1-10 по ул. Новостройная; 1а, 19, 20, 21 по ул. Луговая), в административных зданиях принимаются к установке: дворец культуры (по ул. Школьная д.2) - котел 60кВт, магазин (по ул. Школьная д.4) - котел 15 кВт, здание администрации (по ул. Школьная д.1) котел мощностью 15 кВт.

Расход газа на деревню Шолохово составляет 65,49 м3/ч.

1. Краткая характеристика объекта

1.1 Общие сведения потребителей газа

Деревня Шолохово входит в состав Новленского сельского поселения, расположенного на севере Вологодского района на расстоянии 70 км от областного центра - города Вологда. Населённый пункт находится вблизи береговой линии озера Кубенское. Население проживает в одноэтажных индивидуальных домах. Численность населения по данным переписи 2002 г. составляет 133 человека.

Рельеф Шолохово и его окрестностей представляет собой волнистую моренную равнину, на отдельных участках преобразованную водами локальных водоёмов. Рельеф в пределах площадки для строительства полого волнистый, измененный насыпями автодорог. Высотные отметки поверхности земли по устьям скважин составляют 148 - 155 м в Балтийской системе высот.

Для снижения давления газа с высокого на низкое и поддержания его на заданном уровне в системе газоснабжения предусмотрена установка шкафного газорегуляторного пункта ГРПШ-05-2У1 (ранее запроектированный) с двумя линиями редуцирования в ограждении. Давление газа на выходе - 2,6 кПа.

Проектируемый распределительный газопровод низкого давления идет от ГРПШ к застройкам по по ул. Новостройная, Луговая, Ветеранов и Школьная. Трубы для газопровода приняты - полиэтилен ПЭ 80 SDR 11 по ГОСТ Р 50838-2009. Диаметр газопровода низкого давления после УГРШ принят - 110х10,0, 63х5,8 и32х3,0. Глубина заложения подземного газопровода принята 1,6 м (до верха трубы).

Для обеспечения надежности газоснабжения предусмотрена установка на полиэтиленовых газопроводах отключающих устройств: краны шаровые в надземном исполнении - на стенах газифицируемых жилых домов, краны шаровые в подземном исполнении - на ответвлениях к застройке по всем газифицируемым улицам. Класс герметичности запорной арматуры, устанавливаемой на газопроводах, принят не менее класса В по ГОСТ 9544-2005.

Газ используется в качестве топлива на нужды пищеприготовления, отопления и горячего водоснабжения жилых домов. В таблице 1.1 приведен список газового оборудования населенного пункта.

Таблица 1.1 - Газовое оборудование населенного пункта

Адрес потребителя	Количество квартир	Газовые приборы
ул. Новостройная
1	1	ПГ-4, котёл
2	1	ПГ-4, котёл
3	1	ПГ-4, котёл
4	1	ПГ-4, котёл
5	1	ПГ-4, котёл
6	1	ПГ-4, котёл
7	1	ПГ-4, котёл
8	1	ПГ-4, котёл
9	1	ПГ-4, котёл
10	1	ПГ-4, котёл
ул. Луговая
1а	1	ПГ-4, котёл
2	1	ПГ-4
3	1	ПГ-4
4	1	ПГ-4
7	1	ПГ-4
9	1	ПГ-4
10	1	ПГ-4
11	2	2хПГ-4
12	1	ПГ-4
12а	1	ПГ-4
13	1	ПГ-4
14	1	ПГ-4
15	1	ПГ-4
16	1	ПГ-4
17	1	ПГ-4
18	1	ПГ-4
19	1	ПГ-4, котёл
20	1	ПГ-4, котёл
21	1	ПГ-4, котёл
22	1	ПГ-4
23	1	ПГ-4
24	1	ПГ-4
25	1	ПГ-4
26	1	ПГ-4
27	1	ПГ-4
28	1	ПГ-4
31	1	ПГ-4
ул. Ветеранов
1	1	ПГ-4
2	1	ПГ-4
3	1	ПГ-4
4	1	ПГ-4
8	1	ПГ-4
9	1	ПГ-4
10	1	ПГ-4
11	1	ПГ-4
12	2	2хПГ-4
13	1	ПГ-4
ул. Школьная
Администрация 1	1	Котёл
Дворец культуры 2	1	Котёл
Магазин 4	1	Котёл
ВСЕГО	49 квартир	ПГ-4 - 49
	3 адм. здания	Котёл - 17

1.2 Сведения о климатических и инженерно-геологических условиях

Согласно СП 131.13330.2012 «Строительная климатология», район расположения объекта относится к климатическому подрайону IIВ [1]. Климат умеренно-континентальный с неустойчивым режимом погоды.

Зимой господствует умеренно континентальный воздух с периодическим вторжением арктических воздушных масс. Январь - самый холодный месяц зимы. Его средняя температура составляет минус 12,6оС. Зимой выпадает сравнительно немного осадков. Для зимних месяцев характерно увеличение скорости ветра. Осадков за зиму в среднем выпадает 36-53 мм. в месяц. Низкие температуры сезона обуславливают высокую относительную влажность - 83-88%, которая благоприятствует повышенной облачности. Устойчивый снежный покров на территории района образуется 22 ноября, сходит 19 апреля, достигая высоты 50-60 см.

Весенняя погода отличается непостоянством. Изменчивость погоды обусловлена циркуляционными процессами в атмосфере.

Среднемесячное количество осадков составляет 32 - 51 мм.

В летние месяцы территория получает максимальное количество солнечной радиации. Летом велика вероятность вторжения холодного арктического воздуха. Самый теплый месяц лета июль, его средняя температура составляет 16,8оС.

Среднемесячное количество осадков составляет 77-85 мм.

Осенью проходящие серии циклонов, несущие арктический морской воздух, обуславливают холодную дождевую погоду.

Расчетная температура для проектирования системы отопления составляет tр.о.=-32оС, средняя температура отопительного периода tср.о.=-4,1оС. Продолжительность отопительного периода no = 231 суток. Градусо-сутки отопительного периода - 5567°C*сут. Нормативная глубина сезонного промерзания грунтов по данным метеостанции г.Вологда составляет 1,6 м. Вес снегового покрова на 1м2, Wо = 240 кг/м2. Скоростной напор ветра Sо = 23 кг/м2.

По данным бурения с поверхности и до глубины 3,0 м в геологическом строении территории принимают участие отложения четвертичной системы, перекрытые с поверхности современными образованиями и залегающие в следующей последовательности:

- современные техногенные образования (tIV) представлены насыпными грунтами: песком и гравием. Вскрытая мощность насыпных грунтов 0,2-0,8 м., фактическая мощность в насыпи дороги может составить 1,4 м.;

- современные биогенные отложения (bIV) представлены почвенно-растительным слоем мощностью 0,2м.;

- ледниковые отложения (gII) представлены суглинками моренными легкими, бурыми, мягко- и тугопластичной консистенции, с включениями обломочного материала в виде гальки и гравия до 15 % и тонкими прослойками песка мелкого, влажного. Вскрытая мощность озерно-ледниковых отложений составляет 2,2-2,8 м.

По данным материалов инженерно-геологических изысканий, выполненных ООО «ГеоСтройИзыскания» в марте 2011 г.грунты на участке строительства представлены:

ИГЭ-1. насыпные грунты (t IV). Расчетное сопротивление 200 кПа.

ИГЭ-2. Почвенно-растительный слой (bIV). Расчетное сопротивление 220 кПа.

ИГЭ-3. Суглинки моренные мягкопластичные с гравием (gII). Расчетное сопротивление 180 кПа.

ИГЭ-4. Суглинки моренные тугопластичные с гравием (gII). Расчетное сопротивление 220 кПа.

Коррозионная активность грунта по отношению к углеродистой и низколегированной стали относится для суглинков ИГЭ-3 к средней и высокой, суглинков ИГЭ-4 к средней степени коррозионной активности.

На период производства буровых работ (апрель 2011г.) подземные воды вскрыты на глубинах 0,0-0,2 м от поверхности земли, установившийся уровень отмечен на глубинах 0,2-1,2 м.

По условиям залегания, распространения, питания и разгрузки воды являются грунтовыми. Воды имеют свободную поверхность, ненапорные, питание происходит за счет инфильтрации атмосферных осадков.

2. Определение характеристик газа

2.1 Определение плотности и теплоты сгорания природного газа

Для газоснабжения деревни Шолохово выбираем магистральный трубопровод Бованенковского месторождения.

Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на северо-западном побережье полуострова Ямал в 40 километрах от побережья Карского моря, вытянуто в северо-западном направлении и занимает площадь не менее 1000 км2.

Месторождение находится в зоне типичных тундр. Большая часть расположена в пределах, слившихся в единую низменность пойм рек Морды-Яха, Се-Яха и Надуй-Яха с абсолютными отметками рельефа от 4м до 9 м, сформировавших ландшафт современных речных долин.

Бованенковское месторождение является крупнейшим на полуострове Ямал. Запасы природного газа на месторождении оцениваются в 10 трлн. м3 газа, 370 млн. т. нефти и 240 млн. т. жидкого газового конденсата. Проектная мощность месторождения - до 140 млрд. мі газа в год.

В рамках освоения месторождения были построены газопроводы «Бованенково - Ухта» и «Ухта - Торжок». Запуск проекта состоялся в 2012 году. Месторождение было официально введено в эксплуатацию 23 октября 2012 года. Плотность природного газа при нормальных условиях (температуре 0°С и давлении 101,325 кПа) со определяется как плотность газовой смеси в зависимости от содержания и плотности отдельных компонентов и определяется по формуле [2]:

гдеVi - объёмная доля i-го горючего компонента газовой смеси;

сi - плотность i-го компонента при нормальных условиях, кг/м3.

Теплота сгорания природного газа определяется по формуле [2]:

гдеVi - объемная доля i-го горючего компонента газовой смеси;

()i - теплота сгорания i-го компонента, кДж/м3.

Подставив численные значения в формулы (2.1) и (2.2) получаем средние значения теплоты сгорания (МДж/м3) и плотности сi (кг/м3) сухого природного газа:

Физические характеристики, теплота сгорания и процентное содержание компонентов газа Бованенковского месторождения сведены в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Характеристики природного газа

Состав газа	Процентное содержание, %	Теплота сгорания , кДж/м3	Плотность газа при нормальных условиях со, кг/м3
СН4	87,19	35840	0,7168
С2Н6	3,98	63730	1,3566
С3Н8	1,34	93370	2,019
С4Н10	0,75	123770	2,703
С5Н12	0,23	146340	3,221
СО2	1,73	-	1,9768
Н2S	-	23490	1,5392
N2 + ред. газы	4,77	-	1,2505
У	36301	0,734



3. Определение годового и расчетного часового расхода газа

Годовые расходы газа используются для планирования количества газа, которое необходимо доставить проектируемому населённому пункту, а расчётные (максимальные часовые расходы газа) - для определения диаметров газопроводов.

Годовые и расчётные расходы газа потребителями определяются несколькими способами: на основании данных проектов газоснабжения, по номинальным расходам газа газовыми приборами или по тепловой производительности установок, по нормам годового расхода потребителями, по укрупнённым показателям.

Расход газа населенным пунктом зависит от числа жителей, степени благоустройства зданий, теплоты сгорания газа, от наличия коммунально-бытовых и промышленных потребителей газа, их числа и характера.

Различают несколько групп потребителей:

1) бытовое потребление газа (квартиры);

2) потребление газа в коммунальных и общественных предприятиях;

3) потребление газа на отопление и вентиляцию, и горячее водоснабжение зданий;

4) промышленное потребление.

При расчете расходов газа на бытовые и коммунальные нужды учитывается ряд факторов:

газооборудование;

благоустройство и населенность квартир;

газооборудование городских учреждений и предприятий;

степень обслуживания населения этими учреждениями;

охват потребителей централизованно ГВС;

климатические условия.

Для определения годовых расходов газа для жилых домов, предприятий бытового обслуживания населения, общественного питания, учреждений здравоохранения, хлебозаводов и кондитерских фабрик используют нормы расхода теплоты этими потребителями в соответствии с [3], приведенные в таблице П1.1 Приложения 1.

3.1 Определение плотности и теплоты сгорания природного газа

Охват населения газоснабжением в большинстве городов близок к 1. Однако при наличии старого фонда, который нельзя газифицировать, и при наличии высоких домов, в которых установлены электроплиты, степень охвата (укв) будет меньше 1.

Годовое потребление газа на использование его в квартирах вычисляется по формуле [2]:

гдеN - расчетное количество жителей в населенном пункте;

Z1 - доля людей, проживающих в квартирах с централизованным ГВС;

Z2 - доля людей, проживающих в квартирах с ГВС от газовых водонагревателей;

Z3 - доля людей, проживающих в квартирах без ГВС;

q1 - норма расхода газа для людей, проживающих в квартирах с централизованным ГВС, МДж/(год·чел);

q2 - норма расхода газа для людей, проживающих в квартирах с ГВС от газовых водонагревателей, МДж/(год·чел);

q3 - норма расхода газа для людей, проживающих в квартирах без ГВС, МДж/(год·чел);

укв - степень охвата газоснабжением населения города.

В данном дипломном проекте все дома подлежат газификации с централизованным ГВС



3.2 Потребление газа на нужды торговли, предприятий бытового обслуживания

Годовые расходы газа на нужды мелких коммунальных потребителей, предприятий торговли, предприятий бытового обслуживания непроизводственного характера и т.п., в размере 5% суммарного расхода на жилые дома, МДж/год определяются по формуле [2]:

,

гдеQкв - общий годовой расход теплоты в жилых домах населённого пункта, МДж/год.

3.3 Потребление газа на отопление и вентиляцию зданий

Расчётный расход газа на отопление жилых и общественных зданий, коммунально-бытовых предприятий определяется по формуле [2]:

гдеtвн , tр.о ,tр.в ,tср.о - соответственно температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, расчётная наружная температура для проектирования отопления, расчётная наружная температура для проектирования вентиляции, средняя температура наружного воздуха за отопительный сезон, оС [1];

К, К1 -- коэффициенты, учитывающие расходы теплоты на отопление и вентиляцию общественных зданий, принимаемые при отсутствии данных соответственно 0,25 и 0,4;

z - среднее число часов работы системы вентиляции общественных зданий в течение суток, принимаемое при отсутствии данных в размере 16 часов;

F - жилая площадь отапливаемых зданий, м2;

зо - КПД отопительной системы, принимаемое для котельных работающих на газообразном топливе в пределах 0,8-0,85;

nо - продолжительность отопительного периода в сутках;

qо - укрупнённый показатель максимального часового расхода теплоты на отопления жилых зданий, принимаемый по [2] кДж/ч.

3.4 Потребление газа на централизованное горячее водоснабжение зданий

Расчётный расход газа на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий, коммунально-бытовых предприятий определяется по формуле [2]:

где qг.в - укрупнённый показатель среднечасового расхода теплоты на горячее водоснабжение жилых зданий, принимаемый по [2] кДж/ч на 1 чел.;

в - коэффициент, учитывающий снижение расхода горячей воды в летний период. Принимается для расчетов: в =0,8 (в= 1 для курортов);

t х.л - температура водопроводной воды в летний период , t х.л = 15°С,

t х.з - температура водопроводной воды в зимний период, t х.з = 5°С;

зо - КПД отопительной системы, принимаемое для котельных работающих на газообразном топливе в пределах 0,8-0,85.

3.5 Определение годовых и расчетных расходов газа

Полученное значение годового расхода на коммунально-бытовые нужды Qгод используется для определения годового расхода газа. Годовой расход газа в м3/ч для любого потребителя посёлка или района определяется по следующему выражению [2]:

где Qгод - годовой расход теплоты на коммунально-бытовые нужды, МДж/год;

Qнp - низшая теплота сгорания газа, кДж/м3.

Расчётный расход определяется по формуле, м3/ч [2]:

Vр=KmЧVгод, м3/ч,

где Km - коэффициент часового максимума, принимаемый для различных видов потребителей, в соответствии с [4], по таблицам 2.1, 2.2 Приложение 2.

Коэффициент часового максимума расхода газа следует принимать дифференцированно по каждой обособленной зоне газоснабжения, снабжаемой от одного источника. Коэффициент часового максимума для населённых мест принимается в зависимости от общей численности населения, обслуживаемого данными газовыми сетями, одинаковыми для всех районов, гидравлически связанных между собой. Для районных сетей, гидравлически не связанных между собой, Km принимается отдельно для каждого района.

Значения коэффициента часового максимума расхода газа на хозяйственно-бытовые нужды в зависимости от численности населения, снабжаемого газом, в соответствии с [4], приведены в таблице П2.1, Приложения 2. Значения коэффициента часового максимума при расчете расхода газа нужды отопления, вентиляции и ГВС зависит от климатических данных объекта проектирования и определяется по формулам [2]:

гдеm- число часов включения газовых приборов в периоды максимального потребления газа.

Исходные данные и полученные расчётные значения годовых и расчётных расходов газа на бытовые и коммунальные нужды сводятся в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Годовые и расчетные расходы газа на бытовые и коммунальные нужды микрорайона

Расход газа на:	Годовой расход газа	Число часов использования максимума	Часовой расход газа, м?/ч
	МДж/год	м?/год
Бытовые нужды	719810	19828,7	1/779	25,45
Мелкие бытовые нужды	35990,5	991,4	1/779	1,27
О и В	3733951,7	102859,8	1/2569	40,03
ГВС	1119682,3	30844,1	1/2569	12
Всего:	78,76



4. Обоснование оптимального радиуса действия ГРП

При проектировании систем газоснабжения населенных пунктов возникает необходимость определения оптимального количества точек питания сети низкого давления.

Очень важно определить оптимальное число ГРП и правильно разместить их на территории посёлка. Увеличение числа ГРП уменьшает радиус действия каждого из них, и, следовательно, уменьшает диаметры газопроводов после ГРП и металловложения в сеть низкого давления, но это приводит к удорожанию системы за счёт стоимости самих ГРП [2].

Каждый ГРП должен размещаться в центре района его действия и как можно ближе к центру нагрузки района. Если эти центры не совпадают (зоны разной этажности), ГРП необходимо размещать ближе к зоне повышенной нагрузки. При выборе места для ГРП необходимо соблюдать все нормы СНиПа и правила безопасности госгортехнадзора по размещению и допустимым расстояниям до здания, сооружений, дорог.

Под радиусом действия ГРП понимают среднее расстояние по прямой от ГРП до точек встречи потоков газа на границе раздела.

Для ГРП питающего сеть низкого давления оптимальная производительность принимается в пределах 1500-2000 м3/ч. При оптимальном радиусе действия 0,5-1км с учётом этих показателей количества ГРП определяется по формуле:

n = УQhгод/1500 < 1,

где УQhгод - суммарный расход газа через городские ГРП.

n = 65,49/1500 = 0,04 < 1.

Исходя из данных расчетов, в деревне Шолохово Вологодского района Вологодской области необходимо построить одно ГРП.



5. Гидравлический расчет наружных газопроводов низкого давления

В основе проектирования наружных сетей лежит гидравлический расчёт газопроводов. Проектируют газовые сети в соответствии со строительными нормами [3], [4], и правилами безопасности [5] для газораспределительных систем.

Целью гидравлического расчета является нахождение диаметров газопроводов, подводящих газ потребителям. Диаметры должны быть такими, чтобы суммарные потери давления от ГРП до самого удаленного дома не превысили располагаемый перепад давления.

При разработке дипломного проекта для распределительной сети газоснабжения в деревне Шолохово Вологодского района Вологодской области принимаем тупиковую систему газоснабжения.

Наиболее экономичными являются такие тупиковые сети, у которых последовательно соединенные участки имеют одинаковые удельные перепады давления.

Расчет газопроводов выполняется вначале от ГРП до самого удаленного потребителя, а затем рассчитываются ответвления от основного расчетного пути. Потери давления от местных сопротивлений принимают равными 10% от потерь давления от трения.

Максимальное давление газа на вводе в жилой дом не должно превышать 3 кПа. Располагаемый перепад давления, на который проектируются газопроводы низкого давления, составляет 1800 Па, из которых 400 Па приходиться на допустимые потери давления во внутридомовых газопроводах, а 200 Па - в качестве потерь во внутридворовых газопроводах.

Трассы газопровода проектируют с учетом транспортирования потребителям газа кратчайшим путем, т. е. из условия минимальной протяженности сети.

На основании генерального плана выполняется схема прокладки газопроводов, на схеме указываются проектные газопроводы, их диаметры, а также отмечаются устанавливаемые отключающие устройства. При выборе места заложения газопровода учитывается характер проезда и застройки, число вводов, конструкция дорожного покрытия, подземных сооружений, удобства эксплуатации газопровода и т.д.

Весь путь разбивается на участки с неизменным расходом газа. Для каждого участка определяются длина участка и расход газа.

Диаметры газопроводов определяют посредством гидравлического расчёта, исходя из условия обеспечения бесперебойного снабжения газом всех потребителей в часы максимального его потребления. При проектировании газопроводов определяют диаметр труб на основе значений расчётного расхода газа и удельных потерь давления [2].

Расчетные часовые расходы газа для газоснабжения жилых домов в деревне Шолохово, Вологодского района Вологодской области определены из расчета потребления газа на пищеприготовление, с установкой в жилых домах газовых плит ПГ-4, и потребления газа на отопление и горячее водоснабжение с установкой двухконтурного котла. Расход газа отдельными жилыми домами и группами жилых домов определяется с помощью коэффициентов одновременности, м3/ч [2]:

гдеkо - коэффициент одновременности, принимаемый по таблице П3.1 приложение 3 [3];

n - число однотипных приборов или групп приборов;

Vпр - номинальный расход газа на прибор или группу приборов (например, газовая плита и водонагреватель), устанавливаемых в квартирах,м3/ч;

m - число типов приборов или групп приборов.

Номинальный расход газа на прибор определяется по формуле, м3/ч [2]:

где-низшая теплота сгорания природного газа, кДж/м3.

- теплопроизводительность газового прибора, кДж/ч, принимаемая по таблице П3.2 приложение 3;

Результаты расчета приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Расчетные расходы газа на участках

Nуч-ка	ПГ-4	Котёл	Расход Vр, м3/ч
	n	k0	Vпр	n	k0	Vпр
От ГРПШ до магазина по ул.Школьная д.№4
0-1	49	0,2234	1,11	17	0,85	2,31	65,49
1-2	43	0,2258	1,11	17	0,85	2,31	63,95
2-3	39	0,2274	1,11	7	0,85	2,31	32,8
3-4	29	0,2314	1,11	7	0,85	2,31	30,1
4-5	28	0,2318	1,11	6	0,85	2,31	26,81
5-6	27	0,2322	1,11	5	0,85	2,31	23,53
6-7	26	0,2326	1,11	4	0,85	2,31	20,24
7-8	25	0,233	1,11	4	0,85	2,31	19,96
8-9	24	0,2334	1,11	4	0,85	2,31	19,68
9-10	23	0,2338	1,11	4	0,85	2,31	19,4
10-11	22	0,2342	1,11	4	0,85	2,31	19,12
11-12	20	0,235	1,11	4	0,85	2,31	18,56
12-13	19	0,236	1,11	4	0,85	2,31	18,29
13-14	18	0,237	1,11	4	0,85	2,31	18,01
14-15	17	0,238	1,11	4	0,85	2,31	17,74
15-16	10	0,254	1,11	3	0,85	2,31	12,85
16-17	9	0,258	1,11	3	0,85	2,31	12,57
17-18	8	0,265	1,11	3	0,85	2,31	12,32
18-19	7	0,28	1,11	3	0,85	2,31	12,12
19-20	6	0,28	1,11	3	0,85	2,31	11,77
20-21	5	0,29	1,11	3	0,85	2,31	11,48
21-22	4	0,35	1,11	3	0,85	2,31	11,42
22-23	2	0,65	1,11	3	0,85	2,31	11,3
23-24	1	1	1,11	3	0,85	2,31	10,92
24-25			1,11	3	0,85	2,31	9,31
25-26			1,11	2	0,85	2,31	8,06
26-27			1,11	1	0,85	2,31	1,61
27-28			1,11	1	0,85	2,31	1,61
От т.1 до дома №9 по ул.Новостройная
1-29	6	0,28		6			20,16
29-30	5	0,29		5			16,86
30-31	4	0,35		4			13,79
31-32	3	0,45		3			10,72
32-33	2	0,65		2			7,65
33-34	1	1		1			4,26
34-35	1	1		1			4,26
От т.3 до дома №28 по ул.Луговая
3-36	10	0,254					3,18
36-37	9	0,258					2,9
37-38	8	0,265					2,65
38-39	7	0,28					2,45
39-40	6	0,28					2,1
40-41	5	0,29					1,81
41-42	3	0,45					1,69
42-43	1	1					1,25
43-44	1	1					1,25
От т.15 до дома №1а по ул.Луговая
15-45	7	0,28		1			5,46
45-46	6	0,28		1			5,11
46-47	5	0,29		1			4,82
47-48	4	0,35		1			4,76
1	2	3	4	5	6	7	8
48-49	3	0,45		1			4,7
49-50	2	0,65		1			4,64
50-51	1	1		1			4,26
От т.2 до дома №2 по ул.Новостройная
2-52	4	0,35		4			13,79
52-53	3	0,45		3			10,72
53-54	2	0,65		2			7,65
54-55	1	1		1			4,26
55-56	1	1		1			4,26



Принимая ориентировочные потери давления от местных сопротивлений в газопроводах равными 10% от потерь давления от трения, находят допустимые удельные потери давления от трения, Па/м по формуле [2]:

где- длина пути от ГРП до самого удаленного потребителя, м;

1,1 - коэф., учитывающий потери давления от местных сопротивлений;

- длина i-го участка, м;

?Pр -допустимые потери давления, Па.

Общие допустимые потери давления (расчетный перепад давления) принимают в соответствии с нормами, исходя из типа газовых сетей и составят 200 Па в качестве потерь во внутридворовых газопроводах.

Зная расчетный расход газа Vр на участке и допустимые удельные потери давления ?Р/l, с помощью номограмы Приложение 4 [5], определяют диаметр участка газопровода, мм.

Для принятого диаметра газопровода находят действительные удельные потери ?Р/l, Па/м;

Для каждого участка определяют потери давления по формуле [2]:

Суммируют потери давления на всех участках от ГРП до самого удаленного потребителя и сравнивают полученное значение с располагаемым перепадом .

Если лежит в пределах 0ч0,1, расчет считается верным.

При > 0,1 следует уменьшить принятые диаметры газопроводов.

Если величина < 0, диаметры следует увеличить, так как в противном случае потери давления от ГРП до последнего потребителя превысят располагаемый перепад давления, и потребители не получат.

Проверка:

От ГРПШ до магазина по ул. Школьная д.№4

От т.1 до дома №9 по ул. Новостройная

От т.3 до дома №28 по ул.Луговая

От т.15 до дома №1а по ул.Луговая

От т.2 до дома №2 по ул.Новостройная

После расчета основного газопровода выполняется расчет ответвлений по такой же методике. Однако располагаемый перепад давления для каждого ответвления будет разным и может быть найден как [2]:

где- потери давления при движении газа от ГРП до данного ответвления, Па.

Гидравлический расчёт сетей низкого давления представлен в таблице 5.

Таблица 5.2 - Гидравлический расчёт наружных газопроводов низкого давления

Nуч-ка	l уч-ка, м	(Др/l)доп., Па/м	d, мм	(Др/l)действ., Па/м	ДРуч-ка, Па	Расход
От ГРПШ до магазина по ул. Школьная д.№4
0-1	78	0,2	110*10,0	0,320	27,46	65,49
1-2	1	0,2	110*10,0	0,300	0,33	63,95
2-3	140	0,2	110*10,0	0,240	36,96	32,80
3-4	13	0,2	110*10,0	0,225	3,22	30,10
4-5	6	0,2	110*10,0	0,175	1,16	26,81
5-6	20	0,2	110*10,0	0,170	3,74	23,53
6-7	7	0,2	110*10,0	0,165	1,27	20,24
7-8	19	0,2	110*10,0	0,150	3,14	19,96
8-9	7	0,2	110*10,0	0,150	1,16	19,68
9-10	16	0,2	110*10,0	0,145	2,55	19,40
10-11	4	0,2	110*10,0	0,140	0,62	19,12
11-12	40	0,2	110*10,0	0,135	5,94	18,56
12-13	25	0,2	110*10,0	0,130	3,58	18,29
13-14	34	0,2	110*10,0	0,130	4,86	18,01
14-15	36	0,2	110*10,0	0,120	4,75	17,74
15-16	11	0,2	63*5,8	0,235	2,84	12,85
16-17	16	0,2	63*5,8	0,230	4,05	12,57
17-18	29	0,2	63*5,8	0,230	7,34	12,32
18-19	8	0,2	63*5,8	0,230	2,02	12,12
19-20	18	0,2	63*5,8	0,215	4,26	11,77
20-21	36	0,2	63*5,8	0,205	8,12	11,48
21-22	118	0,2	63*5,8	0,200	25,96	11,42
22-23	29	0,2	63*5,8	0,200	6,38	11,30
23-24	27	0,2	63*5,8	0,200	5,94	10,92
24-25	73	0,2	63*5,8	0,180	14,45	9,31
25-26	12	0,2	63*5,8	0,165	2,18	8,06
26-27	57	0,2	63*5,8	0,100	6,27	1,61
27-28	13	0,2	32*3,0	0,200	2,86	1,61
От т.1 до дома №9 по ул.Новостройная
1-29	15	1,9	63*5,8	2,100	34,65	20,16
29-30	10	1,9	63*5,8	1,900	20,90	16,86
30-31	20	1,9	63*5,8	1,800	39,60	13,79
31-32	7	1,9	63*5,8	1,700	13,09	10,72
32-33	18	1,9	63*5,8	1,650	32,67	7,65
33-34	7	1,9	63*5,8	1,580	12,17	4,26
34-35	21	1,9	32*3,0	1,800	41,58	4,26
От т.3 до дома №28 по ул.Луговая
3-36	10	1,2	63*5,8	1,400	15,40	3,18
36-37	36	1,2	63*5,8	1,300	51,48	2,90
37-38	7	1,2	63*5,8	1,270	9,78	2,65
38-39	20	1,2	63*5,8	1,250	27,50	2,45
39-40	8	1,2	63*5,8	1,200	10,56	2,10
40-41	29	1,2	63*5,8	1,000	31,90	1,81
41-42	30	1,2	63*5,8	1,000	33,00	1,69
42-43	5	1,2	63*5,8	0,900	4,95	1,25
43-44	9	1,2	32*3,0	1,200	11,88	1,25
От т.15 до дома №1а по ул.Луговая
15-45	25	0,6	63*5,8	0,610	16,78	5,46
45-46	36	0,6	63*5,8	0,600	23,76	5,11
46-47	59	0,6	63*5,8	0,560	36,34	4,82
47-48	15	0,6	63*5,8	0,570	9,41	4,76
48-49	53	0,6	63*5,8	0,580	33,81	4,70
49-50	24	0,6	63*5,8	0,550	14,52	4,64
50-51	69	0,6	32*3,0	0,600	45,54	4,26
От т.2 до дома №2 по ул.Новостройная
2-52	22	2,5	63*5,8	3,00	72,60	13,79
52-53	9	2,5	63*5,8	2,50	24,75	10,72
53-54	21	2,5	63*5,8	2,30	53,13	7,65
54-55	9	2,5	63*5,8	2,10	20,79	4,26
55-56	11	2,5	32*3,0	2,30	27,83	4,26



6. Газорегуляторный пункт

6.1 Общие сведения

Газорегуляторный пункт служит для снижения давления газа, поступающего из городских распределительных сетей, до заданного и поддержания его постоянным независимо от расхода.

ГРП сооружаются в виде отдельно стоящих зданий или шкафных регуляторных установок (ШРУ), устанавливаемых на специальные опоры. ГРП и ШРУ размещаются внутри жилого массива на расстоянии от зданий, сооружений, железнодорожных и трамвайных путей и воздушных линий электропередачи, определенном СНиП [4]. На вводах и выводах газопроводов из здания ГРП в колодцах устанавливают отключающие устройства не ближе 5 и не дальше 100 м от здания ГРП. Предохранительный запорный клапан (ПЗК) устанавливается по ходу газа перед регулятором давления. Предохранительный сбросной клапан (ПСК) устанавливается после регулятора давления. Для учета расхода газа используются измерительные диафрагмы с дифманометрами или газовые счетчики.

Измерительные диафрагмы устанавливаются до регулятора давления на прямолинейных горизонтальных участках газопроводов длиной не менее 10 условных диаметров до и 5 условных диаметров после диафрагмы. Газовые счетчики устанавливают на прямолинейных участках длиной ?5 Dy до счетчика и ?3 Dу, после него.

Продувочные газопроводы размещаются после первого отключающего устройства и на байпасе. Условный диаметр продувочных газопроводов должен быть не менее 20 мм.

Условный диаметр сбросного трубопровода, отводящего газ от ПСК, должен быть равным условному диаметру выходного патрубка клапана, но не менее 20 мм. Продувочные и сбросные трубопроводы выводятся на 1 м выше крыши ГРП и должны иметь на конце устройства, защищающие их от попадания атмосферных осадков. Трубопроводы, отводящие газ от ПСК шкафных регуляторных установок, размещаемых на опорах, должны быть выведены на высоту не менее 4 м от уровня земли.

Для снабжения газом потребителей в период ревизии и ремонта ГРП сооружается обводной газопровод (байпас). Диаметр обводного газопровода в соответствии с требованиями СНиП [4] должен быть не менее диаметра седла клапана регулятора давления газа.

В данном дипломном проекте предусмотрена установка шкафного газорегуляторного пункта ГРПШ-05-2У1.

Шкафной ГРП (ШРУ) является готовым промышленным изделием. Это металлический шкаф, внутри которого смонтированы все необходимое оборудование, арматура и средства измерения. Подбор ШРУ производится в зависимости от типа регулятора, обеспечивающего пропускную способность, и давления газа на входе и выходе из ШРУ.

6.2 Назначение и принцип работы ГРПШ

Газорегуляторные пункты ГРПШ применяются: в системах газоснабжения сельских и городских населенных пунктах, объектах промышленного и сельскохозяйственного назначения, комуннально-бытовых зданиях, и т. д.

Шкафные газорегуляторные пункты ГРПШ предназначены для снижения входного давления высокого или среднего до заданного выходного давления и автоматического поддержания его на постоянном уровне независимо от изменения выходного давления и расхода газа потребителями. Помимо этого в ГРПШ производится автоматическое отключение подачи газа при аварийном повышении или понижении выходного давления от допустимых заданных значений, контроль за входным и выходным давлениями и температурой газа, учет газа, предохранение от возможных повышения или понижения давлений газа в сверх допустимых пределах и очистка газа от механических примесей поставляемого потребителю по ГОСТ 5542-87.

Условия эксплуатации пункта должны соответствовать климатическому исполнению У1 (ХЛ1) категории 1 по ГОСТ 15150-69, для работы окружающей среды от -40 до +60°С (от -60 до +60°С).

По индивидуальному заказу предприятие-изготовитель выпускает пункты с обогревом. Обогреватель устанавливается под днищем металлического шкафа и используется в холодное время года.

Газорегуляторный пункт ГРПШ состоит из металлического шкафа с двумя дверками с двух сторон из несгораемых материалов, в котором установлено технологическое оборудование.

На рисунке 6.1 показана функциональная схема ГРПШ.

Рисунок 6.1 - Функциональная схема ГРПШ:

1 - кран шаровой КШ-50 - 4 шт; 2 - входной манометр - 1 шт; 3 - кран шаровой КШ-20 - 4 шт; 4 - фильтр типа ФГ с ИПД - 2 шт; 5 - регулятор давления газа - 2 шт; 6 - клапан предохранительный сбросной КПС-Н - 1 шт; 7 - кран шаровой КШ-15 - 7 шт; 8 - штуцер под водяной манометр; 9 - регулятор РДСГ-1-1.2 - 1 шт; 10 - отопитель ГИИВ-3.65 - 1 шт; 11 - клапан КГЭ-15М - 1 шт.

На рисунке 6.2 представлен габаритный чертеж ГРПШ.

Рисунок 6.2 - Габаритный чертеж ГРПШ.

1 - Рвх (Ду 50); 2 - вентиляционный патрубок; 3 - продувочный патрубок (Ду 20);4 - вход КПС-Н (Ду 15); 5 - Рвых (Ду 65); 6 - подвод импульса к регулятору (Ду 15); 7 - выход КПС-Н (Ду 20).

Согласно функциональной схеме, газорегуляторный пункт работает следующим образом.

Газ по входному трубопроводу через входной кран 1, поступает в фильтр 4 (где происходит очистка газа от механических примесей, окалины и пыли), затем поступает к регулятору давления газа 5, где происходит снижение давления газа до установленного значения и поддержание его на заданном уровне, и далее через выходной кран 1 поступает к потребителю. Для замера давления на выходе установлен кран 3.

При повышении выходного давления выше допустимого заданного значения открывается предохранительный сбросной клапан 6, и происходит сброс газа в атмосферу. Для замера давления и настройки сбросного клапана предназначен кран 7.

Для визуального наблюдения за давлением газа на входе и замера перепада давления на фильтрах предусмотрен манометр 2. По индивидуальному заказу для удобства обслуживания газового фильтра, устанавливается датчик перепада давления ДПД-5 или ДПД-10, либо индикатор перепада давления ИПД-5 или ИПД-10. Максимально допустимое падение давление на кассете фильтра - 10кПа.

В случае ремонта оборудования газ поступает к потребителю через резервную линию. При необходимости используются обе линии одновременно, пропускная способность при этом возрастает.

На газопроводе после входного крана и после регулятора давления газа предусмотрены сбросные трубопроводы высокого и низкого давления с краном 3 для сброса газа в атмосферу при выполнении ремонтных работ

6.3 Подбор оборудования газорегуляторного пункта

Необходимо подобрать регулятор давления в зависимости от его пропускной способности, предохранительный запорный клапан и газовый фильтр, условный диаметр которых должен соответствовать диаметру регулятора давления; также побирается тип предохранительного сбросного клапана.

В качестве регуляторов давления в ГРП, питающих сети низкого давления газа, устанавливаются регуляторы давления типа РДК. Регуляторы давления выбираются по расчетному (максимальному часовому) расходу газа при требуемом перепаде давления.

При нормальных условиях работы расчетная пропускная способность регулятора должна быть примерно на 20% больше требуемой способности регулятора. При минимальном расходе газа регулятор давления должен быть загружен не менее чем на 10%.

Абсолютное давление газа после регулятора давления на выходе из ГРП определим по формуле:

Р2 = Рвых+ Рабс , МПа

Р2 = 2,6+101,3=102,9 кПа

Абсолютное давление на входе в ГРП определим по формуле:

Р1 = Рвх - (?Рдиаф +?Рф +?Рпзк +?Рз.арм), кПа,

Р1 = 600-(10+5+4+3)+102,9=404,3 кПа.

Найдем скорость истечения газа:

Р2 / Р1 = 102,9 / 404,3 = 0,3.

Регулятор давления подберем используя формулу [6]:

где, индекс «т» - табличное значение параметра;

V и Vт - пропускная способность регулятора, м3/ч;

и т - плотность газа при нормальных условия, кг/м3;

ДР и ДРт - перепад давления в регуляторе, МПа;

Р1 и Р1т - абсолютное входное давление газа, МПа;

Р2 и Р2т - абсолютное выходное давление газа, МПа.

Проверка:

Подбираем регулятор давления РДНК-400М с РТВХ = 0,6МПа, Dу =50 мм, диаметр седла = 16 мм.

В качестве устройства для очистки газа от механических примесей применяется фильтр сетчатый газовый типа ФС-50 с диаметром присоединительного патрубка Dу=50мм, длиной 250мм, массой 14 кг. Качественная очистка газа позволяет повысить герметичность запорных устройств, а также увеличить межремонтное время их эксплуатации за счет уменьшения износа уплотняющих поверхностей.

Для снабжения жилого массива на выходе из ГРП поддерживается низкое давление газа, поэтому в ГРП принимается к установке предохранительный запорный клапан типа ПКН, который обеспечивает автоматическое отключение подачи газа при выходе контролируемого давления за установленные верхний и нижний пределы. Принимаем к установке ПКН - 50 с пределом настройки давления: верхний 0,001-0,06 МПа, нижний 0,0003 - 0,003 МПа. Максимальное давление в корпусе 1,2 МПа; размеры 230х415х50мм; массой 35 кг.

Предохранительный сбросной клапан служит для защиты газовой аппаратуры от недопустимого повышения давления газа в сети. В случае повышения давления, газ через клапан сбрасывается в атмосферу. Требуемая, пропускная способность предохранительного сбросного клапана определяется как:

Vтр = 0,0005ЧVmax, м3/ч,

где Vmax - пропускная способность регулятора при расчетных входном и выходном давлениях газа, м3/ч.

Vтр = 0,0005Ч236,5=0,12 м3/ч.

Принимаем к установке предохранительный сбросной клапан типа КПС-Н с параметрами: заводская настройка давления срабатывания клапана 3 кПа, максимальное рабочее давление на входе 6 кПа, габариты 85х85х100, масса 0,5 кг.

В случае ремонта оборудования газ поступает к потребителю через резервную линию редуцирования (или байпас), где газ по входному трубопроводу через входной кран, фильтр, поступает к регулятору давления газа, где происходит снижение давления газа до установленного значения и поддержание его на заданном уровне, и далее через выходной кран поступает к потребителю.

На основной и резервной линиях редуцирования после входного крана, после регулятора давления предусмотрены продувочные трубопроводы.

Запорная арматура (задвижки, вентили, пробковые краны), должна быть рассчитана на газовую среду. Главными критериями при выборе запорной арматуры являются условный диаметр DУ и исполнительное давление РУ.

Вентили применяют в тех случаях, когда повышенной потерей давления можно пренебречь, например, на импульсных линиях.

Пробковые краны имеют значительно меньшее гидравлическое сопротивление, чем вентили. Их различают по затяжке конической пробки на натяжные и сальниковые, а по методу присоединения к трубам - на муфтовые и фланцевые.

Задвижки применяются как с выдвижными, так и с не выдвижными шпинделем. Первые предпочтительней для надземной установки, вторые - для подземной.

Материалом для изготовления запорной арматуры служат: углеродистая сталь, легированная сталь, серый и ковкий чугун, латунь и бронза. Запорная арматура из серого чугуна применяется при рабочем давлении газа не более 0,6 МПа. Стальная, латунная и бронзовая при давлении до 1,6 МПа. Рабочая температура для чугунной и бронзовой арматуры должна быть не ниже -35оС, для стальной не менее -40оС.

На входе газа в ГРП следует применять стальную арматуру, или арматуру из ковкого чугуна. На выходе из ГРП при низком давлении можно применять арматуру из серого чугуна. Она дешевле стальной.

Условный диаметр задвижек в ГРП должен соответствовать диаметру газопроводов на входе и выходе газа. Условный диаметр вентилей и кранов на импульсных линиях ГРП или ГРУ рекомендуется выбирать равным 20 мм или 15 мм. В таблице 6.1 приведены технические характеристики ГРПШ-05-2У1.

Таблица 6.1 - Технические характеристики ГРПШ-05-2У1.

Наименование	ГРПШ-05-2У1
Регулируемая среда	Природный газ по ГОСТ 5542
Регулятор давления газа	РДНК-400М
Максимальное входное давление, МПа	0,6
Диапазон настройки выходного давления, МПа	2,0 - 0,5
Пропускная способность, мі /ч, при входном давлении, МПа:	РДНК-400М
При Рвх: 0,05 МПа	55
При Рвх: 0,1 МПа	100
При Рвх: 0,2 МПа	180
При Рвх: 0,3 МПа	300
При Рвх: 0,4 МПа	400
При Рвх: 0,5 МПа	500
При Рвх: 0,6 МПа	600
Неравномерность регулирования, %	±10
Диапазон срабатывания запорного клапана ПКН-50, кПа:
При повышении входного давления, кПа:	1,2-1,8
При понижении входного давления, кПа:	0,2-0,5
Погрешность срабатывания ПКН от номинального значения настройки, %	±10%
Клапан предохранительный сбросной	ПСК-Н
Давление начала срабатывания сбросного клапана, кПа	1.15 Р вых.
Температура окружающего воздуха, °С	-40…+60
Система обогрева	газовое или без обогрева
Расход для системы обогрева, мі/ч	0,05±15%
Присоединительные размеры:
входного патрубка, мм	Ду 50
выходного патрубка, мм	Ду 50
импульса, мм	Ду 15
Соединение: входного патрубка, выходного патрубка, импульса	Сварное, по ГОСТ 16037-80
Межремонтный интервал (ТР, ТО)	3
Средний срок службы, лет	15
Назначенный срок службы, лет	40
Масса, кг	150



6.4 Меры безопасности

1. Пункт газорегуляторный шкафной соответствует требованиям [5], ГОСТ 12.2.003-91, СП 62.13330.2011.

2. К обслуживанию пункта допускаются лица, прошедшие проверку знаний в соответствии с ПБ 12-529-03, имеющие соответствующее удостоверение, а так же изучившие конструкцию и работу изделия согласно настоящему руководству по эксплуатации и паспортам, РЭ на комплектующее оборудование.

3. При испытании и пуске в работу пункта запорную арматуру (краны, вентили) открывать медленно и плавно.

4. Пункт заземлить в соответствии с требованиями ПУЭ (Правил Устройства Электроустановок). В месте заземления должен быть знак заземления.

5. Дверки пункта должны закрываться и запираться.

6. На дверках пункта должна быть предупредительная надпись «ОГНЕОПАСНО-ГАЗ».

7. В случае появления запаха газа, нарушения нормальной работы пункта, необходимо вызвать представителя эксплуатационной или аварийной службы газового хозяйства.

6.5 Техническое обслуживание

При эксплуатации пункта должны выполняться следующие работы:

текущий ремонт не реже одного раза в 5 лет;

проверку параметров срабатывания предохранительных запорных и сбросных клапанов - не реже одного раза в 3 месяца, а также по окончании ремонта оборудования;

техническое обслуживание не реже одного раза в 6 месяцев;

осмотр технического состояния в сроки, устанавливаемые производственной инструкцией эксплуатирующей организации и обеспечивающие безопасность и надежность в эксплуатации.

Осмотр технического состояния (обход) должен производиться двумя рабочими.

При осмотре технического состояния пункта должны контролироваться: давление газа до и после регулятора, перепад давления на фильтре, отсутствие утечек газа (с помощью мыльной эмульсии), надежность взвода и срабатывания клапана-отсекателя.

При техническом обслуживании пункта должны выполняться:

проверка плотности всех соединений и арматуры, устранение утечек газа;

проверка плотности закрытия отключающих устройств и предохранительных клапанов;

проверка параметров настройки запорных и сбросных клапанов.

смазка трущихся частей и перенабивка сальников;

осмотр и очистка фильтра;

определение плотности и чувствительности мембран;

продувка импульсных трубок.

При текущем ремонте производятся:

ремонт и замена изношенных деталей;

разборка запорной арматуры, не обеспечивающей герметичности закрытия;

ремонт регулятора давления, предохранительных клапанов в соответствии с паспортами, РЭ на указанные изделия;

работы, предусмотренные при проведении технического обслуживания;

проверка надежности крепления узлов и деталей, не подлежащих разборке.

7. Автоматизация газорегуляторного пункта

7.1 Газорегуляторные установки в автоматизированной системе управления газоснабжением

Качество работы газорегуляторной установки является одним из важнейших факторов, определяющих надёжность, безопасность и экономичность функционирования системы газоснабжения населённого пункта в целом и отдельных потребителей (объектов), входящих в эту систему. Этим обусловлено то, что при создании автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) газоснабжения особую роль отводят контролю и управлению работой газораспределительной установкой, а точнее основного технологического оборудования (регуляторов давления, ПЗК, ПСУ, фильтров и запорных устройств), из которого состоят газораспределительные установки [7].

Вместе с развитием систем газоснабжения, увеличением их пропускной способности, числа подключенных к ним потребителей и соответственно числа газораспределительных установок возникло и постепенно укреплялось понимание необходимости централизации сбора данных о параметрах газа в системе и воздействия на них. В результате для ряда крупных систем газоснабжения населенных пунктов были созданы диспетчерские системы, которые, несмотря на ограниченные возможности, практически сводившиеся к контролю некоторых параметров на ГРУ, позволили значительно улучшить оперативность управления и повысить стабильность газоснабжения потребителей без увеличения ресурсов газа. В настоящее время в связи с широким внедрением в практику вычислительной техники, совершенствованием конструкции регулирующих, запорных и предохранительных устройств, а также настоятельной необходимостью обеспечения наиболее эффективного использования газа с учетом рационального распределения его потоков и регулирования давления на повестку дня стал вопрос о замене диспетчерских систем автоматизированными системами управления, которые обладают значительно более широкими функциями и обеспечивают качественно более высокий уровень управления разветвленным газовым хозяйством.

В функции АСУ ТП могут входить:

дистанционное управление технологическим процессом;

получение, первичная обработка и выдача дежурному персоналу информации о состоянии контролируемых параметров;

контроль режимов газопотребления;

выдача рекомендаций по ликвидации аварийных ситуаций;

формирование и распечатка различных сведений о функционировании системы газоснабжения;

расчет на модели системы газоснабжения оптимальных параметров технологического процесса (например, давления);

предупредительная и аварийная сигнализация об отклонении параметров от заданных значений и о состоянии технологического оборудования, в том числе и технических средств АСУ ТП.

Команда исполнительным механизмам о выполнении рекомендаций ЭВМ дается обслуживающим персоналом с пульта АСУ ТП. Этот же персонал может в любой момент получить исчерпывающие данные о параметрах среды в интересующей его точке (зоне) системы и внести при необходимости соответствующие коррективы.