Проектирование газораспределительных сетей низкого давления

Vмех/зас5 =46,22-1,01-10,88 = 34,33 м3

?Vмех/зас =1827,19 м3

Площадь траншеи F тран м, определяется по формуле

F тран =(a+b)/2*h, (32)

F тран1=(0,7+0,7)/2*0,876=0,61м2

F тран2=(0,7+0,7)/2*0,889=0,62м2

F тран3=(0,9+0,9)/2*0,908=0,82м2

F тран4=(0,9+0,9)/2*0,914 = 0,83м2

F тран5=(0,9+0,9)/2*0,959=0,87м2

Определяем площадь поперечного сечения кавальера F кав м, по формуле



F кав = F тран * К пр , (33)

где F тран - площадь траншеи;

K пр - коэффициент первоначального разрыхления.

F кав1 =0,61*1,15=0,7 м3

F кав2 =0,62*1,15=0,71м3

F кав3 =0,82*1,15=0,94 м3

F кав4 =0,83*1,15=0,95 м3

F кав5 =0,87*1,15=1 м3

Рассчитываем высоту кавальера H м, по формуле

Hкав = v Fкав (34)

Hкав1 =v0,7=0,83

Hкав 2=v0,71=0,84

Hкав 3=v0,94=0,97

Hкав 4=v0,95=0,97

Hкав 5=v1=1

Рассчитаем ширину кавальера В кав м, по формуле

В кав = 2 *H кав (35)

В кав1 =2*0,83=1,67м

В кав 2 =2*0,84=1,68м

В кав 3=2*0,97=1,88м

В кав 4=2*0,97=1,94м

В кав 5=2*1=2м

Ширина строительной площадки, А м, вычисляется по следующей формуле

А=В 1 + N 1+ b + N 2 + B 2 + N 3+d + N, (36)

где В 1 - ширина кавальера растительного грунта;

В 2 - ширина основного кавальера;

N 1 , N 2 - расстояние от края от края траншеи до края отвала грунта, равное 0,5 м;

b - ширина траншеи по верху;

N 3 - расстояние от края кавальера до стенки трубы принимается от 3м;

d - наружный диаметр трубы, равный 0,133 м;

S- необходимая ширина проезда для техники, равная 5 м.

А 1= В 1 +0,5+0,7+0,5+0,7+1,67+0,076+5=9,15м

А 2= В 1 +0,5+0,7+0,5+0,7+1,68+0,89+5=9,17м

А 3= В 1 +0,5+0,9+0,5+0,8+1,88+0,108+5=9,69м

А 4= В 1 +0,5+0,9+0,5+0,8+1,94+0,114+5=9,75м

А 5= В 1 +0,5+0,9+0,5+0,8+2+0,159+5=9,86м

В 1 = 9,15*0,1 = 0,91

В 2= 9,17*0,1 = 0,92

В 3 = 9,69*0,1 = 0,96

В 4= 9,75*0,1 = 0,97

В 5= 9,86*0,1 = 0,98

Рассчитываем высоту кавальера H м, по формуле

Hкав 1 = v Fкав (37)

Hкав 1 = v0.91=0.95м

Hкав 2 = v0.92=0.96м

Hкав 3 = v0.96=0.97м

Hкав 4 = v0.97=0.98м

Hкав 5 = v0.98=0.99м

Ширина строительной площадки

А =9,15+0,91=10,06м

А =9,17+0,92=10,09м

А =9,69+0,96=10,65м

А =9,75+0,97=10,72м

А =9,86+0,98=10,84м

Площадь строительной площадки

Fстрой = А*L (38)

F1=10,06*1681=16910,86 мІ

F2=10,09*956=9646,04І

F3=10,65*128=1363,2І

F4=10,72*497=5327,84мІ

F5=10,84*51=552,84 мІ

?F=33800,78 мІ

5.6 Выбор типа машин для рытья траншеи и грузоподемных механизмов.

Для обеспечения необходимой ширины и глубины траншеи выбирается экскаватор типа ЭО-5126 (Гидравлический универсальный гусеничный экскаватор) .

Таблица - 4 Техническая характеристика ЭО-5126

Параметры	Значение
Вместимость ковша, м Наибольшая глубина копания, м Наибольший радиус копания, м Наибольшая высота выгрузки, м Габаритные размеры в транспортным положение: мм -длина -ширина с гусеницами 600мм с гусеницами 900мм Параметры	08 6,2 9,6 5,8 10050 3170 3470 400 Значение
-высота Ширина гусеничного хода:	400
с гусеницами 600мм с гусеницами 900мм Клиренс, мм Давление на опору поверхность, кПа (кг/см): с гусеницами 600мм с гусеницами 900мм	3170 3470 470 70(0,7) 46(0,46)

Экономическая эффективность использования того или иного типа экскаватора часто зависит еще и от его транспортабельности , так как частые переброски экскаватора с одного участка работы на другой влияют на стоимость разработки грунта при рытье траншей и котлованов.

Обратная засыпка производится бульдозером марки ДТ-75 ДРС2. Грунт перемещается из кавальера рядом с траншеей. Засыпку газопровода бульдозерами выполняют косопоперечными проходами с наращиванием отвала в траншее с целью исключения динамического воздействия падающих комьев грунта на газопровод.

Таблица - 5 Техническая характеристика ДТ-75 ДРС2

Параметры	Значение
Двигатель Мощность двигателя, кВт (л.с.) Размеры бульдозерного отвала, мм: - ширина - высота (с козырьком) Скорость подъема и опускания отвала, м/с, не менее Высота подъема отвала, мм Опускание отвала ниже опорной поверхности гусениц, мм Угол въезда, град. Угол резания, град. Предельно допустимые уклоны при работе бульдозера град Количество гидроцилиндров Масса бульдозерного оборудования, кг Габаритные размеры трактора с бульдозерным оборудованием, мм: -- длина - ширина - высота	А-41 70 (95) 2560 800 (1000) 0,15 650 220 20 55 20 2 900 5380 2560 3120

При засыпке газопровода необходимо обеспечить:

-сохранность труб и изоляции;

-плотное прилежание газопровода ко дну траншеи;

-проектное положение газопровода;

-при засыпке газопровода необходимо исключить подвижки.

Для монтажа газопроводов в полевых условиях используют краны трубоукладчики. Для поддержания трубопровода используется тройлейные подвески. При выполнение укладочных работ применяют средства малой механизации, которые исключают возможность повреждения изолиационного покрытия; тройлейные подвески с катками, облицованными полиуретаном или снабженные пневнобаллонами; мягкие монтажные полотенца. Металлические части этих приспособлений, которые могут оказаться в контакте с трубой, должны быть снабжены прокладками из эластичного материала.

Трубоукладчик подбирается по фактическому весу опускаемой трубы, приходящемуся на трубоукладчик Ѕ веса одной секции при соответствующем вылете стрелы.

Выбираем трубоукладчика типа Трубоукладчик-бульдозер на базе трактора ДТ-75

Трубоукладчик-бульдозер предназначен для подъёма и транспортировки трубопроводов диаметром до 350мм, засыпки траншей, а также может использоваться на других грузоподъёмно-землеройно-планировочных работах.

Трубоукладчик-бульдозер на базе трактора ДТ-75

Технические характеристики
Параметры	Значение
Базовая модель бульдозера Базовая модель бульдозера Максимальный вылет стрелы, м Минимальный вылет стрелы, м Скорость подъёма груза, м/мин Высота подъёма максимальная, м Грузоподъёмность стрелы, т Глубина опускания крюка (при максимальном вылете стрелы), м Габаритные размеры, длина/ширина/высота, м Удельная материалоёмкость Рабочая скорость движения с грузом на первой передаче, км/ч Ширина отвала, мм Максимальный подъём отвала, мм Максимальное заглубление отвала, мм	ДЗ-42 2 2 1 3 3.3 4 2 4560 2.5 4,12 2520 До 500 200

Рисунок 1 Трубоукладчик-бульдозер на базе трактора ДТ-75

5.7 Выбор грузоподъемных механизмов

1) Грузоподъемность автокрана определяется по формуле

Q=P_эл+?g кг, (39)

где Q - грузоподъемность, кг

Р_эл - это вес монтирующий плети, кг.

Q=434+138=572 кг

Р_эл= L_плети х m_{1 погонный метр трубы}

Рэл= 40x10,85=434 кг

где ?g- вест оснастки , который составляет

?g=nхg (40)

где n - число кранов, шт;

g - вес строповочного устройства или монтажной плети 23х3=69 кг

?g=2*69=138

Грузоподъемность одного трубоукладчика или крана

(41)

кг

2) Расчетный вылет стрелы трубоукладчика или крана вычисляется по формуле:

R=+а₁+а₂+а₃ (42)

R=+0,5+0,219+5,219=6,29 м,

где R - вылет стрелы, м;

в - ширина траншеи по верху, м;

а₁ - расстояния от края траншеи до трубы, м;

а₂ - ширина месты, занимаемое плетью (? трубы), м;

а₃ - расстояния от трубы до оси трубопровода, м.



6. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ ПО МОНТАЖУ И ПРОКЛАДКЕ ПОДЗЕМНОГО ГАЗОПРОВОДОВ

6.1 Разработка проекта производства работ (ППР)

Проект производства работ является основным рабочим руководящим документом для непосредственно организации, производящей строительно-монтажных работ (СМР).

Исходным материалам для разработки ППР входят:

Задание на разработку ППР;

Проект организации строительства;

Рабочие проектные документации (типовая);

Проект по производству строительства ПОС разрабатывается одновременно с разработкой

технологического проекта в целях связки технико-экономических, объемно-планировочных конструкций и технологических решений с условиями организации строительства и производства монтажных работ.

ПОС должен содержать:

а) Календарные сроки строительства, в котором проводится очередность стройки строительства основных и вспомогательных зданий и сооружений, основных трубопроводов, оборудования рабочей силы.

б) Строительный генеральный план с указанием постоянных зданий и сооружений, временных построек, участок для размещения временных сооружений, укрепительно сборочных мастерских и площадок, площадок для складирования оборудования и материалов, постоянных и временных дорог, существующих и вновь прокладываемых инженерных сетей и коммуникаций, а так же указанием мест расположения монтажных механизмов.

в) Организационно технологические схемы возведения основных сооружений и прокладка основных и вспомогательных трубопроводов, инженерных сетей и рекомендуемые методы проведения СМР.

г) Указание по составу точности методам и порядку по строению геодезической разбивочной сетки.

д) Ведомость объемов СМР, включая монтажного дополнительного оборудования и временных монтажных механизмов.

е) График и потребности оборудования, конструкции труб, монтажных механизмов строительства, техники, рабочей

силы и основных материалов.

Проект производства работ

ППР изготавливается специально проектно-конструкторской организацией и согласовывается с заказчиком и подрядчиком. ППР утверждается главным инженером организации, производящим СМР, для технически сложных работ допускается выполнение ППР силами групп в подготовке производств самой строительно-монтажной организации. Для однотипных и стандартных видов работ допускается разработка ППР типовых видов.

ППР должен предусматривать:

а) Первоочередное выполнение всех необходимых подготовленных работ, то есть необходимых для монтажных работ.

б) Последовательность производства СМР, включающий предусматривать широкий фронт работы сметной бригадой и организацией.

в) Механическая работа исходя из максимально приведениях грузоподъемных механизмов, землеройной техникой, средствами малой механизации и механических инструментов.

г) Применение комплектных блоков оборудования трубопроводов и металлоконструкций заводского производства, а так же собранных на предприятиях и производственных базах монтажной организации

В состав ППР входит:

а) Пояснительная записка, где дается краткая характеристика всего трубопровода, монтируемого оборудования, металлоконструкций и объектов на трубопроводе, обоснование выбора машин для земляных работ, грузоподъемных механизмов, уточняется строительная готовность объекта местности. Комплектность оборудования, состояния монтажной работы, организация повозок основного оборудования и трубопровода. Даются основные указания по организации и последовательности работы, а так же указания по контролю за проведением работ и указанием по приему произведенных СМР, основные способы проверки качества произведенных работ с указанием по технике безопасности и техникой экономических указателей.

б) Монтажный генеральный план, где определяется основные решения организации монтажных работ, где определяется места расположений площадок и подключению к ЛЭП, к водопроводам, места установки сварочных постов и вспомогательного оборудования, расположение подъездных путей, естественных и искусственных преград, расположение заводских и бытовых помещений и опасные зоны.

в) График производства работ, включающий подготовительного срока, выполнение которых необходимо для отвода газопровода, газопотребляющего и газоиспользующего оборудования в эксплуатацию,

продолжительность работ определяется по калькуляциям трудозатрат. График выполняется сетевым или линейным календарем.

г) Схемы на сборку блоков оборудования, предусматривающей максимального использования грузоподъемной техники, механического оборудования и инструмента, выполнение наиболее трудоемких, точных и неудобных работ на площадках укрепительной сборки или производственных баз.

д) Схема монтажа, где указывается места установки грузоподъемного механизма, расположение блоков оборудований и трубопровода. Дается указания по последовательности и технологии производства монтажных работ и строительств, а так же конкретных решений указания по монтажу отдельных блоков и требованиям по технике безопасности.

е) Схема механизации, которая обеспечивает безопасные работы кранам, землеройной технике и другой строительной технике.

Геодезические подготовительные работы, нивелирование местности и разбивки произведены, все необходимые отметки выставлены.

Поставка материалов и оборудования осуществляется автомобилями по трассе, нет необходимости проложить временных дорог.

Все здания временного назначения строят мобильно -передвижными, сборно- разборными. А мастерские и другие здания снабжают электричеством и водой от местных сетей.

Календарный срок строительства газопровода с 15 мая до 15 августа.

6.2 Сварка звеньев

Перед началом выполнения сварочных работ поворотных и неповоротных стыков труб производится просушка или подогрев торцов труб и прилегающих к ним участков. Просушку торцов труб путем нагрева на 50°С рекомендуется производить:

- при наличии влаги на трубах независимо от температуры окружающего воздуха;

- при температуре окружающего воздуха ниже плюс 5°С.

Ручную дуговую сварку неповоротных и поворотных стыков труб при толщине стенок до 6 мм выполняют не менее чем в два слоя. Каждый слой шва перед наложением последующего тщательно очищают от шлака и брызг металла.

Неповоротные стыки труб при толщине стенок до 12 мм сваривают в три слоя, высота каждого слоя не должна превышать 4 мм, а ширина валика должна быть равной двум-трем диаметрам электрода.



6.3 Изоляционные работы

Все стальные газопроводы, укладываемые в грунт, должны иметь защитные покрытия в соответствии с ГОСТ 9.602-2005. В зависимости от используемых материалов полимерные защитные покрытия могут быть:

- мастичные (битумные или каменноугольные);

- экструдированные из расплава, оплавляемые на трубах (из порошков);

- накатываемые на трубы (из эмалей);

- из липких или наклеиваемых на трубу лент.

Нанесение полимерных покрытий. Покрытие из полимерных липких лент можно наносить после осушки и очистки от заусенцев и выступов поверхности изолируемых труб.

Изоляционную машину перед нанесением липких лент необходимо отрегулировать по диаметру изолируемого трубопровода, ширине и величине на хлеста.

При нанесении липких лент любым способом следят за тем, чтобы строго соблюдалась нахлестка витков и на покрытии не образовывалось складок, морщин и пузырей. При обнаружении дефектов ленту снимают с трубопровода и, устранив дефект, наматывают вновь; воздушные прослойки между трубой и полимерной лентой допускаются лишь в зоне сварных швов.

При изоляции стыков полимерными липкими лентами на сварной шов для дополнительной его защиты по грунтовке наносят один слой липкой ленты шириной 100 мм, затем стык и защищенные конусом покрытия обертывают (с натяжением и обжатием) 2...3 слоями липкой ленты. При этом лента не должна на 2...3 мм доходить до оберток с повышенной влага насыщенностью. На полимерную липкую ленту накладывают защитную обертку.

На хлест витков у защитного покрытия из липких лент должен быть не менее 2 см. При послойном нанесении ленты на хлесты смежных слоев не следует располагать друг над другом.

В данном дипломном проекте трубы для строительства поставляются изолированными заводом изготовителем.

6.4 Укладочные работы

Укладка секций газопровода в траншею производится с помощью автокрана. Плети газопроводов равной 30 метрам укладывают двумя автокранами, а при длине более 30 метров - тремя автокранами, расставляемыми на определенном расстоянии в зависимости от диаметра укладываемых труб.

Для подъема, перемещения и укладки труб применяют специальные грузозахватные приспособления, для подъема длинномерных труб используют специальные траверсы.

При производстве работ не допускается резко перегибать трубопроводы ни в вертикальной, ни в горизонтальной плоскости.

Высота подъема плети или секции над землей при укладке ее в траншею не должна быть более 1 м при работе тремя и более автокранами и 0,8 м при работе двумя автокранами (во время перехода одного из автокранов в новое положение трубопровод должен опускаться до уровня земли).

При опускании отдельных секций, свариваемых между собой в траншее, для уменьшения напряжения в металле автокраны следует располагать на следующем расстоянии от концов секции: при двух автокранах-- 15--20 % длины секции.

6.5 Сварка стальных труб

Сварка стальных осуществляться как аппаратами газовой сварки, так и электродуговой, в зависимости от используемого материала и получения необходимого качества. Важную роль в этом процессе играет квалификация сварщика.

В любом случае, перед началом работы стыковочные кромки в обязательном порядке очищаются от остатков ржавчины, краски, окислов, в противном случае высокое качество шва получить невозможно. На втором этапе одним из условий является снятие фаски. В этом случае шов заполняет расплавленным металлом V-образную площадь, вследствие чего шов получается более прочным и герметичным.

При сваривании стальных труб газовой горелкой достаточно, как правило, одного прохода, причем окончание шва происходит не встык, а с небольшим наложением, чтобы исключить непровара в местах начала и окончания шва. Присадочный материал должен соответствовать сорту стали самих труб. Стоит отметить, что при использовании газовой сварки толщина стенок труб должна быть не более 3,5 мм, в противном случае происходит перегрев зоны шва и он в дальнейшем теряет прочность.

Однако, более распространенными для сварки газопроводов являются сварочные работы с использованием дуговой электросварки или же сварки стальных труб с помощью полуавтомата. Для сварки стальных труб, имеющих использован 3мм, то для наложения окончательного шва используется обычно 4мм-й электрод.небольшой диаметр и толщину стенок, составляющих от 1,5 до 5 мм, используются сварочные электроды диаметром 3-4 мм, как наиболее отвечающие всем необходимым требованиям.

Процесс начинается с очистки торцов на ширину как минимум 10мм и снятия фаски. На втором этапе трубы между собой центруют, прихватывая в 3-4 точках, равномерно по всей окружности трубы. Длина прихватки не должна превышать при этом 10 мм, а высота прихваточного шва должна составлять максимум 2/3 от высоты фаски.

После этого, убедившись в правильной центровке соединения производят обварку шва, причем для первого прохода используются электроды меньшего диаметра (3мм). При этом заполняется сварочным материалом фаска на глубину опять же 2/3 от высоты фаски. По окончании процесса необходимо очистить сваренную поверхность от остатков шлака, проверить ее на качество выполненной работы. Получившийся шов должен быть сплошным, без прерываний и непроплавленных участков. Для обеспечения высокого качества соединения поверх первого шва накладывается второй, причем для этого используется электрод большего диаметра. Если в первом случае был

6.7 Подбивка пазух и уплотнение

Засыпка газопровода после шурфового осмотра выполняется песком или мягким грунтом без комьев и твердых включений на высоту не менее 20 см от верхней образующей трубы с тщательной подбивкой пазух. Последующая засыпка производится обычным порядком.

6.8 Обратная засыпка

Засыпка траншеи производится непосредственно вслед за опуском трубопровода.

При засыпке трубопровода грунтом, содержащим мерзлые комья, щебень, гравий и другие включения размером более 50 мм в поперечнике, изоляционное покрытие следует предохранять от повреждений присыпкой мягким грунтом на толщину 20 см над верхней образующей трубы или устройством защитных покрытий, предусмотренных проектом.

При засыпке газопровода необходимо обеспечить:

- сохранность труб и изоляции:

- плотное прилегание газопровода к дну траншеи;

- проектное положение газопровода.

При засыпке газопровода необходимо исключить подвижки.

Засыпку траншей в не просадочных грунтах следует производить в три стадии:

- засыпка пазух не мерзлым грунтом;

- присыпка на высоту 0,2 м над верхом трубы тем же грунтом с подбивкой пазух;

- окончательная засыпка после предварительного испытания с равномерным послойным уплотнением до проектной плотности с обеих сторон трубы.

Засыпку газопровода бульдозерами выполняют косопоперечными проходами с наращиванием отвала в траншее с целью исключения динамического воздействия падающих комьев грунта на газопровод.

На горизонтальных участках поворота газопроводов вначале засыпается участок поворота, а затем остальная часть. Засыпку участка поворота начинают с его середины, двигаясь поочередно к концам.

Для предотвращения размыва грунта на крутых продольных уклонах (св. 15°) засыпка должна производиться после устройства перемычек в траншее.

Насыпи следует отсыпать из однородных грунтов на всю их ширину во избежание образования внутри насыпи водяных линз и плоскостей скольжения.

6.9 Рекультивация

Рекультивация земель - это комплекс работ, направленных на восстановление плодородного слоя почвы.

Рекультивацию строительной полосы газопроводов осуществляют в соответствии с проектами на рекультивацию в процессе строительства газопроводов.

Работы по возвращению плодородного слоя можно выполнять только в теплое время года.

Плодородный слой почвы должен быть, как правило, снят и перемещен в отвал хранения на одну или обе стороны от оси газопровода на расстояние, обеспечивающее раздельное размещение отвала минерального грунта, не допуская перемешивания его с плодородным слоем почвы.

На рекультивируемых землях засыпку газопровода производят с послойным уплотнением грунта и без устройства валика над газопроводом.



7. ВЫБОР ТИПА ПУНКТА РЕДУЦИРОВАНИЯ ГАЗА, РАСЧЕТ И ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ.

7.1 Выбор оборудования ГРП

В данном дипломном проекте выбран газорегуляторный пункт шкафного типа марки 13-2Н-У.

ГРПШ, газорегуляторные установки и пункты газорегуляторные блочные (в дальнейшем пункты) предназначены для редуцирования высокого или среднего давления на требуемое, автоматического поддержания заданного выходного давления независимо от изменения расхода и входного давления, автоматического отключения подачи газа при аварийных повышении или понижении выходного давления от допустимых заданных значений, очистки от механических примесей газа, поставляемого по ГОСТ 5542-2014

Таблица 6 - Параметры ГРПШ

Регулятор давления газа	РДГ-50Н
Рабочая среда	Природный газ
Давление газа на входе, Рвх, МПа	1,2
Диапазон настройки выходного давления, Рвых, кПа	1,5-60
Пропускная способность (для газа плотностью р = 0,73 кг/м3), м3/ч	6200
Тепловая мощность устройства горелочного, кВт	7
Габаритные размеры, мм* длина L ширина B	2500  2100
Масса, кг*:	3000

В состав пункта входят:

- узел фильтра;

- основная линия редуцирования давления газа;

- резервная линия редуцирования давления газа.

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

Рисунок 2 - Схема пневматическая функциональная

Принцип работы. Газ по входному трубопроводу через входной кран (рисунок 2), 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.

Контроль выходного давления производится выходным манометром.

При повышении выходного давления выше допустимого заданного значения открывается сбросной клапан, в том числе встроенный в регулятор, и происходит сброс газа в атмосферу.

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

На входном газопроводе установлен манометр, предназначенный для замера входного давления и определения перепада давления на фильтрующей кассете. Максимально допустимое падение давления на кассете фильтра-- 10 кПа.

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

Контроль выходного давления производится выходным манометром На основной и резервной линиях редуцирования после входного крана 1, после регулятора давления газа предусмотрены продувочные трубопроводы.

7.2 Расчет пропускной способности ГРП

Пропускная способность регулятора давления при Р_вх=0,3 МПа и Р_вых=0,003МПа рассчитывается по формуле

, м³/ч;3 (43)

где ?Р - перепад давлений, МПа;

с_о - плотность газа при нормальных условиях, кг/м³;

Р₂ - давления газа на выходе из регулятора, МПа.

Нормальная работа регулятора давления обеспечивается при условии, когда его максимальная пропускная способность составляет не более 80%, а минимальная не менее 10% от расчетной пропускной способности. 0,00065043

Коэффициент загрузки регулятора находится по формуле

, %((44)

где Q_{расч (max)} - максимальный расчетный расход, м³/ч.

Так как коэффициент загрузки находится в пределах 10…80%, то регулятор выбран правильно.

Пропускная способность предохранительно-сбросного клапана рассчитывается по формуле

Q_ПСК?0,0005xQ_рег, м³/ч, (45)

где Q_рег - пропускная способность регулятора давления, м³/ч.

Q_ПСК?0,0005x269,5?0,135 м³/ч.

Пропускная способность фильтра вычисляется по формуле

, м³/ч. (46) м³/ч.

Так как пропускная способность больше расчетного расхода и пропускной способности и регулятора, фильтр подобран правильно.



7.3 Общие требования к ГРПШ

Оборудование ГРПШ должно размещаться в шкафу, выполненном из негорючих материалов, а для ГРПШ с обогревом - с негорючим утеплителем.

ГРПШ размещают отдельно стоящими или на наружных стенах зданий, для газоснабжения которых они предназначены. На наружных стенах зданий размещение ГРПШ с газовым отоплением не допускается.

Допускается размещать ГРПШ ниже уровня поверхности земли, при этом такой ГРПШ следует считать отдельно стоящим.

Расстояния от отдельно стоящих ГРПШ до зданий и сооружений должны быть не менее указанных в таблице 5 и 6.2.2.

ГРПШ с входным давлением газа до 0,3 МПа включительно устанавливают:

· на наружных стенах жилых, общественных, в том числе административного назначения, административных и бытовых зданий независимо от степени огнестойкости и класса конструктивной пожарной опасности при расходе газа до 50 м³/ч;

· на наружных стенах жилых, общественных, в том числе административного назначения, административных и бытовых зданий не ниже степени огнестойкости III и не ниже класса конструктивной пожарной опасности С1 при расходе газа до 400 м³/ч.

ГРПШ с входным давлением газа до 0,6 МПа включительно устанавливают на наружных стенах производственных зданий, общественных и бытовых зданий производственного назначения с помещениями категорий В4, Г и Д и котельных.

ГРПШ с входным давлением газа свыше 0,6 МПа на наружных стенах зданий устанавливать не допускается.

При установке ГРПШ с входным давлением газа до 0,3 МПа включительно на наружных стенах зданий расстояние от стенки ГРПШ до окон, дверей и других проемов должно быть не менее 1 м, а при входном давлении газа свыше 0,3 до 0,6 МПа включительно - не менее 3 м. При размещении отдельно стоящего ГРПШ с входным давлением газа до 0,3 МПа включительно его следует размещать со смещением от проемов зданий на расстояние не менее 1 м.

Допускается размещение ГРПШ на покрытиях с негорючим утеплителем газифицируемых производственных зданий степеней огнестойкости I-II, класса конструктивной пожарной опасности С0 со стороны выхода на кровлю на расстоянии не менее 5 м от выхода.

7.4 Выбор оборудования газорегуляторных пунктов и установок

Выбор оборудования ГРП и ГРУ начинается с определения типа регулятора давления газа. После выбора регулятора давления определяются типы предохранительно-запорных и предохранительно-сбросных клапанов. Далее подбирается фильтр для очистки газа, а затем запорная арматура и контрольно-измерительные приборы.

Выбор регулятора давления

Регулятор давления должен обеспечивать пропуск через ГРП необходимого кол-во газа и поддерживать постоянное давление его независимо от расхода.

Расчётное уравнение для определения пропускной способности регулятора давления выбираются в зависимости от характера истечения газа через регулирующий орган.

При докритическом истечении, когда скорость газа при проходе через клапан регулятора не превышает скорость звука, расчётное уравнение записывается в виде:

V_Р = 5260 х K _V х ??х ?(?P хP₁ / ?_О х T хZ), (47)

При сверх критическом давлении, когда скорость газа в клапане регулятора давления превышает скорость звука, расчётное уравнение имеет вид:

V_Р = 5260 х K _V х ?_?КР?х P₁ х ?(??P / P1) _КР/ ?_О х T х Z) (48)

В формулах:

K _V - коэффициент пропускной способности регулятора давления;

?- коэффициент, учитывающий неточность исходной модели для уравнений;

??????????????????????????????????= 1 - 0,46 х (?P / P₁), (49)

??????????????????????????????_?КР = 1 - 0,46 х (?P / P₁) _КР , (50)

?P - перепад давлений в линии регулирования, МПа

???????????????????????????????P = P₁ - P₂ - ?P _КР, (Мпа) (51)

где P₁ - абсолютное давление газа перед ГРП или ГРУ, МПа;

P₂ - абсолютное давление газа после ГРП или ГРУ, МПа;

P ₁ = 0,15 + 0,1 = 0,25 (МПа),

P ₂ = 0,005 + 0,1 = 0,105 (МПа),

?P - потери давления газа в линии регулирования, обычно равные 0,007 МПа;

??P / P₁) _КР = 0,5

?_КР = 1 - 0,46 х 0,5 = 0,77

?_О = 0,73 -плотность газа при нормальном давлении, кг/м³;

Т - абсолютная температура газа равная 283 К;

Z - коэффициент, учитывающий отклонение свойств газа от свойств идеального газа (при Р1 ??????МПа Z = 1).

Расчётный расход V_Р должен быть больше оптимального расхода газа через ГРП на 15…20%, то есть:

V_Р = (1,15 ч 1,2) х V _ОПТ (м³/ч.),

V_Р = 1,2 х 1883,52 = 2260,224 (м³/ч.),

Определить режим истечения газа через клапан регулятора можно по соотношению

Р₂ / Р₁ = 0,105 / 0,25 = 0,42

Если Р₂ / Р₁ ??????то течение газа будет докритическим и поэтому следует применять уравнение первое.

Так как Р₂ / Р₁ ??????то течение газа будет сверхкритическим и поэтому следует применять уравнение второе.

Из вышеуказанных уравнений для определения типа регулятора определяем его коэффициент пропускной способности K _V.

K _V = V _Р / [5260 х ?_?КР?х P₁ х ?????P / P1) _КР/ ?_О х T х Z)]

K _V = 2260,224 / [5260 х ?????х 0,25 х ??????/ ???? х 283 х 1)] = 45,37

Определив K _V по таблице 7.1 [2] выбираем тип регулятора с K _V ближайшим большим значением, чем получен по расчёту.

По расчёту получен K _V = 45,37 Ближайший К _V в таблице равен 50 и относится к регулятору РД-50. Следовательно, этот регулятор следует установить в ГРПШ.

Выбор предохранительно-запорного клапана

Промышленность выпускает два типа ПЗК: ПКН и ПКВ. Первый следует применять в случаях, когда после ГРП или ГРУ поддерживается низкое давление, второй - среднее. Габариты и тип клапана определяются типом регулятора давления. ПЗК обычно выбирают с таким же условным диаметром, как и регулятор.

Определен тип регулятора РД-50. Этот регулятор имеет условный диаметр 50 мм. Следовательно, ПЗК будет или ПКК-40.

Выбор предохранительно-сбросного клапана

Предохранительно-сбросной клапан подбирается по пропускной способности регулятора давления. Пропускная способность ПСК должна составлять не менее 10 % от пропускной способности регулятора давления или не менее пропускной способности наибольшего из клапанов. Выбираем ПСК-50Н/0,05.

Выбор фильтра

Задачей фильтра в ГРП или ГРУ является отчистка от механических примесей. При этом фильтр должен пропускать весь газовый поток, не превышая допустимую потерю давления на себе в размере 10000 Па.

Промышленность выпускает два вида газовых фильтров: кассетные с литым корпусом типа ФВ-100 и ФВ-200; кассетные со сварным корпусом типа ФГ7-50-6; ФГ9-50-12; ФГ15-100-6; ФГ19-10-12; ФГ36-200-6; ФГ46-200-12; ФГ80-300-6; ФГ100-300-12.

Первый тип фильтров предназначен для небольших до 3800 м³/ч расходов газа. Второй тип фильтров предназначен для пропуска больших расходов газа. Число после ФГ означает пропускную способность фильтра в тысячах кубических метров в час.

Для подбора фильтра необходимо определить перепад давления газа на нем при расчетном расходе газа через ГРП или ГРУ.

Для фильтров этот перепад давления определяют по формуле:

??????????????????Р = 0,1 х ?Р _ГР х ( V _Р / V _ГР)² х ?_?О / Р₁, (Па), (52)

где Р_ГР - паспортное значение перепада давления газа на фильтре, Па;

V _ГР - паспортное значение пропускной способности фильтра, м³/ч;

??_О - плотность газа при нормальных условиях, кг/м³;

Р₁ - абсолютное давление газа перед фильтром, МПа;

V_Р - расчетный расход газа через ГРП иди ГРУ, м³/ч.

Р _ГР = 10000 (Па), V _ГР = 7000 (м³/ч), ?_?О = 0,73 (кг/м³),

За исходный возьмем фильтр ФГ 7 - 50 - 6

?Р = 0,1 х 10000 х (2260,224 / 7000)² х 0,73 / 0,25 = 304,43 (Па),

Перепад для фильтра ГРПШ не превышает допустимого значения 10000 Па, следовательно выбран фильтр ФГ 7 - 50 - 6.



8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СПОСОБА ЗАЩИТЫ ГАЗОПРОВОДА ОТ КОРРОЗИИ, РАСЧЕТ ВЫБРАННОЙ СТАНЦИИ

8.1 Защита газопровода от коррозии

Коррозией называется постепенное поверхностное разрушение металла в результате химического и электрохимического взаимодействия его с внешней средой. Так, коррозия внешних поверхностей стальных трубопроводов происходит под действием химических соединений, имеющихся в почве, и блуждающих электрических токов. Иногда при транспортировке газов, содержащих повышенные количества кислорода или углекислого газа, а также те или иные кислые соединения, приходится сталкиваться и с коррозией внутренних поверхностей труб. В этом случае борьба с коррозией обычно заключается в удалении из газа корродирующих веществ, в его очистке и повышении требований к качеству транспортируемого газа. Различают почвенную (электрохимическую) коррозию и коррозию блуждающими токами.

Основные факторы, определяющие интенсивность почвенной коррозии: тип грунта, состав и концентрация растворимых в нем веществ; влажность, характер проникновения воздуха; структура; наличие бактерий, активизирующих развитие процессов коррозии; температура и удельное сопротивление грунта. Опасность почвенной коррозии подземных металлических сооружений определяется коррозионной активностью грунтов по отношению к металлу, из которого эти сооружения сделаны. Коррозионную активностью грунтов (КАГ) по отношению к углеродистой стали подземных металлических сооружений оценивают по трем показателям: удельному электрическому сопротивлению фунтов, потере массы образцов и плотности поляризующего тока.

Критерием опасности коррозии, вызываемой блуждающими токами, является наличие положительной или знакопеременной разности потенциалов между трубопроводом и землей (анодные и знакопеременные зоны).

Источниками блуждающих токов в городах являются рельсовые пути электрифицированного транспорта (трамваев, метро, электропоездов) и промышленные предприятия, использующие или вырабатывающие постоянный или переменный ток.

Все подземные стальные газопроводы должны быть защищены от коррозии почвенной и вызываемой блуждающими токами. Защиту от коррозии следует проектировать в соответствии с требованиями СНиП 42-102--2004 «Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб».

Мероприятия по защите трубопроводов от коррозии должны быть предусмотрены проектом защиты, который разрабатывается одновременно с проектом строительства или реконструкции. В соответствии с ГОСТ 9.602 все виды защиты от коррозии, предусмотренные проектом, должны быть введены в действие до сдачи подземных трубопроводов в эксплуатацию.

Мероприятия по защите от коррозии стоящихся подземных газопроводов, предусмотренные проектом, включают в себя электрохимическую защиту. Средства защиты от почвенной коррозии выбирают исходя из условий прокладки газопровода и данных о коррозионной активности среды (грунтов и фунтовых вод) по отношению к металлу трубопровода с учетом технико-экономических расчетов.

Защита газопроводов от коррозии разделяется на изолирование их от прилегающих грунтов и ограничение проникновения через изоляционные покрытия блуждающих токов (пассивная защита), а также на создание защитного потенциала на газопроводе по отношению к окружающей среде (ограничение, подавление или отвод электрических токов -- активная защита). Мероприятия по защите газопроводов от коррозии, как правило, осуществляют организации и предприятия, являющиеся владельцами газопроводов и смежных подземных сооружений.

8.2 Виды защиты газопровода от коррозии пассивная и активная

Пассивный способ заключается в изоляции газопровода от контакта с грунтом.

В качестве защитных используют битумно-резиновые, битумно-полимерные, битумно-минеральные и эмале-этиленовые с использованием армирующих обверток из стекловолокнистых материалов, а также покрытия из полимерных материалов, наносимых в виде лент или в порошкообразном состоянии.

Противокоррозионные защитные покрытия должны быть диэлектрическими, сплошными, химически стойкими, не вызывать коррозию металла, иметь необходимую механическую прочность и применяемость к металлу, быть эластичными и водонепроницаемыми. На все материалы, применяемые для изоляции газопроводов, должны иметь сертификаты или другие документы, подтверждающие их качество.

Наибольшее распространение получили битумно-минеральные (смесь битума с хорошо измельченными асфальтовыми известняками, асбестом или обогащенным каолином) и битумно-резиновые (смесь битума с резиновой крошкой) мастики. Для усиления изоляции применяют армирующие обвертки из гидроизола, бризола или стекловолокна.

Гидроизол - лист асбеста с добавлением 15 - 20% целлюлозы и пропитанный нефтяным битумом.

Бризол - состоит из битума, асбеста, пластификатора и резиновой крошки. В качестве пластификатора применяют зеленое масло, осевое масло и полиизобутилен.

Изоляцию газопровода производят в последовательности. Трубу очищают щетками до металлического блеска и протирают. Затем наносят слой грунтовки. Грунтовка (праймер) это раствор битума в бензине в отношении 1:2 и 1:3, наносится при температуре 60 - 70. Когда грунтовка высохнет, на трубопровод накладывают горячую (160- 180 ⁰С) битумную мастику (эмаль). Эмаль накладывают в несколько слоев в зависимости от требований к изоляции. Затем армирующая обвертка. Снаружи трубу обертывают крафт-бумагой, для защиты эмали от солнечной радиации. В зависимости от числа слоев различают типы изоляции: нормальную, усиленную и весьма усиленную.

Нормальная - грунтовка, 2 слоя эмали, крафт-бумага.

Усиленная - грунтовка 2 слоя эмали, усиливающая обвертка, 2 слоя эмали, крафт-бумага.

Весьма усиленная - грунтовка 2 слоя эмали, обвертка, 2слоя эмали, обвертка, 2 слоя эмали крафт-бумага.

При низкой активности грунта применяется нормальная изоляция, при средней - усиленная, в остальных случаях - весьма усиленная. В городах применяют весьма усиленную изоляцию.

Катодная защита.

Катодной защитой называется способ защиты газопроводов от коррозии за счет их катодной поляризации с помощью тока от внешнего источника.

На газопровод 1 от специального источника тока 2 (катодная станция) накладывают отрицательный потенциал. Таким образом, газопровод искусственно превращают в катодную зону. Анодную зону создают металлические предметы 3 (старые трубы, рельсы), которые подсоединяют к положительному полюсу источника постоянного тока через кабели 4. В этом случае движение тока идет от положительного полюса источника тока до анодного заземления 3, от него в грунт и через поврежденные участки газопровода попадает на газопровод. От газопровода ток течет по кабелю на отрицательный полюс источника питания. В результате происходит постепенное разрушение не газопровода, а вкопанных в землю старых труб или рельсов. В зависимости от качества изоляции одна установка может участок газопровода от 1 до 20 км.

1 - защищаемый газопровод; 2-источник постоянного тока; 3 - заземлитель-анод; 4 - соединительный кабель

Рисунок 4 - Схема катодной защиты

Этот способ защиты заключается в том, что катодная поляризация защищаемого газопровода достигается подключением к нему анодных заземлителей из металла, обладающего в грунтовой среде более отрицательный потенциал, чем сам газопровод. В результате защищаемый участок превращается в катод без постороннего источника тока.

8.3 Определение способа защиты газопровода от коррозии, расчет выбранной станции

В качестве анодного заземления установок катодной защиты применяют:

- железо-кремневые электроды;

- графитопластовые электроды;

- стальные электроды;

- чугунные электроды.

Тип анодного заземления выбирается в зависимости от удельного сопротивления, глубины промерзания грунта, расположения других подземных металлических конструкций.

В качестве протектора используется металл с более отрицательным потенциалом, чем у железа. При стекании тока с протектора, он будет разрушаться защищая газопровод. При элетродренажной защите ток подводится из анодной зоны газопровода к рельсе или к отрицательной шине.

Применяют 3 типа дренажа:

- прямой - характеризуется двух сторонней проводимостью при нарушении стыковых соединений на рельсах газопровода может возникнуть положительный потенциал;

- полиризованный - при появлении положительного потенциала на газопроводе дренажный кабель автоматически отключается;

- усиленный - применяют когда на газопроводе остается положительный потенциал, который устраняется включением дополнительных в цепь источника ЭДС позволяющего увеличить дренажный ток.

Параметры	Катодная защита	Протекторная защита	Элетродренажная защита
На чем основана защита	На использовании внешних источников тока	На использовании анодов и активных металлов	На отводе токов к их источнику (рельсы и подстанции)
Назначение	Защита от электрохимической коррозии и от блуждающих токов	Дополнение к катодной и дренажной защите	Защита от блуждающих токов
Радиус действия	1000 м	70 м	5000 м
Периодичность обслуживания	1 раз в 14 дней	1 раз в 7 дней	1 раз в 6 месяцев

Поверхность всех газопроводов S_г,м² определяем по формуле

(53)

Диаметры d и длины l газопроводов берутся из таблиц гидравлического расчета сетей низкого и среднего давления.

110,7

86,14 м²

41,

Плотность поверхности газопроводов на 1 га защищаемой территории:

12.5.2 Плотность тока необходимая для защиты:

где -удельное сопротивление грунта,

Суммарный защитный ток с 30% запаса:

12.5.4 Количество катодных станций:

( 54)

где j_к.с.- ток одной станции(25-30 А)

12.5.5 Радиус действия одной станции:

(55)

Обычно применяется кабель АВРБ 3*16.Сопротивление кабеля длиной 3 м составляет R_каб=0,0646 Ом.

Сопротивление анодного заземления из чугунных труб(d=150 мм) составляет R_а.з=0,54Ом

Выходное напряжение катодной станции рассчитывается по формуле.

12.6 Тип станции подбирается по таблицам - по выходному напряжению, с запасом 50%.По моим расчетам выбираем ПСК 2.0 96/48 У1.



9. ТЕХНИКА БЕЗАПАСНОСТИ ПРИ МОНТАЖЕ ПОДЗЕМНОГО ГАЗАПРОВОДА

Безопасность технологического процесса является важным и актуальным разделом при разработке организации процесса строительства. Повышение безопасности и безвредности труда имеют большое экономическое значение, что положительно влияет на экономические результаты производства - производительность труда, качество и себестоимость создаваемой продукции. Улучшение условий труда и повышение его безопасности приводят к снижению производственного травматизма, профессиональных заболеваний, что сохраняет здоровье трудящихся и одновременно приводит к уменьшению затрат на оплату льгот и компенсаций за работу в неблагоприятных условиях труда.

Технология всего комплекса земляных работ, включая инженерную подготовку полосы строительства, для соблюдения требуемых размеров и профилей земляных сооружений, а также регламентируемых допусков при производстве земляных работ, должна выполняться в соответствии с Проектом, разработанным с учетом требований действующих нормативных документов:

«Магистральные трубопроводы» (СНиП III-42-80);

«Организация строительного производства» (СНиП 3.01.01-80);

СНиП РК 3.05-09-2001. “Технологическое оборудование и технологические трубопроводы”.

СНиП РК 2.02-05-2009. “Пожарная безопасность. Общие требования.ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ. “Средства защиты работающих. Общие требования и классификация”.