Расчет распределительных сетей района города

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Расчет распределительных сетей района города

Современные городские распределительные системы представляют собой сложный комплекс сооружений, состоящий из следующих основных элементов: газовых сетей низкого, среднего и высокого давления, газораспределительных станций (ГРС), контрольно-регуляторных пунктов, газорегуляторных пунктов и установок (ГРП и ГРУ).

Система газоснабжения должна обеспечивать надёжную, бесперебойную подачу газа потребителям, быть безопасной в эксплуатации, простой и удобной в обслуживании, должна предусматривать возможность отключения отдельных её элементов или участков газопроводов для производства ремонтных или аварийных работ.

Основным элементом городских систем газоснабжения являются газовые сети, которые берут своё начало от ГРС и служат для снабжения газом бытовых, коммунально-бытовых и промышленных потребителей.

Газопроводы в городах и населённых пунктах классифицируются по давлению, назначению и методу прокладки, а система распределения газа классифицируется по числу ступеней перепада давления и строению их схем.

Согласно правилам безопасности в газовом хозяйстве газопроводы на территории населённых пунктов, а также у промышленных, коммунальных и бытовых потребителей могут быть низкого (до 0,005 МПа), среднего (до 0,3 МПа) и высокого (до 0,6 или 1,2 МПа) давления.

По назначению газопроводы населённых пунктов условно подразделяют на:

- распределительные (уличные) газопроводы;

- ответвления и вводы к потребителям, по которым газ от распределительных газопроводов подаётся к одному или группе потребителей;

- внутриобъектовые газопроводы (дворовые или межцеховые);

- внутренние газопроводы (внутридомовые или внутрицеховые).

По числу ступеней давления, системы газоснабжения подразделяются на:

1. одноступенчатые;

2. двухступенчатые, состоящие из сетей низкого и среднего или низкого и высокого давления;

3. трехступенчатые (многоступенчатые), включающие газопроводы низкого, среднего и высокого давления.

На выбор системы газоснабжения оказывает влияние ряд факторов, основные из них: 1) характер источника газа, свойства газа, степень его очистки, наличие в нём влаги; 2) размеры города, особенности его планировки и застройки, плотность населения; 3) размеры нагрузок потребителей газа; 4) насыщенность уличных проездов инженерными коммуникациями; 5) климатические и геологические условия.

При проектировании системы газоснабжения разрабатывают ряд вариантов, выбор лучшего варианта системы в каждом конкретном случае должен быть осуществлён технико-экономическим сопоставлением по основным показателям: надёжность, технологичность, экономичность.

1.1 Характеристика природного газа

Для газоснабжения городов широко применяют природные газы. Они представляют собой механическую смесь различных углеводородов метанового ряда, называемых предельными, балластных негорючих газов и примесей (влаги, смолы, пыли).

Важнейшей характеристикой топлива является теплота сгорания. Это количество теплоты, выделяемое при полном сгорании единицы объёма газообразного (единицы массы твёрдого или жидкого) топлива при нормальных физических условиях. Различают высшую и низшую теплоту сгорания топлива. Если водяные пары, содержащиеся в топливе и образующиеся при сгорании водорода топлива, присутствуют в виде жидкости, то количество выделившейся теплоты характеризуется высшей теплотой сгорания Qв, кДж/м3. Если водяные пары присутствуют в виде пара, то теплота сгорания называется низшей Qн, кДж/м3.

Составление тепловых балансов топливоиспользующих установок и подсчет КПД производят с учетом содержания в продуктах сгорания не воды, а водяного пара, т.е. исходя из низшей теплоты сгорания.

Тепловой баланс установок, включающих контактные теплообменные аппараты в условиях, когда имеет место изменение влагосодержания продуктов сгорания, необходимо сводить по высшей теплоте сгорания топлива. В противном случае видимый КПД, подсчитанный по стандартной методике по отношению к Qн может превышать 100% .

Низшая теплота сгорания природного газа Саратов - Н.Новгород:

Qн=36044,8 кДж/м 3

СН4,С2Н6,C3H8 ,C4H10, C5H12 - содержание в газе его компонентов в % по объему. По [8, табл.4] для природного газа Саратов-Н.Новгород:

СН4 = 91,9 % об.;

С2Н6 =2,1 % об.;

С3Н8 =1,3 % об.;

C4H10=0,4 % об.;

C5H12=0,1 % об.;

Высшая теплота сгорания превышает низшую примерно на 11%:

Qв = 1,11 • Qн, кДж/м 3 (1)

Qв = 1,11 • 36044,8 = 39649,3 кДж/м 3

Плотность горючего газа при нормальных условиях:

кг/м 3

природный газ годовой сетевой



1.2 Определение годовых расчетов газа

Годовое потребление газа городом является основой для составления проекта газоснабжения. Расчёт годового потребления ведётся в соответствии с нормами потребления и численностью населения по отдельным видам нагрузок.

Расчёт расхода газа на бытовые, коммунальные и общественные нужды представляется собой сложную задачу, т.к. количество газа, расходуемого этими потребителями, зависит от множества факторов: газооборудования, благоустройства и населённости квартир; газооборудования учреждений и предприятий; степени обслуживания населения этими учреждениями; охвата потребителей централизованным горячим водоснабжением. Большинство приведённых факторов не поддаётся точному учёту, поэтому потребление газа рассчитывают по средним нормам. В них учитывается, что население частично питается в буфетах, столовых и ресторанах, а также пользуется услугами коммунально-бытовых предприятий. В квартирах газ расходуют на приготовление пищи, горячей воды и стирку белья.

Расход газа на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение жилых и общественных зданий определяют по удельным нормам теплопотребления.

Расход газа на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение и технологические нужды промышленных предприятий принимают по соответствующим проектам.

1.2.1 Бытовое потребление

Находим численность населения каждого квартала N, чел. Для этого плотность населения умножаем на площадь квартала. Просуммировав количество населения всех кварталов, получаем общую численность населения данного населённого пункта.



, чел. (2)

где S - площадь застройки, га: S=17,79 га;

? - плотность населения, чел./га: ? = 400 чел./га.

чел.

Бытовое потребление газа в год находим по формуле:

, м3/год (3)

где Q1 - норма расхода теплоты потребителями, имеющими газовые плиты без централизованного горячего водоснабжения, МДж/(чел. год). По [3, прил. А]:

Q1 = 6000 МДж/(чел. год);

Р1 - процент охвата газоснабжением потребителей, имеющих газовые плиты без ЦГВ. По заданию:

Р1 = 0,1;

Q2 - норма расхода теплоты потребителями, имеющими газовые плиты и проточные газовые водонагреватели (при отсутствии централизованного горячего водоснабжения), МДж/(чел. год). По [3, прил. А]:

Q2 = 10 000 МДж/чел.год;

Р2 - процент охвата газоснабжением потребителей, имеющих газовые плиты и проточные газовые водонагреватели:

Р2 = 0,2;

Q3 - норма расхода теплоты потребителями, имеющими газовые плиты и центральное горячее водоснабжение, МДж/(чел. год). По [3, прил. А]:

Q3 = 4100 МДж/чел. год;

Р3 - процент охвата газоснабжением потребителей, имеющих газовые плиты и ЦГВ:

Р3 = 0,7;

Р' - процент охвата газоснабжением бытовых потребителей:

Р' = 1.

м3/год.

1.2.2 Коммунально-бытовое потребление

Расход газа на коммунально-бытовые нужды определяем в зависимости от количества и норм расходования ими газа.

Годовой расход газа на бани определяем по формуле:

, м3/год (4)

Р = 1 - (Р2 + Р3) (5)

Р = 1 - (0,2 + 0,7) = 0,1;

Q - норма расхода газа на бани с мытьём без ванн, МДж/на одну помывку. По [3, прил. А]: Q = 40 МДж/на одну помывку;

52 - число недель в году;

Р' - процент охвата газоснабжением коммунально-бытовых потребителей:

Р' = 0,8.

м3/год.

1.2.3 Годовой расход газа на здравоохранение

При определении годового расхода газа на здравоохранение считаем, что 8 - 12 человек на 1000 жителей лежат в больнице.



, м3/год (6)

где Q1 - норма расхода теплоты на приготовление пищи, МДж/на 1 койку в год. По [3]: Q1 = 3200 МДж/на 1 койку в год;

Q2 - норма расхода теплоты на приготовление горячей воды для хозяйственно-бытовых нужд и лечебных процедур, МДж/на 1 койку в год. По [3, прил. А]:

Q2 = 9200 МДж/на 1 койку в год;

Р - процент охвата газоснабжения больниц:

Р = 0,5;

Р' - процент охвата газоснабжением объектов здравоохранения:

Р' = 1.

м3/год.

1.2.4 Годовой расход газа на предприятия общественного питания

При определении годового расхода газа на предприятия общественного питания считаем, что 25% населения питаются 3 раза в день в буфетах, столовых или ресторанах.

, м3/год (7)

где Q1 = Q3 - суточная норма расхода теплоты на приготовление завтраков и ужинов, МДж/на 1 завтрак (ужин). По [3, прил. А]:

Q1 = Q3 = 2,1 МДж/на 1 завтрак (ужин);

Q2 - суточная норма расхода теплоты на приготовление обедов. По [3, прил. А]:

Q2 = 4,2 МДж/на 1обед;

365 - количество дней в году;

Р' - процент охвата газоснабжением предприятий общественного питания:

Р' = 1.

м3/год.

1.2.5 Годовой расход газа хлебозаводами и кондитерскими

При определении годового расхода газа хлебозаводами и кондитерскими считаем, что на 1000 жителей в сутки производится 0,6 - 0,7 тонн хлебобулочных изделий.

, м3/год (8)

где Q - годовая норма расхода теплоты на хлебозаводы и кондитерские, МДж/на 1 тонну продукции. По [3, прил. А]:

Q = 5 450 МДж/на 1 тонну продукции.

Р' - процент охвата газоснабжением хлебозаводов и кондитерских:

Р' = 1.

м3/год.

1.2.6 Годовой расход газа мелкими потребителями

К мелким потребителям относят отдельные жилые здания, отдельные стояки жилых зданий и отдельные мелкие коммунальные, общественные и прочие потребители (детские сады, ясли, школы и т.д.). Годовой расход газа мелкими потребителями принимаем в % от бытового и коммунально-бытового потребления:



, м3/год (9)

м3/год.

1.2.7 Годовые расходы газа на отопление, вентиляцию и ГВС

Годовые расходы газа на отопление жилых и общественных зданий:

, м3/год (10)

где nо - продолжительность отопительного периода, сут., по числу дней с устойчивой среднесуточной температурой наружного воздуха 8°С. По [1, табл.1]: nо = 196 сут.;

q0 - укрупнённый показатель максимального теплового потока на отопление жилых зданий на 1м2 общей площади, принимаемый по [5, прил. 2]. Вт. Для зданий этажности 5 и более, построенных после 1985 года по новым типовым проектам: q0 = 84 Вт/м2;

k1 - коэффициент, учитывающий тепловой поток на отопление общественных зданий; при отсутствии данных принимаем по [5, п. 2.4.]: k1 = 0,25;

tв - расчетная температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, ?С. Принимаем для жилых и общественных зданий: tв = 20?С;

tот - средняя температура наружного воздуха за отопительный период, ?С. Принимаем по [1, табл. 1]: tот = - 4,3?С;

tо - расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления, ?С, равная расчетной температуре наиболее холодной пятидневки (Коб = 0,92) по [1, табл. 1]: tо = - 27?С;

? - КПД потребителя; ? = 0,95;

Р' - процент охвата газоснабжением отопления, вентиляции жилых и общественных зданий: Р' = 0,8;

А - общая площадь жилых зданий района, м2. Определяем по формуле:

, м2 (11)

где f - средняя норма площади на одного жителя. Принимаем f = 18 м2/чел.

А =128088 м2.

м3/год.

Годовые расходы газа на вентиляцию жилых и общественных зданий:

, м3/год (12)

где z - усредненное за отопительный период число часов работы системы вентиляции обще6ственных зданий в течение суток, принимаем z = 12 ч;

k2 - коэффициент, учитывающий тепловой поток на вентиляцию общественных зданий; при отсутствии данных принимаем по [5, п. 2.4.]: для общественных зданий, построенных после 1985 г.: k2 = 0,6;

tv - расчетная температура наружного воздуха для проектирования вентиляции, равная температуре в холодный период года (параметры А) [1, табл. 1]: tv = - 16°С;

Р' - процент охвата газоснабжением отопления, вентиляции жилых и общественных зданий: Р' = 0,8.

м3/год.

Годовые расходы газа на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий:



, м3/год (13)

где 1,2 - коэффициент, учитывающий возможность повышения потребления горячей воды вследствие неравномерности в сутки наибольшего водопотребления;

а - норма расхода воды на горячее водоснабжение при температуре 55°С на одного человека в сутки, проживающего в здании с горячим водоснабжением, принимаемая в зависимости от степени комфортности зданий по [6, прил. 3], л. Для жилых домов квартирного типа с центральным горячим водоснабжением с ваннами от 1500 до 1700 мм, оборудованными душами:

а = 120 л/сут. на 1 чел.;

b - норма расхода воды на горячее водоснабжение, потребляемой в общественных зданиях, при температуре 55°С, принимаемая по [5, прил. 1]:

b = 25 л/сут. на 1 чел.;

tс - температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период, при отсутствии данных принимаем по [5, прил. 1]:

tс = 5°С;

с - удельная теплоёмкость воды, кДж/(кг•?С). Принимаем в расчётах:

с = 4,187 кДж/(кг•?С);

tsс - температура холодной (водопроводной) воды в неотопительный период при отсутствии данных принимаем по [5, прил. 1]:

tsс = 15°С;

? - коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительный период по отношению к отопительному периоду, принимаемый при отсутствии данных для жилищно-коммунального сектора равным 0,6;

350 - число суток в году работы системы горячего водоснабжения;

Р' - процент охвата газоснабжением потребителей, имеющих центральное горячее водоснабжение: Р' = 0,8.

1.2.8 Годовой расход газа на водогрейную котельную установку

, м3/год (14)

м3/год.

1.2.9 Промышленное потребление

Расход газа на промышленные нужды определяем в зависимости от мощности предприятия, его технологии производства по фактическим нормам расхода условного топлива с соответствующими поправками на изменение при работе на газовом топливе.

В данном районе города расположено электротехническое предприятие, имеющее собственную производственно-отопительную котельную установку с 3 паровыми котельными агрегатами типа ДКВр - 4,5 - 13. Котельная вырабатывает тепловую энергию в виде пара для технологических нужд и горячей воды для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения цехов и зданий предприятия.

Расход газа на паровую котельную установку определяем по формуле:

, м3/ч (15)

Где D - номинальная выработка пара котельными агрегатами, кг/ч:

D = NКА • DКА, кг/ч (16)

D = 3 • 4500 = 13500 кг/ч;

hн.п. - энтальпия насыщенного пара, кДж/кг. При абсолютном давлении в котлоагрегате 1,4 МПа: hн.п. = 2789 кДж/кг;

hп.в. - энтальпия питательной воды, кДж/кг:

hп.в. = с • tп.в., кДж /кг (17)

hп.в. = 4,187 • 100 = 418,7 кДж/кг;

hк.в. - энтальпия котловой воды, кДж/кг. При абсолютном давлении в котлоагрегате 1,4 МПа: hк.в. = 826 кДж/кг;

р - величина непрерывной продувки, %: р = 3%;

?КА - КПД котельного агрегата; ?КА = 0,91.

м3/ч =

= 7808664 м3/год

Расход газа промышленными печами предприятия принимаем в % от ВКУ:

, м3/год (18)

м3/год

Расход газа промышленным предприятием:

, м3/год (19)

м3/год.



1.3 Определение расчетных часовых расходов газа

Систему распределения газа рассчитываем на максимальный часовой расход, определяемый по совмещенному суточному часовому графику потребления всеми потребителями.

Расчетный часовой расход газа на бытовые, коммунальные и промышленные нужды можно определить в долях от годового расхода газа по формуле:

, м3/ч (20)

где Км - коэффициент часового максимума; коэффициент перехода от годового расхода к максимальному часовому расходу газа [3, табл. 2 и 3];

Вгод - годовой расход газа.

Расходы газа на коммунально-бытовые нужды рассчитываем по каждому объекту отдельно. Результаты сводим в таблицу 1.

Таблица 1 - Расчётные часовые расходы газа на коммунально-бытовые нужды

Потребители газа	Расчётная единица потребления	Нормы расхода	Годовые расходы В, м3/год	Коэффициент часового максимума kм	Расчётный часовой расход газа Врч, м3/час
		Qi, МДж/год	Вi, м3/год
1. Бытовые потребители
ГП без ЦГВ	на 1 чел.	6000	0,00597
ГП и ГВ	на 1 чел.	10000	0,003582	981720,7	1/2142	458,32
ГП и ЦГВ	на 1 чел.	4100	0,008737
2. Бани	на 1 помывку	40	0,896	29854,41	1/2700	11,06
3. Больницы	на 1 койку	12400	0,0029	11127,36	1/3500	3,18
4. Хлебозаводы и кондитерские	на 1 тонну продукции	5450	0,00657	249912,5	1/6000	41,65
5. Предприятия общественного питания	на 1 обед (завтрак)	8,4	4,26	137566,53	1/2000	68,78
6. Мелкие потребители	-	-	-	101157, 5	1/2429	41,64

Максимальный часовой расход газа на отопление жилых и общественных зданий при расчетной температуре наружного воздуха для проектирования отопления tо (обозначения те же, что и в формуле (10)):

, м3/ч (21)

м3/ч

Максимальный часовой расход газа на вентиляцию жилых и общественных зданий при расчетной температуре наружного воздуха для проектирования вентиляции tv (обозначения те же, что и в формуле (12)):

, м3/ч (22)

м3/ч

Максимальный часовой расход газа на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий (обозначения те же, что и в формуле (13)):

, м3/ч (23)

м3/ч

Суммарный расчётный расход газа на водогрейную котельную:

, м3/ч (24)

м3/ч.

1.4 Режим потребления газа

Всем категориям потребителей газа характерны неравномерность его потребления. В зависимости от периода, в течении которого потребление принимают постоянным, различают: 1) сезонную неравномерность, или неравномерность по месяцам года; 2) суточную неравномерность, или неравномерность по дням недели, месяца или года; 3) часовую неравномерность, или неравномерность по часам суток или часам года.

Знание режимов потребления во все указанные периоды даёт возможность выявить с наибольшей достоверностью расчётные нагрузки на распределительные сети.

Режим расхода газа городом зависит от режима отдельных категорий потребителей и их удельного веса в общем потреблении. Теоретический учёт факторов, влияющих на равномерность потребления, оказывается в большинстве случаев невозможным и поэтому методика определения расходов в различные периоды времени базируется на опытных данных.

Неравномерность потребления оказывает большое влияние на экономические показатели систем газоснабжения. Наличие пиков и провалов в потреблении газа приводит к неполному использованию мощностей газовых промыслов и пропускной способности магистральных газопроводов, что повышает себестоимость газа; приводит к необходимости строительства подземных газохранилищ и создания потребителей-регуляторов, которым сбрасывают излишки в летний период, что связано с дополнительными капитальными вложениями в газотранспортные системы и во вторые топливные хозяйства потребителей.

Городские системы газоснабжения не имеют аккумулирующих ёмкостей, расположенных у потребителей, а ёмкость самих газовых сетей очень мала. Для каждой ступени давления она составляет 3 - 4 % максимально-часовой их пропускной способности, следствием этого является жёсткая связь, существующая между подачей газа в город и расходом его потребителями. Отсюда, чтобы система нормально функционировала, ежечасная подача газа в городскую сеть должна строго соответствовать потреблению. Если потребление окажется меньше подачи, сети не примут лишний газ; а если оно будет больше подачи, тогда начнёт падать давление газа в сетях и будет нарушено нормальное газоснабжение.

Основным следствием жёсткой связи в городской системе распределения газа является то, что пропускную способность газовых сетей и элементов системы необходимо рассчитывать на пиковые, максимально часовые расходы газа. Поскольку система газоснабжения имеет высокую стоимость и большую металлоёмкость, максимально-часовые (расчётные) расходы газа должны быть тщательно обоснованы.

1.5 Выбор системы газоснабжения

Для данного города применяем двухступенчатую закольцованную систему газоснабжения. От ГРС магистрального газопровода газ транспортируется по сети среднего давления до ГРП, где редуцируется на низкое и направляется по газопроводам низкого давления к бытовым и коммунально-бытовым потребителям. Промышленные и крупные коммунальные предприятия (хлебозаводы, прачечные), районные и квартальные котельные подключаем к закольцованному газопроводу среднего давления.

Количество ГРП определяем по формуле:



, шт (25)

где - часовой расход газа сети низкого давления, м3/ч:

, м3/ч (26)

м3/ч

- оптимальная часовая нагрузка на ГРП, м3/ч:

, м3/ч (27)

где ? - плотность населения, чел./га: ? = 400 чел./га.

е - удельный часовой расход газа на одного человека, м3/(чел.•ч);

, м3/(чел.•ч) (28)

м3/(чел.•ч)

Rопт - оптимальный радиус действия одного ГРП, м. Принимаем Rопт = 250 м;

м3/ч

шт.

Принимаем к установке 2 ГРП.

Гидравлический расчет газапроводов.

Гидравлические режимы работы распределительных газопроводов низкого, среднего и высокого давления должны приниматься из условий создания при максимально допустимых потерях давления газа наиболее экономичной и надежной в эксплуатации системы, обеспечивающей устойчивость работы ГРП и газорегуляторных установок (ГРУ), а также работы горелок потребителей в допустимых диапазонах давления газа.

В общем случае движение газа в газопроводах является нестационарным, что приводит к переменному во времени режиму давления в газопроводе и изменению количества газа, находящегося в нём, поэтому расчетные внутренние диаметры газопроводов необходимо определять гидравлическим расчетом из условия обеспечения бесперебойного газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления газа.

В основу расчёта должен быть положен расчётный перепад давления ?Рдоп, т.е. тот допустимый напор газа на выходе из ГРП, который может быть израсходован на преодоление линейных и местных сопротивлений трубопровода на участке от ГРП до любой конечной точки распределительного газопровода. Так в газопроводах низкого давления расчетные суммарные потери давления газа (от источника газоснабжения до наиболее удаленного прибора) принимаются не более 180 даПа, в том числе в распределительных газопроводах 120 даПа, в газопроводах-вводах и внутренних газопроводах -- 60 даПа. На сети высокого и среднего давления расчётный перепад принимается в зависимости от выходного и требуемого давления в начале и в конце рассчитываемой магистрали.

При расчёте движения газа в трубопроводах следует учитывать изменение его плотности. Это связано с тем, что давление по длине трубопровода падает и соответственно уменьшается плотность газа. Только газопроводы низкого давления можно рассчитывать, считая, что по ним движется несжимаемая жидкость. При расчёте газопроводов высокого и среднего давления вводят коэффициент сжимаемости, который учитывает отклонения в поведении природных газов от законов идеальных газов. В [3] приведены основные рабочие формулы, которые также учитывают изменение коэффициента гидравлического трения ? в зависимости от режима движения газа, материала газопровода, способов изготовления труб и их соединения, качества монтажа и эксплуатации газопроводов.

1.5.1 Расчет газопроводов низкого давления

Закольцованную и пронумерованную по кольцам газовую сеть разбиваем на участки и находим расчётные длины. Длины участков определяем по границам изменения расходов (обычно длина квартала), а при большой протяжённости (более 250 м) разбиваем участки и в пределах неизменяющихся расходов.

Определяем удельный расход газа на сеть для одного ГРП:

, м3/(ч • м) (29)

где ?lр - суммарная длина расчетных участков сети, м;

n - количество ГРП.

Расчётные длины на участках в зависимости от условий питания потребителей принимаем:

lр = lд - при двухстороннем отборе газа;

lр = 0,5 • lд - при одностороннем отборе газа;

lд - действительная длина участка газопровода, м;

Суммарный (путевой) расход газа, равномерно расходуемый на участке, определяем по формуле:

, м3/ч (30)

Расчет бытовых потребителей характерен тем, что на каждом участке распределения газа проходит равномерный отбор газа. Для упрощения расчета переменные по длине магистрали расходы газа могут быть условно заменены одним постоянным расходом Вэкв, эквивалентным им по величине вызываемых суммарных линейных потерь давления. Следовательно, эквивалентный расход на участке будет составлять некоторую долю путевого расхода газа Впут. Эквивалентный расход принимаем в размере 50% от путевого.

Вэкв = 0,5 • Впут, м3/ч (31)

Для неконцевых участков сети учитываем транзитные расходы Втр. Величина транзитного расхода зависеть от принятого потокораспределения. Он находится последовательно от нулевых точек до ГРП.

На участках при разделении потоков транзитный расход составит сумму путевых расходов следующих по ходу газа участков:

Втр = ?Впут, м3/ч (32)

На участках при слиянии потоков он принимается как доля от суммарного. Для удобства расчёта эти доли принимаем равными на каждый питающий участок:

Втр = ? ?Впут, м3/ч (33)

Расчетный расход газа складывается из транзитного и эквивалентного расходов данного участка:

Вр = Вэкв + Втр, м3/ч (34)

Результаты расчётов сводим в таблицу 2.



Таблица 2. Расчет газопроводов низкого давления

ГРП1
№	Lд	разбор	Lр	bуд	Расход
					Bп	Bэкв	Bтр	Bр
1	2	3	4	5	6	7	8	9
ГРП1-1	10	0	0	0,13	0	0	571,68	571,68
1-2	110	2	55		7,15	3,58	421,20	424,78
2-3	250	2	125		16,25	8,13	184,60	192,73
3-4	150	2	75		9,75	4,88	135,20	140,08
4-5	140	2	70		9,10	4,55	126,10	130,65
5-6	250	1	250		32,50	16,25	36,40	52,65
6-7	250	1	250		32,50	16,25	3,90	20,15
7-О1	30	1	30		3,90	1,95	0	1,95
1-8	200	2	100		13,00	6,50	130,33	136,83
8-9	245	2	122,5		15,93	7,96	114,40	122,36
9-10	250	2	125		16,25	8,13	16,25	24,38
10-О1	250	2	125		16,25	8,13	0	8,13
2-11	210	2	105		13,65	6,83	206,70	213,53
11-12	190	2	95		12,35	6,18	113,10	119,28
12-13	250	1	250		32,50	16,25	80,60	96,85
13-14	250	1	250		32,50	16,25	48,10	64,35
14-15	210	1	210		27,30	13,65	20,80	34,45
15-О2	160	1	160		20,80	10,40	0	10,40
9-16	250	1	250		32,50	16,25	49,40	65,65
16-17	130	1	130		16,90	8,45	32,50	40,95
17-О2	250	1	250		32,50	16,25	0	16,25
5-18	250	1	250		32,50	16,25	24,70	40,95
18-ОI	190	1	190		24,70	12,35	0	12,35
3-19	150	1	150		19,50	9,75	20,15	29,90
19-ОII	155	1	155		20,15	10,08	0	10,08
11-20	250	1	250		32,50	16,25	48,75	65,00
20-21	250	1	250		32,50	16,25	16,25	32,50
21-ОIII	125	1	125		16,25	8,13	0	8,13
	5405		4397,5
ГРП2
№	Lд	разбор	Lр	bуд	Расход
					Bп	Bэкв	Bтр	Bр
1	2	3	4	5	6	7	8	9
ГРП2-22	0,00	0	0	0,14	0	0	571,90	571,90
22-23	250,00	2	250,00		35,00	17,50	381,50	399,00
23-24	150,00	2	150,00		21,00	10,50	141,40	151,90
24-25	210,00	2	210,00		29,40	14,70	112,00	126,70
25-26	250,00	1	250,00		35,00	17,50	42,70	60,20
26-27	250,00	1	250,00		35,00	17,50	7,70	25,20
27-О3	110,00	2	55,00		7,70	3,85	0	3,85
22-28	200,00	2	100,00		14,00	7,00	141,40	148,40
28-29	200,00	2	100,00		14,00	7,00	127,40	134,40
29-30	250,00	2	250,00		35,00	17,50	25,20	42,70
30-31	180,00	2	90,00		12,60	6,30	12,60	18,90
31-О3	180,00	2	90,00		12,60	6,30	0	6,30
25-32	250,00	1	125,00		17,50	8,75	16,80	25,55
32-ОI	240,00	1	120,00		16,80	8,40	0	8,40
23-33	180,00	2	180,00		25,20	12,60	193,90	206,50
33-ОII	230,00	2	230,00		32,20	16,10	0	16,10
29-34	170,00	2	170,00		23,80	11,90	43,40	55,30
34-35	170,00	1	85,00		11,90	5,95	31,50	37,45
35-36	200,00	1	100,00		14,00	7,00	17,50	24,50
36-О4	250,00	2	125,00		17,50	8,75	0	8,75
33-37	240,00	2	240,00		33,60	16,80	128,10	144,90
37-38	190,00	2	190,00		26,60	13,30	101,50	114,80
38-ОIII	80,00	2	80,00		11,20	5,60	0	5,60
38-39	250,00	2	250,00		35,00	17,50	55,30	72,80
39-40	240,00	2	240,00		33,60	16,80	21,70	38,50
40-О4	155,00	2	155,00		21,70	10,85	0	10,85
	5075,00		4085,00

Находим средние удельные потери давления от ГРП до наиболее удаленного потребителя:

, Па/м (35)

?Рдоп - располагаемый перепад давления сетей низкого давления, Па:

?Рдоп = 1200 Па по [3, п. 3.25];

lд - длина уличной сети от ГРП до наиболее удаленного потребителя, м.

Средние удельные потери давления дают возможность принять диаметры ориентировочно близкими к необходимым. Расчетный внутренний диаметр газопровода предварительно определяем по формуле:

, см (36)

где А, В, т, т1 - коэффициенты, определяемые по [3, табл. 6 и 7] в зависимости от категории сети (по давлению) и материала газопровода. Для сооружения газопроводов применяем стальные бесшовные горячедеформированные трубы по ГОСТ 8732 - 78*.

Окончательно внутренний диаметр газопровода принимаем из стандартного ряда внутренних диаметров трубопроводов: ближайший больший - для стальных газопроводов. При подземной прокладке допускается минимальный диаметр dу = 50 мм.

Падение давления на участке газовой сети определяем по формулам, приведённым в [3, п.3.27 - 3.40]. Для сетей низкого давления:

, Па/м (37)

где l - коэффициент гидравлического трения;

d - внутренний диаметр газопровода, см;

?0 - плотность газа при нормальных условиях, кг/м3.

Коэффициент гидравлического трения l определяем в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса:

(38)

где v - коэффициент кинематической вязкости газа, м2/с, при нормальных условиях:

v = 14,3 • 10-6 м2/с по [11, табл. VIII];

Эквивалентную абсолютную шероховатость внутренней поверхности стенки трубы принимаем равной для новых стальных труб - 0,01 см, т.е. расчёт ведём для гидравлически гладкой стенки.

В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического трения l определяется:

- для ламинарного режима движения газа (Re 2000):

l= 64/Re (39)

для критического режима движения газа (Re = 2000 - 4000):

(40)

- для турбулентного режима движения газа:

- При 4000 < Re < 100 000:

(41)

При Re > 100 000:

(42)

Определяем потери давления на участках. Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) учитываем путем увеличения фактической длины газопровода на 5--10 %:



, Па (43)

1,1 - коэффициент, учитывающий потери давления в местных сопротивлениях.

Суммарные потери давления по участкам сравниваем с располагаемым перепадом давления, добиваясь условия:

, Па (44)

Расчет кольцевых сетей газопроводов выполняем с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10 %. Уравнивание начинаем с точек встречи между ГРП и с более протяжённых, резко отличающихся друг от друга уравниваемых между собой участков как по длине, так и по нагрузке.

Расчетный перепад давления ?Рдоп в распределительной сети должен быть израсходован максимально, делая запас 10 - 15%. Но в ряде случаев для участков, расположенных вблизи ГРП,при малых расходах и в силу существующих нормативных указаний о минимальных диаметрах труб, допускаемых к укладке в землю возможно недоиспользование располагаемого перепада и более 15%.

Результаты расчета сводим в таблицу 3.

Таблица 3. Гидравлический расчёт газопроводов низкого давления.

№№ участка	Длина, м	?hуд,ф, Па / м	Вр, м3/ч	?hф, Па / м	dнx?, мм	?Р, Па	??Р, Па	Невязка
	lд	lр
1	2	3	4	5		6	9	11	12
ГРП1-1-2-3-4-5-6-7-О1
ГРП 1-1	21	21	1,233	571,68	0,85	219х7	19,635	922,79	9,468
1-2	110	55		424,78	2,18	159х5,5	131,89
2-3	250	125		192,73	1,29	133х5,5	177,375
3-4	150	75		140,08	0,94	133х5,5	77,55
4-5	140	70		130,65	2,09	108х5	160,93
5-6	250	250		52,65	1,08	89х3,5	297
6-7	250	250		20,15	0,21	89х3,5	57,75
7-О1	30	30		1,95	0,02	76x3	0,66
ГРП1-1-8-9-10-О1
ГРП 1-1	21	21	2,188	571,68	0,85	219х7	19,635	835,423
1-8	200	100		136,83	0,81	133х5,5	89,1
8-9	245	122,5		122,36	4,75	89х3,5	640,0625
9-10	250	125		24,38	0,29	89х3,5	39,875
10-О1	250	125		8,13	0,34	57x3,5	46,75
ГРП1-1-2-11-12-13-14-15-О2
ГРП1-1	21	21	0,942	571,68	0,85	219х7	19,635	929,61	4,643159
1-2	110	55		424,78	2,18	159х5,5	131,89
2-11	210	105		213,53	1,75	133х5,5	202,125
11-12	190	95		119,28	0,62	133х5,5	64,79
12-13	250	250		96,85	1,00	108х5	275
13-14	250	250		64,35	0,58	108х5	159,5
14-15	210	210		34,45	0,21	108х5	48,51
15-О2	160	160		10,40	0,16	76x3	28,16
ГРП1-1-8-9-16-17-О2
ГРП1-1	21	21	1,236	571,68	0,85	219х7	19,635	974,875
1-8	200	100		136,83	0,81	133х5,5	89,1
8-9	245	122,5		122,36	1,96	108х5	264,11
9-16	250	250		65,65	1,52	89х3,5	418
16-17	130	130		40,95	0,71	89х3,5	101,53
17-О2	250	250		16,25	0,30	76x3	82,5
ГРП2-22-23-24-25-26-27-О3
ГРП2-22	21	23,1	0,791	571,90	0,85	219х7	21,5985	827,458	8,247
22-23	250	275		399,00	1,92	159х5,5	580,8
23-24	150	165		151,90	0,40	159х5,5	72,6
24-25	210	231		126,70	0,28	159х5,5	71,148
25-26	250	275		60,20	0,20	133х5,5	60,5
26-27	250	275		25,20	0,06	133х5,5	18,15
27-О3	110	121		3,85	0,02	89х3,5	2,662
ГРП2-22-28-29-30-31-О3
ГРП2-22	21	21	1,659	571,90	0,85	219х7	19,635	901,835
22-28	200	100		148,40	0,94	133х5,5	103,4
28-29	200	100		134,40	2,24	108х5	246,4
29-30	250	250		42,70	1,72	76x3	473
30-31	180	90		18,90	0,40	76x3	39,6
31-О3	180	90		6,30	0,20	57x3,5	19,8
ГРП2-22-28-29-34-35-36-О4
ГРП2-22	21	21	1,541	571,90	0,85	219х7	19,635	1011,62	3,702495
22-28	200	100		148,40	0,94	133х5,5	103,4
28-29	200	100		134,40	2,24	108х5	246,4
29-34	170	170		55,30	1,24	89х3,5	231,88
34-35	170	85		37,45	1,30	76x3	121,55
35-36	200	100		24,50	2,20	57x3,5	242
36-О4	250	125		8,75	0,34	57x3,5	46,75
ГРП2-22-23-33-37-38-39-40-О4
ГРП2-22	21	21	0,708	571,90	0,85	219х7	19,635	974,16
22-23	250	250		399,00	1,92	159х5,5	528
23-33	180	180		206,50	0,68	159х5,5	134,64
33-37	240	240		144,90	0,37	159х5,5	97,68
37-38	190	190		114,80	0,23	159х5,5	48,07
38-39	250	250		72,80	0,27	133х5,5	74,25
39-40	240	240		38,50	0,24	108х5	63,36
40-О4	155	155		10,85	0,05	89х3,5	8,525
ГРП1-1-2-3-4-5-18-ОI
ГРП1-1	21	21	1,145	571,68	0,85	219х7	19,635	683,43	8,997700
1-2	110	55		424,78	2,18	159х5,5	131,89
2-3	250	125		192,73	1,29	133х5,5	177,375
3-4	150	75		140,08	0,94	133х5,5	77,55
4-5	140	70		130,65	2,09	108х5	160,93
5-18	250	250		40,95	0,27	108х5	74,25
18-ОI	190	190		12,35	0,20	76x3	41,8
ГРП2-22-23-24-25-32-ОI
ГРП2-22	21	21	0,961	571,90	0,85	219х7	19,635	751,003
22-23	250	275		399,00	1,92	159х5,5	580,8
23-24	150	165		151,90	0,40	159х5,5	72,6
24-25	210	231		126,70	0,28	159х5,5	71,148
25-32	250	125		25,55	0,04	133х5,5	5,5
32-ОI	250	120		8,40	0,01	108х5	1,32
ГРП1-1-2-3-19-ОII
ГРП 1-1	21	21	1,779	571,68	0,85	219х7	19,635	631,345	9,149189
1-2	110	55		424,78	2,18	159х5,5	131,89
2-3	250	125		192,73	1,29	108х5	177,375
3-19	150	150		29,90	1,12	57x3,5	184,8
19-ОII	155	155		10,08	0,69	57x3,5	117,645
ГРП2-22-23-33-ОII
ГРП2-22	21	21	1,322	571,90	0,85	219х7	19,635	694,925
22-23	250	250		399,00	1,92	159х5,5	528
23-33	180	180		206,50	0,68	159х5,5	134,64
33-ОII	230	230		16,10	0,05	108х5	12,65
ГРП1-1-2-11-20-21-ОIII
ГРП 1-1	21	21	1,117	571,68	0,85	219х7	19,635	807,4	8,152412
1-2	110	55		424,78	2,18	159х5,5	131,89
2-11	210	105		213,53	1,75	133х5,5	202,125
11-20	250	250		65,00	1,03	108х5	283,25
20-21	250	250		32,50	0,47	89х3,5	129,25
21-ОIII	125	125		8,13	0,30	57x3,5	41,25
ГРП2-22-23-33-37-38-ОIII
ГРП2-22	21	21	0,913	571,90	0,85	219х7	19,635	879,065
22-23	250	275		399,00	1,92	159х5,5	580,8
23-33	180	180		151,90	0,68	159х5,5	134,64
33-37	240	240		144,90	0,36	159х5,5	95,04
37-38	190	190		114,80	0,23	159х5,5	48,07
38-ОIII	80	80		5,60	0,01	108х5	0,88

1.5.2 Расчет газопроводов среднего давления

Сети среднего давления состоят из одного кольца с отводами к ГРП и сосредоточенным потребителям. Намечаем направление движения газа по сети и определяем резервирующую перемычку - участок III - IV.

Расчет кольцевой сети среднего давления производим при 3 режимах работы:

1) аварийный режим 1, при котором считаем, что повреждён и выключен участок I - II. Потребители, присоединённые к повреждённой половине кольца (КУ, ПП), при данном аварийном режиме получают 50% от нормальной потребности в газе, а остальные (ГРП1, ХЗ, БПК,ГРП2) - 100%;

2) аварийный режим 2, при котором считаем, что повреждён и выключен участок I -II. Потребители, присоединённые к повреждённой половине кольца (ГРП1, ХЗ, БПК, ГРП2) при данном аварийном режиме получают 50% от нормальной потребности в газе, а остальные (КУ, ПП),- 100%;

3) нормальный режим, при котором часть потребителей питается по первой половине кольца, а другая - по второй при 100% нагрузке потребителей.

Потребители газа среднего давления всегда сосредоточенны и расходы газа по участкам определяем как для обычной тупиковой сети суммированием расходов по участкам.

Расчетный перепад в газопроводе среднего давления определяем в зависимости от конечного требуемого давления перед наиболее удаленным потребителем:

, МПа 2 / м (45)

где Рн - давление газа после ГРС (абсолютное), МПа:

Рн = 0,4 МПа по заданию;

Рк тр - требуемое конечное давление (абсолютное), МПа:

Рк тр = 0,25 МПа для КУ и ПП;

Рк тр = 0,15 МПа для ХЗ, БПК, ГРП;

lд - расстояние до самой удалённой точки, м.

Диаметры участков предварительно определяем по формуле (38), ориентируясь на полученное среднее значение ?Руд. При расчётах кольца по аварийным режимам на последних участках кольца принимаем завышенные диаметры, т.к. при расчёте по другому аварийному режиму по последним участкам будут значительно большие расходы газа.

Падение давления на участке газовой сети определяем по формулам, приведённым в [3, п.3.27 - 3.40]. Для сетей среднего давления:

, Па/м (46)

где Рн - абсолютное давление в начале рассчитываемого участка газопровода, МПа;

Рк - абсолютное давление в конце рассчитываемого участка газопровода, МПа;

Р0 - давление газа при нормальных физических условиях, МПа:

Р0 = 0,101325 МПа;

lр - расчётная длина газопровода, м:

lр = 1,1 • lд, м.

l - то же, что в формуле (37). Находим аналогично по формулам (39) - (42) в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса, определяемого по формуле (38).

Расчет начинаем с участка, для которого известно начальное давление Рн. Конечное давление расчетного участка определяем по формуле:

, Мпа (47)

Принимая конечное давление за начало последующего участка, находим Рк перед каждым потребителем и сравниваем с требуемым, добиваясь выполнения условия:

, Мпа (48)

При невыполнении условия, расчет частично повторяем, изменяя диаметр на отдельных участках. Диаметр газопроводов сети принимаем максимальный из двух аварийных.

После расчёта по нормальному режиму выполняем расчёт всех ответвлений и отводов к потребителям.

Результаты расчета сводим в таблицу 4.



Таблица 4

№№ участка	Длина, км	Аф, ата2 /км	Вр, м3/ч	dнx?, мм	А, ата2 /км	Рн, ата	Рк, ата
	lд	lр
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Аварийный режим 1 (отключён участок I - II)
ГРС - I	1,00	1,10	1,297751	2177	159x5,5	1,13	4,00	3,84
I - VII	0,47	0,52		2177	159x5,5	1,13	3,84	3,76
VII-VI	0,58	0,64		1605	159x5,5	0,70	3,76	3,70
VI - V	0,72	0,79		1564	133х5,5	1,80	3,70	3,51
V - IV	0,55	0,61		1552	133х5,5	1,78	3,51	3,35
IV - III	1,27	1,40		981	133х5,5	0,80	3,35	3,18
III - II	2,20	2,42		891	133х5,5	0,60	3,18	2,94
II - КУ	0,04	0,04		891	133х5,5	0,80	2,94	2,94
		7,5
Аварийный режим 2 (отключён участок I - VII)
ГРС - I	1,00	1,10	1,871257	2177	159x5,5	1,13	4,00	3,84
I - II	0,32	0,35		2177	159x5,5	1,13	3,84	3,79
II - III	2,20	2,42		1286	133х5,5	1,18	3,79	3,39
III - IV	1,27	1,40		1197	133х5,5	0,90	3,39	3,20
IV - V	0,55	0,61		625	133х5,5	0,25	3,20	3,18
V - VI	0,72	0,79		614	133х5,5	0,25	3,18	3,15
VI- VII	0,58	0,64		572	159x5,5	0,10	3,15	3,14
VII - ГРП1	0,04	0,04		572	108х5	1,20	3,14	3,13
		7,3
Нормальный режим
Полукольцо ГРС - I - II - III - ПП
ГРС - I	1,00	1,10	2,489785	2177	159x5,5	1,13	4,00	3,84
I - II	0,32	0,35		980	159x5,5	0,26	3,84	3,83
II - III	2,20	2,42		89	133х5,5	0,03	3,83	3,82
III - ПП	0,04	0,04		89	108х5	0,02	3,82	3,82
		3,9
Полукольцо ГРС - I - VII - VI - V - ГРП1
ГРС - I	1,00	1,10	3,720238	2177	159x5,5	1,13	4,00	3,84
I - VII	0,47	0,52		1197	159x5,5	0,35	3,84	3,82
VII - VI	0,58	0,64		625	159x5,5	0,13	3,82	3,81
VI - V	0,72	0,79		583	133х5,5	0,27	3,81	3,79
V -IV	0,55	0,61		572	133х5,5	0,26	3,79	3,77
IV -ГРП2	0,04	0,04		572	108х5	0,70	3,77	3,76
		3,7
Расчёт ответвлений
V - БПК	0,04	0,04		11	108х5	0,0120	3,79	3,7886
VI - ХЗ	0,04	0,04		42	108х5	0,006	3,77	3,7678
VII - ГРП1	0,04	0,04		572	108х5	1,20	3,77	3,76
II - КУ	0,04	0,04		891	133х5,5	0,80	3,76	3,76

1.6 Оборудования сетевого газорегуляторного пункта низкого давления

Газорегуляторные пункты предназначены для снижения давления газа и поддержания его на заданном уровне, необходимом в эксплуатации независимо от изменения расхода газа потребителем. Одновременно в ГРП производится очистка газа от механических примесей и при необходимости осуществляется учёт расхода газа.

ГРП могут быть сетевыми, питающими городскую газовую распределительную сеть низкого и среднего давлений, и объектовыми, подающими газ необходимого давления промышленным и коммунально-бытовым потребителям. ГРП располагают в светлых и несгораемых одноэтажных отдельно стоящих зданиях с покрытиями, легко сбрасываемыми при действии взрывной волны, или в шкафах на несгораемых опорах (ШРП). Кроме этого в зависимости от давления и назначения они могут размещаться в пристройках к несгораемым зданиям.

Отдельно стоящие ГРП размещают с учетом исключения их повреждения от наезда транспорта, стихийных бедствий, урагана и др. Здание ГРП оборудуют естественной вентиляцией и при необходимости отоплением. На вводе газопровода в ГРП и на выводах из него должны быть установлены отключающие устройства на расстоянии не менее 5 м и не более 100 м.

Оборудование ГРП включает в себя: газовый фильтр, предохранительный запорный клапан (ПЗК), регулятор давления (РД), предохранительный сбросной клапан (ПСК), отключающие устройства, байпас, контрольно-измерительные приборы и автоматы (КИПиА).

1.6.1 Регулятор давления

В паспортных данных регулятора приведена величина расхода газа при максимальном давлении с соответствующей плотностью, а при других значениях входного давления пропускную способность регулятора определяем по формуле. К установке принимаем регулятор давления типа РДБК1-50-25. Для (скорость истечения газа через седло достигает критической) и ? = ?Т = 0,73 кг/м3:

, м3/ч (49)

где ВТ - табличное значение пропускной способности регулятора, м3/ч. Для РДБК1-25:

ВТ = 320 м3/ч;

Р1 Т - абсолютное входное давление газа (табличное), МПа. Для РДБК1-50-25:

Р1 Т = 0,1 МПа;

Р1 - абсолютное входное давление газа, МПа. По прил. 3:

Р1 = 0,313 МПа для ГРП - 1;

Р1 = 0,376 МПа для ГРП - 2.

м3/ч

м3/ч

Расчетная пропускная способность регулятора давления является максимально возможной при располагаемом перепаде давлений, т.к. соответствует полностью открытому клапану. Для нормальной работы регулятора он должен быть загружен при требуемой пропускной способности не более чем на 80%, а при минимальной - не менее чем на 10%.



(50)

Для ГРП - 1: , условие (50) выполняется.

Для ГРП - 2: , условие (50) выполняется.

Таблица 5 - Основные характеристики РДБК1-50-25

Диаметр условного прохода входного фланца, мм	Диаметр седла, мм	Максимальное входное давление, МПа	Диапазон настройки выходного давления, кПа	Пропускная способность, м3/ч при входном давлении 0,1 МПа
50	25	1,2	1-60	300

1.6.2 Газовый фильтр

На условный проход, что и регулятор давления, к установке принимаем сетчатый фильтр типа ФС - 25. Пропускную способность для действительных параметров определяем аналогично по формуле (49): где ВТ - табличное значение пропускной способности фильтра, м3/ч. Для ФС - 25: ВТ = 300 м3/ч; Р1 Т - абсолютное входное давление газа (табличное), МПа. Для ФС - 25:

Р1 Т = 0,1 МПа;

м3/ч

м3/ч

Максимальный перепад давления на кассете фильтра 0,005 МПа.

1.6.3 Предохранительный запорный клапан

ПЗК комплектуется с регулятором давления и подбирается по диаметру условного прохода регулятора. К установке принимаем предохранительный запорный клапан типа КПЗ-50 с условным диаметром 50 мм с рычажным приводом. Выписываем основные характеристики данного клапана:

Рабочее давление на входе -- 1,2 MПа.

Климатическое исполнение -- УХЛ категории 3 по ГОСТ 15150-69.

Температура окружающей среды -- от ?60 °C до +40 °С.

Температура рабочей среды -- до +100° С.

Тип соединения -- фланцевое по ГОСТ 12820-80.

Материал корпуса -- сталь 20, сталь 09Г2С*.

1.6.4 Предохранительный сбросный клапан

К установке принимаем предохранительный сбросной клапан ПСК - 25Н мембранно-пружинного типа, предназначенный для низкого давления. Диапазон настройки на срабатывание ПСК: 0,001 - 0,75 МПа.

Количество газа, подлежащего сбросу ПСК, в течение часа при наличии перед регулятором давления ПЗК определяем по формуле:

В 0,0005 ВРД, м3/ч (51)

где Вd -- расчетная пропускная способность регулятора давления при расчётном входном и выходном давлениях газа, м3/ч.

0,0005 • 1001,6 = 0,501 м3/ч

0,0005 • 1203,2 = 0,602 м3/ч

Но данный минимальный сброс практически не может обеспечить удаление протечек газа через закрытый затвор регулятора. Для обеспечения безопасности системы целесообразно принимать сброс через ПСУ, близким к 0,005 ВРД.

м3/ч



2. Расчет дворовых сетей

Гидравлический расчет дворовых газопроводов производим по формулам [27], [28]:

Расчет сводим в таблицу 7.

Табл.7. Расчет дворового газопровода

№№ уч-ков	Вр, м3/ч	lр,м	?hуд,ф, Па / м	dнx?, мм	?hф, Па/м	?Р, Па
1	2	5	6	7	10	11
ПК2+19-ПК1+46	31,724	66,9	2,87	89х3,5	0,44	32,38
ПК1+46-ПК1+12	63,448	34,0		89х3,5	1,50	56,10
ПК1+12-ПК0+62,3	95,172	49,7		108х4	0,38	20,77
ПК0+62,3-ПК0+27,3	126,896	35,0		108х4	1,99	76,62
ПК0+27,3-ПК0+17	158,620	10,3		133х4	1,08	12,24
ПК0+13,5-ПК0	158,620	13,4		133х4	1,08	15,92
		209,3			??Р=	214,02

2.1 Подбор ГРПШ

Рабочее значение входного давления

Рвх раб: 0,28 МПа

Расход при рабочем давлении

Qmax: 158,62 м3/ч

Рабочее значение выходного давления

Рвых раб: 2 кПа

Принимаем ГРПШ-400:

Регулятор давления РДНК-400, давление на входе Рвх=0,6 МПа; диапазон настройки выходного давления 2?5 кПа; пропускная способность 250 м3/ч; масса 90 кг.



2.2 Размещение счетчиков

Приборы (узлы) учета расхода газа рекомендуется устанавливать в нежилом помещении газифицируемого жилого здания, имеющем естественную вентиляцию. В качестве приборов учета газа разрешается использовать бытовые газовые счётчики.

Установка счетчиков предусматривается исходя из условий удобства их монтажа, обслуживания и ремонта. Высоту установки счетчиков, как правило, следует принимать 1,6 м от уровня пола помещения.

Установку счетчика внутри помещения предусматривают вне зоны тепло- и влаговыделений (от плиты, раковины и т.п.) в естественно проветриваемых местах. Не рекомендуется устанавливать счетчики в застойных зонах помещения (участки помещения, отгороженные от вентиляционного канала или окна, ниши и т.п.).

Расстояние от мест установки счетчиков до газового оборудования принимают в соответствии с требованиями и рекомендациями предприятий-изготовителей, изложенными в паспортах счетчиков. При отсутствии в паспортах вышеуказанных требований размещение счетчиков следует предусматривать, как правило, на расстоянии (по радиусу) не менее 0,8 м от бытовой газовой плиты и отопительного газоиспользующего оборудования (емкостного и проточного водонагревателя).

2.3 Отвод продуктов сгорания

В жилых зданиях допускается предусматривать присоединение к одному вертикальному дымовому каналу более одного газоиспользующего отопительного оборудования с герметичной камерой сгорания и встроенным устройством для принудительного удаления дымовых газов. Данное оборудование располагают на разных этажах здания. Количество оборудования, присоединяемого к одному каналу, определяется расчетом.

Каналы от газового оборудования следует размещать во внутренних стенах здания или предусматривать к этим стенам приставные каналы.

Площадь сечения канала не должна быть меньше площади сечения патрубка присоединяемого газоиспользующего оборудования. Отвод продуктов сгорания от газоиспользующего оборудования, установленного в непосредственной близости друг от друга, допускается производить под один зонт и далее в сборный канал. Сечения каналов и соединительных труб должны определяться расчетом исходя из условия одновременной работы всего оборудования, присоединенного к каналу и соединительным трубам

Дымовые каналы выполняют из обыкновенного керамического кирпича, глиняного кирпича, жаростойкого бетона. Дымовые каналы также могут быть заводского изготовления и поставляться в комплекте с газовым оборудованием.

Каналы должны быть вертикальными, без уступов. Допускается уклон каналов от вертикали до 30 ° с отклонением в сторону до 1 м при условии, что площадь сечения наклонных участков канала будет не менее сечения вертикальных участков.

Присоединение газоиспользующего оборудования к каналам следует предусматривать соединительными трубами, изготовленными из кровельной или оцинкованной стали толщиной не менее 1,0 мм, гибкими металлическими гофрированными патрубками или унифицированными элементами, поставляемыми в комплекте с оборудованием. Суммарную длину горизонтальных участков соединительной трубы в новых зданиях следует принимать не более 3 м, в существующих зданиях -- не более 6 м. Уклон соединительной трубы следует принимать не менее 0,01 в сторону газового оборудования. Ниже места присоединений соединительной трубы к каналам должно быть предусмотрено устройство «кармана» с люком для чистки, к которому должен быть обеспечен свободный доступ.

Расстояние от соединительной трубы до потолка или стены из несгораемых материалов следует принимать не менее 5 см, а из сгораемых и трудносгораемых материалов -- не менее 25 см. Теплоизоляция должна выступать за габариты соединительной трубы на 15 см с каждой стороны.

Дымовые каналы в стенах допускается выполнять совместно с вентиляционными каналами. При этом они должны быть разделены по всей высоте герметичными перегородками, выполненными из материала стены, толщиной не менее 120 мм. Не допускаются отвод продуктов сгорания в вентиляционные каналы и установка вентиляционных решеток на дымовых каналах.

Газоиспользующее оборудование тепловой мощностью до 10 кВт с отводом продуктов сгорания в газифицируемое помещение размещается таким образом, чтобы обеспечивался свободный выход продуктов сгорания через вытяжные вентиляционные устройства (канал, осевой вентилятор) данного помещения.

Решетки с устройствами для регулирования расхода воздуха, исключающими возможность полного их закрытия, предусматривают на вытяжных вентиляционных каналах газифицируемых помещений.



Список использованных источников

1. СНиП 23 - 01 - 99 (2003) Строительная климатология

2. СНиП 42 - 01 - 2002 Газораспределительные системы

3. СП 42 - 101 - 2003 Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб

4. СП 42 - 103 - 2003 Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных труб

5. СНиП 2.04.07 - 86 (2000) Тепловые сети

6. СНиП 2.04.01 - 86 Внутренний водопровод и канализация зданий

7. Богословский В.Н. и др. Внутренние санитарно-технические устройства. В 2-х ч. Под ред. Староверова И.Г. Изд. 3-е, пераб. и доп. Ч.1. Отопление, водопровод, канализация. - М.: Стройиздат, 1976. (Справочник проектировщика)

8. Раздел VIII - Газоснабжение

9. Ионин А.А. Газоснабжение. Учебник для вузов. Изд. 2-е, пераб. и доп. - М.: Стройиздат, 1975

10. Пешехонов Н.И. Проектирование газоснабжения - Киев: Будивельник, 1970

11. Порецкий Л.Я. и др. Справочник эксплуатационника газифицированных котельных / Л.Я. Порецкий, Р.Р. Рыбаков, Е.Б. Столпнер и др. - 2-е изд., перераб. И доп. - Л.: Недра, 1988

12. Тепловой расчёт котельных агрегатов (Нормативный метод). Под ред. Кузнецова Н.В. и др. - М.: Энергия, 1973

13. Шанин Б.В., Кочев А.Г. Газоснабжение района города. Метод. указания к курсовому проекту - Горький: 1988

Размещено на Allbest.ur