Проект распределительного газопровода низкого давления деревни Николаевская Тарногского района

Состав газа

Процентное содержание %

Теплота сгорания Qнр, кДж/м3

Плотность газа при нормальных условиях ρо, кг/м3

СН4

88,0

35840

0,7168

С2Н6

1,9

63730

1,3566

С3Н8

0,2

93370

2,019

С4Н10

0,3

121840

2,703

С5Н12

-

146340

3,221

Для планирования количества газа, которое необходимо доставить населенному пункту используют годовые расходы, а для определения диаметров газопроводов - расчетные (максимальные часовые расходы газа).

Существует несколько способов определения годового и расчетного расходов газа: на основании данных проектов газоснабжения, по номинальным расходам газа газовыми приборами или по тепловой производительности установок, по нормам годового расхода потребителями, по укрупнённым показателям.

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

Различают несколько групп потребителей:

) бытовое потребление газа (квартиры);

) потребление газа в коммунальных и общественных предприятиях;

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

) промышленное потребление.

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

газооборудование;

благоустройство и населенность квартир;

газооборудование городских учреждений и предприятий;

степень обслуживания населения этими учреждениями;

охват потребителей централизованно ГВС;

климатические условия.

         3.1 Бытовое потребление газа

Охват населения газоснабжением в большинстве городов близок к 1. Однако степень охвата (укв) будет меньше 1, если имеются высокоэтажные дома, в которых установлены электроплиты.

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

_кв =у_кв ·N(Z₁·q₁+Z₂·q₂ + Z₃·q₃),МДж/год, (3)

где N - расчетное количество жителей в населенном пункте;₁ - доля людей, проживающих в квартирах с централизованным ГВС;₂ - доля людей, проживающих в квартирах с ГВС от газовых водонагревателей;₃ - доля людей, проживающих в квартирах без ГВС;₁ - норма расхода газа для людей, проживающих в квартирах с централизованным ГВС, МДж/(год·чел);₂ - норма расхода газа для людей, проживающих в квартирах с ГВС от газовых водонагревателей, МДж/(год·чел);₃ - норма расхода газа для людей, проживающих в квартирах без ГВС, МДж/(год·чел);

у_кв - степень охвата газоснабжением населения города.

В данном дипломном проекте все дома подлежат газификации с централизованным ГВС._кв =1∙111∙1∙2800=310800 МДж/год.

         3.2 Потребление газа на нужды торговли и учреждениями здравоохранения

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

_мп= 0,05∙Q_кв, МДж/год,

где Q_кв- общий годовой расход теплоты в жилых домах населённого пункта, МДж/год._мп= 0,05∙310800=15540 МДж/год.

При оценке охвата больниц газоснабжением необходимо учитывать возможность работы столовых больниц на электрооборудовании, наличие централизованного теплоснабжения, возможность использования твёрдого или жидкого топлива для котельной больниц.

Потребление газа в больницах и родильных домах производится из расчета 12 коек на 1000 жителей в год.

Годовое потребление газа на использование его учреждениями здравоохранения вычисляется по формуле:

 МДж/год,(5)

где N - расчетное количество жителей в населенном пункте;_здр - доля людей, пользующихся учреждениями здравоохранения;_здр- норма расхода теплоты учреждениями здравоохранения МДж/( в год на 1койку).

.3 Потребление газа на отопление и вентиляцию зданий

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

 МДж/год, (6)

где t_вн, t_р.о,t_р.в,t_ср.о - соответственно температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, расчётная наружная температура для проектирования отопления, расчётная наружная температура для проектирования вентиляции, средняя температура наружного воздуха за отопительный сезон, ^оС ;

К, К1 - коэффициенты, учитывающие расходы теплоты на отопление и вентиляцию общественных зданий, принимаемые при отсутствии данных соответственно 0,25 и 0,4;- среднее число часов работы системы вентиляции общественных зданий в течение суток, принимаемое при отсутствии данных в размере 16 часов;- жилая площадь отапливаемых зданий, м²;

η_о - КПД отопительной системы, принимаемое для котельных работающих на газообразном топливе в пределах 0,8-0,85._о - укрупнённый показатель максимального часового расхода теплоты на отопления жилых зданий, кДж/ч.

 МДж/год.

         3.4 Потребление газа на централизованное горячее водоснабжение зданий

Расчётный расход газа на ГВС жилых и общественных зданий, коммунально-бытовых предприятий определяется по формуле:

 МДж/год,

где q_г.в - укрупнённый показатель среднечасового расхода теплоты на горячее водоснабжение жилых зданий, кДж/ч на 1 чел.;

β - коэффициент, учитывающий снижение расхода горячей воды в летний период. Принимается для расчетов: β =0,8 (β= 1 для курортов);_х.л - температура водопроводной воды в летний период, t _х.л = 15°С, _х.з - температура водопроводной воды в зимний период, t _х.з = 5°С;

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

МДж/год.

.5 Определение годовых и расчетных расходов газа

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

м³/ч

где Q_год - годовой расход теплоты на коммунально-бытовые нужды, МДж/год;_н^p - низшая теплота сгорания газа, кДж/м³.

м³/ч

Расчётный расход определяется по формуле, м³/ч:

V_р=K_m·V_год, м³/ч, (9)

где K_m - коэффициент часового максимума, принимаемый для различных видов потребителей, в соответствии с [2], по таблице 3.

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

Значения коэффициента часового максимума при расчете расхода газа нужды отопления, вентиляции и ГВС зависит от климатических данных объекта проектирования и определяется по формулам [2]:

, (10)

,

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

Исходные данные и полученные расчётные значения годовых и расчётных расходов газа на бытовые и коммунальные нужды сводятся в таблицу 2.

Таблица 2 - Годовые и расчетные расходы газа на бытовые и коммунальные нужды микрорайона

4. Обоснование оптимального радиуса действия ГРП

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

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

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

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

Для ГРП питающего сеть низкого давления оптимальная производительность принимается в пределах 1500-2000 м³/ч. При оптимальном радиусе действия 0,5-1км с учётом этих показателей количества ГРП определяется по формуле [2]:

n = ΣQ^h_год/1500 < 1,

где ΣQ^h_год - суммарный расход газа через городские ГРП.

n = 341,7/1500 = 0,2278 < 1.

Исходя из данных расчетов, в деревне Николаевская Вологодской области необходимо построить одно ГРП.

5. Гидравлический расчет наружных газопроводов низкого давления

В основе гидравлического расчета газопроводной сети лежит определение оптимальных диаметров газопроводов, обеспечивающих пропуск необходимых количеств газа при допустимых перепадах давления. Расчет ведется исходя из максимально возможных расходов газа в часы максимального газопотребления. При этом учитываются часовые расходы газа на нужды производственных (промышленных и сельскохозяйственных), коммунально-бытовых потребителей, а также на индивидуально-бытовые нужды населения (отопление, горячее водоснабжение). Как правило, при гидравлическом расчете газопроводов среднего и высокого давления расчетные расходы газа потребителями принимаются в качестве сосредоточенных нагрузок. Отличительной особенностью систем газоснабжения низкого давления с установкой газорегуляторных пунктов у каждого потребителя или небольшой группы потребителей населенного пункта является применимость к ним принципа расчета сетей с равномерно распределенными нагрузками. При расчете дипломного проекта для распределительной сети газоснабжения в деревне Починок Череповецкого района Вологодской области принимаем тупиковую систему газоснабжения.

При движении газа по трубопроводам происходит постепенное снижение первоначального давления за счет преодоления сил трения и местных сопротивлений [3]:

. (13)

В зависимости от скорости потока, диаметра трубы и вязкости газа течение его может быть ламинарным, то есть упорядоченным в виде движущихся один относительно другого слоев, и турбулентным, когда в потоке газа возникают завихрения и слои перемешиваются между собой.

,(14)

где  - скорость потока, м/с; - диаметр трубопровода, м;

 - кинематическая вязкость, м2/с.

Интервал перехода ламинарного движения в турбулентное называется критическим и характеризуется числом Рейнольдса Re = 2000-4000. При Re < 2000 - течение ламинарное, а при Re > 4000 - турбулентное.

Практически в распределительных газопроводах преобладает турбулентное движение газа. Лишь в газопроводах малого диаметра, например, во внутридомовых, при небольших расходах газ течет ламинарно. Течение газа по подземным газопроводам считают изотермическим процессом, так как температура грунта вокруг газопровода за короткое время протекания газа изменяется мало.

Различают гидравлический расчет сетей низкого давления и среднего (высокого) давления.

При гидравлическом расчете газопроводов низкого давлений, в которых перепады давления незначительны, изменение плотности и скорости движения газа необходимо учитывать, поэтому потери давления на преодоление сил трения в таких газопроводах определяются по формуле:

,(15)

где Р_н и Р_к - абсолютные давления газа в начале и в конце газопровода, МПа; - длина газопровода, м; - расход газа, м3/ч, при нормальных условиях;

- плотность газа при нормальных условиях, кг/м3; ₀ = 0,101325 МПа; - внутренний диаметр газопровода, см.

Для сетей низкого давления потери:

, (16)

где P_н - давление в начале газопровода, Па; _к - давление в конце газопровода, Па.

При выполнении гидравлического расчета газопроводов расчетный внутренний диаметр газопровода можно предварительно определять по формуле:

, (17)

где d₀ - расчетный внутренний диаметр, см; - коэффициент, зависящий от категории сети. Для сети низкого давления , откуда P₀ = 0,101325 МПа; _m - усредненное абсолютное давление газа в сети, МПа; , n, m - коэффициенты, зависящие от материала газопровода. Для стальных труб B = 0,022, m = 2, n = 5, для полиэтиленовых - B = 0,0446, m = 1,75, n = 4,75; ₀ - расчетный расход газа, м3/ч, при нормальных условиях;

ΔР_уд - удельные потери давления (Па/м - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей низкого давления), определяемые по формуле:

, (18)

где ΔР_доп - допустимые потери давления (Па - для сетей низкого давления, МПа - для сетей низкого давления); - расстояние до самой удаленной точки, м.

Внутренний диаметр газопровода принимается из стандартного ряда внутренних диаметров трубопроводов: ближайший больший - для стальных газопроводов и ближайший меньший - для полиэтиленовых.

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

, (19)

где υ - коэффициент кинематической вязкости газа, м²/с, при нормальных условиях;- внутренний диаметр трубопровода, см;- расход газа, м³/ч, при нормальных условиях.

А также в зависимости от гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода, определяемой по условию:

 (20)

где n - эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая равной для новых стальных 0,01 см, для бывших в эксплуатации стальных - 0,1 см, для полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации - 0,0007 см, для медных труб - 0,001 см.

В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического трения λ:

-        для ламинарного режима движения газа при Re  2000

 (21)

 (22)

При Re > 4000 в зависимости от выполнения условия (20):

         для гидравлически гладкой стенки (неравенство (20) справедливо):

при 4000 < Re < 100 000

 (23)

при Re >100 000

 (24)

         для шероховатых стенок (неравенство (20) несправедливо) при Re > 4000

. (25)

Таким образом, при проведении гидравлических расчетов газораспределительной сети учитывается материал газопровода, а также процесс старения трубы, который выражается в увеличении шероховатости и зарастании стальных труб и неизменности шероховатости в процессе эксплуатации и ползучести полиэтиленовых труб. Ползучесть полиэтиленовой трубы выражается в увеличении внутреннего диаметра на 5 % в процессе эксплуатации под воздействием внутреннего давления в результате уменьшения толщины стенки трубы.

При расчете газопроводов низкого давления, прокладываемых в условиях резко выраженного переменного рельефа местности, надо учитывать гидростатический напор, Па:

, (26)

где h - разность геометрических отметок газопровода, м;

 и  - плотности воздуха и газа, кг/м³;

знак «+» - при течении газа по направлению снизу вверх (при  > ), а знак «-» - при движении газа сверху вниз (при  > ). Для случаев, когда  <  (тяжелые газы), знаки меняются на обратные.

6. Газорегуляторный пункт

.1 Общие сведения

Газорегуляторный пункт служит для снижения давления газа, поступающего из городских распределительных сетей, до заданного и поддержания его постоянным независимо от расхода. Колебания давления газа на выходе из ГРП допускаются в пределах 10% рабочего давления. В ГРП осуществляются также очистка газа от механических примесей, контроль входного и выходного давления и температуры газа, предохранение рабочего давления от повышения или понижения, учет расхода газа.

Газорегуляторные пункты могут быть размещены в отдельно стоящих зданиях, быть встроенными в одноэтажные производственные здания, находиться в шкафах на наружных несгораемых стенах на отдельно стоящих опорах (шкафные ГРП).

Газорегуляторные установки размещаются в газифицированных зданиях непосредственно в помещениях котельных или цехов, где находятся газоиспользующие агрегаты, или в смежных помещениях, имеющих не менее чем трехкратный воздухообмен в час и соединенных с первым открытым проемом. Подача газа от ГРУ к потребителям в других отдельно стоящих зданиях не допускается.

В данном дипломном проекте предусмотрена установка шкафного газорегуляторного пункта ПГБ-50Н-2У1 для снижения высокого давления газа (Р=0,32 МПа) до низкого (Р=2,5 кПа).

Для обеспечения надежности газоснабжения предусмотрена установка на полиэтиленовых газопроводах отключающих устройств в безколодезном исполнении с выводом контрольной трубки.

Газорегуляторный пункт блочный ПГБ-50Н-2У1 изготовлен по конструкторской и технологической документации предприятия-изготовителя, разработанной с учетом требований Единой системы конструкторской и технологической документации (ЕСКД, ЕСТД) Российской Федерации, ГОСТ 15.309.

Блок-контейнерПГБ-50Н-2У1металлическийиз негорючего утеплителя между внутренней стенкой изделия и внешней обшивкой. Стены снаружи и изнутри ГРПБ обшиты стальным оцинкованным профилированным листом с порошковой окраской.

Блок-контейнер разделен глухой, газонепроницаемой и противопожарной перегородкой 1-го типа, класса пожарной опасности С0, толщиной 50 мм, на два отсека - технологический (категория «А») и метрологический (категория «Г»). Вход в отсеки осуществляется через различные двери противопожарного типа, открывающиеся наружу блок-контейнера ГРПБ.

Блочные газорегуляторные пункты заводского изготовления в зданиях контейнерного типа (ГРПБ) служат для снижения и регулирования давления газа в газораспределительной сети.

Расстояние от отдельно стоящих ГРПБ-50Н-2У1 при давлении 0,32 МПа до зданий и сооружений 10м, автомобильных дорог (до обочины) 5м и до воздушных линий электропередачи не менее 1,5 высоты опоры.

ГРПБ-50Н-2У1 в металлическом каркасе с несгораемым утеплителем является одноэтажным, бесподвальным, с совмещенной кровлей и с классом огнестойкости С0.

Предусматриваются противопожарные двери, открываемые наружу.

В технологическом и метрологическом отсеках установлена система автоматического пожаротушения.

С помощью жалюзи и дефлекторов в обоих отсеках обеспечивается трехкратный воздухообмен в течение одного часа. В технологическом отсеке используется одна жалюзийная решетка, смонтированная в двери, размерами 500х250 мм, и вытяжной канал, выполненный в виде стального воздуховода и дефлектора. Метрологический отсек выполнен с использованием той же самой жалюзийной решетки, с одним воздуховодом и дефлектором, выполненными по тому же типу.

Для отопления отсеков используются газовые конвекторы, по одному на каждый отсек. Автономное отопление обеспечивает температуру воздуха в отсеках ГРПБ не менее +5°С с учетом трехкратного воздухообмена в час.

Габаритные размеры блок-контейнера ПГБ-50Н-2У1 составляют 4100х2200х2500 (ДхШхВ).

Покрытие пола в помещении для размещения линий редуцирования предусмотрено искробезопасное, негорючее.

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

.2 Назначение и принцип работы ГРПБ

ГРПБ применяются 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 и понижении выходного давления сверх допустимых значений, а также для коммерческого учета расхода газа.

Согласно функциональной схеме, в соответствии с рисунком 1, работает следующим образом.

Через входной кран 1 по входному трубопроводу газ поступает в фильтр 6, затем поступает к регулятору давления газа 8, где давление газа снижается до установленного значения и поддерживается на заданном уровне, и затем поступает к потребителю через выходной кран 1.

Сбросной клапан 12 открывается при повышении выходного давления выше заданного допустимого значения, и сбрасывает газ 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 установлены манометры 9 предназначенные для замера входного давления и определения перепада давления на фильтрующей кассете.

В случае ремонта оборудования газ будет поступать к потребителю через байпас. При необходимости используются обе линии одновременно, пропускная способность при этом возрастает. На газопроводе после входного крана и после регулятора давления газа предусмотрены продувочные трубопроводы.

Рисунок 1 - Функциональная схема ГРПБ:

- кран шаровой 50/16; 2-кран шаровой 11б27(Ду25); 3 - кран шаровой 11б27(Ду20); 4 -11б27(Ду15);5 -кран под манометр 11Б41п21(Ду15); 6 -фильтр газовый типа ФГ-50 с ИПД-5кПа; 7 -конвектор газовый; 8 -регулятор давления газа РДБК 1-50Н/25 с КПЗ-50Н; 9 - входной манометр (0-1,0 МПа); 10 -выходной манометр (0-6 кПа); 11 - СГ-ЭКВз-Р-0,2-650/1,6 (1:50) Ду100 на базе RVG-G400; 12 - предохранительный сбросной клапан ПСК-25Н/5; 13 - газовый счетчик СГБ-G4; 14 - регулятор давления газа РДГБ-6; 15 - кран шаровый КШ.Ф.100.16-01.

На рисунке 2 представлен габаритный чертеж ГРПБ с обогревом.

Рисунок 2 - Габаритный чертеж ГРПБ:

- дымоход конвектора; 2 -Рвх (Ду50); 3 - продувочный патрубок (Ду20); 4 -дефлектор; 5 - вход ПСК-25 (Ду25); 6 - Рвх (Ду100); 7 - подвод импульса к регулятору (Ду25); 8 - технический отсек; 9 - выход ПСК-25 (Ду25); 10 - конвектор газовый; 11 - отсек телеметрии.

6.3 Подбор оборудования газорегуляторного пункта

Необходимо подобрать регулятор давления в зависимости от его пропускной способности, ПЗК и газовый фильтр, условный диаметр которых должен соответствовать диаметру регулятора давления; также побирается тип ПСК.

В качестве регуляторов давления в ГРП, питающих сети низкого давления газа, устанавливаются регуляторы давления типа РДБК 1; также используются регуляторы низкого давления Dу 32 и Dy 50. Регуляторы давления выбираются по расчетному (максимальному часовому) расходу газа при требуемом перепаде давления. Пропускная способность таких регуляторов определяется, по паспортным данным заводов-изготовителей, полученным экспериментальным путем.

Регулятор давления подберем, используя формулу [2]:

, м³/ч, (28)

где, индекс «т» - табличное значение параметра;и V_т - пропускная способность регулятора, м³/ч;

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

 и - перепад давления в регуляторе, МПа;

Р₁ и Р_1т - абсолютное входное давление газа, МПа;

Р₂ и Р_2т - абсолютное выходное давление газа, МПа.

Абсолютное входное давление на входе в ГРП определим по формуле:

Р₁ = Р_ВВ - (∆Р_ДИАФР +∆Р_Ф +∆Р_ПЗК +∆Р_З), МПа,

Р₁ = 320-(5+5+4+3)+101,3=404,3 кПа.

Абсолютное давление газа после регулятора давления на выходе из ГРП определим по формуле [2]:

Р₂ = ∆Р_МАГ + Р_АБС, МПа,

Р₂ = 0,250+101,3=101,55 кПа,

Р₂ / Р₁ = 101,55 / 404,3 = 0,25,

м³/ч.

Проверка:

Подбираем регулятор давления РДНК-1-50Н/25, пропускной способностью при входном давлении 0,32 МПа. Максимальное входное давление, МПа - 0,6, диаметр седла 25 мм.

В качестве устройства для очистки газа от механических примесей применяется стальной фильтр газовый типа ФГ-50 с ИПД-5 кПа с диаметром присоединительного патрубка D_у=50мм, длиной 230мм, массой 14 кг. Качественная очистка газа позволяет повысить герметичность запорных устройств, а также увеличить межремонтное время их эксплуатации за счет уменьшения износа уплотняющих поверхностей.

V_тр = 0,0005V_max, м³/ч,

где V_max - пропускная способность регулятора при расчетных входном и выходном давлениях газа, м³/ч._тр = 0,0005·341,7=0,17 м³/ч.

Для снабжения жилого массива на выходе из ГРП поддерживается низкое давление газа, поэтому в ГРП принимается к установке предохранительный запорный клапан типа ПСК, который обеспечивает автоматическое отключение подачи газа при выходе контролируемого давления за установленные верхний и нижний пределы. Принимаем к установке ПСК-25Н/5. Диапазон срабатывания предохранительного клапана при понижении давления 0,5P_вых =0,00125 МПа, при повышении давления 1,25Р_вых =0,0031 МПа. Давление настройки ПСК 0,00288 МПа.

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

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

На газовую среду рассчитывается запорная арматура (вентили, пробковые краны, задвижки). Условный диаметр D_У и исполнительное давление Р_У являются главными критериями при выборе данной запорной арматуры.

Задвижки могут применяться с выдвижными и с не выдвижными шпинделем. Первые лучше использовать для надземной установки, а вторые - для подземной.

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

У пробковых кранов имеется значительно меньшее гидравлическое сопротивление, чем у вентилей. Их различают по затяжке конической пробки на натяжные и сальниковые, а по методу присоединения к трубам - на муфтовые и фланцевые.

Материалом, из которого изготовляется запорная арматура может быть углеродистая, легированная сталь, серый и ковкий чугун, латунь и бронза.

Запорная арматура, сделанная из серого чугуна применяется при рабочем давлении газа не более 0,6 МПа. Стальная, бронзовая и латунная при давлении до 1,6 МПа. Рабочая температура для чугунной и бронзовой арматуры должна быть не ниже -35 ^оС, для стальной не менее -40 ^оС.

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

Условный диаметр задвижек в ГРП должен соответствовать диаметру газопроводов на входе и выходе газа. Условный диаметр вентилей и кранов на импульсных линиях ГРП или ГРУ рекомендуется выбирать равным 20 мм или 15 мм.

.4 Техническое обслуживание

На каждый ГРПБ должен составляться паспорт, в котором отображаются основные характеристики оборудования, средств измерений и помещения. В ГРПБ размещаются технологические схемы, инструкции по эксплуатации, технике безопасности и пожарной безопасности. При эксплуатации ГРПБ выполняют техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт. Результаты ремонтов оборудования, связанных с заменой деталей и узлов оборудования, заносят в паспорт ГРПБ. О всех других работах выполняют записи в эксплуатационном журнале, где также указывают нарушения нормальной работы оборудования и принятые меры по устранению неисправностей. Параметры настройки оборудования ГРПБ устанавливаются главным инженером предприятия газового хозяйства для бытовых потребителей или ответственным за газовое хозяйство предприятий-потребителей газа.

Технический осмотр проводится двумя рабочими. Засоренность фильтра определяется регистрирующим дифманометром или показывающими манометрами, установленными до и после фильтра. Разработка и очистка кассеты фильтра производится вне помещения в местах, удаленных от легковоспламеняющихся веществ не менее чем на 5 метров. При настройке и проверке параметров предохранительных клапанов не должно изменяться рабочее давление газа после регулятора. Для этого предусматриваются дополнительные приспособления. На патрубке перед сбросным клапаном врезается штуцер, к которому подключаются через тройник насос и манометр. Настройка производится при закрытом запорном устройстве перед клапаном. Для настройки предохранительного запорного клапана от него отключается импульсная линия и производится настройка с использованием тройника.

При техническом обслуживании пункта должны выполняться:

проверка плотности закрытия отключающих устройств и предохранительных клапанов;

проверка плотности всех соединений и арматуры, устранение утечек газа;

осмотр и очистка фильтра;

смазка трущихся частей и перенабивка сальников;

определение плотности и чувствительности мембран;

продувка импульсных трубок;

проверка параметров настройки запорных и сбросных клапанов.

При эксплуатации пункта должны выполняться следующие работы:

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

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

техническое обслуживание не реже одного раза в 6 месяцев;

текущий ремонт не реже одного раза в 5 лет.

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

При текущем ремонте производятся:

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

ремонт и замена изношенных деталей;

проверка надежности крепления узлов и деталей, не подлежащих разборке;

разборка запорной арматуры, не обеспечивающей герметичности закрытия;

работы, предусмотренные при проведении технического обслуживания.

Вход в ГРПБ посторонним лицам запрещен. Во время отсутствия обслуживающего персонала ГРПБ должен быть закрыт на замок. На видном месте должны быть сделаны предупредительные надписи, запрещающие пользоваться огнем. В процессе профилактических ремонтов и осмотров оборудования ГРПБ для бесперебойного снабжения газом потребителя используют обводную линию (байпас).

Для перевода работы ГРПБ с регулятора на байпас необходимо: предупредить обслуживающий персонал о переходе на байпас, снизить регулятором давление примерно на 10 % заданного, открыть наполовину первый по ходу потока газа запорный орган и, медленно открывая второй, установить по манометру прежнее давление выключить регулятор давления из работы, вывернув регулировочную пружину до отказа полностью закрыть запорный орган перед регулятором, а затем после регулятора закрыть предохранительный запорный клапан и краны на импульсных трубопроводах, установить непрерывный контроль за манометром, показывающим давление в выходном газопроводе, поддерживая на заданном уровне регулировкой вручную степень закрытия второго запорного органа на байпасе, сообщить обслуживающему персоналу о том, что переход на байпас закончен, установить заглушки на ремонтируемом участке. [4]

По завершении ремонта оборудование ГРПБ переводят работу с обводной линии на регулятор. Для этого необходимо снять заглушки с ремонтируемого участка, предупредить обслуживающий персонал о переходе работы ГРПБ на регулятор давления, проверить настройку ПКН на срабатывание по максимуму и минимуму и поднять его запорный орган, проверить настройку срабатывания ПКН, осмотреть регулятор давления, убедиться в его исправности и открытии запорной арматуры на импульсных трубопроводах, открыть запорный орган за регулятором, снизить давление газа в выходном газопроводе на 10 % за счет прикрытия второго запорного органа на байпасе, медленно открыть запорный орган перед регулятором, наблюдая за показаниями манометра на выходном газопроводе установить в выходном газопроводе требуемое давление, медленно нагружая регулировочную пружину регулятора, медленно закрыть запорный орган на байпасе, следя за давлением в выходном газопроводе, увеличить давление регулятором в случае необходимости (по шуму дросселируемого потока газа будет слышно, что регулятор давления взял работу на себя),полностью закрыть оба запорных органа на байпасе убедиться, что регулятор работает устойчиво, сообщить обслуживающему персоналу, что переход на регулятор закончен.

7. Автоматизация газорегуляторного пункта

.1 Общие положения

Автоматизация - это процесс развития машинного производства, при котором функции управления и контроля, ранее выполнявшиеся человеком, передаются приборам и автоматическим устройствам.

Число обслуживающего персонала значительно уменьшает автоматическое регулирование и поддержание технологического режима.

Автоматизация обеспечивает надежную и безопасную эксплуатацию, а также повышает уровень условий труда обслуживающего персонала и способствует улучшению его технического уровня.

Автоматические устройства выполняют такие функции, как измерение, контроль, защиту, сигнализацию, регулирование и управление.

Непрерывно контролировать количественные и качественные показатели технологического процесса позволяют автоматический контроль и измерения при помощи контрольно-измерительных приборов.

Устройства автоматического управления делят на автоматические и полуавтоматические. В первом случае включение/отключение устройства происходит под действием импульсов, посылаемых датчиками, контролирующими режим технологического оборудования. Во втором случае включение устройств происходит при участии человека, нажатием кнопок и рычагов.

Под автоматическим регулированием понимают регулирование и поддержание рабочих параметров на заданном уровне. [5]

В соответствии с этим, задачи, которые должна осуществлять система автоматизации технологического процесса, заключаются в нижеследующем:

- автоматическое поддержание заданного значения параметра, в системе автоматизации ГРПШ данную задачу выполняет регулятор давления, который поддерживает заданное значение давления на заданном уровне.

- автоматическое управление узлами оборудования. В нашей системе автоматизации осуществляется с помощью контроллера;

- контроль за измеряемыми параметрами системы. Осуществляется с помощью датчиков давления и камерной диафрагмы, установленных на входе и на выходе из ГРПБ, реле давления, установленного на фильтре;

- сигнализация при отклонении параметров от заданных. Происходит в случае подачи сигнала на контроллер об отклонении параметров с реле давления, установленного на фильтре,

- полуавтоматические пуск и/или остановка отдельных узлов системы под контролем диспетчера (оператора). Обеспечивается нажатием кнопки «Пуск» на контроллере или щите КИПиА для переключения рабочего режима на резервную линию.

.2 Характеристика оборудования

Система телеметрии газорегуляторных пунктов (далее система телеметрии), предназначена для контроля рабочих параметров газорегуляторных пунктов и пунктов учёта газа с последующей передачей полученной информации по каналу сотовой связи стандарта GSM /GPRS на сервер сбора и анализа данных.

Сбор сигналов по каналу телеизмерений и каналу телесигнализации осуществляется контроллером системы телеметрии с последующей передачей данных на диспетчерский пункт.

Все компоненты входящие в систему телеметрии выполнены во взрывозащищённом исполнении, что позволяет размещать их непосредственно во взрывоопасной зоне, в помещениях категории B-Ia (внутри шкафа/блока).

Комплекс для измерения количества газа СГ-ЭКВз-Р-650/1,6 предназначен для учета (в том числе при коммерческих операциях) объема природного газа по ГОСТ 5542, приведенного к стандартным условиям, посредством автоматической электронной коррекции показаний счетчика газа RVG G400 <#"897799.files/image042.jpg"> Данный параметр примерно одинаков для обоих типов фотоэлементов.

Коэффициент фотоэлектрического преобразования (максимальное значение, достигнутое в лабораториях)

24,7%

20,3%

Цена

При сравнительно одинаковом качестве у одного производителя цена на монокристаллические фотоэлементы обычно на 10-15% выше, чем на поликристаллические.