Перепад для фильтра ГРП не превышает
допустимого значения 10000 Па , следовательно
выбран фильтр ФГ 7 - 50 - 6.
10.5 Выбор запорной арматуры.
Запорная арматура (задвижки, вентили,
пробковые краны), применяются в ГРП и ГРУ должна быть рассчитана на газовую
среду. Главными критериями при выборе запорной арматуры являются условный
диаметр DУ и исполнительное давление РУ.
Задвижки применяются как с
выдвижными, так и с не выдвижными шпинделем. Первые предпочтительней для
надземной установки, вторые - для подземной.
Вентили применяют в тех случаях,
когда повышенной потерей давления можно пренебречь, например, на импульсных
линиях.
Пробковые краны имеют значительно
меньшее гидравлическое сопротивление, чем вентили. Их различают по затяжке
конической пробки на натяжные и сальниковые, а по методу присоединения к трубам
- на муфтовые и фланцевые.
Материалом для изготовления запорной
арматуры служат: углеродистая сталь, легированная сталь, серый и ковкий чугун,
латунь и бронза.
Запорная арматура из серого чугуна
применяется при рабочем давлении газа не более 0,6 МПа. Стальная, латунная и
бронзовая при давлении до 1,6 МПа. Рабочая температура для чугунной и бронзовой
арматуры должна быть не ниже -35 С, для стальной не менее -40 С.
На входе газа в ГРП следует применять
стальную арматуру, или арматуру из ковкого чугуна. На выходе из ГРП при низком
давлении можно применять арматуру из серого чугуна. Она дешевле стальной.
Условный диаметр задвижек в ГРП
должен соответствовать диаметру газопроводов на входе и выходе газа. Условный
диаметр вентилей и кранов на импульсных линиях ГРП или ГРУ рекомендуется
выбирать равным 20 мм или 15 мм.
11. Конструктивные элементы
газопроводов.
На газопроводах применяются следующие
конструктивные элементы:
трубы;
запорно-регулирующая
арматура;
линзовые
компенсаторы;
сборники
конденсата;
футляры;
колодцы;
опоры и
кронштейны для наружных газопроводов;
системы защиты
подземных газопроводов от коррозии;
контрольные
пункты для измерения потенциала газопроводов относительно грунта и определения
утечек газа.
Трубы составляют основную часть
газопроводов, по ним транспортируется газ к потребителям. Все соединения труб
на газопроводах выполняются только сварными. Фланцевые соединения допускаются
только местах установки запорно-регулирующей арматуры.
11.1 Трубы.
Для строительства систем
газоснабжения следует применять стальные прямошовные, спиральношовные сварные и
бесшовные трубы изготавливаемые из хорошо свариваемых сталей, содержащих не более
0,25 % углерода, 0,056 % серы и 0,046 % фосфора. Для газопроводов, например,
применяется сталь углеродистая обыкновенного качества, спокойная, группы В ГОСТ
14637-89 и ГОСТ 16523-89 не ниже второй категории марок Ст. 2, Ст. 3, а также
Ст. 4 при содержании в ней углерода не более 0,25 %.
А - нормирование (гарантия)
механических свойств;
Б - нормирование (гарантия)
химического состава;
В - нормирование (гарантия)
химического состава и механических свойств;
Г - нормирование (гарантия)
химического состава и механических свойств на термообработанных образцах;
Д - без нормируемых показателей
химического состава и механических свойств.
Согласно [2] рекомендуется применять
трубы следующих групп поставки:
- при расчетной температуре наружного
воздуха до - 40 °С - группу В;
- при температуре - 40 °С и ниже -
группы В и Г.
При выборе труб для строительства
газопроводов следует применять, как правило, трубы, изготовленные из более
дешевой углеродистой стали по ГОСТ 380-88 или ГОСТ 1050-88.
11.2 Детали газопроводов.
К деталям газопроводов относятся:
отводы, переходы, тройники, заглушки.
Отводы устанавливаются в местах
поворотов газопроводов на углы 90° , 60° или 45°.
Переходы устанавливаются в местах
изменения диаметров газопроводов. На чертежах и схемах их изображают следующим
образом
Тройники служат для закрытия и
герметизации торцевых частей тупиковых участков газопроводов. Их применяют в
местах подключения к газопроводам потребителей.
Заглушки служат для закрытия и
герметизации торцевых частей тупиковых участков газопроводов. Заглушки
представляют собой круг соответствующего диаметра, выполненный из стали тех же
марок, что и газопровод. Обозначение деталей газопроводов приводятся в
приложении 4 [10].
12. Гидравлический расчёт
газопроводов.
Основная задача гидравлических
расчетов заключается в том, чтобы определить диаметры газопроводов. С точки
зрения методов гидравлические расчеты газопроводов можно разделить на
следующие типы:
*
расчет кольцевых
сетей высокого и среднего давления;
*
расчет тупиковых
сетей высокого и среднего давления;
*
расчет
многокольцевых сетей низкого давления;
*
расчет тупиковых
сетей низкого давления.
Для проведения гидравлических
расчётов необходимо иметь следующие исходные данные:
*
расчетную схему
газопровода с указанием на ней номеров и длин участков;
*
часовые расходы
газа у всех потребителей, подключенных к данной сети;
*
допустимые
перепады давления газа в сети.
Расчетная схема газопровода
составляется в упрощенном виде по плану газифицируемого района. Все участки
газопроводов как бы выпрямляются и указываются их полные длины со всеми
изгибами и поворотами. Точки расположения потребителей газа на плаке
определяются местами расположения соответствующих ГРП или ГРУ.
12.1 Гидравлический расчет кольцевых сетей
высокого и среднего давления.
Гидравлический режим работы
газопроводов высокого и среднего давления назначается из условий максимального
газопотребления.
Расчёт подобных сетей состоит из трёх
этапов:
*
расчет в
аварийных режимах;
*
расчет при
нормальном потокораспределении ;
*
расчёт ответвлений
от кольцевого газопровода.
ГРП
рис.2.
Расчётная схема кольцевого газопровода высокого давления.
Расчетная схема газопровода
представлена на рис. 2 .
Длины отдельных участков указаны в метрах. Номера расчетных участков указаны
числами в кружках. Расход газа отдельными потребителями обозначен буквой V и имеет размерность м3/ч.
Места изменения расхода газа на кольце обозначены цифрами 0, 1, 2, ..... , и т.
д.. Источник питания газом (ГРС) подключен к точке 0.
Газопровод высокого давления имеет в
начальной точке 0 избыточное давление газа Р Н =0,6 МПа.
Конечное давление газа Р К = 0,15 МПа. Это давление должно
поддерживаться у всех потребителей, подключенных к данному кольцу, одинаковым
независимо от места их расположения.
В расчетах используется абсолютное
давление газа, поэтому расчетные Р Н =0,7 МПа и РК=0,25
МПа. Длины участков переведены в километры.
Для начало расчёта определяем среднюю
удельную разность квадратов давлений:
А СР = (Р2н - Р2к)
/ 1,1 •å l i
где ål i - сумма длин всех участков по
расчётному направлению, км.
Множитель 1,1 означает искусственное
увеличение длинны газопровода для компенсации различных местных сопротивлений
(повороты, задвижки, компенсаторы и т. п.).
Далее, используя среднее значение АСР и расчетный расход газа на
соответствующем участке, по номограмме рис. 11.2 [10] определяем
диаметр газопровода и по нему, используя ту же номограмму, уточняем значение А
для выбранного стандартного диаметра газопровода. Затем по уточненному значению
А и расчетной длине, определяем точное значение разности Р2н
- Р2к на участке. Все расчеты сводят в таблицы.
12.1.1 Расчет в аварийных режимах.
Аварийные режимы работы газопровода
наступают тогда, когда откажут в работе участки газопровода, примыкающие к
точке питания 0. В нашем случае это участки 1 и 18. Питание потребителей в
аварийных режимах должно осуществляться по тупиковой сети с условием
обязательного поддержания давления газа у последнего потребителя Р К
= 0,25 МПа.
Результаты расчетов сводим в табл. 2 и 3.
Расход газа на участках определяется
по формуле:
VР = 0,59 •S (К ОБ i•V i)(м3 / ч),
где К ОБ i - коэффициент обеспеченности различных
потребителей газа;
V i - часовой расход газа у соответствующего
потребителя, м3 / ч.
Для простоты коэффициент
обеспеченности принят равным 0,8 у всех потребителей газа.
Расчетную длину участков газопровода
определяют по уравнению:
l Р = 1,1 •l Г (км),
Средняя удельная разность квадратов
давлений в первом аварийном режиме составит:
А СР = (0,72 - 0,252)
/ 1,1• 6,06 = 0,064 (МПа2 / км),
å li = 6,06 (км),
Табл. 2.
Отказал участок 1
№ уч.
d У
мм
l Р
км
V Р
м3 / ч
Р2н-Р2к
l Р
Р2н-Р2к ,
МПа2
1
2
3
4
5
6
18
500
0,077
10053,831
0,045
0,003465
17
500
1,848
9849,4501
0,04
0,07392
16
500
0,407
9809,2192
0,04
0,01628
15
500
0,726
9796,579
0,04
0,02904
14
400
0,077
9787,3632
0,19
0,01463
13
400
0,473
9785,6909
0,19
0,08987
12
400
0,253
9745,46
0,18
0,04554
11
250
0,044
2566,8403
0,1
0,0044
10
250
0,121
2554,2002
0,1
0,0121
9
250
0,22
1665,1787
0,053
0,01166
8
250
0,121
1663,5064
0,053
0,006413
7
250
0,176
1459,1257
0,045
0,00792
6
250
0,154
1449,9099
0,045
0,00693
5
250
0,913
1437,2697
0,045
0,041085
4
200
0,451
903,3339
0,045
0,020295
3
150
0,154
901,6616
0,2
0,0308
2
100
0,363
12,64016
0,031
0,011253
ålР=6,578
å(Р2н-Р2к)=0,425601
P К = Ö(0,7 2 - 0,425601) - 0,1 =
0,1537696 Ошибка: 1,5 % <5 %