II.3.1 Выбор, обоснование и конструирование системы газоснабжения 3 страница

Минимальный условный диаметр для распределительных газопроводов принимают обычно равным 50 мм, а для ответвлений к потребителям – 25 мм.

Прокладку распределительных газопроводов следует предусматривать подземной. В обоснованных случаях допускается надземная прокладка газопроводов по стенам зданий внутри жилых домов и кварталов, а также на отдельных участках трассы, в том числе на участках переходов через искусственные и естественные преграды, при пересечении подземных коммуникаций.

Выбор материала труб, соединительных деталей следует производить с учётом давления газа, диаметра и толщины стенки газопровода, расчётной температуры наружного воздуха в районе строительства и температуры стенки трубы при эксплуатации, грунтовых и природных условий, наличия вибрационных нагрузок.

Толщину стенок труб следует определять расчётом и принимать её номинальную величину равной значению ближайшей большей по ГОСТ (ТУ).

Допускается применение соединительных деталей из стальных бесшовных и сварных труб и листового проката, металл которых отвечает требованиям, предъявляемым к металлу трубы и области применения газопровода, для которого предназначены соединительные детали.

В курсовом проекте запроектированы стальные подземные газопроводы для сетей высокого давления II категории и подземные полиэтиленовые для сетей низкого давления в соответствии с [1].

II.3.3.2 Арматура

При выборе арматуры для установки в системах газоснабжения следует руководствоваться [1, 3].

Запорные устройства предназначаются для прекращения или изменения потока газа. Они должны обеспечивать герметичность отключения, быстроту открытия и закрытия, удобство в эксплуатации и малое гидравлическое сопротивление. В качестве запорной арматуры на газопроводах применяют задвижки, краны, гидрозатворы.

При проектировании стальных и полиэтиленовых газопроводов рекомендуется предусматривать типы запорной арматуры, приведённые в таблице 11. Герметичность запорной арматуры должна соответствовать ГОСТ 9544.

Таблица 11 – Область применения арматуры

Тип арматуры	Область применения
Краны конусные натяжные	Наружные надземные и внутренние газопроводы природного газа и паровой фазы СУГ давлением до 0,005 МПа
Краны конусные сальниковые	Наружные надземные и внутренние газопроводы природного газа давлением до 1,2 МПа, паровой и жидкой фазы СУГ давлением до 1,6 МПа
Краны шаровые, задвижки, клапаны (вентили)	Наружные надземные и внутренние газопроводы природного газа давлением до 1,2 МПа, паровой и жидкой фазы СУГ давлением до 1,6 МПа

На подземных газопроводах низкого давления, кроме прокладываемых в районах с сейсмичностью свыше 7 баллов, на подрабатываемых и карстовых территориях в качестве запорных устройств допускается применять гидрозатворы.

Запорная арматура, устанавливаемая на наружных газопроводах в районах с очень холодным и холодным климатом (районы I1 и I2 по ГОСТ 16350), должна быть в климатическом исполнении 5 по ГОСТ 15150 УХЛ1, УХЛ2, ХЛ1, ХЛ2; на внутренних газопроводах в отапливаемых помещениях – У1, У2, УЗ, У5, УХЛ4, УХЛ5, ХЛ.

Запорная арматура, устанавливаемая в районах с умеренно холодным климатом (районы I1 и I2 по ГОСТ 16350) на наружных газопроводах и на внутренних газопроводах в неотапливаемых помещениях, должна быть в климатическом исполнении по ГОСТ 15150 У1, У2, УЗ, УХЛ1, УХЛ2, УХЛЗ.

Материал запорной арматуры, устанавливаемой на наружных газопроводах и на внутренних газопроводах в неотапливаемых помещениях, рекомендуется принимать с учётом температуры эксплуатации в зависимости от рабочего давления газа.

На полиэтиленовых газопроводах преимущественно устанавливаются полиэтиленовые краны с выводом штока управления под ковёр. Рабочее давление в полиэтиленовом кране не должно превышать допустимого давления, предусмотренного производителем для данной конструкции крана.

Партия запорной арматуры, как правило, должна сопровождаться не менее чем двумя комплектами эксплуатационной документации, включающей в себя паспорт и техническое описание. Допускается объединение этих документов в один (паспорт). Для запорной арматуры с условным проходом свыше 100 мм эксплуатационной документацией должно комплектоваться каждое изделие.

Электропривод запорной арматуры выполняют во взрывозащищённом исполнении.

Для уплотнений фланцевых соединений применяют прокладки, стойкие к воздействию транспортируемого газа.

Отключающие устройства на наружных газопроводах размещаются в соответствии с требованиями [1, 3]:

а) подземно – в грунте (бесколодезная установка) или в колодцах;

б) надземно – на специально обустроенных площадках (для подземных газопроводов), на стенах зданий, а также на надземных газопроводах, прокладываемых на опорах.

Полиэтиленовые краны устанавливаются подземно, с выводом узла управления под ковёр или в колодцах.

Установку отключающих устройств предусматривают с учётом обеспечения возможности их монтажа и демонтажа. С этой целью при размещении отключающих устройств в колодце на газопроводах с условным диаметром менее 100 мм предусматривают преимущественно П-образные компенсаторы, при больших диаметрах – линзовые или сильфонные компенсаторы.

При установке в колодце стальной фланцевой арматуры на газопроводах допускается предусматривать вместо компенсирующего устройства косую фланцевую вставку.

При надземной установке арматуры и арматуры, изготовленной для неразъёмного присоединения к газопроводу, компенсирующее устройство и косую вставку можно не предусматривать.

Отключающие устройства на ответвлениях от распределительных газопроводов следует предусматривать, как правило, вне территории потребителя на расстояниях не более 100 м от распределительного газопровода и не ближе чем на 2 м от линии застройки или ограждения территории потребителя.

Отключающие устройства в соответствии с требованиями [1] следует предусматривать:

· на вводах в жилые, общественные, производственные здания или в группу смежных зданий, перед наружными газопотребляющими установками;

· на вводах в ГРП, на выходе из ГРП при закольцованных газопроводах в системах с двумя и более ГРП;

· на ответвлениях от уличных газопроводов к отдельным микрорайонам, кварталам, группам жилых домов или отдельным домам при числе квартир более 400;

· для отключения отдельных участков газопроводов с целью обеспечения безопасности и надёжности газоснабжения;

· при пересечении водных преград двумя нитками и более, а также одной ниткой при ширине водной преграды 75 м и более при меженном горизонте;

· при пересечении железных дорог общей сети и автомобильных дорог I и II категорий.

Отключающие устройства допускается не предусматривать:

· перед ГРП предприятий, если отключающее устройство, имеющееся на отводе от распределительного газопровода, находится от ГРП на расстоянии не более 100 м;

· на пересечении железнодорожных путей общей сети и автомобильных дорог I и II категорий при наличии отключающего устройства на расстоянии от путей (дорог) не более 1000 м, обеспечивающего прекращение подачи газа на участке перехода (линейные задвижки, отключающие устройства после ГРП, ГРС).

Места установки отключающих устройств указываются на схеме газоснабжения. Там же приводится ведомость отключающих устройств.

II.3.4 Рекомендации по проектированию схемы газоснабжения

На генплане города (М 1:10000 или 1:5000) наносятся все потребители высокого, среднего и низкого давлений. Размещать потребителей следует равномерно по территории города (определяется студентом самостоятельно). Сетевые ГРП располагают в центре окружностей радиуса, равного радиусу действия ГРП. Источники теплоснабжения по возможности следует размещать в центре тепловых нагрузок.

При выборе трасс газопроводов следует стремиться к минимизации их протяжённости и прокладке в непосредственной близости от крупных промышленных предприятий и центральных источников теплоснабжения. Не рекомендуется трассировка сетей вне пределов застройки.

Подземные газопроводы прокладывают по городским проездам. Рекомендуется предусматривать прокладку в технической зоне или в полосе зелёных насаждений. Газопроводы высокого давления следует прокладывать в районах с малой плотностью застройки и по проездам с малой насыщенностью другими подземными коммуникациями. Прокладка газопроводов по проездам с усовершенствованным дорожным покрытием, а также параллельно путям электрифицированных железных дорог на расстоянии менее 50 м не рекомендуется. Расстояния по горизонтали между подземными и другими сооружениями должны быть не менее величин, указанных в [4].

Расстояния по горизонтали (в свету) от ближайших подземных инженерных сетей до зданий и сооружений следует принимать по таблице 4 [1]. По рекомендациям [1] допускается укладка двух и более, в том числе стальных и полиэтиленовых, газопроводов в одной траншее на одном или разных уровнях (ступенями). В этих случаях, а также при прокладке проектируемого газопровода вдоль действующего газопровода высокого давления (свыше 0,6 МПа до 1,2 МПа) расстояние между газопроводами следует принимать исходя из условий возможности производства строительно-монтажных и ремонтных работ для стальных газопроводов диаметром до 300 мм не менее 0,4 м, диаметром более 300 мм – не менее 0,5 м и не менее 0,1 м – для полиэтиленовых газопроводов. При параллельной прокладке газопроводов расстояние между ними следует принимать как для газопровода большего диаметра.

При пересечении газопроводом различных подземных инженерных сетей расстояние между ними по вертикали в свету должно быть не менее 0,2 м, при пересечении электрических сетей – в соответствии с указаниями правил устройства электроустановок (ПУЭ).

При пересечении газопроводами каналов теплосети, коллекторов, тоннелей их прокладывают в футлярах, выходящих на 2 м с каждой стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений; при этом должен быть обязательный контроль всех сварных стыков в пределах пересечения и по 5 м в стороны от наружных стенок неразрушающими методами.

При пересечении автомобильных дорог газопровод заключается в футляр. Глубина укладки газопровода (от подошвы шпалы до верха футляра) принимается под магистральными железнодорожными путями не менее 1,5 м, а под железнодорожными ветками промышленных предприятий и трамвайными путями – не менее 1 м. Глубина укладки газопровода под автомагистралями – не менее 1 м от полотна дороги до верха футляра. На одном конце футляра должна быть контрольная трубка. Газопроводы, транспортирующие влажный газ, укладывают ниже зоны сезонного промерзания грунта с уклоном 0,002‰ (промилле) и установкой конденсатосборников в низших точках. Сеть высокого (среднего) и низкого давлений проектируется кольцевой.

На планах газопроводов наносят и указывают: существующие и проектируемые здания (сооружения) в виде упрощённых контурных очертаний сплошной тонкой линией; привязку газопроводов к осям проектируемых зданий (сооружений); инженерные сети другого назначения, влияющие на прокладку проектируемых газопроводов; диаметры и толщины проектируемых газопроводов до и после точек их изменения; номера пикетов (ПК); сооружения на газопроводах, например колодцы, конденсатосборники, контрольно-измерительные пункты, электрические перемычки, изолирующие фланцевые соединения и электрические защиты: катодные, протекторные, электродренажные. Оформление графической части проекта должно отвечать требованиям [11, 12].

Схема газопровода должна быть предварительно согласована с руководителем проекта.

II.4 Гидравлические расчёты газопроводов

Гидравлические режимы работы распределительных газопроводов низкого, среднего или высокого давлений должны назначаться из условий создания при максимально допустимых перепадах давления газа наиболее экономичной и надёжной в эксплуатации системы, обеспечивающей устойчивую работу ГРП, ГРУ, а также газогорелочных устройств потребителей в допускаемых диапазонах давлений.

Задача гидравлического расчёта – определение требуемых диаметров газопроводов для транспортировки заданного количества газа, Q, на расстояние при перепаде начального и конечного давления газа, D R, на участке.

II.4.1 Общие положения гидравлического расчёта газопроводов

Расчётные внутренние диаметры газопроводов необходимо определять гидравлическим расчётом из условия обеспечения бесперебойного газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления газа.

Гидравлический расчёт газопроводов следует выполнять, как правило, на компьютере, с оптимальным распределением расчётных потерь давления между участками сети.

При невозможности или нецелесообразности выполнения расчёта на компьютере (отсутствие соответствующей программы, отдельные участки газопроводов и т. п.) гидравлический расчёт допускается производить по приведённым ниже формулам или номограммам, составленным по этим формулам (Приложения 9, 10).

Расчётные потери давления в газопроводах высокого и среднего давления следует принимать в пределах категории давления, принятой для газопровода.

Расчётные суммарные потери давления газа в газопроводах низкого давления (от источника газоснабжения до наиболее удалённого прибора) следует принимать не более 180 даПа, в том числе в распределительных газопроводах – 120 даПа, в газопроводах-вводах и внутренних газопроводах – 60 даПа.

Значения расчётной потери давления газа при проектировании газопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и бытовых предприятий и предприятий коммунально-бытового обслуживания принимаются в зависимости от давления газа в месте подключения с учётом технических характеристик принимаемого к установке газового оборудования, устройств автоматики регулирования технологического режима тепловых агрегатов.

Падение давления на участках газовой сети среднего (высокого) давления, , МПа, следует определять по формуле:

, (34)

где P_н и P_к – абсолютные давления газа в начале и в конце газопровода, МПа;

Р ₀ – атмосферное давление, Р ₀ = 101,325 кПа;

Q ₀ – расход газа при нормальных условиях, м³/ч;

L – расчётная длина газопровода постоянного диаметра, м;

l – коэффициент гидравлического трения;

r₀ – плотность газа при нормальных условиях, кг/м³;

n – эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы для стали, принимается 0,01;

d – внутренний диаметр газопровода, см.

Для сетей низкого давления – по формуле:

. (35)

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

, (36)

где ν – коэффициент кинематической вязкости газа, м²/с, при нормальных условиях.

А также коэффициент гидравлического трения, l,зависит отгидравлической гладкости внутренней стенки газопровода, определяемой по условию:

, (37)

где n – эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимается равной, см, для новых стальных труб n = 0,01; для бывших в эксплуатации стальных труб – n = 0,1см; для полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации – n = 0,0007.

В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического трения, l, следует определять:

- для ламинарного режима движения газа Re 2000:

, (38)

- для критического режима движения газа Re = 2000÷4000:

. (39)

При Re > 4000 в зависимости от выполнения условия (37) для гидравлически гладкой стенки неравенство (37) справедливо:

- при 4000 < Rе < 100000 по формуле:

, (40)

- при Rе > 100000:

, (41)

- для шероховатых стенок неравенство (33) несправедливо при Rе > 4000:

. (42)

Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) для газораспределительных газопроводов допускается учитывать путём увеличения фактической длины газопровода на 5-10%.

Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчётную длину газопроводов, l, м, следует определять по формуле:

, (43)

где l ₁ – действительная длина газопровода, м;

ξ – сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода.

При расчёте внутридомовых газопроводов низкого давления следует учитывать гидростатический напор, Н_g, даПа, определяемый по формуле:

, (44)

где g – ускорение свободного падения, м/с²;

h – разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м;

ρ _в – плотность воздуха при нормальных условиях, кг/м³.

Гидравлический расчёт кольцевых сетей газопроводов следует выполнять увязкой давлений газа в узловых точках расчётных колец. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10%.

При выполнении гидравлического расчёта надземных и внутренних газопроводов с учётом степени шума, создаваемого движением газа, следует принимать скорости движения газа не более 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с – для газопроводов среднего давления, 25 м/с – для газопроводов высокого давления.

При выполнении гидравлического расчёта газопроводов по приведённым формулам, а также по различным методикам и программам для электронно-вычислительных машин, составленным на основе этих формул, расчётный внутренний диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле:

, (45)

где d_р – расчётный диаметр, см;

А, В, m, m ₁ – коэффициенты, которые определяются по таблицам 12 и 13 в зависимости от категории сети (по давлению) и материала газопровода;

– расчётный расход газа, приведённый к нормальным физическим условиям, м³/ч;

Удельные потери давления, Δ P_уд, Па/м, определяются по формуле:

, (46)

где Δ P_доп – допустимые потери давления, Па;

l – расстояние до самой удалённой точки, м.

Давление в конце каждого участка, Р_К.УЧ, Па, рассчитываем по формуле:

. (47)

Таблица 12 – Коэффициент А для расчёта диаметра газопровода

Категория сети	А
Сети низкого давления	106/162 π 2 = 626
Сети среднего и высокого давления	Р 0/(Рm 162 π 2) Р 0 = 0,101325 МПа

Примечание: Р_m – усреднённое давление газа (абсолютное) в сети, МПа.

Таблица 13 – Коэффициенты В, m, m ₁ для расчёта диаметра газопровода

Материал	В	m	m 1
Сталь	0,022
Полиэтилен	0,3164(9πν)0,25 = 0,0446	1,75	4,75

II.4.2 Гидравлический расчёт сетей низкого давления

Городские сети низкого давления, распределяющие газ по всей территории застройки к бытовым и мелким коммунальным предприятиям, представляют собой сложную по конфигурации систему сопряжённых колец, которые получают газ от нескольких ГРП и снабжают газом многочисленные ответвления на кварталы и отводы к отдельным зданиям.

При расчёте такую сеть разбивают на отдельные районы по количеству точек питания (ГРП), и сеть каждого района рассчитывают отдельно. Расчёт сети производится в две стадии. Вначале рассчитывают распределительную (уличную) сеть, затем внутриквартальную разводку.

Задача проектировщика заключается в том, чтобы выбрать наилучший вариант движения потоков газа и так подобрать диаметры сети, чтобы добиться намеченного распределения потоков.

Направление движения потоков газа выбирают так, чтобы газ от точки питания подавался ко всем потребителям по кратчайшему пути. При этом диаметры сети будут наименьшими. Направления движения газа выбираются начиная от точки питания к периферии. При таком порядке выбора легче избежать возможности ошибок. В результате выявляются нулевые точки – конечные точки встречи потоков газа, идущих по разным направлениям.

Пути движения транзитных потоков газа выбирают так, чтобы, соблюдая первое условие, одновременно добиваться как можно более равномерного распределения потоков газа по всем направлениям. На расчётной схеме показывают «отcечки» – точки, через которые транзитные расходы газа не проходят. Необходимо также учитывать возможность увязки сети. При расчёте каждой такой сети вначале рассчитываются самые длинные направления от ГРП к нулевым точкам.

Основные исходные данные для расчёта кольцевой газовой сети низкого давления:

1) общая протяжённость сети, , м;

2) максимальное часовое потребление газа, , м³/ч;

3) расчётный перепад давления, , Па (принимается в соответствии с вариантом задания);

4) схема газифицируемых кварталов (принимается в соответствии с вариантом задания).

Для наглядности рассмотрим методику расчёта кольцевых газовых сетей на конкретном примере для микрорайона, изображённого на рисунке 1. Требуется определить диаметры газопроводов на всех участках.

Рисунок 1 – Схема расположения газифицируемых кварталов

Прежде всего вычерчивается схема газифицируемых кварталов в масштабе, определяются их площади и изображается схема газоотдачи кольцевой сети (см. рисунок 2). На этой схеме указываются длины участков сети, номера кварталов (буквами), площади кварталов и контуры (кольца) цифрами.

Рисунок 2 – Схема подачи газа в кольцевой сети

По схеме подачи газа в кольцевой сети строится в том же масштабе расчётная схема сети низкого давления (см. рис. 3). На этой схеме показываются: присоединение газовой сети низкого давления к ГРП, кварталы – римскими буквами (в кружочках), кольца – римскими цифрами (в кружочках), узлы – арабскими цифрами и длины участков газовой сети.

Рисунок 3 – Расчётная схема кольцевой сети низкого давления

Расчёт производится в следующей последовательности.

1. Определяются максимальные часовые расхода для каждой зоны (квартала), , м³/ч, по формуле:

, (48)

где N_Ж –численность населения квартала, чел.

Удельный расход газа на одного человека по району застройки, е, м³/(ч·чел.), определяют по формуле:

, (49)

где – часовой расход сети низкого давления района застройки, м³/ч;

N_района – численность населения района застройки, чел.

2. Рассчитывается суммарная длина питающего контура, l_К, м, для каждой из зон (кварталов) по формуле:

, (50)

Например, для квартала А l = 100 + 200 + 100 = 400 м.

3. Определяются удельные расходы, q_К, м³/(ч·м), для каждого контура по формуле:

. (51)

Результаты расчётов удельных путевых расходов для всех питающих контуров сети заносятся в таблицу 14.

Таблица 14 – Удельные путевые расходы для всех питающих контуров кольцевой газовой сети

№ кольца (контура)	Газоснабжаемые зоны	Длина питающего контура, lK, м	Удельный путевой расход, qK, м3/ч м
Удельный расход газа, е,м3/(ч·чел.)	Численность населения, Nж,чел.	Расход газа, QK, м3/ч
I	1квартал 2 квартал и т. д.
II
A
B
C

Сумма часовых расходов, приходящихся на площади всех колец, , должна сходиться с часовым расходом газа сети низкого давления, . Проверка: = , невязка до 3%.

4. Задаётся начальное распределение потоков газа в сети. Стрелками указываются направления потоков (см. рис. 3). Первоначально назначаются направления движения газа от точки питания 11 по газопроводам к периферии кратчайшим путём. В результате получаются две концевые точки схода потоков 3 и 7 и пять концевых точек тупиковых ответвлений: 1, 5, 9, 13, 14. Для повышения надёжности сети, в частности для взаимного резервирования участков, выполняются 2 контура (2-3-4-8-7-6) и контур I (6-7-8-13-12-11-10).

5. Определяются путевые расходы для всех участков сети на основе данных, полученных в таблице 13. При этом удельные расходы для участков, принадлежащих двум различным контурам, , м³/ч, суммируются, то есть:

. (52)

Например, для участка 6-2: .

6. Путевые расходы для каждого из участков, Q_П, м³/ч, определяются по формуле:

. (53)

7. Расходы в начале участка, Q_j, м³/ч, принимаются равными:

. (54)