Как найти рабочее давление газа

Близость газопроводной сети к населенному пункту еще не гарантирует отсутствия проблем с подключением к ней. У транспортирующих самое популярное топливо коммуникаций разные задачи, отчего давление в газопроводе тоже разное.

Мы расскажем, как работает газотранспортная сеть и под каким давлением находится поставляемое потребителю горючее в ее линейных сегментах. В представленной нами статье детально изложены принципы организации систем газоснабжения разного уровня. Приведены механизмы отключения газа.

Снабжение природным газом

Работающее на природной смеси газообразных углеводородов бытовое и промышленное оборудование хорошо известно каждому. В жилых домах установлены котлы, газовые плиты и колонки.

В распоряжении многих предприятий имеются котельное оборудование и огороженные «домики» ГРУ. А на улицах располагаются газораспределительные пункты, привлекающие внимание желтым окрасом и ярко-красной надписью «Газ. Огнеопасно».

Каждому известно – газ поступает по трубам. Только как он попадает в эти самые трубы? Путь, пройденный природным газом до каждой квартиры, каждого дома поистине огромен. Ведь от месторождения до конечных потребителей топливо следует по разветвленным герметичным каналам, протянутым на тысячи километров.

Сразу после добычи на месторождении смесь газов подвергает очистке от примесей и готовится к прокачке. Нагнетаемый компрессорными станциями до высоких значений давления, природный газ направляется по магистральному трубопроводу к станции газораспределения.

Ее установки давление понижают и одоризируют газовую смесь метаном, этан и пентан тиолами, этилмеркаптаном и подобными веществами, чтобы придать ему запах (в чистом виде природный газ запаха не имеет). Пройдя дополнительную очистку, газообразное топливо направляется в газопроводы населенных пунктов.

Затем природный газ поступает к пунктам газораспределения внутри городских кварталов. Перед направлением в сеть газопроводов квартала, давление транспортируемого газа снижается до требуемого минимума. Наконец газ следует в внутридомовую сеть газоснабжения – к газовой плите, водонагревательной колонке или напольному котлу.

Каждая газоперерабатывающая установка оснащается специальной горелкой, смешивающей перед сжиганием магистральное топливо с воздухом. В чистом виде (т.е. без доступа кислорода) горючесть природного газа нулевая.

Состав системы газоснабжения

Газотранспортный комплекс образуют трубопроводы и сооружения, а также технические устройства, выполняющие поставку и распределение потока между потребителями. Интенсивность подачи газа определяется потребностями конечных пользователей – промышленных и коммунальных организаций, частных домовладений.

Газоснабжающая сеть состоит из:

• трубопроводов высокого, среднего и низкого давления;
• газорегуляторных устройств – станций (ГРС), пунктов (ГРП), установок (ГРУ);
• автоматов управления и контролирующей системы;
• диспетчерско-эксплуатационной службы.

Под высоким давлением магистральный газопровод доставляет природный газ к распределяющим станциям, понижающих уровень давления до требуемого при помощи клапанов автоматических регуляторов.

Далее газовые сети направляют топливо к потребителям. ГРС автоматически поддерживают показатели давления в заданном диапазоне.

Как организована система газоснабжения?

Ее иерархия определяется классами элементов газотранспортной сети, связанными с давлением прокачиваемого природного газа.

Принципы устройства газопроводной сети

В состав газопроводов первого уровня входят газовые коммуникации, в которых давление природного газа высокое или среднее. Для исключение тупиковых участков производится резервирование газовых трубопроводов – дублирование отдельных сегментов или кольцевание. Создание тупиковой сети допускается лишь в малых населенных пунктах.

Находящийся под высоким давлением природный газ проходит несколько последовательных ступеней, где его давление понижается. Процесс снижения давления в пунктах газорегуляции происходит скачками, на выходе из них давление постоянное. В городской черте газовые коммуникации с давлением среднего и высокого уровня формируют гидравлически связанную общую сеть.

Применение ГРП позволяет снабжать потребителей газом различного давления, даже если они расположены на одной улице – газопроводы неодинаковых давлений  размещаются параллельно.

Газопроводы второго уровня обеспечивают подачу газового топлива под низким давлением для основного числа потребителей. Такие сети выполняются смешанными, с преобладанием тупиковых сегментов. Кольцеванию подвергаются лишь главные трубопроводы.

Состоящий под низким давлением газопровод не должен пересекать крупные техногенные (автострады, ж/д пути) или природные (озера, реки, овраги) преграды. Не допускается монтаж таких коммуникаций в промышленных зонах.

Газовые сети, поставляющие топливо под низким давлением, не могут образовывать гидравлически связанную систему крупного населенного пункта. Они проектируются исключительно в качестве локальных комплексов, питаемых несколькими ГРП.

В свою очередь подключенными к сетям среднего давления, которые в свою очередь по аналогии подсоединяются к магистралям высокого давления. Третий уровень сетевых газопроводов используется на потребляющих объектах – на территориях предприятий, в постройках жилого и общественного назначения.

Потребность в давлении для таких сетей определяется их назначением и рабочими характеристиками газоиспользующих приборов (установок). Резервирование (частичное дублирование) на газовых коммуникациях третьего уровня обычно не производится.

Типы и категории газопроводов

Деление газоснабжающих трубопроводов по типам отражено в СНиП 42-01-2002. Магистральные газопроводы высокого давления соответствуют одному типу, подразделяемому на две категорий.

Проводящие газ коммуникации первой категории размещаются исключительно для потребителей промышленного сектора, что потребляют значительные объемы газообразного топлива под стабильно высоким (0,6-1,2 МПа) давлением.

К примеру, это сталеплавильные комбинаты. Подключение каждого промышленного потребителя к газовой магистрали первой категории требует подготовки специального проекта газоснабжения.

Проводящие природный газ линии второй категории создаются для прочих производственных объектов, нуждающихся в поставке газовой смеси под высоким давлением, но меньшем (0,3-0,6 МПа), чем потребители первой категории. Такие же газопроводы поставляют топливо котельным, отапливающим производственные постройки.

Трубопроводы, снабжающие газом среднего (0,005-0,3 МПа) уровня давления, подводятся к котельным, отапливающим бытовые и административные объекты. Их же применяют для обеспечения общественных построек, нуждающихся в повышенном объеме топлива.

Газопроводные магистрали низкого уровня давления (до 0.005 МПа) тянутся к бытовым потребителям. Все бытовое оборудование рассчитано именно на такие характеристики подачи газа.

Иначе, чем максимально снизив параметры давления, достичь максимальной безопасности на газовых коммуникациях для жилых объектов невозможно. Организация газоснабжения жилых домов магистралями среднего давления и выше категорически запрещена.

Многоступенчатость системы газоснабжения

Потребность создания нескольких ступеней в местной системе снабжения природным газом в т.ч. вызвана наличием потребителей, нуждающихся в поставках газообразного топлива под различным давлением.

Градация газопроводов по ступеням

По количеству ступеней давления различаются следующие газоснабжающие системы:

• Двухступенчатые. Образованы сетями под давлением низким и средним, либо с низким и высоким;
• Трехступенчатые. Состоят из коммуникаций с давлениями высоким, средним и низким;
• Шагоступенчатые. Их формируют газопроводами с давлениями всех уровней.

Чередование магистралей с высоким и средним давлением требуется из-за значительной протяженности сетевых трубопроводов, а также из-за нескольких направлений транспортировки. В местностях со значительной плотностью населения прокладка газопроводов, проводящих газообразное горючее под высоким давлением, не рекомендуется.

Еще одна частая причина – в районах старой застройки городские улицы недостаточно широки, чтобы протянуть под ними газоснабжающие линии высокого давления. Ведь чем выше давление перемещающегося по трубопроводу газа, тем более значительная дистанция необходима между коммуникациями и соседними постройками.

Потребность в ступенчатой схеме газоснабжения также вызвана технологическими требованиями к присоединению и монтажу газорегуляторных установок, устанавливаемых на зданиях.

Типы городских сетей согласно назначения

Территории городских районов оборудуются наиболее разветвленной сетью газоснабжающих коммуникаций.

В состав снабжающего природным газом городского комплекса входят следующие типы газопроводов:

• распределительные, проводящие газ под различным (фактически необходимым) давлением. Обеспечивают транспортировку по обслуживаемой территории;
• ответвления абонентские, снабжающие газом от распределительных магистралей  конкретных абонентов;
• внутридомовые и внутрицеховые.

Проектируемая для города схема распределительных газовых коммуникаций, направляющих газ под средним и высоким давлением, образует общую сеть. Со спецификой разработки проекта для газификации частного дома ознакомит предложенная нами статья.

Т.е. коммунальным потребителям, котельным и промышленным объектам природный газ поставляется по общей газораспределительной сети. Построение отдельных магистральных сетей для коммунально-бытовых, либо промышленных потребителей невыгодно  с позиции экономики.

При выборе планировочных решений для городского газоснабжения учитывается планировка и размеры города, плотность населения и застройки, потребности электростанций и промышленных объектов. В расчет принимаются перспективы будущего развития города, наличие крупных препятствий (искусственных, естественных) для ведения газопроводных коммуникаций.

Особенности городской планировки газоснабжения

В границах города идеальная схема поставок природного газа обязана быть экономически выгодной, эксплуатационно-безопасной и надежной, удобной и несложной в работе с ней.

Трубопроводная сеть газоснабжения обязана допускать безаварийное отключение отдельные ее сегментов для выполнения ремонта. Обязательное условие – полная однотипность узлов, оборудования и сооружений в составе одной системы.

При изображении на схеме городские газопроводы показаны последовательно. Однако по улицам допускается укладка параллельных газовых коммуникаций, при условии различного давления в них.

Такая планировка экономически эффективна, поскольку позволяет сократить расход труб:

• газовые магистрали низкого давления запитываются несколькими ГРП;
• к центральным ГРП метан поставляется параллельно уложенными газопроводами среднего, либо высокого давления.

Аналогичные схемы прокладки коммуникаций используются для снабжения котельных и предприятий, находящихся внутри жилых районов.

Структура городской застройки требуют построения сети низкого давления в формате двух несвязанных зон. Для резервирования по низкой ступени давления ГРП каждой из двух зон подключаются к трубопроводам большого диаметра, проводящим газ под низким давлением.

В городах небольшой и средней площади используется двухступенчатый комплекс газопроводов, сочетающий коммуникации низкого и высокого  давления (не более 0,6 МПа).

При невозможности закладки газовых труб в центре города для прокачки газовой смеси высокого давления, их проектные мощности разделяются между сетями высокого давления (укладываются в периферии) и среднего давления (создаются в центральной части).

В результате образуется трехступенчатая система снабжения природным газом, обустроенная распределительными газопроводами диаметром 50-400 мм.

Перед сооружением отдельной газотранспортной ветки и перед врезкой в существующую газовую трубу производится проектирование запланированного участка системы, выполняется гидравлический расчет, предоставляющий возможность подобрать трубы для газа и арматуру для обустройства сети.

Механизмы отключения подачи природного газа

Выполнение ремонта требует периодического отключения определенных участков городских газовых коммуникаций, состоящих под давлением высокого и среднего уровня, а также определенных сетей под низким давлением.

Поэтому газопроводные системы сетевых, общественных и жилых трубопроводов, а также промышленных объектов или нескольких зданий оборудуются устройствами отключения – задвижками (иное наименование – пробковые краны).

Сборка коммуникационной системы по правилам завершается опрессовкой газопровода, позволяющая выявить проблемные места. Они чаще всего проявляются в местах расположения запорных устройств.

Монтаж задвижек выполняется:

• на газовых трубах в ГРП (выходящих и входящих);
• на ответвлениях главных газопроводов, идущих в микрорайоны и кварталы;
• перед крупной преградой, пересекаемой трубопроводом (водоемы, автомобильные и ж/д трассы).

На наружных газопроводах задвижки устанавливаются с заглублением в колодцы. Вместе с ними монтируются линзовые компенсаторы, предназначенные для съема показаний напряжения (монтажного, температурного) по трубопроводу, а также для облегчения процедур постановки и снятия запорной арматуры.

Колодцы допустимо закладывать на дистанции более 2 м от ближайшей постройки или ограждения.

Запорная арматура на газовых вводах в здания размещается на стене. Газовые краны, с заменой которых ознакомит следующая статья, размещают с выдерживанием метровой дистанции от ближайших проемов.

Независимо от уровня давления, разветвленности и протяженности проводящего газовую смесь трубопровода число устройств отключения должно быть минимально необходимым, с обоснованием каждого местоположения.

Немаловажный для собственников вопрос — цена подключения к магистральному газу, подробности определения которой приведены здесь. Рекомендуем ознакомиться с полезным материалом.

Выводы и полезное видео по теме

Видео #1. Как происходит снабжение газом многоквартирного дома:

Видео #2. Как устроена и как изготавливается шаровая запорная арматура для газопроводов:

Система газопровода обеспечивает исправное снабжение природным газом лишь при условии ее сбалансированности. Любые работы с газотранспортным оборудованием могут производится исключительно сотрудниками газовых служб. Посторонние вмешательства в работу газовой сети недопустимы и крайне опасны – помните это!

Пишите, пожалуйста, комментарии в расположенном ниже блоке. Делитесь ценными рекомендациями и  сведениями, которые будут полезны посетителям сайта. Оставляйте посты, размещайте фото по теме, задавайте вопросы.

Оптимальное давление газа в газопроводе для квартиры и загородного дома

Каждый магистральный газопровод имеет определенное давление. Оно зависит от типа конечного потребителя и характеристик системы. В зависимости от параметров конкретной сети их разрабатывают для подачи газа различным пользователям. Для квартиры и жилых домов существуют специальные нормы. Соблюдение их необходимо для правильной работы всех устройств и обеспечения достойного уровня безопасности. Разработаны специальные приборы, применение которых позволяет стабилизировать давление перед подачей.

Для обеспечения всех пользователей «летучим» топливом требуется разветвленная сеть газопроводов. В соответствии с нормами безопасности, которые изложены в СНиП 42-01-2002, на различных участках сети требуется разное давление. В зависимости от назначения выделяют 4 категории газопроводов:

1. 1. Газовая магистраль, которая используется для перегона большого количества топлива до распределительной станции. Рабочее давление составляет от 12 до 6 атмосфер. Обеспечивает целые группы потребителей или конкретные ресурсоемкие участки технологического процесса.
2. 2. Линии с параметрами от 6 до 3 атмосфер. Выполняют функции магистральной разводки и снабжения котельного оборудования.
3. 3. Сети среднего давления с характеристиками от 3 до 0,05 атмосфер. Осуществляют подачу топлива на предприятия и отопительные станции.
4. 4. Трубопровод с низким давлением, не превышающим 0,05 атмосфер. По ним газ достигает жилых домов и квартир бытовых пользователей.

При определенных неисправностях система не способна обеспечить подачу газа с необходимым давлением. Для бытового пользователя это чревато неправильной работой отопительного оборудования и опасностью несчастного случая.

Для правильного функционирования всех систем в квартире или частном доме необходимо давление в 0,05 атмосфер. В соответствии с требованиями ГОСТа допускается незначительное отклонение, не более 0,005 килограмма на квадратный сантиметр. Достигается нормализация давления газа за счет использования специальных станций. Установки получают «голубое» топливо из магистральных сетей, снижают показатели до оптимальных 0,05 атмосфер, а затем подают его конечным потребителям.

Недостаточное давление газа в системе вызывает дискомфорт в многоквартирных домах. Большое количество потребителей вызывает необходимость обеспечения максимально эффективного использования природных ресурсов. В зимний период потребление «летучего» топлива, необходимого для обогрева жилых помещений, повышается.

В частных домах проблемы возникают из-за высокой требовательности отопительного оборудования. Современные котлы рассчитаны на определенные показатели паскалей в трубах. При их недостатке прибор работает с различными перебоями или вовсе выходит из строя. В зимний период подобная ситуация несет за собой тяжелые последствия. В таком случае выбирают обогреватели с комбинированной системой, способной функционировать на твердых источниках тепла.

Недостаточная степень подачи голубого топлива наносит большой вред экономической безопасности государства. За счет снижения коэффициента полезного действия при сгорании, потери эффективности достигают 20 процентов.

Давление газа в трубе выше нормы несет большую опасность, поскольку часто становится причиной крупной аварии и гибели значительного числа людей. Чтобы избежать проблем с перебоями газоснабжения, в современных домах устанавливают специальные системы распределения, которые поддерживают наиболее благоприятные показатели напора в трубах различных климатических зон.

Низкое давление газа в газопроводе не позволит обеспечить верную работу обогревателя или отопительного котла. Чаще всего причины кроются в неисправности магистральной сети или нарушении работы распределительной станции. Трубы, изготовленные из дешевых металлов, подвержены коррозии. На проблемных участках могут наблюдаться утечки, которые приводят к понижению эффективности перегонки. В зимнее время в газопроводе на различных отрезках образуется конденсат, который замерзает под воздействием низкой температуры, тем самым перекрывая путь для топлива.

Немаловажное значение имеет качество оборудования, установленного у конкретного потребителя. Неисправные приборы и негерметичные соединения являются причиной потери больших объемов газа

С особой осторожностью относятся к любому типу ремонтных работ в непосредственной близости от пожароопасных сетей. Недобросовестные соседи, самовольно присоединившиеся к трубе газоснабжения, послужат причиной ухудшения качества подачи топлива

Только они могут установить текущее давление газа в системе, обнаружить и устранить неполадки.

Источник

Среднее или низкое давление газа.Что лучше для дома?

В данной статье хочу рассказать про разницу в газоснабжении частного дома газом среднего и низкого давления.

Все чаще и чаще у нас котеджные застройки газифицируют сетью газопроводов среднего давления (примерно 0,1-0,3 МПа, как правило), а не низкого (150-300 мм в ст). С одной стороны это дополнительное оборудование (регулятор давления), да и давление газа больше, но с другой стороны, учитывая какие мощные нынче себе народ газовые котлы ставит дома — среднее давление — единственный способ реализовать подачу газа в достаточном количестве конечному пользователю.

При газифизировании низким давлением давление на конечном приборе (например на опуске к котлу), по мере отдаления от ГРП (газорегуляторного пункта — своего рода местного центра распределения газа, говоря простым языком) будет уменьшаться. Например: если в зимний период максимально возможное давление (низкое) на выходе из ГРП — 300 мм. в. ст. (но опять же — это максимально допустимое, как правило устанавливается в исключительных случаях, в совсем проблемных местах), то при постепенном отдалении от ГРП у пользователя по мере разбора в отопительный период давление будет все ниже и ниже и допускается по нашим нормам даже меньше 120 мм. в. ст. Пока не начались лютые морозы — давления в газовой трубе хватает, как правило, всем. Но как только ударяют морозы и все хором включают газовые котлы на полную мощность, у владельцев котеджей на окраине, в самых удаленных точках от ГРП (распределительного центра) — давление газа подсаживается, падает. И когда величина давления опускается ниже планки 120 мм. в. ст. у таких счастливых обладателей котлов, особенно мощных, начинаются следующие проблемы: котел либо начинает периодически тухнуть (полбеды, обычно котлы с авторозжигом нынче), либо выбивают ошибку, что нет газа и не включаются до снятия ошибки.

При газоснабжении абонентов средним давлением по трубе к дому подается природный газ сжатый до 0,1-0,3 МПа, опять же чем дальше от ГРП тем давление это ниже, НО! Это давление газа лишь до персонального регулятора давления установленного на вводе. Потом регулятор снижает давление до низкого (примерно 200 мм. в. ст.) и Ваш котел с успехом работает, не страдая от нехватки давления газа. Но тут есть свои недостатки. У нас в Беларуси для населения по техническим условиям в проект забивают 2 вида регуляторов: Один регулятор — это ГДГД 2.0 , который производит «Белгазтехника» (официальное описание его можно посмотреть здесь) а другой регулятор ALSI FE-10 производства фирмы «ВОГАЗ» (его описание можно посмотреть здесь). Цена их порядка 80 долларов США. На установку других регуляторов на территории РБ сейчас, насколько я знаю, ТУ не дают. Вот и приходится выбирать из двух зол меньшее (в смысле регуляторов). Но прелести и недостатках каждого из этих двух регуляторов в следующих статьях. А вот если есть выбор между тем газопровод какого давления подводить к дому выбор на мой взгляд очевиден.

Источник

Как выбрать модель пропанового редуктора?

Обязательными условиями для рассматриваемых устройств промышленного производства должны быть:

1. Наличие плотно прилегающей к корпусу металлической крышки.
2. Несмываемая маркировка, где указаны параметры давления, на которые рассчитан прибор.
3. Универсальный присоединительный ниппель для часто употребляемых диаметров рукава (6,3 мм, 9 мм).
4. Плотное прилегание всех уплотняющих деталей (прокладок) к соответствующим поверхностям. Обычно для проверки этого служит мыльный раствор, при нанесении которого на поверхность не должно образовываться воздушных пузырей
5. Латунный корпус (сталь склонна к ржавчине).
6. Удобный маховичок для перемещения регулировочного винта.
7. Запасная прокладка (опционно может прилагаться также переходник на пропановые баллоны евростандарта, шведского или норвежского производства).
8. Соответствие отечественным стандартам безопасности – ГОСТ 12.2.052 – 81.

В процессе выбора типоразмера пропанового редуктора учитывается также допустимый уровень внешних температур, при которых его использование не представляет опасности для окружающих. Обычно климатический класс данных устройств – УХЛ2, при котором допускается применение редуктора в диапазоне температур -25…+50°С. Для класса УХЛ (умеренный пояс) соответствующий диапазон составляет -15…+45°С. Коэффициент неравномерности передаваемого давления при этом не должен превышать ±0,15.

Важное значение для возможности применения редуктора является также и внешнее состояние устройства. Корпус пропанового редуктора не должен иметь поверхностных вмятин и царапин, не говоря уже о изменениях формы

То же касается и состояния контрольного манометра. Перед установкой в стационарное состояние манометр следует проверить на исправность путём подачи сжатого воздуха: если стрелка прибора неподвижна, редуктором пользоваться нельзя.

Приобретаемое устройство должно полностью согласовываться с техническими характеристиками агрегата, для работы которого оно предназначается. В частности, расход газа не может превышать эксплуатационные характеристики редуктора. При превышении давления на выходе у редуктора (по сравнению с номинальными показателями) автоматика управления основной техникой, как правило, выходит из строя, а сама техника отключается. Предельные значения используемого давления не должны более чем на 10% превышать допустимые значения для техники данного класса. Устройство должно обладать сертификатом соответствия по России.

Охранные зоны

Если происходит возведение комплексов или зданий, никак не задействованных в деятельности системы АГЗС, непременно учитывается соблюдение охранной зоны, протяженность которой зависит от типа охраняемого сооружения. Ее размеры:

• снаружи – 2 м с каждой стороны, даже в стесненных условиях;
• от подземного – 3 м от разграничивающего газопровода;
• АГНКС и АГЗС ограничиваются замкнутым кругом радиуса не менее десятка метров от установленных границ комплекса объектов капитального строительства.

Нормативные расстояния – это норма удаленности от газопровода до коммуникаций. Водопровод, линии электропередачи, автодороги и рельсы железной дороги должны находиться на определенном расстоянии, которое регламентирует справочная таблица. Учитываются минимальные расстояния по горизонтали в свету (они зависят от давления газопровода) и другие существующие требования – электрохимическая защита, климатические особенности, присутствие ПУЭ и высоковольтных линий и т. д.

Расстояние от зданий и сооружений до газопровода должно строго соответствовать нормам. Дистанционные нормативы регламентированы напором подаваемого газа и типом построенного газопровода. Для надземного с низким давлением требуется только охранная зона, обусловленная существующими правилами эксплуатации. При необходимости в ней должна проводиться реконструкция.

Нюансы

Дополнительное приложение требует соблюдения расстояний от котельных, как пожароопасных конструкций промышленного назначения. Две трубы – только в 4-метровом удалении от жилой постройки. Окна и кровля предполагают не менее 0,2 метра, а до двери – 50 см.

Дистанцирование от складов может регламентироваться предприятием, но оно не должно составлять величину меньшую, чем в СНиП 2.07.01-89 и СП 42.13330.2011. Это же относится и к прокладке у подошвы откоса, которая может регламентироваться строителями и администрацией РЖД (иногда расстояние от газопровода до железнодорожных путей уменьшается, но меньше нормативного не допускается, особенно вблизи насыпи).

Отдельно учитываются резервуары СУГ. Их существует несколько видов. Например, по ориентации в пространстве они делятся на вертикальные и горизонтальные, от месторасположения – подземные и наземные резервуары СУГ, одностенные и двустенные резервуары СУГ – по степени выносливости конструкции. Объем, расположение и тип комплекса регламентируют дистанции. Стандартный ГПК имеет значение максимального давления.

Относительно резервуарных установок принимаются во внимание нормативы СП 62.13330.2011, но в каждом конкретном случае минимум удаленности учитывается в зависимости от характеристик конкретного газгольдера. Подземные углубляются на 0,6 м, а световое расстояние между ними составляет 0,7 м. Пункт учета расхода газа – обязательное условие при использовании подобных установок, смесительные при необходимости монтируются в 10 метрах

Пункт учета расхода газа – обязательное условие при использовании подобных установок, смесительные при необходимости монтируются в 10 метрах

Подземные углубляются на 0,6 м, а световое расстояние между ними составляет 0,7 м. Пункт учета расхода газа – обязательное условие при использовании подобных установок, смесительные при необходимости монтируются в 10 метрах.

Проектирование строений любого плана должно осуществляться вблизи газопровода только с ведома контролирующих и надзорных организаций, которые и высчитывают норму в зависимости от типа сооружений и подаваемого напора ценного химического сырья и топлива.

Магистральные газопроводы. Газопроводы высокого, среднего и низкого давления Глоссарий

Газопровод является важным элементом системы газоснабжения, так как на его сооружение расходуется 70. 80% всех капитальных вложений. При этом от общей протяжённости распределительных газовых сетей 80% приходится на газопроводы низкого давления и 20% – на газопроводы среднего и высокого давлений.

Классификация газопровода по давлению

В системах газоснабжения в зависимости от давления транспортируемого газа различают:

• газопроводы высокого давления I категории (рабочее давление газа свыше 1,2 МПа);
• газопроводы высокого давления I категории (рабочее давление газа от 0,6 до 1,2 МПа);
• газопроводы высокого давления II категории (рабочее давление газа от 0,3 до 0,6 МПа);
• газопроводы среднего давления (рабочее давление газа от 0,005 до 0,3 МПа);
• газопроводы низкого давления (рабочее давление газа до 0,005 МПа).

Газопроводы среднего давления через газорегуляторные пункты (ГРП) снабжают газом газопроводы низкого давления, а также промышленные и коммунально-бытовые предприятия. По газопроводам высокого давления газ поступает через ГРП на промышленные предприятия и газопроводы среднего давления. Связь между потребителями и газопроводами различных давлений осуществляется через ГРП, ГРШ и ГРУ.

Расположение газопроводов (классификация)

В зависимости от расположения газопроводы делятся на наружные (уличные, внутриквартальные, дворовые, межцеховые) и внутренние (расположенные внутри зданий и помещений), а также на подземные (подводные) и надземные (надводные). В зависимости от назначения в системе газоснабжения газопроводы подразделяются на распределительные, газопроводы-вводы, вводные, продувочные, сбросные и межпоселковые.

Распределительными являются наружные газопроводы, обеспечивающие подачу газа от магистральных газопроводов до газопроводов-вводов, а также газопроводы высокого и среднего давлений, предназначенные для подачи газа к одному объекту.

Газопроводом-вводом считают участок от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства на вводе.

Вводным газопроводом считают участок от отключающего устройства на вводе в здание до внутреннего газопровода.

Межпоселковыми являются распределительные газопроводы, расположенные вне территории населенных пунктов.

Внутренним газопроводом считают участок от газопровода-ввода (вводного газопровода) до места подключения газового прибора или теплового агрегата.

Материалы для газопроводов

В зависимости от материала труб газопроводы подразделяют на металлические (стальные, медные) и неметаллические (полиэтиленовые).

Различают также трубопроводы с природным, со сжиженным углеводородным газом (СУГ), а также сжиженным природным газом (СПГ) при криогенных температурах.

Принцип построения распределительных систем газопроводов

По принципу построения распределительные системы газопроводов делятся на кольцевые, тупиковые и смешанные. В тупиковых газовых сетях газ поступает потребителю в одном направлении, т.е. потребители имеют одностороннее питание.

В отличие от тупиковых, кольцевые сети состоят из замкнутых контуров, в результате чего газ может поступать к потребителям по двум или нескольким линиям.

Надежность кольцевых сетей выше тупиковых. При проведении ремонтных работ на кольцевых сетях отключается только часть потребителей, присоединенных к данному участку.

Разумеется, если вам надо заказать проведение газа в на участок или выполнить газификацию многоквартирного дома, вместо заучивания терминов выгоднее и эффективнее обратиться к надежным сертифицированным подрядчикам. Мы выполним работы по проведению газа на ваш объект качественно и в оговоренные сроки.

Офис в Минске: г.Минск, пр. Победителей 23, корп. 1, офис 316АОфис в Дзержинском: г.Дзержинск, ул. Фурманова 2, оф.9

Перевод газовой плиты на баллонный газ – как сделать правильно

Перевод обычной газовой плиты на баллонный газ не такое уж сложный процесс, однако кое-какие действия предпринять все же придётся. Все дело в разности давления в магистральной газовой трубе и баллоне с газом. В магистрали давление, как правило, меньше чем в баллоне.

Газ, поступая из трубы или баллона, поступает в горелку посредством жиклера, и отверстия в этом самом жиклере должны быть разными – меньшего диаметра для баллонного газа , и большего – для магистрального.

И поскольку я не сторонник самостоятельного рассверливания жиклеров или их зачеканки , я предлагаю просто купить нужные жиклеры в магазине – стоят они не дорого, дефицита нет. Кроме того, если вы покупали плиту не так давно, то советую посмотреть в коробке, зачастую производитель поставляет газовые плиты с набором жиклеров под природный газ и пропан-бутан.

Как сделал я : выкрутил со своей «нормальной» плиты все жиклеры, и поехал в магазин. Там сообщил модель своей плиты и показал жиклеры. В итоге мне подобрали пять жиклеров – четыре на конфорки, и на духовку.

Если после замены жиклеров газ горит ровно и без красных языков и шипения, а включается газ без хлопка – то жиклеры подобраны верно.

Еще один важный момент – между плитой и баллоном должен быть редуктор, который стабилизирует давление газа.

Подойдет простой редуктор РДСГ-1 , не регулируемый – да это и не к чему. Ну и, разумеется, гибкий шланг 1,5 длиной, для подключения баллона к плите. Все это я купил в одном магазине.

Теперь осталось вкрутить новые жиклеры, учитывая мощность конфорки. Подключаем шланг к плите и редуктору, редуктор вкручиваем в баллон. Все, готово.

Источник

Что делать и куда обратиться, если падает?

Права потребителей защищены Законом РФ, и газоснабжение не является исключением. Постановлениями Правительства РФ от 21.07.2008 №549 и №354 от 6 мая 2011 г. четко регламентируется порядок поставки газа для нужд граждан. Давление газа признается параметром, который обязаны обеспечивать обслуживающие организации (узнать больше об обслуживании газового оборудования можно здесь).

Длительное падение давления ниже установленной допустимой нормы считается предоставлением коммунальной услуги ненадлежащего качества. В этом случае гражданин должен сообщить о случившемся в аварийно-диспетчерскую службу газоснабжающей организации.

Уведомление о нарушении может быть подано в письменной форме или по телефону. При устном обращении диспетчер должен зарегистрировать его и сообщить номер регистрации и время ее проведения заявителю, а также назвать свою фамилию. В свою очередь заявитель должен указать свои ФИО, адрес проживания и суть претензии.

Если давление газа ниже нормы, то потребитель имеет право потребовать пересчет платежа за коммунальную услугу (о том, как рассчитать оплату за газ по нормативам и по счетчику в 2019 году, читайте тут). Ежемесячная плата снижается на 0,1% за каждый час подачи газа, несоответствующего качества (если падение составило менее 25% от допустимой нормы). При снижении давления более, чем на 25%, плата вообще не вносится до исправления нарушения.

Газоснабжение квартир и частных домов полностью подчиняется установленным правилам оказания коммунальных услуг. Давление газа признается основным параметром, определяющим качество услуги. Законодательство РФ жестко регламентирует его величину и допустимые отклонения. Снижение давления сверх норматива дает право потребителям требовать устранения нарушения, пересчета коммунальных платежей и компенсации ущерба.

Источник

Требования к выбору труб

Для транспортировки газа используются трубопроводы из ПНД, стали, меди и полипропилена. Технические условия по их изготовлению оговорены в соответствующих ГОСТ. Наиболее используемые материалы для бытового газопровода – водогазопроводные трубы. Предназначены для внутренних и наружных сетей сжатием до 1,6 МПА, условный проход 8 мм. Возможно применение металлопластиковых изделий из полиэтилена марки PE-RT.

Подземные газопроводы допускается выполнять из полиэтиленовых материалов с каркасом из металлической сетки и синтетических волокон, металлопластиковых изделий.

Материал труб и соединительных частей выбирают с учетом давления газа, температуры наружного воздуха в местах прокладки, наличия грунтовых вод и вибраций.

Как организована система газоснабжения?

Ее иерархия определяется классами элементов газотранспортной сети, связанными с давлением прокачиваемого природного газа.

Принципы устройства газопроводной сети

В состав газопроводов первого уровня входят газовые коммуникации, в которых давление природного газа высокое или среднее. Для исключение тупиковых участков производится резервирование газовых трубопроводов – дублирование отдельных сегментов или кольцевание. Создание тупиковой сети допускается лишь в малых населенных пунктах.

Находящийся под высоким давлением природный газ проходит несколько последовательных ступеней, где его давление понижается. Процесс снижения давления в пунктах газорегуляции происходит скачками, на выходе из них давление постоянное. В городской черте газовые коммуникации с давлением среднего и высокого уровня формируют гидравлически связанную общую сеть.

Применение ГРП позволяет снабжать потребителей газом различного давления, даже если они расположены на одной улице – газопроводы неодинаковых давлений размещаются параллельно.

Газопроводы второго уровня обеспечивают подачу газового топлива под низким давлением для основного числа потребителей. Такие сети выполняются смешанными, с преобладанием тупиковых сегментов. Кольцеванию подвергаются лишь главные трубопроводы.

Состоящий под низким давлением газопровод не должен пересекать крупные техногенные (автострады, ж/д пути) или природные (озера, реки, овраги) преграды. Не допускается монтаж таких коммуникаций в промышленных зонах.

Газовые сети, поставляющие топливо под низким давлением, не могут образовывать гидравлически связанную систему крупного населенного пункта. Они проектируются исключительно в качестве локальных комплексов, питаемых несколькими ГРП.

В свою очередь подключенными к сетям среднего давления, которые в свою очередь по аналогии подсоединяются к магистралям высокого давления. Третий уровень сетевых газопроводов используется на потребляющих объектах – на территориях предприятий, в постройках жилого и общественного назначения.

Потребность в давлении для таких сетей определяется их назначением и рабочими характеристиками газоиспользующих приборов (установок). Резервирование (частичное дублирование) на газовых коммуникациях третьего уровня обычно не производится.

Типы и категории газопроводов

Деление газоснабжающих трубопроводов по типам отражено в СНиП 42-01-2002. Магистральные газопроводы высокого давления соответствуют одному типу, подразделяемому на две категорий.

Проводящие газ коммуникации первой категории размещаются исключительно для потребителей промышленного сектора, что потребляют значительные объемы газообразного топлива под стабильно высоким (0,6-1,2 МПа) давлением.

К примеру, это сталеплавильные комбинаты. Подключение каждого промышленного потребителя к газовой магистрали первой категории требует подготовки специального проекта газоснабжения.

Проводящие природный газ линии второй категории создаются для прочих производственных объектов, нуждающихся в поставке газовой смеси под высоким давлением, но меньшем (0,3-0,6 МПа), чем потребители первой категории. Такие же газопроводы поставляют топливо котельным, отапливающим производственные постройки.

Трубопроводы, снабжающие газом среднего (0,005-0,3 МПа) уровня давления, подводятся к котельным, отапливающим бытовые и административные объекты. Их же применяют для обеспечения общественных построек, нуждающихся в повышенном объеме топлива.

Газопроводные магистрали низкого уровня давления (до 0.005 МПа) тянутся к бытовым потребителям. Все бытовое оборудование рассчитано именно на такие характеристики подачи газа.

Иначе, чем максимально снизив параметры давления, достичь максимальной безопасности на газовых коммуникациях для жилых объектов невозможно. Организация газоснабжения жилых домов магистралями среднего давления и выше категорически запрещена.

На портале можно провести онлайн гидравлический расчет газопроводов в теме «ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ (ГАЗОПРОВОДОВ)».

На данной странице изложена методика на основании которой составлен расчет.

Пример гидравлического расчета:

РАСЧЕТ ДИАМЕТРА ГАЗОПРОВОДА И ДОПУСТИМЫХ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ

3.21 Пропускная способность газопроводов может 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.

3.22 Расчетные внутренние диаметры газопроводов определяются исходя из условия обеспечения бесперебойного газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления газа.

3.23 Расчет диаметра газопровода следует выполнять, как правило, на компьютере с оптимальным распределением расчетной потери давления между участками сети.

При невозможности или нецелесообразности выполнения расчета на компьютере (отсутствие соответствующей программы, отдельные участки газопроводов и т.п.) гидравлический расчет допускается производить по приведенным ниже формулам или по номограммам (приложение Б), составленным по этим формулам.

3.24 Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего давления принимаются в пределах категории давления, принятой для газопровода.

3.25 Расчетные суммарные потери давления газа в газопроводах низкого давления (от источника газоснабжения до наиболее удаленного прибора) принимаются не более 180 даПа, в том числе в распределительных газопроводах 200 даПа, в газопроводах-вводах и внутренних газопроводах — 60 даПа.

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

3.27 Падение давления на участке газовой сети можно определять:

— для сетей среднего и высокого давлений по формуле:

(3)

где Р_н — абсолютное давление в начале газопровода, МПа;

Р_к — абсолютное давление в конце газопровода, МПа;

Р₀ = 0,101325 МПа;

λ— коэффициент гидравлического трения;

l — расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;

d — внутренний диаметр газопровода, см;

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

Q₀ — расход газа, м³/ч, при нормальных условиях;

— для сетей низкого давления по формуле:

(4)

где Р_н — давление в начале газопровода, Па;

Р_к — давление в конце газопровода, Па;

λ, l, d, r₀, Q₀ — обозначения те же, что и в формуле (3).

Примечание сайта: Выбор диаметров газопровода на стадии гидравлического расчета происходит по сортаменту выбранной трубы или из типового ряда условных диаметров.  Данные из сортамента труб можно получить онлайн на сайте в программе «СОРТАМЕНТ ТРУБ КРУГЛОГО СЕЧЕНИЯ (СТАЛЬНЫХ, ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ И Т.Д.). КАЛЬКУЛЯТОР ТРУБ ОНЛАЙН».

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

   (5)

где v — коэффициент кинематической вязкости газа, м²/с, при нормальных условиях;

Q₀, d — обозначения те же, что и в формуле (3), и гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода, определяемой по условию (6),

 (6)

где Re — число Рейнольдса;

(Примечание :в формуле №6 допущена опечатка. Вместо знака равно должен быть знак умножения)

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;

d — обозначение то же, что и в формуле (3).

В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического трения l определяется:

— для ламинарного режима движения газа Re <= 2000

   (7)

— для критического режима движения газа Re = 2000-4000

    (8)

— при Re > 4000 — в зависимости от выполнения условия (6);

— для гидравлически гладкой стенки (неравенство (6) справедливо):

— при 4000 < Re < 100 000 по формуле

     (9)

— при Re > 100 000

 (10)

— для шероховатых стенок (неравенство (6) несправедливо) при Re > 4000

  (11)

где n — обозначение то же, что и в формуле (6);

d — обозначение то же, что и в формуле (3).

3.29 Расчетный расход газа на участках распределительных наружных газопроводов низкого давления, имеющих путевые расходы газа, следует определять как сумму транзитного и 0,5 путевого расходов газа на данном участке.

3.30 Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения фактической длины газопровода на 5—10 %.

3.31 Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчетную длину газопроводов определяют по формуле (12)

(12)

где l₁ — действительная длина газопровода, м;

 — сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода;

d — обозначение то же, что и в формуле (3);

l — коэффициент гидравлического трения, определяемый в зависимости от режима течения и гидравлической гладкости стенок газопровода по формулам (7)—(11).

3.32 В тех случаях когда газоснабжение СУГ является временным (с последующим переводом на снабжение природным газом), газопроводы проектируются из условий возможности их использования в будущем на природном газе.

При этом количество газа определяется как эквивалентное (по теплоте сгорания) расчетному расходу СУГ.

3.33 Падение давления в трубопроводах жидкой фазы СУГ определяется по формуле (13)

   (13)

где λ— коэффициент гидравлического трения;

V — средняя скорость движения сжиженных газов, м/с.

Примечание сайта: Гидравлический расчет трубопровода жидкой фазы СУГ с определением потерь давления можно выполнить в калькуляторе:

Расчет падения давления в трубопроводах жидкой фазы СУГ

С учетом противокавитационного запаса средние скорости движения жидкой фазы принимаются: во всасывающих трубопроводах — не более 1,2 м/с; в напорных трубопроводах — не более 3 м/с.

Коэффициент гидравлического трения l определяется по формуле (11).

3.34 Расчет диаметра газопровода паровой фазы СУГ выполняется в соответствии с указаниями по расчету газопроводов природного газа соответствующего давления.

3.35 При расчете внутренних газопроводов низкого давления для жилых домов допускается определять потери давления газа на местные сопротивления в размере, %:

— на газопроводах от вводов в здание:

до стояка — 25 линейных потерь

на стояках — 20       »               »

— на внутриквартирной разводке:

при длине разводки 1—2 м — 450 линейных потерь

   »       »             »       3—4    — 300          »          »

   »       »             »       5—7    — 120          »          »

   »       »             »       8—12   — 50           »          »

3.36 При расчете газопроводов низкого давления учитывается гидростатический напор H_g, даПа, определяемый по формуле (14)

  (14)

где g — ускорение свободного падения, 9,81 м/с²;

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

r_а — плотность воздуха, кг/м³, при температуре 0 °С и давлении 0,10132 МПа;

r₀ — обозначение то же, что в формуле (3).

3.37 Расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10 %.

3.38 При выполнении гидравлического расчета надземных и внутренних газопроводов с учетом 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.

3.39 При выполнении гидравлического расчета газопроводов, проведенного по формулам (5)—(14), а также по различным методикам и программам для электронно-вычислительных машин, составленным на основе этих формул, расчетный внутренний диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле (15)

  (15)

где d_p — расчетный диаметр, см;

А, В, m, m₁ — коэффициенты, определяемые по таблицам 6 и 7 в зависимости от категории сети (по давлению) и материала газопровода;

Q₀ — расчетный расход газа, м³/ч, при нормальных условиях;

DР_уд — удельные потери давления (Па/м — для сетей низкого давления, МПа/м — для сетей среднего и высокого давления), определяемые по формуле (16)

   (16)

DР_доп — допустимые потери давления (Па — для сетей низкого давления, МПа/м — для сетей среднего и высокого давления);

L — расстояние до самой удаленной точки, м.

Таблица 6

Категория сети	А
Сети низкого давления	106 / (162 p2) = 626
Сети среднего и высокого давления	P0 /(Pm162π2),    P0 = 0,101325 МПа, Pm — усредненное давление газа (абсолютное) в сети, МПа.

Таблица 7

Материал	В	m	m1
Сталь	0,022	2	5
Полиэтилен	0,0446	1,75	4,75

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

Примечание сайта: Этапы методики 3.39-3.40 можно выполнить на сайте с помощью калькулятора «Расчет диаметра газопровода по СП 42-101-2003».

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

Поделиться ссылкой:

ВВЕДЕНИЕ

Перемещение районов добычи газа в восточные регионы страны привело к резкому увеличению протяженности магистральных газопроводов (МГ). В настоящее время в РАО “Газпром” находится в эксплуатации более 140 тыс. км газопроводов, около 88 тыс. км которых имеют диаметр 1020 мм и более. Суммарная мощность эксплуатируемых газоперекачивающих агрегатов (ГПА) превышает 38 млн. кВт. Потребляемое ГПА количество топливного газа составляет 120 млн. м³ в год.

Более 90% газа добывается в Тюменской области. В тоже время потребляется он в основном в Европейской части страны, что обуславливает необходимость транспорта больших объемов газа на расстояния несколько тысяч километров. Развитие магистральных трубопроводов шло в тесной связи с ростом добычи газа. Увеличение объемов транспорта вызывало рост диаметров газопроводов, что привело к снижению удельных энерго и метало затрат и как результат снижению более чем в два раза себестоимости транспорта газа. Максимальное значение диаметра достигло 1420 мм. и дальнейшее увеличение считается нецелесообразным. Пропускная способность МГ диаметром 1420 мм составляет 90 – 100 млрд.м³ газа в год. До диаметра 1020 мм. газопроводы имеют рабочее давление 5,45 МПа.

Газопроводы диаметром 1220 мм. и 1420 мм. эксплуатируются с давлением 7,36 МПа.

В этих условиях особую актуальность приобретают вопросы оптимизации проектирования и эксплуатации МГ. К началу 1990-х годов интенсивное строительство новых газопроводов закончилось и на первое место вышли проблемы повышения эффективности и надежности действующих МГ, их реконструкции и технического перевооружения. Одним из основных направлений научно-технического прогресса стало энергосбережение.

В процессе проектирования МГ возможны следующие энергосберегающие мероприятия:

• внедрение низконапорной технологии транспорта газа;
• внедрение экономичных ГПА новых поколений;
• использование внутренних покрытий труб;
• совершенствование методов проектирования газопроводов.

На стадии эксплуатации и реконструкции МГ такими мероприятиями могут быть:

• изменение конфигурации отдельных участка газотранспортной системы;
• переход на низконапорную технологию;
• внедрение автоматизированных систем управления;
• совершенствование систем измерения расхода газа;
• повышение эффективности заботы линейной части.

1.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МГ

1.1 Основные положения проектирования магистральных газопроводов

Все магистральные трубопроводы , как правило прокладываются подземно[1]. Прокладка по поверхности земли в насыпи (наземная прокладка) и на опорах (надземная прокладка) допускается только как исключение.

Магистральные газопроводы в зависимости от давления в трубопроводе подразделяются на два класса:

• I класс – при рабочем давлении свыше 2,5 МПа до 10 МПа;
• II класс – при рабочем давлении свыше 1,2 МПа до 2,5 МПа.

Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения магистральных трубопроводов и их объектов вокруг них устанавливаются охранные зоны, размеры которых и порядок производства в этих зонах сельскохозяйственных и других работ регламентируются Правилами охраны магистральных трубопроводов.

Температура газа, поступающего в трубопровод, должна устанавливаться, исходя из возможности транспортирования его и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности, устойчивости и надежности трубопровода. Необходимость и степень охлаждения газа решается при проектировании.

Выбор трассы трубопровода должен производиться по критериям оптимальности, учитывающим затраты при сооружении, техническом обслуживании и ремонте трубопроводов при эксплуатации, включая мероприятия по обеспечению сохранности окружающей среды, а также металлоемкость, конструктивные схемы прокладки, безопасность, заданное время строительства, наличие дорог и т.д.

Диаметр газопровода определяется расчетами в соответствии с нормами технологического проектирования.

В зависимости от условий прокладки и эксплуатации МГ и участки делятся на пять категорий:

• IV – газопроводы диаметром менее 1200 мм;
• III – остальные газопроводы;
• II – трубопроводы, прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, переходы через болота II типа, газопроводы диаметром менее 700 мм, пересекающие поймы рек;
• I – переходы газопроводов через водные препятствия, узлы пуска и приема очистных устройств;
• В – газопроводы на территории станций.

Прокладка газопроводов может осуществляться однониточно или параллельно другим трубопроводам – в техническом коридоре.

Под техническим коридором понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе. В отдельных случаях, при технико-экономическом обосновании и условии обеспечения надежности работы, допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов. В одном техническом коридоре допускается прокладка не более шести газопроводов диаметром 1420 мм.

На трубопроводах предусматривается установка запорной арматуры на расстояниях не более 30 км.

Узлы линейных кранов на отдельных нитках следует сдвигать не менее 100 м друг от друга по длине МГ. В сложных условиях допускается сокращать это расстояние до 50 метров.

На обоих концах участков газопроводов между кранами, на узлах подключения компрессорных станций (КС) и узлах приема и запуска очистных устройств следует предусматривать установку продувочных свечей на расстоянии не менее 15 м от запорной арматуры при диаметре до 1000 мм и не менее 50 м при диаметре газопровода 1000 мм и более. Диаметр продувочных свечей должен определяться из условия опорожнения участка между запорной арматурой за 1,5-2 часа. Высота продувочной свечи должна быть не менее 3 м от уровня земли.

Параллельно прокладываемые трубопроводы одного назначения должны быть связаны между собой перемычками.

Толщину стенок труб следует принимать не менее (1/140)Dн, но не менее 3 мм для труб условным диаметром 200 мм и менее, и не менее 4 мм для труб диаметром свыше 200 мм. Полученные расчетные значения толщины стенки округляются до большего ближайшего значения, предусмотренного ГОСТ или техническими условиями, в соответствии с фактической номенклатурой завода-изготовителя.

Количество газа, которое может быть передано по трубопроводу в единицу времени при принятых рабочих параметрах называется пропускной способностью МГ.

Проектной пропускной способностью МГ называется пропускная способность, соответствующая оптимальному технологическому варианту.

Фактическое количество газа передаваемое по МГ в единицу времени принято называть производительностью МГ.

1.2. Общая характеристика магистральных газопроводов

В состав магистральных газопроводов входят: линейные сооружения, КС, газораспределительные станции (ГРС), пункты измерения расхода газа, станции охлаждения газа (СОГ) (при необходимости) (рис. 1.1).

Рис. 1.1. Схема МГ

В состав линейных сооружений входят: газопровод с отводами и лу-пингами, переходы через естественные и искусственные препятствия, перемычки, узлы редуцирования, узлы очистки газопровода, узлы сбора продуктов очистки полости газопровода, узлы подключения КС, запорная арматура, система электроснабжения линейных потребителей, устройства контроля и автоматики, система телемеханизации, система оперативно-технической связи, система электрохимической защиты, здания и сооружения для обслуживания линейной части (дороги, вертолетные площадки, дома обходчиков и т.д.).

В случае многониточных газопроводов между нитками сооружаются перемычки через 40-60 км и на входе и выходе каждой КС. В сложных условиях перемычки сооружаются у каждого линейного крана. Линейные краны устанавливаются через 20-30 км. Перемычка выполняется из труб диаметром не менее 0,7 меньшего из диаметров соединяемых ниток. При соединении ниток, имеющих различное рабочее давление, перемычки помимо крановых узлов оборудуются узлами редуцирования. Эксплуатируемые в настоящее время газопроводы имеют рабочее давление 5,45 и 7,35 МПа и степень сжатия 1,45-1,50. Длина участка между КС при этом составляет 100-150 км. В конец газопровода газ поступает с давлением 1,5-2 МПа. По пути газ выдается потребителям через газораспределительные станции.

Для обеспечения максимального значения коэффициента гидравлической эффективности (Е) следует предусматривать периодическую очистку полости газопровода, как правило, без прекращения подачи газа.

Для предотвращения гидратообразования в начальный период эксплуатации предусматриваются устройства для заливки метанола в газопровод на выходе каждой КС и у линейного крана или перемычки посреди участка между КС.

Узлы линейной запорной арматуры, установки катодной защиты, усилительные пункты кабельной или радиорелейной линии связи, а также контролируемые пункты телемеханики следует предусматривать, как правило, совмещенными.

Диаметры резервных ниток перехода принимаются одинаковыми с диаметром МГ. Допускается предусматривать одну общую резервную нитку для газопроводов, проходящих в одном техническом коридоре и работающих с одинаковым рабочим давлением. Общую резервную нитку подключают автономно к каждому газопроводу.

Узлы очистки газопровода совмещают с узлами подключения КС. Для контроля положения очистных устройств в газопроводе следует предусматривать установку сигнализаторов (датчиков) за 1000 м до и после узла приема и запуска очистных устройств. На узлах очистки предусматриваются узлы сбора продуктов очистки полости газопровода.

Объем коллектора-сборника принимают по расчету в зависимости от загрязненности газа и устанавливаемого цикла очистки, но не более:

• 300 м³ – для газопровода диаметром 1020 и 1220 мм;

• 500 м³ – для газопровода диаметром 1420 мм.

Коллектор-сборник изготавливается подземным из таких же труб, как и газопровод на участках I категории.

На запорной арматуре на перемычках, на подключениях и отводах, на нитках многониточных переходов следует предусматривать автоматы аварийного закрытия кранов. Они должны обеспечивать закрытие кранов при темпе падения давления в МГ на 10-15% в течение 1-3 минут. При отсутствии автоматов предусматривается телеуправление этими кранами.

Для каждого линейно-производственного управления (ЛПУ) МГ следует предусматривать телемеханизацию линейной части газопровода в границах данного управления. Телемеханизация линейных сооружений МГ должна предусматриваться в границах участков между КС.

Предусматривается контроль температуры грунта на глубине оси заложения трубопровода в середине участка между КС с установкой датчиков с передачей (по требованию) данных в диспетчерский пункт КС.

Для снабжения газом населенных пунктов по трассе МГ сооружаются ГРС, предназначенные для снижения давления газа до нужного потребите­лю (0,6-1,2 МПа) и поддержания его на этом уровне, очистки и одоризации газа и учета отпускаемого количества газа.

Функции КРП аналогичны функциям ГРС.

КС выполняет три основных функции:

• Компримирование газа;

• очистка газа;

• охлаждение газа.

1. Компримирование газа

Для компримирования газа КС оборудуется газоперекачивающими агрегатами (ГПА), состоящих из компрессора и приводящего его двигателя. На КС используются ГПА с поршневыми и центробежными компрессорами.

На МГ с суточной производительностью до 10 млн. м³ используются поршневые ГПА. В качестве привода чаще всего применяют двигатели внутреннего сгорания. В настоящее время на МГ используются следующие типы поршневых ГПА:

• 10ГКН, Q =1,0-1,2 млн. м³/сут;

• МК8 , Q = 1,5-5,0 млн. м³сут;

• ДР12, Q = 8,0-13,0 млн. м³сут.

Более 97% ГПА оборудованы центробежными нагнетателями (ЦН). Из них 85% имеют в качестве привода газотурбинные установки (ГТУ), остальные приводятся во вращение от электродвигателей.

Для привода ЦН используются три типа ГТУ:

•  стационарные ГТН и ГТК;

• авиационные ГПА-Ц;

Мощность ГТУ этих типов ГПА составляет 6,10,16,25 МВт. Суточная производительность 10-50 млн.м³.

В электроприводных ГПА используются в основном синхронные электродвигатели мощностью 4-12,5 МВт. Суточная производительность ЭГПА составляет 13-37 млн. м³.

В центробежных ГПА используются нагнетатели со степенью сжатия e = 1,23-1,27 и ? =1,35-1,5 (полнонапорные ЦН). В настоящее время отдается предпочтение полнонапорным ЦН.

2. Очистка газа

Газ, поступающий на КС, содержит в своем составе механические частицы (пыль, окалина) и жидкость (вода, конденсат).

Для предупреждения засорения труб и эрозионного износа компрессоров газ перед компримированием очищается. Очистка газа производится, как правило, в одну ступень в сепараторах, получивших название пылеуловителей (ПУ). На КС используются два типа ПУ: масляные (мокрые) и циклонные (сухие). В настоящее время в основном используются циклонные ПУ.

Вторая ступень очистки – в фильтрах-сепараторах, предусматривается в среднем через 3-5 компрессорных станции, на КС после участков с повышенной вероятностью аварий и после подводных переходов длиной более 500 м.

На каждой ступени очистки предусматривается замер потерь давления.

Циклонные ПУ представляют собой аппараты батарейного типа: в одном аппарате монтируется от 3 до 100 и более циклонов. ПУ с 3-5 циклонами называются циклонными, с большим количеством мультициклонными. На КС большой производительности в основном используется пятициклонный ПУ ГП.144.000 с пропускной способностью 20 млн. м³ сут.

3. Охлаждение газа

Температура газа при сжатие в компрессоре повышается. Для повышения надежности и эффективности работы в МГ диаметром более 1,0 м. он охлаждается.

В общем случае газ охлаждается водой в градирнях и воздухом в аппаратах воздушного охлаждения (АВО). В настоящее время на МГ используются АВО, представляющие собой секции оребреных трубок малого диаметра, обдуваемых воздухом при помощи вентиляторов.

Газ охлаждается до температуры на 10-15°С выше, чем температура воздуха. Температура газа на выходе из КС не должна превышать 45-50 С.

Количество АВО определяется при расчетных значениях температуры грунта и воздуха с 10% запасом по площади теплообмена. Уточнение количества АВО производится при абсолютной максимальной температуре воздуха и июльской температуре грунта.

На КС используются АВО типа 2АВГ-75с. Находят широкое применение импортные АВО “Крезо-Луар”, “Пейя”, “Ничимент”. На КС МГ диаметром 1420 мм обычно устанавливается 10-15 аппаратов.

МГ диаметром 1,0 м. и менее могут оборудоваться АВО при соответствующем обосновании. Необходимость или целесообразность установки АВО может быть связана с превышением температуры газа на выходе КС выше 50°С или повышением экономичности транспорта газа.

1.3. Задачи технологического расчета

При выполнении технологического расчета решаются три основные задачи:

• определение оптимальных параметров МГ;

• определение числа КС и их расстановка по трассе МГ;

• расчет режима работы МГ.

При проектировании. МГ оптимизируются:

• – диаметр труб (при заданной производительности);

• – пропускная способность (при заданном диаметре);

• – рабочее давление;

• – степень сжатия КС.

В качестве обобщенного критерия оптимальности принимаемого решения в настоящее время следует использовать чистую прибыль от выполнения транспортной работы. Допустимо также использование приведенных расходов. Так как затраты на сооружение и эксплуатацию МГ рассчитываются по укрупненным показателям, то точность расчета не превысит 5%. С учетом этого варианты для которых разница прибыли или приведенных затрат не превышает 5% следует считать равноценными и для определения оптимального варианта следует использовать частный критерий оптимальности. В качестве частного критерия оптимальности применяют затраты металла расход энергии и использование трудовых ресурсов. Очередность использования частных критериев оптимальности определяется своя для каждого конкретного случая.

В общем случае при определении оптимальных параметров используются три метода: аналитический, графоаналитический и метод сравнения конкурирующих вариантов.

Аналитический метод предполагает получение аналитической зависимости чистой прибыли от оптимизируемых параметров. С этой целью капитальные затраты на строительство МГ можно представить как сумму затрат на сооружение линейной части газопровода и КС

К = Кл +nК_с, (1.1)

К_л – капитальные затраты на строительство линейной части МГ;

n- количество КС;

Кс – капитальные затраты на строительство одной КС.

Капитальные затраты на строительство линейной части и КС можно представить следующим образом:

КЛ = К_0Л+К_РЛР₁D₂+К_DD₂, (1.2)

К_С = К_ОС+К_QQ+К_РCР₁Q. (1.3)

где К_ОЛ и К_ОС – капитальные затраты на строительство линейной части и КС независящие от рабочего давления P₁, диаметра D и производительности МГ;

K_РЛ и К_РС – капитальные затраты зависящие от рабочего давления МГ;

К_D  – капитальные затраты на линейную часть зависящие от диаметра МГ;

K_Q – капитальные затраты на КС зависящие от производительности МГ (мощности КС).

Число КС п, обеспечивающее требуемую пропускную способность газопровода, определяется гидравлическим расчетом в зависимости от общей его длины L, степени сжатия КС e и рабочего давления: n (L, P₁, e).

Учитывая, что в структуре затрат на транспорт газа 70-80% составляют амортизационные отчисления от затрат на сооружение МГ и 15-10% стоимость энергии, то прибыль можно представить следующим образом

П_Р = Т_Q – ?К – S_Э, (1.4)

ПР – чистая прибыль от транспорта газа;

Т – тариф на транспорт газа по МГ;

Q – годовая производительность МГ;

? – коэффициент амортизационных отчислений;

SЭ – стоимость топливного газа или электроэнергии S_Э = f (Q, e, P₁).

Так как амортизационные отчисления и стоимость энергии являются функцией оптимизируемых параметров, то и прибыль будет зависеть от этих параметров. Исследование полученного уравнения на максимум в зависимости от оптимизируемых параметров позволило сделать следующие выводы:

• оптимальный диаметр в первую очередь зависит от производительности МГ;

• оптимальное рабочее давление мало зависит от производительности газопровода, особенно в области больших расходов;

• оптимальная степень сжатия КС практически не зависит от рабочего давления МГ и снижается при повышении производительности.

Изменение параметров МГ сопровождается изменением удельных затрат металла и энергии.

Увеличение диаметра газопровода при постоянном рабочем давлении сопровождается снижением удельных затрат металла при неизменных удельных затратах энергии.

Рост рабочего давления приводит к уменьшению удельных затрат энергии, затраты металла при этом меняются не однозначно. Удельные затраты металла снижаются для диаметров МГ до 1020 мм. включительно и увеличиваются для трубопроводов больших диаметров. В тоже время повышение предела прочности металла труб приводит к сокращению удельных затрат металла для всех диаметров МГ. При ограничении максимального диаметра газопровода повышение рабочего давления позволяет уменьшить количество параллельных ниток в системе МГ, что сокращает объем строительных работ и удельные металлозатраты.

Снижение степени сжатия КС при постоянной производительности МГ позволяет снизить удельные затраты энергии и увеличивает удельные затраты металла. Постоянство пропускной способности МГ реализуется за счет уменьшения расстояния между КС или лупингования участков.

Аналитический метод оптимизации параметров МГ позволяет установить общие закономерности развития трубопроводного транспорта газа, но при этом не дает окончательного ответа о параметрах для конкретного га­зопровода. Получаемые параметры будут, чаще всего, отличаться от их стан­дартных значений, и не будут соответствовать характеристикам реально существующего оборудования, что потребует использования других мето­дов оптимизации.

Графоаналитический метод предполагает определение оптимальных параметров с помощью предварительно построенных графических зависимостей. В настоящее время имеются графические зависимости, позволяющие определить удельные приведенные затраты при заданной производительности МГ и различных сочетаний значений диаметра труб, рабочего давления и степени сжатия КС. Зависимости построены для средних условий строительства газопровода и не могут точно соответствовать особенностям проектируемого МГ, что может привести к ошибкам при определении оптимальных параметров. Таким образом, и этот метод не может дать окончательного ответа на поставленную задачу. Графоаналитический метод позволяет наметить относительно небольшое количество вариантов, сравнение которых между собой позволит окончательно определить оптимальные параметры проектируемого газопровода.

Метод сравнения конкурирующих вариантов является основным при решение задачи оптимизации работы МГ. Он позволяет выбрать оптимальный вариант из вариантов полученных с использовании аналитического и графоаналитического методов.

По каждому из намеченных вариантов определяется количество КС, стоимость строительства и эксплуатации МГ и получаемая при этом прибыль или значение приведенных затрат. Оптимальным считается вариант с самой большой прибылью или наименьшими приведенными затратами. Если наибольшую прибыль или наименьшие приведенные затраты имеет вариант с наибольшими или наименьшими значениями оптимизируемого параметра, то найденный вариант будет лучшим из рассмотренных и требуется дополнительная проверка его оптимальности. С этой целью принимается к рассмотрению дополнительный вариант с параметрами, соответственно, большими или меньшими по сравнению с лучшим из рассмотренных и для него производится весь комплекс расчетов. Снижение прибыли или рост приведенных затрат для дополнительного варианта подтверждает оптимальность ранее найденного лучшего варианта. При отсутствии возможности увеличения или уменьшения оптимизируемого параметра лучший вариант принимается как оптимальный без дополнительных расчетов.

О сновные параметры эксплуатируемых в настоящее время МГ представлены в табл. 1.1.

Параметры работы МГ

Таблица 1.1

Наружный диаметр труб, мм	Производи-тельность, млн. м3 сут	Рабочее давление, МПа	Степень сжатия КС
1420	90-100	7,36	1,45 – 1,50
1220	50-60	7,36	1,45 – 1,50
1020	25-35	5.45	1,45 – 1,50
720	11-13	5,45	1,45 – 1,50
530	4-6	5,45	1,45 – 1.50

Положение КС на трассе МГ ориентировочно определяется расчетным путем. Далее место строительства КС уточняется с учетом условий строительства станции, близости населенных пунктов, возможности совмещения с уже существующими КС и наличия источников электроэнергии и воды.

Расчет режима работы МГ производится после окончательной расстановки КС, уточнения участков с различной толщиной стенок труб и протяженности участков с резервными нитками и лупингом. Для каждого месяца года определяется пропускная способность газопровода, давление и температура на входе и выходе каждой из КС и потребление топливного газа и электроэнергии. Расчет заканчивается определением годовой производительности Q_г

Q_г = К_и , (1.5)

где Q_г– годовая производительность МГ, млрд. м³ год;

К_и  – коэффициент использования пропускной способности;

q i- суточная пропускная способность МГ в i-ом месяце;

ti – количество суток в месяце.

1.4. Исходные данные технологического расчета

Основными исходными данными, дающими возможность выполнения технологического расчета МГ, являются: производительность газопровода, физические свойства транспортируемого газа, температура грунта на глубине заложения оси трубопровода и температура воздуха, механические свойства металла труб, экономические показатели затрат на сооружение и эксплуатацию газопровода, профиль трассы газопровода.

Производительность газопровода указывается в задании на проектирование в млрд. м³ в сутки при температуре Т = 293,15 К и давлении Р = 0,1013 МПа. Технологический расчет МГ выполняется с использованием расчетной суточной производительности

, (1.6)

где  – оценочный коэффициент использования пропускной способности, определяемый по формуле:

 =КРОКЭТ , (1.7)

где КРО – коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, связанный с необходимостью увеличения пропускной способности газопровода в период повышенного спроса на газ;

КЭТ – коэффициент экстремальных температур, учитывающий снижение пропускной способности газопровода при повышение температуры воздуха выше расчетного значения;

 – оценочный коэффициент надежности газопровода, учитывающий снижение пропускной способности МГ при отказах линейной части и оборудования КС.

В соответствии с ОНТП следует принимать следующие значения коэффициентов:

К_РО = 0,95; К_ЭТ = 0,98;

= f (Д, h, ГПА) (табл. 1.2), = 0,99 ? 0,94.

Оценочный коэффициент надежности магистральных газопроводов

Таблица 1.2

км

	Тип ГПА
Длина МГ,	с ГТУ и эл. двигателем	ГМК
Диаметр газопровода, мм
	1420	1220	1020	820	<820
500	0,99	0,99	0,99	0,99	0,99
1000	0,98	0,98	0,98	0,99	0,98
1500	0,97	0,98	0,98	0,98	0,98
2000	0,96	0,97	0,97	0,98	0,96
2500	0,95	0,96	0,97	0,97	0,95
3000	0,94	0,95	0,96	0,97	0,94

Физические свойства газа необходимы при выполнении гидравлического и теплового расчетов газопровода. С этой целью требуются значения плотности, вязкости, удельной теплоемкости и коэффициента Джоуля-Томсона при различных давлениях и температурах. Так как в настоящее время большинство расчетов выполняется на ЭВМ, то удобно использовать для физических величин аналитическую форму представления. Базовой величиной является плотность газа при стандартных условиях: Т=273,15К и Р=0,1013 МПа.

Учитывая, что относительная плотность газа D определяется соотношением

, (1.7)

Плотность газа при стандартных условиях определится следующей зависимостью

 , (1.8)

где , – плотность газа и воздуха;

– плотность газа и воздуха при стандартных условиях.

Плотность газа при любых значениях давления и температуры определяется из уравнения состояния газа

, (1.9)

где Р – давление газа, Па;

V = 1 / r – удельный объем газа, м³ /кг;

Т – температура газа. К;

R – газовая постоянная,

, Дж / (кг К), (1.10)

z – коэффициент сжимаемости (сверх сжимаемости) газа, показывающий отношение объема реального газа к объему идеального газа.

В условиях МГ сжимаемость реального газа больше сжимаемости идеального газа и поэтому коэффициент сжимаемости всегда меньше единицы. Повышение давления и снижение температуры сопровождается уменьшением коэффициента сжимаемости газа. Для определения z рекомендуется следующая зависимость

, (1.11)

где Рпр = Р /Ркр – приведенное давление газа;

t – функция, учитывающая влияние температуры,

 (1.12)

 (1.13)

Т_ПР = Т / Т_КР – приведенная температура газа;

Р_КР и Т_КР  – критические значения давления и температуры газа, характеризующие возможность перехода газа в жидкость.

Критические значения давления и температуры газа выражаются через плотность газа при стандартных условиях

Р_КР = 0,1773 (26,831 — rст), (1.14)

где Ркр – критическое давление газа, МПа;

Ткр – критическая температура газа, К.

С достаточной для инженерных расчетов точностью коэффициент сжимаемости газа можно определить с помощью зависимости:

. (1.15)

Для определения динамической вязкости газа ОНТП рекомендуется следующая формула

 (1.16)

где h– динамическая вязкость газа. Па?с.

Если отсутствуют данные для определения вязкости газа, то допускается использовать в расчетах вязкость метана h= 12Па?с.

Удельная теплоемкость и коэффициент Джоуля-Томсона описываются эмпирическими зависимостями (1.17) и (1.18):

(1.17)

 (1.18)

где Ср – удельная теплоемкость газа, КДж / (кг?град);

Т – температура газа. К;

Р – давление газа, МПа;

D_i – коэффициент Джоуля-Томсона, К/МПа.

Температурный режим МГ в значительной степени определяется температурой грунта и температурой воздуха. При проектировании магистральных газопроводов в качестве расчетных температур используются среднегодовая температура грунта на глубине заложения оси трубопровода и среднегодовая температура воздуха.

Пропускная способность МГ для каждого месяца года определяется при среднемесячной температуре грунта и воздуха.

Механические свойства металла труб необходимы для определения толщины стенки труб или допустимого давления при заданной толщине стенки. В первую очередь это предел прочности и предел текучести стали.

Экономические показатели строительства и эксплуатации нефтепровода используются при выполнении оптимизационных расчетов. Для определения капитальных затрат на сооружение МП надо знать стоимость строительства единицы длинны трубопровода и одной КС.

Амортизационные отчисления рассчитываются с использованием расчетных или нормативных значений коэффициента амортизационных отчислений. Ориентировочно срок окупаемости принимается 25-30 лет для линейной части и 10-15 лет для КС. Для расчета стоимости энергетических затрат требуются стоимость топливного газа и электроэнергии. Прибыль от транспорта газа определяется по установленному правительством тарифу.

Профиль трассы МГ позволяет определить расстояние до любой точки газопровода и ее высотное положение. В отличие от поперечного разреза на профиле трассы все расстояния, определяемые с учетом рельефа местности, откладываются по горизонтали. При этом, высотное положение всех точек трассы сохраняется соответствующим реальному рельефу местности. Так как длина МГ измеряется десятками и сотнями километров, а высотное положение метрами или десятками метров, то использование одинакового масштаба для их отображения на профиле трассы невозможно. Обычно принимается горизонтальный масштаб Мг 1:10 000, а вертикальный Мв 1:200 или 1:1000. Такой профиль получил название сжатого профиля трассы.

Задача 1.1

Оценить диапазон изменения коэффициента сжимаемости газа и промежуточных величин его определяющих.

Относительная плотность газа может меняться от 0,55 до 0,62. Давление газа в газопроводе может принимать значения от 2,0 МПа в конце газопровода до 7,36 МПа на выходе КС. Температура газа изменяется от -2°С в конце участка до 50° С на выходе КС.

Используя уравнения (1.8), (1.13) и (1.14) определим плотность газа при стандартах условиях и его критические параметры для минимальных значений параметров ? = 0,55, t= -2° С, Р=2,0 МПа:

абсолютное значение температуры Т = – 2 + 273 = 271 К;

абсолютное значение давления Р = 2,0 + 0,1 = 2,1МПа;

Р_кр = 0,1773 (26,831 – 0,663) = 4,64 МПа;

Т_кр =155,24 (0,564 + 0,663) = 191,7К.

Определим приведенные параметры и ? (1.12):

Р_ПР =2,1/4,64 = 0,43;

Т_ПР = 271/191,7 = 1,41;

t= 1 – 1,68 ? 1,41 + 0,78 Р_кр 1,412 + 0,0107 ? 1,413 = 0,21.

Коэффициент сжимаемости газа Zmax (1.11)

= 0,949

При максимальных значениях D = 0.62, Р=7,46 МПа и Т = 323 К:

r_ст = 0,62; Р_кр = 4,62МПа; Т_кр = 204,8 К; Р_ПР =1,59; Т_ПР =1,58;

t = 0,33 и z_min = 0,885.

Вывод. В условиях МГ параметры меняются в следующих пределах:

r_ст = 0,663 ?  0.747 кг/м³;

Р_КР = 4,64 ?  4,62 МПа; Т_КР = 191,7 ? 204,8 К;

Р_пр = 0,45 ?  1,59; ТПР = 1,47 ?  1,58;

t =0,21?  0,33;

z = 0,951 ?  0.825.

Задача 1.2.

Определить физические свойства газа при условиях в начале и в конце участка МГ.

Примем для газопровода с рабочим давлением 7,36 МПа абсолютное давление в начале участка P₁ = 7,46 МПа и температуру Т₁=300 К и, соответственно, в конце участка Р₂ = 5,1 МПа и Т₂ = 280 К. Относительная плотность транспортируемого газа D = 0,58. Аналогично задачи 1.1 определим плотность газа при стандартных условиях и коэффициент сжимаемости газа при условиях начала (z1) и конца (z2) участка:

В соответствии с (1.17), (1.18) и (1.16):

 Дж / (кг ? град);

 К / МПа;

=  Па ? с.

В конце участка: С_Р2 = 2,66 Дж/(кг?град); D_i2 = 4,14K / МПа; h₂ = 11,5·10-6 Па ? с.

Новость отредактировал: admin – 19-12-2018, 17:05
Причина: Восстановлена видимость картинок