close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Komina Proektir trubopr

код для вставкиСкачать
Г. П. КОМИНА, А. О. ПРОШУТИНСКИЙ
Г. П. КОМИНА, А. О. ПРОШУТИНСКИЙ
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ И ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ
И ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ
Министерство образования и науки
Российской Федерации
Санкт-Петербургский государственный
архитектурно-строительный университет
Г. П. КОМИНА, А. О. ПРОШУТИНСКИЙ
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ
И ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ
Учебное пособие
Санкт-Петербург
2018
0
1
УДК 622.691.4(075.8)
Список сокращений
Рецензенты: А. С. Лебедев (проектно-строительное управление ГРО
«Петербурггаз»;
канд. техн. наук, доцент Е. А. Бирюзова (СПбГАСУ)
Комина, Г. П.
Проектирование газопроводов и гидравлический расчет: учеб. пособие /
Г. П. Комина, А. О. Прошутинский; СПбГАСУ. – 2-е изд., перераб. и доп. –
СПб., 2018. – 201 с.
ISBN 978-5-9227-0803-6
Приведены все основные возможные варианты конфигурации систем
газоснабжения населенных пунктов и промышленных предприятий. Разъясняются методы проектирования и гидравлического расчета, применяемые
при проектировании распределительных и внутренних систем газоснабжения. Даны современные расчетные формулы, номограммы и новые разработки в области расчета полиэтиленовых газопроводов. На конкретных примерах подробно рассмотрено использование лекционного материала в практике
при расчете тупиковых, кольцевых и внутренних систем газоснабжения.
Настоящее пособие одержит все необходимые справочные материалы,
которые приведены в приложениях: номограммы, таблицы для расчета
стальных и полиэтиленовых газопроводов. В списке литературы приведены
основные нормативные документы по газоснабжению – ГОСТы, Своды правил, Технические регламенты, – которые студенты должны изучить и использовать в учебном процессе.
Второе издание первоначального пособия «Гидравлический расчет
и проектирование газопроводов» нацелено на учет новых ГОСТов, Сводов
правил и регламентов.
Предназначено для студентов всех форм обучения, обучающихся по
направлениям подготовки 13.03.01 «Теплоэнергетика и теплотехника»,
08.03.01 «Строительство», а также для слушателей института повышения
квалификации и переподготовки.
Ил. 35. Табл. 30. Библиогр.: 15 назв.
Рекомендовано Учебно-методическим советом СПбГАСУ в качестве
учебного пособия.
ISBN 978-5-9227-0803-6
© Г. П. Комина, А. О. Прошутинский, 2018
© Санкт-Петербургский государственный
архитектурно-строительный университет, 2018
2
Латинские сокращения
DP – проектное давление
MIP – предельное максимальное давление
MOP – максимальное рабочее давление
TOP – временное рабочее давление
Русские сокращения
АСУ – автоматизированная система управления
ВМР – винт малого расхода
ГВ – горячее водоснабжение
ГНП – газонаполнительный пункт
ГРП – см. ПРГ
ГРПБ – газорегуляторный пункт блочный
ГРПШ – газорегуляторный пункт шкафной
ГРС – газораспределительная станция
ГРУ – газорегуляторная установка
ДРП – домовой регуляторный пункт
ИС – изолирующее соединение
КвРП – квартальный регуляторный пункт
КИП – контрольные измерительные приборы
КМС – коэффициент местных сопротивлений
КРП – контрольно-распределительный пункт
КШИ – кран шаровой с изоляцией
ЛЭП — линия электропередач
ПЗК – предохранительный запорный клапан
ПРГ – пункт редуцирования газа (то же, что и ГРП)
ПСК – предохранительный сбросный клапан
ПУЭ – Правила устройства электроустановок
РДУК – регулятор давления универсальный Казанцева
СВД – сеть высокого давления
СНД – сеть низкого давления
ССД – сеть среднего давления
СУГ – сжиженный углеводородный газ
ШРП – шкафный регуляторный пункт
3
Введение
Газовой промышленности России уже более 60 лет. Это одна
из самых молодых и быстро развивающихся отраслей топливной
промышленности. По запасам природного газа и его добыче Россия
занимает первое место в мире. На долю России приходится более
1/3 мировых запасов газа, что составляет 50 трлн м3.
Природный газ – один из самых экономичных видов топлива
и химического сырья. Бóльшая часть (4/5) добываемого газа применяется в промышленности – электроэнергетике, химии, металлургии и др. Кроме того, газ – главный вид топлива там, где нет других
энергетических ресурсов.
Газ не дает отходов при сжигании; его добыча, транспортировка и хранение удобны. Его добыча в два раза дешевле добычи
нефти и в 10–12 раз – угля.
Природный газ добывается как самостоятельно, так и попутно
с нефтью; кроме того, производится искусственный газ. Газ по
сравнению с другими видами топлива меньше загрязняет атмосферу. В России есть исключительно благоприятные условия для его
добычи. 75 % разведанных запасов природного газа сосредоточено
в 22 уникальных месторождениях.
При проектировании систем газоснабжения необходимо учитывать требования современных нормативных документов.
Правильно выполненный гидравлический расчет обеспечивает
безопасность и экономичность газораспределительных систем, что
позволяет сжигать газ в установках с оптимальным КПД и без химического недожога. Правильный подбор типа бытового газового
оборудования, соблюдение параметров газифицируемых помещений, стабильность гидравлических режимов в газопроводах способствуют улучшению гигиенических параметров помещения кухни,
а также предотвращению аварийных ситуаций в жилых зданиях.
Глава 1. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
ГОРОДОВ И НАСЕЛЕННЫХ ПУНКТОВ
1.1. Структура, выбор и классификация систем газоснабжения
городов и населенных пунктов
Современные системы газоснабжения состоят из сетей газораспределения и газопотребления (рис. 1), которые представляют
собой сложный комплекс устройств и сооружений, включающий
газовые сети низкого, среднего и высокого давления, газораспределительные станции (ГРС), пункты редуцирования газа (ПРГ)1 и газорегуляторные установки (ГРУ), а также внутренние газопроводы
и газоиспользующее оборудование.
Рис. 1. Системы газоснабжения городов и населенных пунктов
Сеть газораспределения – единый производственно-технологический комплекс, включающий наружные газопроводы, сооружения, технические и технологические устройства, расположенные
1
Здесь и далее мы будем параллельно использовать полностью синонимичные сокращения: ПРГ и ГРП (газораспределительный пункт). Аббревиатура ПРГ была введена
СП 62.13330.2011* «Газораспределительные системы». — Примеч. ред.
4
5
на наружных газопроводах, и предназначенный для транспортировки природного газа от отключающего устройства, установленного
на выходе из ГРС, до отключающего устройства, расположенного
на границе сети газораспределения и сети газопотребления (в том
числе сети газопотребления жилых зданий2).
Сеть газопотребления – единый производственно-технологический комплекс, включающий в себя наружные и внутренние
газопроводы, сооружения, технические и технологические устройства, газоиспользующее оборудование, размещенный на одной производственной площадке и предназначенный для транспортировки
природного газа от отключающего устройства, расположенного на
границе сети газораспределения и сети газопотребления, до отключающего устройства перед газоиспользующим оборудованием3).
Газораспределительная система должна обеспечивать подачу
потребителям требуемых параметров газа и в необходимом объеме,
иметь высокий уровень надежности и безопасности, а также минимальные материальные, капитальные вложения и эксплуатационные расходы.
Для неотключаемых потребителей газа (перечень которых
утверждается в установленном порядке; они имеют преимущественное право пользования газом в качестве топлива и не подлежат ограничениям или прекращениям поставок газа) должна быть
обеспечена бесперебойная подача газа путем кольцевания газопроводов или иными способами.
Газопроводы классифицируют по давлению газа, назначению,
месту прокладки, материалу труб.
Для газоснабжения городов и населенных пунктов применяются одно-, двух-, трех- и многоступенчатые системы газоснабжения (рис. 2, 3).
Городские системы газоснабжения присоединяются к магистральным газопроводам через контрольно-распределительные
пункты (КРП) и ГРС. На КРП и ГРС, сооружаемых вблизи потребителя (город, промышленное предприятие), производят очистку газа
от взвешенных твердых и жидких частиц, а также учет передавае2
См. Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления;
утвержден Постановлением Правительства РФ от 29 октября 2010 г. № 870 (с изменениями
от 23 июня 2011 г.
3
Там же.
6
мого потребителю газа и регулирование давления газа в заданных
пределах для данного потребителя.
Связь между газопроводами различных давлений осуществляется через ПРГ.
Рис. 2. Системы газоснабжения:
а – одноступенчатая; б – двухступенчатая; в – трехступенчатая.
На рисунке представлены газопроводы низкого (1), среднего (2) и высокого (3)
давления, а также ПРГ, питающие сети низкого (4) и среднего (5) давления
Современные схемы систем газоснабжения имеют иерархичный принцип построения. Верхний иерархический уровень составляют газопроводы высокого давления. Они должны быть зарезервированными: лишь для небольших систем можно ограничиться
тупиковыми схемами. Резервируют сети кольцеванием или дублированием с обязательной проверкой пропускной способности при
максимальной нагрузке.
Сеть высокого давления соединяется с остальной частью системы через регуляторы давления, оснащенные предохранительными устройствами, предотвращающими повышение давления после регуляторов. Таким образом, система разделяется на несколько
иерархических уровней, на каждом из которых автоматически под7
держивается максимально допустимое давление газа. С переходом
на более низкий уровень давление газа снижается (дросселируется)
на клапанах регуляторов, которые далее поддерживают его постоянным в соответствии с нормами.
ных потребителей и электростанций; наличие больших естественных или искусственных препятствий для прокладки газопроводов
(рек, озер, железнодорожных узлов и пр.); перспективный план развития города. Выбор той или иной схемы сетей газораспределения
в проектной документации должен быть обоснован не только экономически, но и обеспечен необходимой степенью безопасности.
Наиболее экономична система газоснабжения города, состоящая из
общей системы газопроводов, подающих газ как коммунальнобытовым, так и промышленным потребителям. Отступление от этого правила допускается только для особо крупных и ответственных
потребителей, таких как электростанции, теплоэлектроцентрали,
комбинаты, заводы и другие объекты, потребляющие большие количества газа высокого давления.
Для таких потребителей целесообразна прокладка специальных газопроводов.
Классификация газопроводов по давлению приведена в табл. 1.
Таблица 1
Классификация газопроводов по давлению
Классификация газопроводов Вид транспортируемо- Рабочее давление
по давлению, категория
го газа
в газопроводе, МПа
Высокого
I
Природный
II
Сжиженный углеводородный газ (СУГ)
Природный и СУГ
Рис. 3. Многоступенчатая система газоснабжения
С 0,6 до 1,2 включительно
Св. 0,6 до 1,6 включительно
Св. 0,3 до 0,6 включительно
Св. 0,005 до 0,3
включительно
До 0,005 включительно
Выбор оптимальной схемы распределения газа с учетом конкретных условий каждого города или поселка должен производиться на основе технико-экономических показателей путем сравнительного анализа конкурентоспособных вариантов.
Основными показателями при рассмотрении вариантов являются объем, структура и плотность газопотребления поселений
(сельских и городских) и городских округов; размещение жилых
и производственных зон, а также источников газоснабжения (местоположение и мощность существующих и проектируемых магистральных газопроводов, ГРС и др.). Оказывает свое влияние и ряд
следующих факторов: размеры города, особенности его планировки
и застройки, плотность населения; число и характер промышлен-
Давление газа во внутренних газопроводах и перед газоиспользующими установками должно соответствовать давлению, необходимому для устойчивой работы горелок этих установок, указанному в технических паспортах заводов-изготовителей, но не
должно превышать значений, приведенных в табл. 1.
8
9
Среднего
То же
Низкого
»
Давление газа во внутренних газопроводах и перед газоиспользующими установками, рекомендуемые [12], приведены в табл. 2.
Таблица 2
Давление газа во внутренних газопроводах и перед
газоиспользующими установками
Потребители газа, размещенные в зданиях
Давление газа во внутреннем газопроводе,
МПа
1. Производственные здания, в которых величина ≤ 1,2 (для природного
давления газа обусловлена требованиями производгаза);
ства
≤ 1,6 (для СУГ)
2. Прочие производственные здания
≤ 0,6
3. Бытовые здания производственного назначения:
≤ 0,3
отдельно стоящие, пристроенные к производственным зданиям и встроенные в эти здания. Отдельно
стоящие общественные здания производственного
назначения
4. Административные и бытовые здания, не вошед≤ 0,005
шие в пункт 3 настоящей таблицы
5. Котельные:
– отдельно стоящие;
≤ 0,6
– пристроенные, встроенные и крышные производ0,6
ственных зданий;
– пристроенные, встроенные и крышные обще0,3
ственных (в том числе административного назначения), административных и бытовых зданий;
– пристроенные, встроенные и крышные жилых
0,3
зданий
≤ 0,005
6. Общественные (в том числе административного
назначения) здания (кроме зданий, установка газоиспользующего оборудования в которых не допускается) и складские помещения
7. Жилые здания
≤ 0,005
По назначению различают газопроводы газораспределительных сетей:
• магистральные (городские и межпоселковые) – прокладываемые вне территории населенных пунктов, до головных газораспределительных пунктов;
10
• распределительные (уличные, внутриквартальные, межцеховые и др.) – от газораспределительных пунктов до вводов, по которым газ транспортируют по снабжаемой территории и подают
его промышленным потребителям, коммунальным предприятиям
и в районы жилых домов;
• вводы – от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства на вводе в здание;
• вводные газопроводы – от включающего устройства;
• внутренние газопроводы – от вводного газопровода до места подключения газового прибора;
• абонентские ответвления, подающие газ от распределительных сетей к отдельным потребителям;
• внутридомовые газопроводы, транспортирующие газ внутри здания и распределяющие его по отдельным газовым приборам.
По принципу построения системы газоснабжения делятся на
кольцевые, тупиковые и смешанные. В тупиковых газовых сетях
газ поступает потребителю в одном направлении, т. е. потребители
имеют одностороннее питание, из-за чего не исключены трудности
при аварийных ситуациях или ремонтных работах. Недостаток этой
схемы – различная величина давлений газа у потребителей. Причем
по мере удаления от источника газоснабжения или ПРГ давление
газа падает. Эти схемы применяют для внутриквартальных и внутридворовых газопроводов.
Надежность кольцевых сетей выше, чем тупиковых. Кольцевые сети представляют собой систему замкнутых газопроводов,
благодаря чему достигается более равномерный режим давления
газа у потребителей и облегчается проведение ремонтных и эксплуатационных работ.
Положительным свойством кольцевых сетей является и то,
что при выходе из строя какого-либо газорегуляторного пункта
нагрузку по снабжению потребителей газом принимают на себя
другие ПРГ.
Смешанная система состоит из кольцевых газопроводов
и присоединяемых к ним тупиковых газопроводов. При изучении
вопросов трассировки сетей низкого и высокого (среднего) давлений нужно обратить внимание на характер промышленного объекта
или застройки города. Застройка может быть как старой квартальной, так и новой микрорайонной, имеющей внутренние проезды,
которые позволяют убрать сеть низкого давления с уличных проездов.
11
При проектировании городских сетей должны выдерживаться
следующие принципы: кольцевание основных магистралей; кольцевание транзитных внутригородских линий; питание сетей из нескольких точек. Для повышения надежности желательно иметь два
или несколько колец. Распределительные сети должны быть многократно кольцевыми с питанием их из нескольких газорегуляторных
пунктов и возможностью питания каждого участка с двух сторон.
Только для небольших поселков можно применять тупиковые сети
и питание из одной точки. Тупиковыми сетями могут быть ответвления на кварталы, дворовые сети, а также ответвления к отдельным группам зданий.
Для поселков и небольших городов с населением до 30–50 тыс.
жителей могут использоваться одноступенчатые системы газоснабжения. Газ от ГРС поступает в сеть среднего или низкого давления и распределяется по территории города. Для города с населением 50–250 тыс. человек рекомендуются двухступенчатые системы газоснабжения, в которых газ от ГРС по сети среднего или
высокого давления подается к ПРГ и крупным потребителям, а от
ПРГ по сети низкого давления распределяется по территории города. Давление в первой ступени при снабжении природным газом
составляет обычно 0,3 МПа, но может составлять и 0,6 МПа.
Трехступенчатую систему в городах можно применять при
повышенных требованиях к надежности, при большой территории
и неудобной планировке города, а также наличии промышленных
предприятий, требующих газ высокого давления.
Для городов с населением более 250 тыс. чел. рекомендуются
трехступенчатые системы газоснабжения. Вокруг города прокладывается магистральный газопровод высокого давления, служащий
для подачи газа в отдельные городские районы и к крупным промышленным предприятиям. Газ из сетей первой ступени (Р = 1,2
или 0,6 МПа) давления через ПРГ высокого давления подается
в сеть второй ступени (Р = 0,3 МПа), служащую для подачи газа
к городским ПРГ, мелким, средним промышленным и некоторым
коммунальным предприятиям. Из ПРГ газ по сети низкого давления распределяется по всей территории застройки.
Капитальные вложения в газовые сети можно значительно
снизить, если проектировать их на более высокое давление.
При повышении давления газа в газопроводе увеличивается его
пропускная способность, что позволяет принимать меньший его
диаметр и снижает стоимость строительства в целом. Однако условия прокладки сети усложняются, так как допустимое расстояние
от газопроводов до зданий и сооружений увеличивается с ростом
давления, а ширина улиц не всегда дает возможность проложить газопроводы высокого давления. Также с увеличением количества
ступеней давления в системе добавляются новые газопроводы
и ПРГ. Основным резервом снижения стоимости городских газовых
сетей является перевод наружных сетей низкого давления (СНД) на
среднее давление (ССД).
12
13
1.2. Модификации систем газоснабжения
По степени перевода на среднее или высокое давление различают три основных модификации систем газоснабжения.
1. Система с централизованными ПРГ (ГРП) и сетями низкого давления (СНД). В ней по сетям среднего (или высокого) давления транспортируют только основные потоки газа, а между бытовыми и мелкими коммунальными потребителями распределяют его
по широко развитым СНД (рис. 4).
Рис. 4. Схема газораспределительной сети
с централизованными ПРГ:
1 – ГРП; 2 – газопровод низкого давления;
3 – газопровод среднего давления
Газорегуляторные пункты имеют пропускную способность
1000–3000 м3/ч и радиус действия до 1500 м. Располагают их в отдельно стоящих отапливаемых зданиях. Средний диаметр подводящих газопроводов составляет 100–150 мм. По сети высокого давления (СВД) транспортируют газ промышленным потребителям
и сетевым ПРГ. Сеть проектируется разветвленной с кольцеванием
основных линий. Для таких систем подбирается газорегулирующее
оборудование необходимой производительности. Эксплуатация
сравнительно небольшого числа ПРГ довольно проста. Опасность,
возникающая при утечке газа на СНД, меньше, чем при утечке из
сетей высокого и среднего давления. Система с ПРГ и разветвленной СНД получила широкое распространение на начальных этапах
газификации и характерна для районов старой застройки, со множеством узких и изогнутых в плане улиц с частыми пересечениями.
Такая сеть удобна в эксплуатации, но менее экономична, чем система
с КРП и домовыми регуляторными пунктами (ДРП). Безопасность газоснабжения такого варианта системы находится на низком уровне,
так как один регулятор обслуживает сотни потребителей.
2. Система с квартальными регуляторными пунктами
(КвРП) (рис. 5). Здесь бóльшую часть наружных СНД переводят на
среднее или высокое давление. КвРП оборудуют регуляторами малой производительности, соответствующей потребности примерно
одного квартала; устанавливают их в шкафах или контейнерах.
Поэтому КвРП имеют значительно меньшую стоимость. Наружные
сети представляют собой малоразветвленные, преимущественно тупиковые газопроводы, соединяющие отдельные здания квартала с КвРП.
Такая система является внутриквартальной, разветвленной,
частично закольцованной по основным линиям с незначительным
числом пересечений проездов.
Газораспределительные пункты размещены в отапливаемых
шкафах, расположенных на стене здания или вблизи него. Пропускная способность шкафного регуляторного пункта (ШРП)
100–500 м3/ч, радиус действия до 500 м. Средний диаметр подводящих газопроводов 50–100 мм. По СВД газ передают промышленным потребителям и сетевым ШРП. Сеть значительно разветвлена,
основные городские линии и межквартальные газопроводы закольцованы. Можно также использовать вариант, состоящий из двух
ступеней: СВД и ССД.
14
Рис. 5. Схема газораспределительной сети с КвРП (ШРП):
1 – ШРП; 2 – газопровод низкого давления;
3 – газопровод среднего давления
Наиболее рациональной и экономичной является внутриквартальная прокладка распределительных газопроводов при минимальном пересечении межквартальных проездов, имеющих усовершенствованные покрытия и существенно загруженных транспортом. Значительную часть внутриквартальной прокладки осуществляют
надземным способом по зданиям. В южных районах страны надземная прокладка является преимущественной. При трассировке газопроводов внутри кварталов ШРП размещают в каждом квартале.
Разработаны типовые отапливаемые шкафные установки. Системы
с ШРП широко распространены.
3. Система с домовыми регуляторными пунктами (ДРП) (рис. 6).
Наружную распределительную сеть бытовых и коммунальных потребителей в этой системе полностью проектируют среднего давления. Современные системы рассматриваемого типа оборудуют
комбинированными регуляторами давления. Шкафные регуляторные пункты с комбинированными регуляторами устанавливают на
наружных стенах жилых домов и предприятий бытового обслуживания и от них подают газ во внутридомовые газопроводы. Каждый
домовой регулятор давления, в зависимости от его производительности, может обслуживать группу домов, один дом, подъезд или
квартиру.
15
Рис. 6. Схема газораспределительной сети с ДРП (ШРП):
Г1 – газопровод низкого давления; Г2 – газопровод среднего давления
Сеть этой системы имеет две ступени давления: по СВД газ
передают промышленным потребителям и в центральный ПРГ; по
ССД газ распределяют между домовыми распределительными
пунктами.
1.3. Экономическая эффективность систем в зависимости
от модификации
Рассмотрим на конкретном примере определение экономичной схемы газораспределения. Выбран условный поселок, состоящий из домов с разным уровнем потребления газа. Даны три схемы
газораспределения (материал труб – полиэтилен):
1) с ПРГ или шкафной установкой, общей для всего поселка
и сетями низкого давления (рис. 7);
2) со шкафными регуляторами на группу домов и с сетями
низкого и среднего давления (рис. 8);
3) с индивидуальными шкафными регуляторами и сетями
среднего давления (рис. 9).
При одинаковом расходе газа (например, в 1000 м3/ч) и протяженности газопроводов 3750 м в соответствии с гидравлическим
расчетом мы видим существенную разницу между диаметрами газопроводов в каждой схеме.
16
17
18
19
Для сравнения вариантов примем схему 3 как наиболее экономичную; ее стоимость примем за единицу (100 %). Тогда стоимость систем по схеме 1 и 2 будет составлять значения, указанные
в табл. 3. Эта таблица составлена по результатам сравнительного
анализа стоимости строительства по каждой из схем.
Таблица 3
Значения показателей по сравниваемым вариантам
Показатели
Схема 1
Схема 2
Схема 3
Стоимость материалов, %
Стоимость строительномонтажных работ, %
Всего с НДС и затратами, %
146
235
137
179
100
100
141
115
100
Наиболее экономичной является схема 3 вследствие наименьших затрат на материалы и строительно-монтажные работы; при
использовании современных конструкций шкафных регуляторов,
не требующих профилактических работ каждые полгода, эта схема
обеспечит наилучшую экономию при эксплуатации. Небольшие
диаметры разводящих газопроводов дают возможность применять
длинномерные полиэтиленовые трубы, которые ускоряют монтажные работы и более надежны из-за минимального количества сварных соединений.
1.4. Определение оптимального радиуса действия ПРГ
При проектировании многоступенчатых систем газоснабжения возникает вопрос об экономически оптимальном радиусе действия газорегуляторных пунктов R. С увеличением числа ПРГ
уменьшается стоимость сети низкого давления, но повышается стоимость самих ПРГ, а также сети среднего или высокого давления,
которая питает регуляторные пункты. Следовательно, существует
оптимальное значение R, при котором общие приведенные годовые
затраты на систему будут минимальными.
При известном расчетном расходе газообразного топлива районом города определяется количество ПРГ исходя из оптимального
радиуса действия (Rопт = 0,5–1,0 км) и оптимальной пропускной
способности регулятора (Vопт = 1500–2000 м3/ч) по формулам
20
n=
Vр
(1)
;
Vопт
F
n=
,
2
2 Rопт
(2)
где n – количество ПРГ, шт.; Vр – расчетный расход газа районом
города, м3/ч; Vопт – оптимальная производительность ПРГ, м3/ч;
F – газифицируемая площадь района города, м2; Rопт – оптимальный радиус действия ПРГ, м.
Rопт = 6,5
P 0,388 Δp 0,081
θ 0,245 ( mq )
0,143
,
(3)
где P – стоимость одного ПРГ; Δp – расчетный перепад давления
в СНД, Па; m – плотность населения, чел./га; q – удельный часовой
расход на 1 человека, м3/(чел. ⋅ ч).
Коэффициент плотности сети низкого давления
 m 
θ = 0,0075 + 0,003 
.
 100 
Оптимальная нагрузка на один ПРГ
(4)
2
mqRопт
(5)
.
5000
Обозначим через Р, руб., стоимость строительства одного
ПРГ. Тогда капитальные вложения в газорегуляторные пункты
Qопт =
F
(6)
.
R2
Эксплуатационные издержки I определяют как долю капитальных вложений:
K = 0,5 P
I = ( f ′ + f ′′ ) K ,
(7)
где f ′ – доля амортизационных отчислений, включая расходы на
капитальный ремонт, от капитальных затрат; f ′′ – доля расходов на
обслуживание и текущий ремонт от капитальных вложений.
Приведенные годовые затраты Z, руб./(год ⋅ м2), на ПРГ вычисляют по формуле
21
Z=
A
.
R2
(8)
где А – постоянный коэффициент; R – оптимальный радиус действия ПРГ.
1

A = 0,5P  f ′ + f ′′ +  ,
(9)
T

где T – нормативный срок окупаемости.
1.5. Промышленные системы газоснабжения
Промышленные предприятия получают газ от городских газораспределительных сетей среднего и высокого давлений. Основная
масса промышленных предприятий работает на максимальном давлении газа до 0,6 МПа. Крупные промышленные предприятия могут быть подключены к магистральным газопроводам первой ступени с давлением до 1,2 МПа, если такое давление обусловлено
технологическими процессами. Предприятия с малыми расходами
газа (50–150 м3/ч) можно присоединять также к сетям низкого давления.
Промышленные системы газоснабжения состоят из следующих элементов:
1) вводов газопроводов на территорию предприятия;
2) межцеховых газопроводов;
3) внутрицеховых газопроводов;
4) регуляторных пунктов (ПРГ) и установок (ГРУ);
5) пунктов или узлов измерения (учета) расхода газа;
6) обвязочных газопроводов агрегатов, использующих газ.
Газ от городских распределительных сетей поступает в промышленные сети предприятия через ответвления и ввод. На вводе
устанавливают главное отключающее устройство, которое следует
размещать вне территории предприятия в доступном и удобном для
обслуживания месте, максимально близко к распределительному
газопроводу, но не ближе 2 м от линии застройки или стены здания.
Для газоснабжения промышленных предприятий проектируют тупиковую разветвленную сеть с одним вводом. Только для крупных
предприятий, не допускающих перерыва в газоснабжении, применяют кольцевые схемы сетей с одним или несколькими вводами.
22
Транспортирование газа от ввода к цехам осуществляется по
межцеховым газопроводам, которые могут быть подземными
и надземными. Выбор способа их укладки зависит от территориального расположения цехов; характера сооружений, по которым
предполагается прокладка газопроводов; насыщенности проездов
подземными сооружениями. Надземная прокладка межцеховых газопроводов имеет ряд преимуществ перед подземной: исключается
подземная коррозия газопроводов; менее опасны утечки газа, так
как вытекающий из трубопровода газ рассеивается в атмосфере;
утечки легче обнаружить и устранить; проще эксплуатировать
и осуществлять наблюдение за состоянием газопроводов. При использовании в качестве опор для газопроводов существующих колонн, эстакад, стен и покрытий зданий надземная прокладка газопроводов экономичнее подземной. В конечных точках межцеховых
газопроводов следует предусматривать продувочные газопроводы.
Некоторые схемы промышленных систем предусматривают
проектирование центрального ПРГ, который снижает и регулирует
давление газа в межцеховых газопроводах. В этом случае в них
устанавливают и пункты измерения расхода газа. В межцеховых газопроводах, как правило, поддерживают среднее давление и только
у мелких потребителей – низкое. Высокое давление применяют
там, где оно необходимо для газоиспользующих агрегатов. На вводе газопровода в цех снаружи или внутри здания устанавливают
отключающее устройство. Внутрицеховые газопроводы прокладывают по стенам и колоннам в виде тупиковых линий. Необходимость кольцевания внутрицеховых газопроводов может возникнуть
лишь для особо важных промышленных цехов. На ответвлениях
к агрегатам устанавливают главные отключающие устройства.
Газопроводы промышленных предприятий и котельных оборудуют
специальными продувочными трубопроводами с запорными
устройствами. Отводы к продувочным трубопроводам предусматривают от последних участков внутрицеховых газопроводов и от
каждого газопровода агрегата перед последним по ходу газа отключающим устройством.
Давление во внутрицеховых газопроводах определяется давлением газа перед горелками. При установке перед агрегатами регуляторов давления газа давление во внутрицеховых газопроводах
может существенно превосходить необходимое давление перед го23
релками. Основное отличие принципиальных схем промышленных
систем газоснабжения заключается в принятых давлениях газа
в межцеховых газопроводах, газопроводах перед горелками агрегатов, а также в расположении газорегуляторных пунктов, установок
и наличии регуляторов давления перед агрегатами.
При решении вопроса о выборе схемы следует учитывать давление газа в городских распределительных газопроводах в месте
присоединения предприятия; необходимое давление газа перед газовыми горелками в отдельных цехах; территориальное расположение цехов, потребляющих газ; расход газа цехами и режим
его потребления; удобство обслуживания и экономическую эффективность.
В зависимости от конкретных условий проектирования промышленных систем газоснабжения применяют различные принципиальные схемы, которые классифицируют следующим образом.
I. Одноступенчатые системы газоснабжения
1. При непосредственном присоединении предприятий к городским распределительным сетям низкого давления применяют
схему I–1 (рис. 10).
Рис. 10. Схема одноступенчатой системы
газоснабжения промышленного предприятия I–1:
Г1 – газопровод низкого давления;
УУРГ – узел учета расхода газа
2. При присоединении промышленных объектов к городским
сетям через центральный ПРГ и с низким давлением в промышленных газопроводах используют схему I–2 (рис. 11).
24
Рис. 11. Схема одноступенчатой системы
газоснабжения промышленного предприятия I–2:
Г2 – газопровод среднего давления;
УУРГ – узел учета расхода газа
3. При присоединении промышленных объектов к городским
сетям через центральный ПРГ и со средним давлением в промышленных газопроводах прибегают к схеме I–3 (рис. 12).
Рис. 12. Схема одноступенчатой системы
газоснабжения промышленного предприятия I–3:
Г2 – газопровод среднего давления; Г3 – газопровод
высокого давления 2-й категории;
УУРГ – узел учета расхода газа
II. Двухступенчатые системы газоснабжения
1. При непосредственном присоединении промышленных
объектов к городским сетям среднего давления цеховыми ГРУ
и с низким давлением в цеховых газопроводах применяют схему II–1
(рис. 13).
25
Рис. 13. Схема двухступенчатой системы
газоснабжения промышленного предприятия II–1:
Г1, Г2 – соответственно газопроводы низкого
и среднего давления; УУРГ – узел учета расхода газа
2. При непосредственном присоединении промышленных
объектов к городским сетям среднего давления цеховыми ГРУ и со
средним давлением в цеховых газопроводах используют схему II–2
(рис. 14).
Рис. 14. Схема двухступенчатой системы
газоснабжения промышленного предприятия II–2:
Г2 – газопровод среднего давления;
УУРГ – узел учета расхода газа
3. При присоединении к городским сетям через центральный
ПРГ, со средним давлением в межцеховых газопроводах, цеховыми
ГРУ и с низким давлением в цеховых газопроводах прибегают
к схеме II–3 (рис. 15).
26
Рис. 15. Схема двухступенчатой системы
газоснабжения промышленного предприятия II–3:
Г1, Г2 – соответственно газопроводы низкого и среднего
давления; Г3 – газопровод высокого давления 2-й категории;
УУРГ – узел учета расхода газа
4. При присоединении к городским сетям через центральный
ПРГ со средним давлением в межцеховых газопроводах, цеховыми
ГРУ и со средним давлением в цеховых газопроводах применяют
схему II–4 (рис. 16).
Рис. 16. Схема двухступенчатой системы
газоснабжения промышленного предприятия II–4:
Г1, Г2 – соответственно газопроводы низкого и среднего
давления; Г3 – газопровод высокого давления 2-й категории;
УУРГ – узел учета расхода газа
27
Газопроводы низкого давления служат для транспортирования
газа в жилые, общественные здания и предприятия бытового обслуживания. В газопроводах жилых зданий разрешается давление
до 3 кПа; в газопроводах предприятий бытового обслуживания непроизводственного характера и общественных зданий – до 5 кПа.
Газопроводы среднего и высокого давления II категории давления служат для питания городских распределительных сетей низкого и среднего давления через ПРГ. Они также подают газ через
ГРП и местные газорегуляторные установки (ГРУ) в газопроводы
промышленных и коммунальных предприятий. По действующим
нормам максимальное давление для промышленных предприятий,
а также расположенных в отдельно стоящих зданиях отопительных
и производственных котельных, коммунальных и сельскохозяйственных предприятий допускается до 0,6 МПа. Для предприятий
бытового обслуживания производственного характера, пристроенных к производственным зданиям, допустимое максимальное давление газа составляет 0,3 МПа.
По числу ступеней давления, применяемых в газовых сетях,
системы газоснабжения подразделяют:
1) на двухступенчатые, состоящие из сетей низкого и среднего
или низкого и высокого (до 0,6 МПа) давления;
2) трехступенчатые, включающие газопроводы низкого, среднего и высокого (до 0,6 МПа) давления;
3) многоступенчатые, в которых газ подается по газопроводам
низкого, среднего и высокого (до 0,6 и 1,2 МПа) давления.
Помимо основного обстоятельства — необходимости иерархии
в построении схемы — совместное применение нескольких ступеней
давления газа в городах объясняется следующими причинами:
1) в городе имеются потребители, которые требуют различных
давлений (так, в жилых и общественных зданиях, на предприятиях
бытового обслуживания непроизводственного характера разрешается только низкое давление газа, а многим промышленным предприятиям необходимо среднее или высокое давление);
2) необходимость в среднем или высоком давлении возникает
также вследствие значительной протяженности городских газопроводов, несущих большие нагрузки;
3) в центральных районах городов со старой застройкой ширина улиц и проездов небольшая и прокладка газопроводов высокого давления может оказаться неосуществимой. Кроме того, при
высокой плотности населения из условий безопасности и удобства
эксплуатации прокладка газопроводов высокого давления нежелательна;
4) шкафные газорегуляторные пункты, располагаемые на стенах общественных зданий непроизводственного характера и на стенах жилых зданий, разрешается присоединять к газопроводам
с давлением до 0,3 МПа, т. е. к газопроводам среднего давления;
5) наличие нескольких ступеней давлений газа объясняется
еще и тем, что системы газоснабжения больших городов строили,
расширяли и реконструировали в течение многих лет, так что газопроводы в центральной части города были запроектированы на
меньшее давление, чем то, которое разрешается правилами безопасности в настоящее время.
Городские газопроводы можно разделить на следующие три
группы:
1) распределительные газопроводы, по которым газ транспортируют по снабжаемой газом территории и подают его промышленным потребителям, коммунальным предприятиям и в районы
жилых домов (распределительные газопроводы бывают высокого,
среднего и низкого давления, кольцевые и тупиковые, а их конфигурация зависит от характера планировки города);
2) абонентские ответвления, подающие газ от распределительных сетей к отдельным потребителям;
3) внутридомовые и внутрицеховые газопроводы, транспортирующие газ внутри здания и распределяющие его по отдельным газовым приборам и агрегатам.
Основные городские распределительные газопроводы высокого и среднего давления проектируют как единую сеть, подающую
газ промышленным предприятиям, отопительным котельным, коммунальным потребителям и в сетевые ГРП. Проектирование единой
сети экономически выгоднее, чем прокладка раздельной, что объясняется большей стоимостью прокладки параллельных газопроводов, чем одного газопровода, несущего ту же нагрузку. Кроме того,
коммунальная и бытовая нагрузки относительно невелики по сравнению с промышленной, и включение их в общий поток газа приводит лишь к небольшому увеличению стоимости сети.
28
29
1.6. Условия прокладки газопроводов
По месту прокладки газопроводы подразделяют на наружные
и внутренние. Наружные газопроводы по способу прокладки делятся на подземные и надземные. На территории городов и населенных пунктов газопроводы прокладывают в грунте. При проектировании подземных газопроводов рекомендуется предусматривать
полиэтиленовые трубы, за исключением случаев, когда по условиям прокладки, давлению и виду транспортируемого газа эти трубы
применить нельзя. Прокладка надземного газопровода осуществляется при техническом обосновании, которое составляется проектной организацией исходя из сложившихся архитектурно-планировочных, грунтовых и других условий района строительства.
Прокладку распределительных газопроводов по улицам рекомендуется предусматривать на разделительных полосах, избегая по
возможности прокладки газопроводов под усовершенствованными
дорожными покрытиями.
Для газопроводов промышленных и коммунальных предприятий целесообразно предусматривать надземную прокладку по стенам и крышам зданий, по опорам и эстакадам. Допускается надземная прокладка внутриквартальных (дворовых) газопроводов на
опорах и на стенах зданий.
Подземные газопроводы прокладывают по городским проездам. Рекомендуется предусматривать прокладку в технической зоне
или в полосе зеленых 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 соответствии с требованиями [13].
Выбор места прокладки (надземная или подземная) и материала труб для газопровода производится с учетом пучинистости
грунта и свойств газа.
Прокладку стальных газопроводов в непучинистых грунтах
следует осуществлять на глубине не менее 0,8 м от поверхности
земли до верха газопровода или футляра. В местах, где не предусматривается движение транспорта и сельскохозяйственных ма-
шин, глубина прокладки стальных газопроводов может быть
уменьшена (но не менее 0,6 м для непучинистых грунтов). В пучинистых грунтах глубина заложения газопровода должна быть ниже
глубины сезонного промерзания грунта.
Полиэтиленовые трубы, применяемые для строительства газопроводов, должны иметь коэффициент запаса прочности по ГОСТ Р 50838
не менее 2,5.
Не допускается прокладка газопроводов из полиэтиленовых
труб:
1) на территории поселений при давлении свыше 0,3 МПа;
2) вне территории поселений при давлении свыше 0,6 МПа;
3) для транспортирования газов, содержащих ароматические
и хлорированные углеводороды, а также жидкой фазы сжиженных
углеводородных газов (СУГ);
4) при температуре стенки газопровода в условиях эксплуатации ниже –15 °С.
При применении труб с коэффициентом запаса прочности не
менее 2,8 разрешается прокладка полиэтиленовых газопроводов
давлением свыше 0,3 до 0,6 МПа на территориях поселений с преимущественно одно-, двухэтажной и коттеджной жилой застройкой. На территории малых сельских поселений разрешается прокладка полиэтиленовых газопроводов давлением до 0,6 МПа с коэффициентом запаса прочности не менее 2,5. При этом глубина
прокладки должна быть не менее 0,8 м до верха трубы. Для городов
принимается коэффициент запаса прочности С = 2,8 и глубина заложения не менее 1 м.
Коэффициент запаса прочности может быть определен по
формуле
30
31
C=
2 MRS
,
MOR( SDR − 1)
(10)
где MRS – показатель минимальной длительной прочности полиэтилена, МПа; MOR – максимальное рабочее давление, МПа;
SDR – стандартное размерное отношение наружного диаметра d
к толщине стенки e трубы:
SDR =
d
.
e
(11)
При проектировании газопроводов для районов с пучинистыми, просадочными и набухающими грунтами руководствуются требованиями СНиП 42-01–2002.
Глубина прокладки газопроводов при одинаковой степени пучинистости, набухаемости или просадочности по трассе принимается до верха трубы:
1) в среднепучинистых, средненабухающих, сильнопучинистых и II типа просадочности – не менее 0,8 глубины промерзания,
но не менее 0,9 м;
2) чрезмернопучинистых и сильнонабухающих – не менее
0,9 глубины промерзания, но не менее 1,0 м.
Прокладка газопроводов в слабопучинистых, слабонабухающих и I типа просадочности грунтах должна предусматриваться
в соответствии с требованиями [12].
Прокладка газопроводов в грунтах неодинаковой степени пучинистости, набухаемости или просадочности по трассе (резко меняющийся состав грунта, изменение уровня грунтовых вод, переход
газопровода из проезжей части дороги в газон и др.), а также
в насыпных грунтах принимается до верха трубы – не менее
0,9 глубины промерзания, но не менее 1,0 м.
Расстояния по горизонтали (в свету) от ближайших подземных инженерных сетей до зданий и сооружений следует принимать
по табл. 4. [12].
Расстояния по горизонтали (в свету) между соседними инженерными подземными сетями при их параллельном размещении
следует принимать по табл. 5, а на вводах инженерных сетей в зданиях сельских поселений – не менее 0,5 м. При разнице в глубине
заложения смежных трубопроводов свыше 0,4 м расстояния, указанные в табл. 5, следует увеличивать с учетом крутизны откосов
траншей, но не менее чем на глубину траншеи до подошвы насыпи
и бровки выемки.
Указанные в табл. 4 и 5 расстояния допускается уменьшать
при выполнении соответствующих технических мероприятий,
обеспечивающих требования безопасности и надежности.
32
33
Расстояние от газопровода до наружных стенок колодцев
и камер других подземных инженерных сетей следует принимать
не менее 0,3 м (в свету) при условии соблюдения требований,
предъявляемых к прокладке газопроводов в стесненных условиях
на участках, где расстояние в свету от газопровода до колодцев
и камер других подземных инженерных сетей меньше нормативного расстояния для данной коммуникации.
По рекомендациям [12] допускается укладка двух и более газопроводов (в том числе стальных и полиэтиленовых) в одной
траншее на одном или разных уровнях (ступенями). В этих случаях,
а также при прокладке проектируемого газопровода вдоль действующего газопровода высокого давления (от более чем 0,6 МПа
до 1,2 МПа) расстояние между газопроводами следует принимать
исходя из условий возможности производства строительномонтажных и ремонтных работ. Так, для стальных газопроводов
диаметром до 300 мм это расстояние как минимум должно составлять 0,4 м, диаметром более 300 мм – 0,5 м, для полиэтиленовых газопроводов – 0,1 м. При параллельной прокладке газопроводов расстояние между ними следует принимать как для газопровода большего диаметра.
При разнице в глубине заложений смежных газопроводов
свыше 0,4 м указанные расстояния следует увеличивать с учетом
крутизны откосов траншей, но принимать не менее разницы заложения газопроводов.
При пересечении газопроводом подземных инженерных сетей
расстояние между ними по вертикали в свету должно быть не менее
0,2 м, а при пересечении электрических сетей – соответствовать
указаниям Правил устройства электроустановок (ПУЭ).
Арматуру, устанавливаемую на газопроводах, следует располагать не ближе 2 м от края пересекаемых коммуникаций и сооружений.
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 необходимо обеспечить контроль всех сварных стыков
в пределах пересечения и по 5 м в стороны от наружных стенок неразрушающими методами. На одном конце футляра должна быть
контрольная трубка. Газопроводы, транспортирующие влажный
34
35
газ, укладывают ниже зоны сезонного промерзания грунта с уклоном ≥ 0,002 ‰ (промилле) и установкой конденсатосборников
в низших точках.
Надземную прокладку стальных газопроводов производят по
наружным несгораемым покрытиям зданий, отдельно стоящим колоннам и эстакадам. По стенам газифицируемых жилых и общественных зданий допустима прокладка газопровода с давлением не
более 0,3 МПа (исключая транзитную прокладку). Газопроводы высокого давления до 0,6 МПа можно прокладывать только по глухим
стенам или над окнами верхних этажей производственных зданий.
Газопроводы, проложенные по стенам здания, не должны нарушать
архитектуру его фасада. Высоту прокладки принимают такой, чтобы газопроводы были доступны для осмотра и ремонта, а возможность их повреждения была исключена. Минимальные расстояния
от газопроводов, проложенных на опорах, до соседних зданий и сооружений изменяются от 1 до 40 м в зависимости от типа сооружения и давления газа.
При пересечении надземных газопроводов с воздушными линиями электропередачи они должны проходить ниже последних.
На газопроводе должны быть предусмотрены ограждения для защиты от падения на него электропровода. Расстояние между газопроводом и линиями электропередачи, а также размеры ограждения
принимают согласно ПУЭ. Возможна прокладка газопроводов на
опорах и эстакадах совместно с трубопроводами другого назначения при условии обеспечения свободного осмотра и ремонта каждого из трубопроводов. Расстояния между газопроводом и трубопроводами при их совместной прокладке и пересечении принимают
от 100 до 300 мм в зависимости от диаметра. Совместная прокладка
газопроводов с электролиниями должна соответствовать ПУЭ.
Надземные газопроводы следует проектировать с учетом компенсации температурных удлинений по фактически возможным
температурным условиям. Если продольные деформации нельзя
компенсировать за счет изгибов газопровода, предусмотренных
схемой (за счет самокомпенсации), то следует устанавливать линзовые или П-образные компенсаторы. Сальниковые компенсаторы
на газопроводах устанавливать нельзя.
Надземные газопроводы в зависимости от давления следует
прокладывать на опорах из негорючих материалов или по конструкциям зданий и сооружений в соответствии с табл. 6.
36
Таблица 6
Размещение надземных газопроводов
Размещение надземных газопроводов
1. На отдельно стоящих опорах, колоннах и эстакадах
2. Котельные, производственные здания с помещениями
категорий В, Г и Д, здания ГНС (ГНП), общественные
и бытовые здания производственного назначения, а также
встроенные, пристроенные и крышные котельные к ним:
а) по стенам и кровлям зданий:
I и II степеней огнестойкости класса пожарной
опасности С0 (по СНиП 21–01);
II степени огнестойкости класса С1 и III степени
огнестойкости класса С0;
б) по стенам и зданий:
III степени огнестойкости класса С1, IV степени
огнестойкости класса С0;
IV степени огнестойкости классов С1 и С2
3. Жилые, административные, общественные и бытовые
здания, а также встроенные, пристроенные и крышные
котельные к ним:
по стенам зданий всех степеней огнестойкости;
в случаях размещения ШРП на наружных стенах зданий (только до ШРП)
Давление газа
в газопроводе, не более
МПа
1,2 – для природного газа;
1,6 – для СУГ
1,2*
0,6*
0,3*
0,005*
0,005
0,3
* Давление газа в газопроводе, прокладываемом по конструкциям зданий, не должно превышать величин, указанных в настоящей таблице.
Примечание: ГНП – газонаполнительные пункты.
Величину пролета между опорами стальных газопроводов,
транспортирующих осушенный газ, определяют из условий прочности многопролетной балочной системы с учетом нагрузки от
собственного веса, веса транспортируемого газа, снега или обледенения трубы, а также от воздействия внутреннего давления, ветрового давления, температуры и др.
Надземные газопроводы следует прокладывать с минимальными расстояниями, указанными по горизонтали (табл. 7) и вертикали (табл. 8).
37
Таблица 7
Минимальные расстояния по горизонтали в свету от надземных
газопроводов, проложенных на опорах, до зданий и сооружений
Здания и сооружения
Расстояния, м, при давлении, МПа
< 0,3 > 0,3…0,6 > 0,6…1,2
Производственные и складские здания
с производствами, относящимися по пожарной, взрывной и взрывопожарной опасности
к категориям А, Б, В и Е
То же, к категориям Г и Д
Открытые склады легковоспламеняющихся
и горючих жидкостей и склады горючих материалов, расположенные на территории
промышленных предприятий
То же вне территории
Жилые и общественные здания
Железнодорожные и трамвайные пути
(до ближайшего рельса)
Подземные коммуникации: водопровод, канализация, трубы теплофикации, телефонная канализация, электрические кабельные
блоки (от края фундамента опоры газопровода)
Ограда открытой электроподстанции
Провода воздушных линий электропередачи
То же, в стесненных условиях
Дороги (от бордюрного камня, внешней
бровки кювета или подошвы насыпи
дороги)
Сооружения с открытыми источниками огня
и места выпуска расплавленного металла
5
5
10
2
10
2
10
5
20
20
2
3
40
5
3
40
–
3
1
1
1
Таблица 8
Минимальные расстояния по вертикали от подземных
газопроводов до воздушных линий электропередачи
при пересечении в свету
Напряжение ЛЭП , кВ
Расстояние, м
<1
20
35–100
150
220
330
500
1
3
4
4,5
5
6
6,5
Примечания: 1. Расстояния от проводов воздушной линии электропередачи до газопровода и его выступающих конструкций принимаются следующими: по горизонтали – при наибольшем отклонении проводов, по вертикали – при наибольшем провесе воздушных линий электропередач (ЛЭП).
2. При определении минимальных вертикальных и горизонтальных
расстояний между воздушными линиями электропередачи и газопроводом
защитные ограждения, установленные над ним (в виде решеток, галерей,
площадок), рассматриваются как части газопровода.
1.7. Трубы для газопроводов
10
10
10
Не менее высоты опоры
линий электропередачи
Не менее указанных в табл. 8
при условии защитного заземления газопровода
1,5
1,5
1,5
10
10
10
Примечания:
1. Если высота опоры превышает высоту линии электропередачи, расстояния между газопроводами и линией электропередачи следует принимать
не менее высоты опоры газопровода.
2. Расстояния до зданий не исключают возможности прокладки газопроводов по стенам и покрытиям этих зданий.
38
Трубы, применяемые в настоящее время для систем газоснабжения, изготавливаются из стали, полиэтилена и меди.
Для подземных газопроводов следует применять полиэтиленовые и стальные трубы, для наземных и надземных – стальные.
Для внутренних газопроводов низкого давления разрешается применять стальные и медные трубы.
Для наружных газопроводов (а также внутренних среднего
и высокого давления) применяют бесшовные стальные трубы, а для
внутренних газопроводов низкого давления могут использоваться
шовные водогазопроводные трубы. Стальные бесшовные, сварные
(прямошовные и спиральношовные) трубы и соединительные детали для газораспределительных систем должны быть изготовлены из
стали, содержащей не более 0,25 % углерода, 0,056 % серы и 0,046 %
фосфора.
39
Перспективным направлением является применение металлопластиковых труб второго поколения типа PE-RT/AL/PE-RT в системах внутреннего газоснабжения. Материал PE-RT – это металлокатализированный полиэтилен, устойчивый к высокой температуре
и старению. Металлопластиковая труба – это цельная, сваренная ультразвуком «внахлест» алюминиевая труба, защищенная изнутри
и снаружи полиэтиленовыми слоями. Все слои соединяются между
собой специальным клеем.
Основными преимуществами сварных металлопластиковых
труб являются:
• долговечность, надежность в эксплуатации (срок службы не
менее 50 лет: так, срок службы труб PE-RT при температуре 60 °С
и рабочем давлении 14,1 бар составляет 100 лет);
• абсолютная кислородонепроницаемость;
• малое линейное расширение;
• экологичность, стойкость к коррозии;
• малый вес;
• удобство монтажа – универсальность и простота инструмента;
• высокая ремонтопригодность без применения сложного
и тяжелого оборудования;
• высокая шумопоглощающая способность;
• теплопроводность должна быть в 175 раз меньше, чем
у стальных труб, и в 1300 раз – чем у медных;
• эстетичный вид, антистатичность, непроводимость блуждающих токов;
• отсутствие конденсации влаги;
• совместимость с любыми фитингами.
Главное преимущество труб – их повышенная термостойкость
(до 125 °С) и возможность соединения как с помощью традиционных латунных фитингов, так и сваркой дешевыми пластиковыми
фитингами (что в 5–10 раз дешевле, чем в случае с латунными
трубами).
Применение металлопластиковых труб PERT-AL-PERT даст
существенный экономический эффект. Кроме удешевления самой
системы, есть существенная экономия за счет быстрого монтажа
металлопластиковых труб, минимальных затрат на транспортиров-
ку и хранение (в сравнении со сталью), а также полного отсутствия
затрат на обслуживание газопроводов на основе металлопластиковой трубы в течение всего срока ее службы (более 100 лет).
40
41
1.7.1. Выбор стальных труб для систем газоснабжения
Стальные трубы для систем газоснабжения давлением до 1,6 МПа
в зависимости от расчетной температуры наружного воздуха, района строительства и местоположения газопровода относительно поверхности земли следует принимать:
• по табл. 9 – для наружных надземных газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха не ниже –40 °С, а также подземных и внутренних газопроводов, которые не охлаждаются до температуры ниже –40 °С;
• по табл. 10 – для надземных газопроводов, прокладываемых
в районах с расчетной температурой наружного воздуха ниже
–40 °С, и подземных газопроводов, которые могут охлаждаться
до температуры ниже –40 °С.
Таблица 9
Стальные трубы для строительства наружных надземных газопроводов,
прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного
воздуха не ниже –40 °С, а также подземных и внутренних газопроводов,
которые не охлаждаются до температуры ниже –40 °С
Стандарт или технические условия на трубы
Марка стали, стандарт на сталь
Наружный
диаметр
трубы, мм
1
2
3
1. Электросварные прямошовные ВСт2сп, ВСт3сп не менее
2-й категории по ГОСТ 380–88;
по ГОСТ 10705–80 (группа В)
10, 15, 20 по ГОСТ 1050–88
и ГОСТ 10704–91
10–530
2. Электросварные
по ТУ 14-3-943–80
ВСт3сп не менее 2-й категории
по ГОСТ 380–88;
10 по ГОСТ 1050–88
219–530
3. Электросварные для магистральных газонефтепроводов
(прямошовные и спиральношовные) по ГОСТ 20295–85
ВСт3сп не менее 2-й категории
(К38) по ГОСТ 380–88;
10 (К34), 15 (К38), 20 (К42)
по ГОСТ 1050–88
По ГОСТ
20295–74
Окончание табл. 9
1
2
3
4. Электросварные прямошовные ВСт2сп, ВСт3сп не менее
2-й категории по ГОСТ 380–88
по ГОСТ 10706–76* (группа В)
и по ГОСТ 10704–91
630–1220
5. Электросварные со спиральным швом по ГОСТ 8696–74*
(группа В)
159–1220
ВСт2сп, ВСт3сп не менее
2-й категории по ГОСТ 380–88
6. Бесшовные горячедеформиро- 10, 20 по ГОСТ 1050–88
ванные по ГОСТ 8731–87 (группа
В и Г) и по ГОСТ 8732–78*
45–325
7. Бесшовные холодно- и теплодеформированные
по ГОСТ 8733–87 (группа В и Г)
и по ГОСТ 8734–75*
10, 20 по ГОСТ 1050–88
10–45
8. Электросварные спиральношовные по ТУ 14-3-808–78
По ТУ 14-3-808–78
9. Бесшовные горячедеформиро- 10, 20 по ГОСТ 1050–88
ванные по ТУ 14-3-190–82 (только для тепловых электростанций)
530–820;
1020; 1220
57–426
Примечания: 1. Трубы по пп. 6 и 7 следует применять, как правило, для
газопроводов жидкой фазы СУГ.
2. Трубы электросварные спиральношовные используют на прямых
участках газопроводов.
3. Для тепловых электростанций трубы из стали 20 следует применять
в районах с расчетной температурой до –30 °С.
Таблица 10
Стальные трубы для строительства надземных газопроводов,
прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного
воздуха ниже –40 °С, и подземных газопроводов, которые могут
охлаждаться до температуры ниже –40 °С
Стандарт или технические
условия на трубы
Марка стали, стандарт на
сталь
Наружный
диаметр
трубы, мм
1. Бесшовные холодно- и теплодеформированные
по ГОСТ 8733–87 (группа В
и Г) и по ГОСТ 8734–75
10, 20 по ГОСТ 1050–88
10–103
2. Бесшовные горячедеформированные по ГОСТ 8731–87
(группа В и Г)
и по ГОСТ 8732–78*
10, 20 по ГОСТ 1050–88,
09Г2С категории 6
по ГОСТ 19281–89,
10ГС по ГОСТ 4543–71*
45–108; 127–
325
3. Бесшовные горячедеформи- 09Г2С категории 6–8
рованные по ТУ 14-3-1128–82 по ГОСТ 19281–89
57–426
4. Электросварные прямошов- 17Г1С-У
ные по ТУ 14-3-1138–82
по ТУ 14-3-1138–82
1020; 1220
17Г1С (К52), 17ГС (К52);
5. Электросварные для магистральных газонефтепроводов 14ХГС (К50) категории 6–8
(прямошовные и спиралевид- по ГОСТ 19282–73
ные) по ГОСТ 20295–85
По ГОСТ
20295–85
6. Электросварные прямошов- ВСт3сп не менее 2-й категории по ГОСТ 380–88; 10, 15,
ные по ГОСТ 10705–80*
20 по ГОСТ 1050–88
(группа В)
и по ГОСТ 10704–91
10–108
Для систем газоснабжения следует принимать трубы, изготовленные из углеродистой стали обыкновенного качества по ГОСТ 380–94
и качественной стали по ГОСТ 1050–88.
Для газопроводов жидкой фазы СУГ обычно используют бесшовные трубы.
Допускается применять для этих газопроводов электросварные трубы. При этом трубы диаметром до 50 мм должны пройти
100%-ный контроль сварного шва неразрушающими методами,
а трубы диаметром 50 мм и более – также испытание сварного шва
на растяжение.
Трубы по ГОСТ 3262–75 допускается применять для строительства наружных и внутренних газопроводов низкого давления.
Трубы по ГОСТ 3262–75 с условным диаметром до 32 мм включительно допускается применять для строительства импульсных газопроводов давлением до 1,2 МПа включительно. При этом гнутые
42
43
* Трубы по п. 6 для газопроводов давлением свыше 0,6 МПа (6 кгс/см2)
применять нельзя. Трубы, изготовляемые из стали 20, следует использовать
как исключение.
участки импульсных газопроводов должны иметь радиус изгиба не
менее двух наружных диаметров, а температура стенки трубы в период эксплуатации не должна быть ниже 0 °С.
Трубы со спиральным швом по ТУ 102-39–84 с противокоррозионным покрытием по ТУ 102-176–85 допускается применять
только для подземных межпоселковых газопроводов природного
газа с давлением до 1,2 МПа в районах с расчетной температурой
наружного воздуха до минус 40 °С включительно.
Трубы по ГОСТ 8731–87, изготовляемые из слитка, нельзя
применять без проведения 100%-ного контроля неразрушающими
методами металла труб. При их заказе необходимо давать на это
специальное указание.
1.7.2. Медные трубы для систем газоснабжения
Для внутренних газопроводов рекомендуется применять тянутые или холоднокатаные медные трубы по ГОСТ 617–90 круглого
сечения в твердом состоянии или в твердом состоянии и повышенной прочности, нормальной или повышенной точности изготовления с толщиной стенки не менее 1 мм. Материал труб – медь марок
М1, М1р, М2, М2р, определяемая по ГОСТ 859–2014. Медные трубы используются только для подводки газа к приборам внутри здания. Условное обозначение медных труб включает: наименование
изделия («труба»), способ изготовления, форму сечения, точность
изготовления, состояние поставки, наружный диаметр, толщину
стенки, марку меди, а также особые условия (см. ГОСТ 617–90).
Пример
Труба ДКРНТ 22×1,5×3000 М2 К ГОСТ 617.
Труба тянутая, круглая, нормальной точности изготовления, твердая,
диаметром 22 мм, толщиной стенки 1,5 мм, длиной 3000 мм, из меди марки
М2, высокой точности по кривизне, по ГОСТ 617–90. Содержание Cu или
Cu + Ag в материале труб и деталей – не менее 99,9 %, включения фосфора –
не более 0,04 %.
Соединение медных труб между собой осуществляется капиллярной пайкой твердым припоем через медные соединительные детали. В качестве припоев следует применять медно-фосфорные
припои, соответствующие либо ПМФС6-0,15 и ТУ 48-3650-10, либо
44
ПМФОЦр6-4-0,03 и ТУ 48-21-663. Медно-фосфорные припои имеют высокую жидкотекучесть и сравнительно низкую температуру
плавления (680–850 °С), обеспечивают высокую прочность паяного
соединения. Припои ПМФС6-0,15, ТУ 48-3650-10; ПМФОЦр6-4-0,03,
ТУ 48-21-663 обладают самофлюсующими свойствами, и пайку этими припоями рекомендуется выполнять без применения флюсов.
Для крепления газопровода предусматривают медные (латунные) опоры. При использовании стальных опор между газопроводом и опорой необходимо устанавливать резиновую прокладку.
Расстояние от соединительной детали до опоры составляет не менее 50 мм. Для присоединения запорной арматуры и измерительных приборов к медному газопроводу следует предусматривать
латунные переходные детали. Непосредственное присоединение
медных труб к стальным, латунным, бронзовым деталям трубопроводной арматуры и измерительных приборов не рекомендуется.
Внутри зданий и сооружений допускается прокладка медных
газопроводов в штрабе стены, прикрытой хорошо вентилируемыми
щитами. Заполнение свободного пространства в штрабе, в которой
проложен газопровод, не допускается. При прокладке медных газопроводов предусматривают возможность компенсации тепловых
удлинений и деформаций, которые могут возникнуть в результате
оседания здания. Компенсация линейных удлинений медных газопроводов может быть выполнена через соответствующую прокладку с использованием естественной самокомпенсации или путем
установки компенсаторов. Компенсаторы могут быть в виде гнутых
труб или же соединений из дуг и отводов.
1.7.3. Полиэтиленовые трубы для систем газоснабжения
Полиэтиленовые трубы применяют только при подземной
прокладке. Они различаются по значению минимальной длительной прочности MRS. В системах газоснабжения применяют полиэтилен марки ПЭ80 (MRS = 8,0 МПа) и ПЭ100 (MRS = 10,0 МПа)
ГОСТ Р 50838–95 «Трубы из полиэтилена для газопроводов, технические условия».
В соответствии с СП 42-101–2003, стальные трубы применяют
во всех остальных случаях.
45
При применении труб с коэффициентом запаса прочности не
менее 2,8 разрешается прокладка полиэтиленовых газопроводов
давлением свыше 0,3 до 0,6 МПа на территориях поселений с преимущественно одно-, двухэтажной и коттеджной жилой застройкой. На территории малых сельских поселений разрешается прокладка полиэтиленовых газопроводов давлением до 0,6 МПа и коэффициентом запаса прочности не менее 2,5. При этом глубина
прокладки должна быть не менее 0,8 м до верха трубы.
Основными преимуществами полиэтиленовых газовых труб
по сравнению со стальными являются:
1. Высокая коррозионная устойчивость, обеспечивающая значительную долговечность трубопроводных систем и сокращение
затрат на капитальные ремонты систем.
2. Низкая шероховатость поверхности и незначительное гидравлическое сопротивление.
3. Устойчивость к зарастанию.
4. Высокое электрическое сопротивление, позволяющее прокладывать трубопроводы в зоне действия сильных электрополей
без устройства катодной защиты и усиленной изоляции труб.
5. Низкая звукопроводность.
6. Эластичность труб. (Деформация гибких труб может достигать существенных значений. Противодействие грунта ведет к более равномерному распределению нагрузки. В результате этого эффективная нагрузка на трубу и ее деформация уменьшаются.)
7. Гибкость труб, позволяющая поставлять длинномерные
трубы диаметром до 110 мм (длиной более 100 м) в бухтах, на катушках и барабанах, что снижает количество стыковых соединений
и повышает производительность монтажа, а также надежность систем (80 % аварий на пластмассовых трубопроводах происходит
в стыковых соединениях);
8. Небольшая масса (легче металлических в 3–8 раз), снижающая транспортные и складские расходы.
9. Простота монтажа, незначительные трудозатраты на заготовительные работы.
10. Пожаробезопасность при монтаже (температура сварочных
процессов 200–240 °С), которая позволяет вести работы без остановки производственных процессов и в зданиях из сгораемых конструкций.
Также следует учитывать следующие особенности полиэтиленовых газопроводов по сравнению со стальными:
1. Низкая прочность (в 20–30 раз меньше, чем у металлов);
необходимость защиты труб от механических и тепловых воздействий; невозможность использовать трубы как несущие конструкции; арматуру и оборудование необходимо жестко крепить на
строительных конструкциях, чтобы усилия не передавались на трубопроводы.
2. Низкая поверхностная прочность (поэтому необходимо защищать трубу от случайных наколов, надрезов, задиров, которые
являются местными концентраторами напряжения, приводя к старению и местному разрушению стенок трубы.
3. Малая продольная жесткость, что требует более частого крепления по сравнению с другими трубами (через каждые 0,5–2,5 м в зависимости от материала, диаметра труб и внешней температуры).
4. Высокий коэффициент температурного линейного расширения. При прокладке полиэтиленовых трубопроводов необходимо
учитывать изменение длины трубы вследствие теплового расширения материала при изменении температуры. Эти удлинения компенсируются за счет зигзагообразной укладки сваренной плети
в траншее.
Основная задача при расчете любого трубопровода – достоверное определение потерь давления по длине на трение и в местных гидравлических сопротивлениях. Проблема учета особенностей течения газа в полиэтиленовых трубах при определении
потерь давления по длине достаточно подробно изучена и представлена в источниках печати, чего нельзя сказать о потерях
в местных сопротивлениях.
В разных источниках значения коэффициентов местных сопротивлений (КМС) для полиэтиленовых фитингов различаются:
систематизация данных в этой области отсутствует.
Величина потерь давления на местные сопротивления в распределительных газопроводах принимается в размере 10 % от потерь на трение – независимо от материала труб. Есть основания полагать, что величина процентного вклада местных сопротивлений
в полиэтиленовых трубах меньше 10 %, так как сами КМС полиэтиленовых труб имеют меньшие значения, чем у стальных. В результате общие потери давления будут снижены и, как следствие,
будут подобраны меньшие диаметры труб.
46
47
Контрольные вопросы
1. По каким основным признакам классифицируются городских газопроводы?
2. Какие факторы учитываются при прокладке наружных распределительных газопроводов?
3. Назовите основные варианты модификаций систем газоснабжения городов и населенных пунктов.
4. Какие факторы влияют на стоимость газораспределительной сети?
5. Как определить оптимальное количество ПРГ и место их
установки на местности?
6. В чем заключаются особенности систем газоснабжения
промышленных предприятий?
7. От чего зависит выбор материала труб для систем газоснабжения?
Глава 2. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ
В основе гидравлического расчета газопроводной сети лежит
определение оптимальных диаметров газопроводов, обеспечивающих пропуск необходимых количеств газа при допустимых перепадах давления. Расчет ведется исходя из максимально возможных
расходов газа в часы максимального газопотребления. При этом
учитываются часовые расходы газа на нужды производственных
(промышленных и сельскохозяйственных), коммунально-бытовых
потребителей, а также индивидуально-бытовые нужды населения
(отопление, горячее водоснабжение). Как правило, при гидравлическом расчете газопроводов среднего и высокого давления расчетные расходы газа потребителями принимаются в качестве сосредоточенных нагрузок, для сетей низкого давления учитывается также
равномерно распределенная нагрузка. Отличительной особенностью систем газоснабжения среднего давления с установкой газорегуляторных пунктов у каждого потребителя или небольшой группы
потребителей населенного пункта является применимость к ним
принципа расчета сетей с равномерно распределенными нагрузками.
При движении газа по трубопроводам происходит постепенное снижение первоначального давления за счет преодоления сил
трения и местных сопротивлений:
Δp = Δpтр + Δpм.с .
(12)
Средняя скорость движения газа в трубе
ω = V / F,
(13)
3
где V – объемный расход газа, м /с; F – площадь поперечного сечения трубы, м3.
В зависимости от скорости потока, диаметра трубы и вязкости
газа его течение может быть ламинарным, т. е. упорядоченным
в виде движущихся один относительно другого слоев, и турбулентным, когда в потоке газа возникают завихрения и слои перемешиваются. Режим движения газа характеризуется величиной критерия
Рейнольдса:
Re = ωD / ν,
48
49
(14)
где ω – скорость потока, м/с; D – диаметр трубопровода, м; ν – кинематическая вязкость, м2/с.
Интервал перехода ламинарного движения в турбулентное
называется критическим и характеризуется Re = 2000–4000. При
Re < 2000 течение ламинарное, а при Re > 4000 – турбулентное.
В распределительных газопроводах преобладает турбулентное
движение газа. Лишь в газопроводах малого диаметра (например,
во внутридомовых) при небольших расходах газ течет ламинарно.
Течение газа по подземным газопроводам считают изотермическим
процессом, так как температура грунта вокруг газопровода за короткое время протекания газа изменяется мало.
Различают гидравлический расчет сетей низкого давления
и среднего (высокого) давления.
При гидравлическом расчете газопроводов среднего и высокого давлений, в которых перепады давления значительны, изменение
плотности и скорости движения газа необходимо учитывать. Поэтому потери давления на преодоление сил трения в таких газопроводах определяются по формуле
P0 V 2
V2
(15)
λ 5 ρ 0l = 1, 2687 ⋅ 10−4 λ 5 ρ 0l ,
81π d
d
где Pн и Pк – абсолютные давления газа в начале и в конце газопровода, МПа; P0 = 0,101325 МПа; λ – коэффициент гидравлического
трения; d – внутренний диаметр газопровода, см; ρ0 – плотность
газа при нормальных условиях, кг/м3; l – длина газопровода, м;
V – расход газа, м3/ч, при нормальных условиях.
Для сетей низкого давления обозначенные потери давления на
преодоление сил трения вычисляются по формуле
Pн2 − Pк2 =
Pн − Pк =
106 V 2
V2
λ
ρ
626,1λ
ρ 0l.
l
=
0
162π 2 d 5
d5
(16)
Коэффициент гидравлического трения λ определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса:
Re =
V
V
= 0,0354 ,
9πdν
dν
50
(17)
где d – внутренний диаметр трубопровода, см; V – расход газа, м3/ч,
при нормальных условиях; ν – коэффициент кинематической вязкости газа, м2/с, при нормальных условиях.
Число Re зависит также от гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода, определяемой по формуле
n
Re   < 23,
d 
(18)
где n – эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая равной для новых стальных
труб 0,01 см, для бывших в эксплуатации стальных – 0,1 см, для
полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации – 0,0007 см,
для медных – 0,001 см.
В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического
трения λ определяется следующим образом:
• для ламинарного режима движения газа при Re ≤ 2000
λ=
64
;
Re
(19)
• для критического режима движения газа при Re = 2000–4000
λ = 0,0025Re0,333 .
(20)
При Re > 4000 (в зависимости от выполнения условия (18))
• для гидравлически гладкой стенки (т. е. если неравенство (18)
справедливо):
 при 4000 < Re < 100 000 – по формуле
λ=
0,3164
;
Re0,25
(21)
 при Re > 100 000
λ=
1
(1,82lg Re − 1,64 )2
;
(22)
• для шероховатых стенок (т. е. если неравенство (18) несправедливо) при Re > 4000
 n 68 
λ = 0,11 +

 d Re 
51
0,25
.
(23)
Таким образом, при проведении гидравлических расчетов газораспределительной сети учитывают материал газопровода, а также процесс старения трубы, который выражается в увеличении шероховатости и зарастании стальных труб и неизменности шероховатости в процессе эксплуатации и ползучести полиэтиленовых
труб. Ползучесть полиэтиленовой трубы выражается в увеличении
внутреннего диметра на 5 % в процессе эксплуатации под воздействием внутреннего давления в результате уменьшения толщины
стенки трубы. Особая специфика полиэтиленовых труб заключается еще и в том, что они могут изготавливаться из полиэтилена различной плотности: средней – ПЭ 80, высокой – ПЭ 63 (в настоящее
время в системах газораспределения не применяется), а также на
основе бимодального сополимера – ПЭ 100. Известно, что внутренний слой стенки полиэтиленовой трубы насыщается газом, так что
степень насыщения зависит от давления газа и плотности стенки.
Насыщение газом приводит к изменению шероховатости стенки,
изменяя гидравлическое сопротивление трубы. Ползучесть также
влияет на изменение шероховатости стенки трубы в процессе эксплуатации. В совокупности все эти факторы определяют пропускную способность полиэтиленовых труб.
При расчете газопроводов низкого давления, прокладываемых
в условиях резко выраженного переменного рельефа местности,
надо учитывать гидростатический напор, Па:
Δpг = ±9,81h(ρв − ρ г ),
(24)
где h – разность геометрических отметок газопровода, м; ρв и ρг –
плотности воздуха и газа, кг/м3; знак «+» означает течение газа по
направлению снизу вверх (при ρг < ρв), а знак «–» – сверху вниз
(при ρг < ρв). Для случаев, когда ρг > ρв (тяжелые газы), знаки Δpг
меняются на обратные.
Потери давления в местных сопротивлениях вызываются изменениями величин и направлений скоростей движения газа в местах переходов газопровода с одного диаметра на другой, в запорной арматуре, отводах, тройниках и т. д. По формуле Вейсбаха потери давления в местных сопротивлениях, Па:
Δpм.с = ζ
52
ρ г ω2
,
2
(25)
где ζ – безразмерный коэффициент местного сопротивления.
Для ряда последовательно расположенных местных сопротивлений на газопроводе одного диаметра их сумма
ρг ω2
(26)
,
2
где ζ1 , ζ 2 , ..., ζ n – коэффициенты различных местных сопротивлений.
Средние значения коэффициентов некоторых видов местных
сопротивлений приведены в табл. 11 по данным [13].
 Δpм.с = (ζ1 + ζ 2 + ... + ζ n )
Таблица 11
Значения КМС для стальных труб
Местное сопротивление
Значение ζ
Внезапное сужение в пределах перехода на следующий диаметр
Внезапное расширение в пределах
перехода на следующий диаметр
Тройник на проход
Тройник на ответвление 90°
Отвод гнутый 90°
Задвижка
Шаровой кран
Компенсатор линзовый
0,35
0,3
1,0
1,5
0,3
0,5
0,1
1,6
Часто потери давления в местных сопротивлениях выражают
через эквивалентную длину прямого участка трубы lэкв, на которой
линейные потери давления на трение равнозначны потерям в данном местном сопротивлении:
ζD
(27)
,
λ
где D – внутренний диаметр газопровода, м; lэкв – эквивалентная
длина, м, прямолинейного участка трубы данного диаметра, на котором потери давления на трение равны потерям в местном сопротивлении при ζ = 1.
Суммарные сопротивления газопровода в данном случае можно вычислить как линейные потери давления на трение на действиlэкв =
53
тельной длине участка l плюс на длине lэкв участка, т. е. на расчетной или приведенной длине
lрасч = l + lэкв .
(28)
Далее расчетную длину надо умножить на потери давления
на 1 м.
Учет местных сопротивлений необходим при расчете газопроводов небольшой протяженности в сложной конфигурации (например, во внутридомовых и внутрицеховых газопроводах). Потери
в местных сопротивлениях распределительных газопроводов большой протяженности во много раз меньше потерь давления на трение, и их обычно принимают равными 5–10 % от последних.
Ввод газопровода в жилое здание предусматривается непосредственно в помещение, где установлены газоиспользующие
приборы.
К этим потерям надо добавить потери в счетчике при максимальном расходе, а также потери в приборе (от штуцера до горелки).
Потери в счетчике зависят от расхода газа и типа счетчика
и принимаются по паспортным характеристикам. По экспериментальным данным потери в водонагревателе составляют около 100 Па,
в плите – 60 Па.
Для облегчения расчетов на основании формул разработаны
таблицы и номограммы. По ним с достаточной для практических
целей точностью определяют: необходимый диаметр газопровода
по заданному расходу и потерям давления (или по заданным диаметру и потерям – пропускную способность газопровода); по заданным диаметру и расходу – потери давления; по известным местным сопротивлениям – эквивалентные длины. Каждая таблица
и номограмма составлена для газа с определенной плотностью
и вязкостью с учетом давления газа (низкое, среднее и высокое)
(см. прил. 1).
Расчет диаметра газопровода следует выполнять с оптимальным распределением расчетной потери давления между участками
сети [4].
Расчетные потери давления газа в распределительных газопроводах низкого давления следует принимать в соответствии
с требованиями СП 42-101–2003 не более 180 даПа (от источника
газоснабжения до наиболее удаленного прибора), в том числе:
54
1) для уличных и внутриквартальных газопроводов – 120 даПа;
2) внутренних и подводящих газопроводов – 60 даПа.
Допустимые перепады давления газа в сети должны определяться для каждого конкретного случая исходя из условия обеспечения требуемого давления газа у каждого прибора.
По данным, приведенным в действующих ГОСТ Р 51847–2009
и ГОСТ Р 50696–2006, современное автоматизированное газовое
оборудование (плиты и теплогенераторы) должно соответствовать
следующим значениям требуемого давления перед горелочными
устройствами:
• при Pnom = 2000 Па
Pmax = 2500 Па, Pmin = 1700 Па;
• при Pnom = 1300 Па
Pmax = 1800 Па, Pmin = 650 Па,
где Pmax, Pmin, Pnom – максимально возможное, номинальное и минимально возможное давление газа перед прибором.
Исходя из максимальных колебаний давления газа перед установками расчетный перепад давления в сети равен [5]:
∆Pр= Pmax – Pmin = [(Nmax / Nnom)2 – (Nmin / Nnom)2]Pnom = (j1 – j2)Pnom,
где Nmax, Nmin, Nnom – максимальное, минимальное и номинальное
значение мощности прибора, кВт; j1 и j2 – коэффициенты, соответствующие максимальному и минимальному давлению газа (для
приборов с Pnom = 2000 Па j1 = 1,25 и j2 = 0,85, при Pnom = 1300 Па j1 =
= 1,39 и j2 = 0,5).
Расчетный перепад давления может быть определен как доля
номинального давления перед приборами, а зона колебания давления газа в долях Pnom определяется коэффициентами j1 и j2:
• при Pnom = 2000 Па
∆Pр = (1,25 – 0,85)Pnom = 0,4Pnom = 800 Па;
• при Pnom = 1300 Па
∆Pр = (1,39 – 0,5)Pnom = 0,89Pnom = 1157 Па.
55
Расчетный перепад давления в сети ∆Pр складывается из перепада по расчетной магистрали ∆Pм, в ответвлениях к потребителям
∆Pотв и во внутридомовых газопроводах ∆Pвн:
∆Pр = ∆Pм + ∆Pотв + ∆Pвн.
Для многоэтажной застройки величина расчетного перепада
определяется следующим образом [5]:
∆Pм = 0,6∆Pр;
∆Pотв + ∆Pвн = 0,4∆Pр.
При проектировании подземных газопроводов рекомендуется
предусматривать полиэтиленовые трубы – за исключением случаев,
когда по условиям прокладки, давлению и виду транспортируемого
газа эти трубы применить нельзя. При замене стального газопровода на полиэтиленовый пропускная способность увеличивается пропорционально шероховатости, т. е. на 10–15 %.
2.1. Методика гидравлического расчета сети
В процессе эксплуатации происходит увеличение шероховатости стальных труб вследствие коррозии (за 10 лет на 1 мм) и сопротивление возрастает. Это необходимо учитывать при выборе
диаметра газопровода. Также при выборе диаметра следует учитывать возможность реконструкции изношенного стального газопровода путем протяжки полиэтиленовой трубы.
Гидравлический расчет представляет собой комплекс мероприятий для подбора (проверки имеющихся) трубопроводов газоснабжения, выявления избыточного давления среды, критических
параметров работы участка сети, подбора необходимого газорегуляторного оборудования и необходимости модернизации сети исходя из соблюдения режимов работы по предельной скорости, перепаду давлению и конечному давлению потребителей.
Гидравлические расчеты в зависимости от объекта обсчета
могут производиться по трем методикам – прямой, обратной и поверочной.
Для проектов, в которых выполняется газоснабжение тех или
иных объектов по ранее выданным техническим условиям с указанным давлением в точке подключения, наиболее часто используемой является методика прямого расчета (рис. 17). Зная значение
давления газа в месте подключения (в источнике), а также расход
газа, с учетом действующих потребителей вычисляются:
• диаметр подводящего трубопровода к потребителю;
• давление у намечаемого потребителя после проведения мероприятий;
• давление у действующих потребителей после включения
в сеть дополнительных потребителей;
• режим работы сети.
Для проектов, в которых выполняется реконструкция системы
газоснабжения тех или иных объектов с увеличением (уменьшением) расхода газа и сохранностью категорий (или значений) давлений по ранее выданным техническим условиям с указанным источником снабжения, необходимо использовать методику обратного
расчета (рис. 18). Имея значения номинальных расходов потребле-
56
57
При Pnom = 2000 Па
∆Pм = 480 Па, ∆Pотв + ∆Pвн = 320 Па.
При Pnom = 1300 Па
∆Pм= 694 Па, ∆Pотв + ∆Pвн = 463 Па.
Для малоэтажной застройки
∆Pм= 0,7∆Pр;
∆Pотв + ∆Pвн = 0,3∆Pр.
При Pnom = 2000 Па
∆Pм = 560 Па, ∆Pотв + ∆Pвн= 240 Па.
При Pnom = 1300 Па
∆Pм = 810 Па, ∆Pотв + ∆Pвн= 347 Па.
Величину начального давления на расчетном направлении
Pнач, т. е. давление на выходе из газорегуляторного пункта шкафного (ГРПШ) (в случае, когда здания расположены вблизи источника
газа и расчетный перепад может быть использован незначительно),
можно считать равной максимальному значению Pmax:
Pнач = Pmax.
ния в сети (с учетом действующих и реконструируемых потребителей и давления в источнике), вычисляются:
• диаметр подводящего трубопровода к потребителям с учетом сохранения их режима работы;
• давление у источника снабжения, если необходимо его изменение;
• режим работы сети.
Рис. 17. Пример прямого гидравлического расчета
Для проектов, в которых происходит реконструкция системы
газоснабжения квартала, района или города, выполняется поверочная методика гидравлического расчета (рис. 19). При этом расчете
в качестве исходных данных выступают сведения обо всех имеющихся сетях района (города), номинальных расходах потребителей
и ПРГ, сведения о сезонных колебаниях сетей и режимах работы
головных источников. Производится расчет перспективного расширения сети, реконструкции городских кварталов, перекладок городской сети газопроводов ввиду их амортизации, износа, выхода
из строя и т. д.
58
Рис. 18. Пример обратного гидравлического расчета
Опираясь на описанные выше значения, вычисляют:
• диаметр реконструируемых трубопроводов с учетом сохранения режима работы потребителей;
59
• проводят мероприятия по дополнительному обустройству
сетей (прокладки, перекладки, кольцевания) с вычислением их
диаметров с учетом сохранения режима работы потребителей и их
улучшения;
• рассчитывают необходимое давление у источника снабжения, если необходимо его изменение;
• определяют режим работы сети.
Решения, принятые по результатам гидравлического расчета,
могут:
• лечь в основу городской схемы газоснабжения или ее изменения;
• стать фундаментом проектных решений;
• образовать собственную схему газоснабжения для последующих мероприятий.
2.2. Расчет тупиковых газопроводов
Особенностью расчета тупикового газопровода, питаемого из
одной точки и обладающего подключенными сосредоточенными
потребителями газа, является то, что определение диаметров участков газопровода ведут по суммарным расходам газа на участках
и допускаемой потере давления. Отбор сосредоточенных расходов
газа имеет место в распределительных газопроводах среднего или
высокого давления, а также во внутренних газопроводах жилых
и производственных зданий. Потребители, подключаемые к распределительным газопроводам низкого давления (за исключением
отдельных сосредоточенных), получают газ из сети неравномерно,
из-за чего трудно установить закономерность разбора. Для упрощения задачи допускают, что бытовыми и коммунально-бытовыми
потребителями газ по пути его следования в трубе расходуется равномерно. Расход газа, отбираемый на участке газопровода, называется путевым расходом на данном участке. Однако чаще всего по
участку проходит и то количество газа, которое предназначено для
других участков. Для данного участка этот расход газа будет считаться транзитным.
Рассмотрим схему расходов газа по участкам (рис. 20). Очевидно, что на участке 3–4 имеется только путевой расход; на участке 2–3 расход складывается из собственного путевого расхода А2
и транзитного расхода Б2; на участке 1–2, кроме собственного путевого расхода А1, имеется транзитный расход Б1 = А2 + Б2, предназначенный для двух последующих участков. Разумеется, диаметры
труб первых участков должны быть больше диаметров труб последующих участков. Если взять изолированно участок 2–3 из этой сети и определить расчетный расход газа Vр в промежуточной точке
Рис. 19. Пример поверочного гидравлического расчета
60
61
х, то этот расход будет складываться из транзитного расхода Vт
и какой-то части путевого расхода Vп, т. е.
Vр = Vт + kVп ,
(29)
где коэффициент k учитывает долю путевого расхода газа в данной
V
точке и зависит от т .
Vп
Vуз = Vг / 2.
Рис. 20. Схема расходов газа по участкам
Для газовых сетей населенных пунктов обычно транзитный
расход газа во много раз больше путевого, поэтому для осреднения
расчетных расходов газа на участках пользуются соотношением
Vр = Vт + 0,5Vп ,
(30)
Для дальнейших расчетов введено понятие об удельных расходах газа. Удельный расход по длине есть отношение общего расчетного часового расхода газа к суммарной длине газовой сети:
Vуд. l = Vр.час /  li .
(31)
В больших городах с различным характером застройки и неодинаковой плотностью населения удельные расходы вычисляются
отдельно для каждого района.
Удельный расход газа, отнесенный к единице площади застройки, составит
Vуд. f = Vр.час / F ,
ходя из допустимых колебаний тепловых нагрузок бытовых газовых приборов. При снабжении потребителей природным газом
с низшей теплотой сгорания 33–42 МДж/м3 давление газа перед
бытовыми газовыми приборами принимают 120 или 200 даПа. Как
следствие, при давлении газа на выходе из ГРП, равном 300 даПа,
суммарный перепад давления в газовых сетях рекомендуется принимать равным 180 даПа (в том числе в уличных газопроводах 120,
в подводящих и домовых – 60 даПа). Таким образом, при расчетах
уличных распределительных газовых сетей следует ориентироваться на перепад давления в 120 даПа.
В сложных схемах газоснабжения расчетные расходы газа на
участках сети определяются с помощью условных узловых расходов, равных (в точке пересечения участков) полусумме путевых
расходов участков, примыкающих к узлу:
(32)
(33)
Таким приемом равномерно распределенный расход газа на
участках сети, примыкающих к узловой точке, как бы «собирается»
в эту точку и превращается в условный сосредоточенный расход.
Когда вся равномерно распределенная нагрузка сети будет заменена сосредоточенными узловыми расходами, расчетные расходы газа на участках сети будет
определяться из так называемого
условия равновесия узлов – равенства количеств газа, притекающего к узлу и отходящего от
Рис. 21. Схема узла
него, с учетом расхода газа в самом узле (рис. 21).
Баланс расходов газа в узле может быть представлен выражением
Vp1 = Vp2 + Vp3 + Vуз .
(34)
где Vр.час – расчетный часовой расход газа, м3/ч; F – площадь застройки, га.
Как отмечалось ранее, диаметры газопроводов определяются
по расходу газа и по допустимым потерям давления. Выбор расчетных перепадов давления в сетях низкого давления принимается ис-
В тех случаях, когда распределительная сеть, помимо равномерно распределенной нагрузки, имеет сосредоточенные расходы Vс, последние включаются в узловые расходы в местах присоединения сосредоточенных расходов к распределительной сети. Для таких узлов
62
63
Vуз = Vп / 2 + Vс .
(35)
Для разветвленных систем следует увязывать потери давления
в основных ответвлениях. При этом максимальная величина невязки составляет 10 %.
2.3. Расчет кольцевых газопроводов
В отличие от тупиковых газовых сетей, в которых направления потоков и расчетные расходы газа на участках сети определены, в многокольцевых сетях и направления потоков, и количества
газа, протекающие по расчетным участкам, не постоянны. Задачей
гидравлического расчета таких сетей является определение диаметров участков сети, которые обеспечивают равномерность гидравлического режима всей сети и подачу всем потребителям требуемых
количеств газа при заданных перепадах давления. Если в тупиковых сетях из трех величин – расхода газа, допустимого перепада
давления и диаметра газопровода – неизвестна одна, то задача решается легко. В кольцевых сетях, когда потоки газа могут распределиться по полукольцам неравномерно, из указанных трех величин известна только одна, а две другие необходимо определить.
Решение такой задачи
базируется на двух условиях. Первое из них – это рассмотренное выше условие
равновесия узла. Если приток газа к узлу считать положительным
расходом,
а выход газа из узла и расход газа в самом узле – отрицательным, то алгебраическая сумма расчетных
Рис. 22. Схема кольцевого газопровода
расходов газа в узле должна
быть равна нулю (рис. 22).
Второе условие определяет сумму потерь давления в одном полукольце как сумму потерь давления в другом полукольце:
Δp1 + Δp2 = Δp3 + Δp4 + Δp5 .
(36)
указанное условие можно сформулировать так: алгебраическая
сумма потерь давления в любом кольце должна быть равна нулю.
Практически это условие выполнить удается не всегда, поэтому допускают, что невязка потерь давления в полукольцах не должна
превышать 10 % от наименьшей потери давления в одном из полуколец.
При подборе диаметра полукольца необходимо предусмотреть
возможность его работы в аварийном режиме.
Определение аварийного расхода газа производится по формуле
n
Vав = Vрраб +  (Vi K об.i ) ,
где Vав – аварийный расход газа по магистральному кольцевому газопроводу, м3/ч; Vрраб – расчетный расход рабочего полукольца,
м3/ч; Vi – расход i-х потребителей газа на аварийном полукольце,
м3/ч; Kоб.i – коэффициент i-х потребителей газа.
Коэффициент обеспеченности газом при аварийных ситуациях
для бытовых потребителей (ГРП) можно принять в пределах от 0,8
до 0,85; для отопительно-производственных котельных он составит
от 0,7 до 0,75 – в зависимости от наличия резервного топлива; для
промышленных предприятий – от 0,5 до 0,9.
Рабочее полукольцо должно обеспечить пропуск в среднем 75 %
расхода от аварийного участка.
Контрольные вопросы
1. Раскройте особенности гидравлического расчета газопроводов низкого давления.
2. Назовите особенности гидравлического расчета газопроводов среднего и высокого давления.
3. Как рассчитывается тупиковый разветвленный газопровод?
4. Как рассчитывается кольцевой газопровод?
5. Как определить правильность результатов гидравлического
расчета газопроводов низкого давления?
Если условно считать давление газа в кольце по часовой
стрелке положительным, а противоположное отрицательным, то
64
(37)
i =1
65
Если известна теплопроизводительность установки, то расчетный расход, м3/ч, определяется по формуле
Глава 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ГАЗА
Для бесперебойного обеспечения всех потребителей природным газом необходимо определить годовые и расчетные расходы
газа на все виды потребления.
Годовые расходы газа используются для планирования количества газа, которое необходимо доставить проектируемому населенному пункту, а расчетные (максимально-часовые) – для определения диаметров газопроводов.
Годовые и расчетные расходы газа потребителями можно
определить несколькими способами:
1) на основании данных проектов газоснабжения;
2) по номинальным расходам газа газовыми приборами;
3) теплопроизводительности установок;
4) нормам годового расхода потребителями;
5) укрупненным показателям.
Для нужд отопления, вентиляции и горячего водоснабжения
расход газа определяется по строительному объему отапливаемых и
вентилируемых зданий (по укрупненным показателям).
Расходы газа сосредоточенными потребителями (более 50 м3/ч
на ввод) необходимо определить отдельно для каждого потребителя. При равномерном распределении потребителей с расчетными
расходами менее 50 м3/ч на ввод (жилые и общественные здания)
расход газа определяется по жилым кварталам в целом.
Способ определения расхода газа по номинальным расходам
газовыми приборами применяется в том случае, когда известны количество устанавливаемых приборов и их типы, т. е. при проектировании внутридомового газоснабжения и квартальных сетей промышленных предприятий. Номинальные (расчетные) расходы газа
газовыми приборами и горелочными устройствами учитываются
согласно паспортным данным заводов-изготовителей. Пересчет номинальных расходов из килоджоулей в кубометры газа производится по формуле
q
(38)
V = р.
Qн
66
V=
Q
.
ηQнр
(39)
Расчетный расход несколькими приборами определяется следующим образом:
m 

q
V =   K о i р ni  ,
ηQн 
i =1 
(40)
где V – номинальный расход газа, м3/ч; m – число типов приборов
или групп приборов; Ko – коэффициент одновременности действия
для однотипных приборов или группы приборов; qi – номинальная
теплопроизводительность прибора, кДж/ч; Qнр – низшая теплота
сгорания газа, кДж/м3; Q – теплопроизводительность установки,
кДж/ч; η – КПД установки; ni – количество однотипных приборов
или групп приборов.
Примечание. Если номинальная мощность прибора дается в киловаттах, ее нужно перевести в килоджоули. Для этого величину в киловаттах следует умножить на 3600.
3.1. Определение расхода газа по годовым нормам
Способ определения расхода газа по годовым нормам применяется для равномерно распределенных потребителей, когда количество устанавливаемых приборов неизвестно.
Годовое потребление газа подсчитывается для определенных
объектов, а затем суммируется по группам. Условно принято выделять такие группы:
1) расход газа населением в кварталах жилых домов для приготовления пищи и горячей воды;
2) расход газа предприятиями коммунального хозяйства и общественными зданиями (бани, больницы, механизированные прачечные, хлебозаводы, котельные);
3) расход газа на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение жилых и общественных зданий;
4) расход газа промышленностью.
67
Годовой расход, м3/год, определяется по формуле
V=
Окончание табл. 12
q
Ni ,
Qнр
(41)
где q – норма расхода газа на расчетную единицу, кДж/год; Ni – количество расчетных единиц потребления; Qнр – низшая теплота сгорания, кДж/м3.
Годовые нормы расхода газа на хозяйственно-бытовые и коммунальные нужды приведены в табл. 12.
Таблица 12
Нормы расхода газа на коммунально-бытовые нужды
Нормы расхода
Показатель потеплоты, МДж
требления газа
(тыс. ккал)
Потребители газа
1. Население
При наличии в квартире газовой плиты
и централизованного горячего водоснабжения при газоснабжении:
природным газом
На 1 чел. в год
4100 (970)
СУГ
То же
3850 (920)
При наличии в квартире газовой плиты
и газового водонагревателя (при отсутствии централизованного горячего водоснабжения) при газоснабжении:
природным газом
»
10 000 (2400)
СУГ
»
9400 (2250)
При наличии в квартире газовой плиты
и отсутствии централизованного горячего
водоснабжения и газового водонагревателя
при газоснабжении:
природным газом
»
6000 (1430)
СУГ
»
5800 (1380)
2. Предприятия бытового обслуживания населения
Фабрики-прачечные:
на стирку белья в механизированных
На 1 т сухого
8800 (2100)
прачечных
белья
стирку белья в немеханизированных
То же
12 600 (3000)
прачечных с сушильными шкафами
стирку белья в механизированных пра»
18 800 (4500)
чечных, включая сушку и глажение
68
Нормы расхода
Показатель потеплоты, МДж
требления газа
(тыс. ккал)
Потребители газа
Дезкамеры:
на дезинфекцию белья и одежды в паро»
2240 (535)
вых камерах
дезинфекцию белья и одежды в горяче»
1260 (300)
воздушных камерах
Бани:
На 1 помывку
40 (9,5)
мытье без ванн
мытье в ваннах
То же
50 (12)
3. Предприятия общественного питания
Столовые, рестораны, кафе:
На 1 обед
4,2 (1)
на приготовление обедов (вне зависимости от пропускной
способности предприятия) на приготовНа 1 завтрак
2,1 (0,5)
ление завтраков или ужинов
или ужин
4. Учреждения здравоохранения
Больницы, родильные дома:
На 1 койку
3200 (760)
на приготовление пищи
в год
на приготовление горячей воды для хоТо же
9200 (2200)
зяйственно-бытовых нужд и лечебных процедур (без стирки белья)
5. Предприятия по производству хлеба и кондитерских изделий
Хлебозаводы, комбинаты, пекарни:
на выпечку хлеба формового
На 1 т изделий
2500 (600)
выпечку хлеба подового, батонов, булок,
То же
5450 (1300)
сдобы
выпечку кондитерских изделий (тортов,
»
7750 (1850)
пирожных, печенья, пряников и т. п.)
Примечания. 1. Нормы расхода теплоты на жилые дома, приведенные
в таблице, учитывают расход теплоты на стирку белья в домашних условиях.
2. При применении газа для лабораторных нужд школ, вузов, техникумов и других специальных учебных заведений норму расхода теплоты следует принимать в размере 50 МДж (12 тыс. ккал) в год на одного учащегося.
Количество расчетных единиц потребления Ni для существующих населенных мест принимается по данным строительного
СНиПа, для проектируемых – по данным проектов планировки
69
и застройки. Определение количества расчетных единиц потребления, производимое при отсутствии таких данных, рассматривается
в разделе 3.2.
где Zб – доля охвата населения, пользующегося банями; Yб – доля
охвата бань газоснабжением; 52 – количество помывок в год одним
человеком; qб – норма расхода теплоты на мытье в банях, МДж.
3.2. Определение расчетных расходов газа по годовым нормам
потребления
Значение плотности населения жилого района
Потребление газа в квартирах, выраженное в тепловых единицах, МДж/год, определяется по формуле
(
)
Qк = Yк N qк1 Z1 + qк 2 Z 2 + qк3 Z 3 ,
(42)
где Yк – доля охвата населения газоснабжением; N – количество жителей района города, чел.; qк1 , qк2 , qк3 – соответственно нормы расхода тепла на приготовление пищи при наличии в квартире централизованного горячего водоснабжения, наличия и отсутствия водонагревателя, МДж/чел./год; Z1 – доля населения, пользующегося
централизованным горячим водоснабжением; Z2 – доля населения,
имеющего в квартирах водонагреватели; Z3 – доля населения, проживающего в квартирах без горячего водоснабжения и водонагревателей.
Значение N зависит от площади поселка и плотности населения:
N = Fa,
(43)
где F – площадь застройки, га; a – плотность населения, чел./га.
Величину плотности населения a территории жилого района
рекомендуется принимать не менее приведенной в табл. 13.
Потребление газа в механизированных прачечных, включая
дезинфекцию белья, сушку и глажение, определяется по формуле
N
(44)
( qп + qд ) ,
1000
где 100 – норма грязного белья на 1 человека в год, кг; Zп – доля
охвата населения, пользующихся прачечной; Yп – доля охвата прачечных газоснабжением; qп, qд – норма расхода теплоты на стирку
и дезинфекции белья, МДж.
Потребление газа на мытье в банях без ванн определяется по
формуле
Qп = 100 Z пYп
Qб = Z бYб N 52qб ,
70
Таблица 13
Зона различной
Плотность населения территории жилого района,
степени градочел./га, для групп городов с числом жителей, тыс. чел.
строительной ценности территории
< 20 20–50 50–100 100–250 250–500 500–1000 > 1000
Высокая
Средняя
Низкая
130
–
70
165
–
115
185
–
160
200
180
165
210
185
170
215
200
180
220
210
190
Примечание. При строительстве в районах севернее 58° с. ш., а также
на площадках, требующих сложных мероприятий по инженерной подготовке
территории, плотность населения следует увеличивать, но не более чем на 20 %.
В крупных и крупнейших городах при применении высокоплотной двух-,
трех-, четырех-, пятиэтажной жилой застройки расчетную плотность населения следует принимать не менее чем для зоны средней градостроительной
ценности; при застройке площадок, требующих проведения сложных мероприятий по инженерной подготовке территории, – не менее чем для зоны высокой градостроительной ценности территории.
Потребление газа на предприятиях общественного питания
определяется по формуле
Qп = 360 Z опYоп N ( qоб + qз ) ,
(46)
где Zоп – доля охвата населения, пользующихся предприятиями общественного питания; Yоп – доля охвата предприятий общественного питания газоснабжением; qоб, qз – норма расхода теплоты на
приготовление обедов, завтраков или ужинов, МДж.
Потребление газа в учреждениях здравоохранения определяется по формуле
Qз =
12
Yз Nqз ,
1000
(45)
71
(47)
где 12 – количество коек на 1 тысячу жителей; Yз – доля охвата
учреждениях здравоохранения газоснабжением; qз – нормы расхода
теплоты в учреждениях здравоохранения на приготовление пищи
и горячей воды, МДж.
Потребление газа на предприятиях хлебопекарной промышленности определяется по формуле
Qхп = ( 0,6 ÷ 0,8 )
365
ср
Yхп Nqхп
,
1000
(48)
где (0,6÷0,8) – норма суточной выпечки хлеба на 1 тысячу жителей, т;
Yхп – доля охвата предприятий хлебопекарной промышленности гаср
зоснабжением; qхп
– средний расход теплоты на выпечку хлеба на
предприятиях хлебопекарной промышленности, МДж/(год · чел.),
который определяется по формуле
q1 + q2 + q3
.
(49)
3
Годовые расходы газа на нужды предприятий торговли, бытового обслуживания непроизводственного характера и т. п. можно
принимать в размере до 5 % суммарного расхода теплоты на жилые
дома:
ср
qхп
=
Qт = 0,05Qк,
(50)
где Qк – потребление газа в жилых зданиях, МДж/год.
Расчетный годовой расход газа районом города определяется
по формуле
Vр =
Q
год
Q нр
km ,
Vуд =
(52)
.
N
Расход газа на квартал рассчитывается следующим образом:
72
(53)
где Vi – расход газа i-го квартала, м3/ч; Ni – количество жителей i-го
квартала, чел.
Таблица 14
Значение коэффициента часового максимума km для городов
и населенных пунктов
Число жителей, снабжаемых газом,
тыс. чел.
Коэффициент часового максимума
расхода газа (без отопления)
1
2
3
5
10
20
30
40
50
100
300
500
750
1000
2000 и более
1/1800
1/2000
1/2050
1/2100
1/2200
1/2300
1/2400
1/2500
1/2600
1/2800
1/3000
1/3300
1/3500
1/3700
1/4700
Таблица 15
Значение коэффициента часового максимума km для
коммунально-бытовых предприятий
(51)
где km – коэффициент часового максимума, год/ч.
Коэффициент часового максимума определяется по табл. 14
в зависимости от количества жителей методом интерполяции; для
коммунально-бытовых предприятий он принимается по табл. 15.
Удельный расход газа, м3/(год · чел.), определяется по формуле
Vр
Vi = VудNi,
Коэффициент часового
максимума расходов газа
Предприятия
Бани
Прачечные
Общественного питания
По производству хлеба, кондитерских изделий
1/2700
1/2900
1/2000
1/6000
Примечания. 1. Для бань и прачечных значения коэффициента часового
максимума расхода газа приведены с учетом расхода газа на нужды отопления и вентиляции.
2. Для учреждений здравоохранения коэффициент часового максимума
следует принимать такой же, как и для предприятий общественного питания.
73
Результаты расчета сводятся в табл. 16.
живаемого данными газовыми сетями, одинаковыми для всех районов, гидравлически связанных между собой. Для районных сетей,
гидравлически не связанных между собой, km принимается отдельно для каждого района (см. табл. 14).
Таблица 16
Кварталы, численность населения и расчетный расход газа
Номер
квартала
Кол-во
Площадь
Расчетный
жителей в
квартала,
расход га- Примечание
квартале,
га
за, м3/ч
чел.
3.4. Определение расхода газа на отопление, вентиляцию
и горячее водоснабжение по укрупненным показателям
3.4.1. Определение расходов газа на отопление и вентиляцию
Годовые расходы теплоты на приготовление кормов и подогрев воды для животных рекомендуется принимать по табл. 17.

tвн − tср.о
tвн − tср.о
+ zk1k2
Qo =  24 (1 + k1 )

tвн − tр.о
tвн − tр.в

Таблица 17
Значения годовых расходов теплоты на приготовление
кормов и подогрев воды для животных
1700
4200
8400
рования отопления, °С;
tр.в – расчетная температура наружного воздуха для проекти-
420
Расчетный расход определяется как доля годового расхода:
(54)
где km – коэффициент часового максимума.
Коэффициент часового максимума для населенных мест принимается в зависимости от общей численности населения, обслу74
(55)
среднесуточной температурой воздуха 8 °С и менее (отопительный
период), °С;
tр.о – расчетная температура наружного воздуха для проекти-
3.3. Определение расчетного часового расхода газа
V = kmVгод ,
 qo Fж no
,

 ηо
где tвн – средняя температура внутреннего воздуха отапливаемых
зданий, принимаемая для жилых и общественных зданий равной
22 °С ( ГОСТ 30494–96);
tср.о – средняя температура наружного воздуха за период со
Нормы расхода теплоты
Назначение расходуемоПоказатель на нужды одного животго газа
ного, МДж
Приготовление кормов
Лошадь
для животных с учетом
Корова
запаривания грубых
кормов и корне-,
Свинья
клубнеплодов
Подогрев воды для питья На одно
и санитарных целей
животное
Для жилых районов городов и других населенных пунктов годовой расход тепла на отопление и вентиляцию жилых и общественных зданий, кДж, определяется по удельным нормам теплопотребления по формуле
рования вентиляции, °С;
z – усредненное за отопительный период число часов работы
системы вентиляции общественных зданий в течение суток (при
отсутствии данных принимается равным 16 ч);
k1 – коэффициент, учитывающий тепловой поток на отопление общественных зданий (при отсутствии данных принимается
равным 0,25);
k2 – коэффициент, учитывающий тепловой поток на вентиляцию общественных зданий (при отсутствии данных принимается
75
равным: для общественных зданий, построенных до 1985 г., – 0,4,
после 1985 г. – 0,6);
qo – укрупненный показатель максимального часового расхода теплоты на отопление жилых зданий, кДж/ч на 1 м2 жилой площади, принимаемый по табл. 18;
Fж – общая площадь жилых зданий, м2;
no – продолжительность отопительного периода, сут, соответствующая периоду со средней суточной температурой наружного
воздуха 8 °С и ниже, принимаемому по СНиП 2.01.01–82;
ηо – КПД отопительных установок в долях единиц (для местных котельных принимается 0,8–0,85, для районных котельных
с учетом КПД тепловых сетей – 0,8).
Таблица 18
Значения укрупненного показателя максимального
теплового потока на отопление жилых зданий qo
tр.о,°С
qо, кДж/(ч · м2)
0
–10
–20
–30
–40
335
461
544
628
670
Жилую площадь отапливаемых зданий можно определить по
формуле
Fж = f н N ,
(56)
2
где fн – расчетная жилищная обеспеченность, равная 18 м /чел.
Годовой расход газа на отопление жилых и общественных
зданий, м3/год, можно определить по формуле
Q
(57)
Vo = oр .
Qн
Часовой расход газа на отопление, м3/ч:
V
Vор = o .
24no
76
(58)
3.4.2. Определение расхода газа на централизованное
горячее водоснабжение
Годовой расход тепла на горячее водоснабжение (ГВ) жилых
и общественных зданий, кДж, определяется по формуле

60 − t х.л  1
Qг.в = 24 qг.в N  no + (350 − no )
β
,
60 − t х.з  ηг.в

(59)
где qг.в – укрупненный показатель среднечасового расхода теплоты
на горячее водоснабжение, кДж/ч на одного человека (с учетом
общественных зданий района), принимаемый по табл. 19;
N – количество жителей с централизованным горячим водоснабжением, чел.;
350 – расчетное число суток в году работы системы горячего
водоснабжения;
t х.л – температура холодной (водопроводной) воды в неотопительный период (при отсутствии данных принимается равной 15 °С);
tх.з – температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период (при отсутствии данных принимается равной 5 °С);
ηг.в – КПД котельной, равный 0,8–0,85;
β – коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода
воды на горячее водоснабжение в неотопительный период по отношению к отопительному периоду, принимаемый при отсутствии
данных для жилищно-коммунального сектора равным 0,8 (для курортов β = 1,2–1,5, для предприятий – 1,0).
Таблица 19
Укрупненный показатель среднего теплового потока на горячее
водоснабжение на одного человека qг.в, кДж/(ч · чел.)
Средняя за отопительный период норма расхода воды на горячее водоснабжение, л/(сут · чел.)
qг.в, кДж/(ч · чел.)
80
90
110
120
1050
1150
1260
1470
77
Годовой расход газа на централизованное горячее водоснабжение, м3/год, определяется по формуле
Q
(60)
Vг.в = г.вр .
Qн
Часовой расход газа на ГВ, м3/ч:
V
Vг.вр = г.в .
24nг.в
При таком определении часового расхода газа необходимо
учитывать коэффициент одновременности действия приборов, значения которых приведены в табл. 21.
Таблица 21
Коэффициент одновременности действия приборов
Коэффициент одновременности Ko в зависимости от установки
в жилых домах газового оборудования
(61)
Найденные расходы по всем видам потребления заносятся
в сводную табл. 20.
Число
квартир
Таблица 20
Сводная таблица результатов расчета
Годовой
Наименование расход тепла,
расхода
МДж/год
Годовой расход газа,
м3/год
Часовой
расход
газа,
м3/ч
3.4.3. Определение расчетных расходов газа
для жилых зданий
В том случае, когда известны типы и количество приборов,
установленных в квартирах жилого дома, часовой расход газа, м3/ч,
определяется по формуле
qi
K o ni 3600,
р
i =1 Qн
m
Vi = 
(62)
где m – количество типов или групп приборов; qi – номинальная
тепловая нагрузка i-го прибора или группы однотипных приборов,
принимаемая по паспортным данным или техническим характеристикам приборов, кВт; Qнр – низшая теплота сгорания газа, кДж/м3;
K o – коэффициент одновременности действия для однотипных
приборов или группы приборов (определяемый по табл. 21); ni –
количество однотипных приборов или групп приборов.
78
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
15
20
30
40
50
60
70
80
90
100
400
Плита четырехконфорочная
Плита двухконфорочная
1
0,650
0,450
0,350
0,290
0,280
0,280
0,265
0,258
0,254
0,240
0,235
0,231
0,227
0,223
0,220
0,217
0,214
0,212
0,210
0,180
1
0,840
0,730
0,590
0,480
0,410
0,360
0,320
0,289
0,263
0,242
0,230
0,218
0,213
0,210
0,207
0,205
0,204
0,203
0,202
0,170
Плита четырех- Плита двухконфорочная
конфорочная
и газовый про- и газовый проточный водоточный водонагреватель
нагреватель
0,700
0,560
0,480
0,430
0,400
0,392
0,370
0,360
0,345
0,340
0,300
0,280
0,250
0,230
0,215
0,203
0,195
0,192
0,187
0,185
0,150
0,750
0,640
0,520
0,390
0,375
0,360
0,345
0,335
0,320
0,315
0,275
0,260
0,235
0,205
0,193
0,186
0,180
0,175
0,171
0,163
0,135
Примечания. 1. Для квартир, в которых устанавливается несколько однотипных газовых приборов, коэффициент одновременности следует принимать
таким же, как и для такого же числа квартир с этими газовыми приборами.
2. Значение коэффициента одновременности для емкостных водонагревателей, отопительных котлов или отопительных печей рекомендуется принимать равным 0,85 независимо от количества квартир.
79
Данный метод неприемлем для расчета городских газопроводов из-за многообразия газовых приборов и различных режимов
использования газа разными категориями потребителей, а также
в случаях, когда установить число подлежащих газоснабжению
квартир и газовых приборов не представляется возможным.
3.4.4. Определение расхода газа промышленными
предприятиями
Расход газа промышленными предприятиями на технологические нужды определяется по данным технологических проектов
предприятий, укрупненным показателям специализированных проектных организаций или по расходам топлива и газа аналогичными
существующими предприятиями.
Для определения расхода газа на промышленную печь или
сушильную камеру, м3/ч, можно воспользоваться следующей формулой:
Vч =
G ( iк − iн )
Qнр η
(63)
,
где G – производительность печи, кг/ч; iк = ctк – конечная энтальпия загрузки, кДж/кг; iн = ctн – начальная энтальпия загрузки,
кДж/кг; c – удельная теплоемкость материала загрузки, кДж/(кг · °С);
tн , tк – начальная и конечная температура загрузки, °С.
При переводе промышленных установок на газ с другого вида
топлива, расход газа можно рассчитать по формуле
Vч = Gтопл
р
Qн.пр
ηтопл
Qнр ηг
,
Таблица 22
Усредненная теплота сгорания
различных видов топлива
р
Qн.пр
, кДж/кг
Вид топлива
Каменный уголь
Мазут
Дизельное топливо
Торф кусковой
Дрова (кДж/м3)
Кокс
Контрольные вопросы
1. Для каких категорий потребителей установлены годовые
нормы потребления газа?
2. Как определить потребление газа котельной (часовой
расход)?
3. Что нужно учитывать при переводе годовых расходов газа
в часовые?
4. Как определить потребление газа промышленными потребителями (часовой расход)?
5. Как определить часовой расход газа на жилой дом?
(64)
где Gтопл – расход применяемого топлива, кг/ч (для дров – м3/ч);
р
– рабочая теплота сгорания применяемого топлива, кДж/кг
Qн.пр
(табл. 22); Qнр – рабочая теплота сгорания газа, кДж/м3; ηтопл , ηг –
КПД установок при работе на заменяемом топливе и на газе.
80
27 092
41 131
41 970
11 458
5464
27 280
81
Глава 4. ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ ПРГ
ПРГ (иначе – ГРП), ГРПБ, ШРП и ГРУ должны быть оснащены фильтром, предохранительным запорным клапаном (ПЗК), регулятором давления газа, предохранительным сбросным клапаном
(ПСК), запорной арматурой, контрольными измерительными приборами (КИП) и узлом учета расхода газа (при необходимости),
а также обводным газопроводом (байпасом) с двумя последовательно расположенными отключающими устройствами на нем.
Функциональная схема шкафного ГРП с двумя линиями редуцирования изображена на рис. 23, а с одной – на рис. 24.
Рис. 24. Функциональная схема шкафного домового ГРП:
1, 4, 7 – краны шаровые; 2 – фильтр газовый;
3 – регулятор давления газа; 5 – манометр;
6 – клапан для манометра
Рис. 23. Функциональная схема шкафного ГРП с двумя линиями
редуцирования:
1 – кран шаровой КШ-50; 2 – входной манометр МТ-16; 3 – кран шаровой
КШ-20; 4 – фильтр типа ФГ-25/50С12; 5 – регулятор давления газа; 6 – клапан предохранительный сбросной; 7 – кран шаровой КШ-15; 8 – выходной
манометр (водяным не комплектуется); 9 – регулятор давления газа
РДСГ-1-1,2; 10 – газогорелочное устройство ОГ; 11 – кран КТ
82
Разрешается не предусматривать устройство байпаса в ШРП,
предназначенном для газоснабжения одноквартирного дома.
При размещении части запорной арматуры, приборов и оборудования за пределами здания ГРП, ГРПБ или ШРП следует обеспечить условия их эксплуатации, соответствующие указанным
в паспортах заводов-изготовителей. Оборудование, размещенное
за пределами здания ГРП, ГРПБ и ШРП, должно быть ограждено.
Фильтры, устанавливаемые в ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ, должны иметь устройства для определения перепада давления в нем, характеризующего степень засоренности фильтрующей кассеты при
максимальном расходе газа.
ПЗК и ПСК должны обеспечивать соответственно автоматическое прекращение подачи или сброс газа в атмосферу при изменении давления в газопроводе, недопустимом для безопасной
и нормальной работы газоиспользующего и газового оборудования.
83
В ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ следует предусматривать систему
продувочных и сбросных трубопроводов для продувки газопроводов и сброса газа от ПСК, которые выводятся наружу в места, где
обеспечиваются безопасные условия для рассеивания газа.
В ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ нужно устанавливать или включать
в состав автоматизированной системы управления (АСУ) показывающие и регистрирующие приборы для измерения входного и выходного давления газа, а также его температуры. В ШРП могут
применяться переносные приборы.
Контрольно-измерительные приборы с электрическим выходным сигналом и электрооборудование, размещаемые в помещении
ГРП и ГРПБ с взрывоопасными зонами, следует предусматривать
во взрывозащищенном исполнении.
КИП с электрическим выходным сигналом в нормальном исполнении должны размещаться снаружи, вне взрывоопасной зоны
в закрывающемся шкафу из негорючих материалов или в обособленном помещении, пристроенном к противопожарной газонепроницаемой (в пределах примыкания) стене ГРП и газорегуляторный
пункт блочный (ГРПБ).
Ввод импульсных газопроводов в это помещение для передачи к приборам импульсов давления газа следует осуществлять таким образом, чтобы исключить возможность попадания газа в помещение КИП.
По надежности электроснабжения ГРП и ГРПБ населенных
пунктов относят к 3-й категории, а ГРП и ГРПБ промышленных
предприятий – по основному производству. Молниезащита ГРП
и ГРПБ должна отвечать требованиям, предъявляемым к объектам
II категории молниезащиты.
При компоновке оборудования ГРП и ГРУ необходимо предусматривать возможность доступа к оборудованию для монтажа, обслуживания и ремонта. Расстояние между параллельными рядами
оборудования следует принимать не менее 0,4 м. Ширина основного прохода в помещении ГРП и со стороны обслуживания ГРУ
должна быть не менее 0,8 м. Для обслуживания оборудования, размещенного на высоте более 1,5 м, следует предусматривать площадки с лестницами, имеющими перила.
В табл. 23 приведены технические характеристики оборудования ШРП с регуляторами типа FE.
84
Таблица 23
Техническая характеристика ШРП FE
Наименование параметра
Регулятор давления газа
Диапазон входных давлений, МПа
ШРП FE–10
ШРП FE–25
FE–10
FE–25
0,05–0,6
Выходное давление, кПа
0,05–0,6
0,2–2
Пропускная способность, м³/ч, при входном давлении
0,25 МПа
11
27
0,6 МПа
15
38
Диапазон настройки срабатывания запорного клапана
при повышении выходного давления, кПа
3,4–3,6
при понижении выходного давления, кПа
0,9–1
Давление начала срабатывания сбросного
клапана, кПа:
2,7–2,9
Присоединительные размеры dу, мм
входного патрубка
20
выходного патрубка
32
Соединение
входного патрубка, дюйм
Под приварку
выходного патрубка
Резьбовое
Габаритные размеры, мм
длина
400
ширина
250
высота
535
Масса, кг
18
18
На рис. 25 показано устройство комбинированного регулятора
давления РДНК.
Габаритные размеры шкафных установок, где установлено
оборудование, приведены на рис. 26.
85
Рис. 25. Схема комбинированного регулятора давления РДНК:
1 – крестовина; 2 – седло; 3 – клапан; 4 – клапан отсечной; 5 – шток; 6 – рычаг; 7 – мембрана регулятора; 8 – корпус; 9 – крышка; 10 – клапан предохранительный; 11 – пружина; 12 – гайка; 13 – ниппель; 14 – стакан; 15 – пружина; 16 – мембрана; 17 – толкатель; 18, 19 – пружина; 20 – пробка; 21 – втулка;
22 – шток; 23 – пружина; 24 – пробка; 25 – шток; 26 – пружина; 27 – винт регулировочный
Правила установки ШРП прописаны в СП-42-101–2003 и справочнике «Газовик».
ГРП размещают:
1) отдельно стоящими;
2) пристроенными к газифицируемым производственным зданиям, котельным и общественным зданиям с помещениями производственного характера;
3) встроенными в одноэтажные газифицируемые производственные здания и котельные (кроме помещений, расположенных
в подвальных и цокольных этажах);
4) на покрытиях газифицируемых производственных зданий
I и II степеней огнестойкости класса СО с негорючим утеплителем;
5) вне зданий на открытых огражденных площадках под навесом на территории промышленных предприятий.
Условия размещения ГРП в зависимости от пропускной способности регулятора представлены в табл. 24.
86
Рис. 26. Габаритный чертеж ШРП
Таблица 24
Условия размещения ПРГ в зависимости от максимальной
пропускной способности
Наименование ПРГ, условия размещения
ГРП, ГРПБ
ГРП
ГРУ
Отдельно стоящий на территории поселений
Встроенный в одноэтажные газифицируемые производственные здания и котельные
В соответствии с СП 62.13330
87
Максимальная
пропускная способность, тыс. м3/ч
300
50
50
Окончание табл. 24
Наименование ПРГ, условия размещения
ГРПШ
ПРГП
На наружных стенах жилых, общественных (в том числе административного
назначения), административных и бытовых зданий независимо от степени огнестойкости и класса конструктивной пожарной опасности
На наружных стенах жилых, общественных (в том числе административного
назначения), административных и бытовых зданий IV степени огнестойкости не
ниже класса конструктивной пожарной
опасности С1
На наружных стенах котельных и производственных зданий
Отдельно стоящий на территории поселений
На территории поселений
В производственной зоне
Максимальная
пропускная способность, тыс. м3/ч
0,05
Давление газа в ГРП,
ГРПБ, ШРП,
МПа
Расстояния в свету от отдельно стоящих ГРП, ГРПБ
и ШРП по горизонтали, м, до
зданий и
сооружений
железнодорожных
и трамвайных путей
До 0,6
10
10
5
Св. 0,6 до 1,2
15
15
8
обочины авто- воздушных лимобильных
ний электропедорог
редач
0,4
15
30
1
5
Примечание. Максимальная пропускная способность отдельно стоящих
ГРП, ГРПБ и ГРПШ, размещенных вне территории поселений, не ограничена.
ГРПБ следует размещать отдельно стоящими в соответствии
с табл. 25.
Отдельно стоящие газорегуляторные пункты в населенных
пунктах располагают на расстояниях от зданий и сооружений не
менее указанных в таблице, а на территории промышленных предприятий и других предприятий производственного назначения – согласно требованиям СП 42-101–2003.
В стесненных условиях разрешается уменьшение на 30 % расстояний от зданий и сооружений до газорегуляторных пунктов
пропускной способностью до 10 000 м3/ч.
88
Таблица 25
Требования к размещению отдельно стоящих
газорегуляторных пунктов
Не менее 1,5 от
высоты опоры
–
Примечания. 1. Расстояние следует принимать от наружных стен зданий ГРП, ГРПБ или ШРП, а при расположении оборудования на открытой
площадке – от ограждения.
2. Требования таблицы распространяются также на узлы учета расхода
газа, располагаемые в отдельно стоящих зданиях или в шкафах на отдельно
стоящих опорах.
3. Расстояние от отдельно стоящего ШРП при давлении газа на вводе
до 0,3 МПа до зданий и сооружений не нормируется.
4.1. Подбор регуляторов давления
Регуляторы давления выбираются по расчетному (максимальному часовому) расходу газа при требуемом перепаде давления.
Пропускная способность таких регуляторов определяется по паспортным данным заводов-изготовителей, полученным экспериментальным путем. Ее величину рекомендуется принимать на 15–20 %
больше максимального значения расчетного расхода газа.
Подбор типоразмера регулятора давления производится по
таблицам, приведенным в справочной литературе [5, 13]. Далее по
формулам и в зависимости от P2 / P1 определяется максимальная
пропускная способность V регулятора давления. Устойчивой работа
регулятора будет при его загрузке в пределах 10–80 % от максимальной пропускной способности. Если это условие не выполнено,
то берется регулятор другого типоразмера и расчет повторяется.
Наиболее экономичным с точки зрения наименьшей металлоемкости будет регулятор, максимальная пропускная способность кото89
рого V превышает расчетный расход газа Vр на величину, близкую
к 0,2V.
При подборе регулятора следует руководствоваться номенклатурой ряда регуляторов, выпускаемых промышленностью.
При вычислении пропускной способности регулятора необходимо определить располагаемое давление газа перед ним и после
него с учетом потерь давления и дополнительных потерь давления
в арматуре, фильтре, расходомере и ПЗК, установленных до регулятора давления.
Пропускная способность регуляторов с односедельным клапаном определяется согласно паспортным данным, а при их отсутствии может быть вычислена по формуле (65), которая применяется
при расчете регуляторов типа РД:
Q = 1595 fLP1φ 1 ρ 0 ,
(65)
где Q – расход газа, м3/ч, при t = 0 °C и Pатм = 0,1033 МПа; f – площадь седла клапана (табл. 26), см2; L – коэффициент расхода; P1 –
абсолютное входное давление газа, равное сумме Pизб и Pатм, МПа;
Pизб – рабочее избыточное давление, МПа; ϕ – коэффициент, зависящий от отношения P2 / P1, где P2 – абсолютное выходное давление после регулятора, равное сумме Pраб и Pатм, МПа, и определяемое по графику на рис. 27; ρ0 – плотность газа, кг/м3, при нормальных условиях.
Таблица 26
Площадь седла клапана и коэффициент расхода
регуляторов РДУК*
РДУК 2-50
Параметры
Площадь седла
клапана (с учетом
площади штока),
см2
Коэффициент расхода с
РДУК 2-100
РДУК 2-200
Диаметр клапана, мм
35
50
70
105
140
9,6
19,6
38,4
86,5
154,0
0,60
0,42
0,40
0,49
0,40
Рис. 27. График определения коэффициента ϕ в зависимости от Р2 / Р1 при
K = cp / cν = 1,32: K – показатель адиабаты газа при нормальных условиях;
cp – теплоемкость при постоянном давлении, кДж/(м3 ⋅ °C);
cν – теплоемкость при постоянном объеме, кДж/(м3⋅°C)
Если в паспортных данных регулятора приведена величина
расхода газа при максимальном давлении с соответствующей плотностью, то при других значениях входного давления Р и плотности
ρ0 пропускная способность регулятора может быть определена по
формуле
Q2 = Q1
P11φ11
P1φ1 ρ10 ρ0
(66)
где Q2 – расход газа, м3/ч, при нормальных условиях со значениями
Р11, ϕ11 и ρ01, отличными от приведенных в паспорте на регулятор;
Q1 – расход газа при Р1, ϕ1, ρ0 согласно паспортным данным; Р1 –
входное абсолютное давление, МПа; ϕ1 – коэффициент по отношению Р2 / Р1; Р11, ϕ11 и ρ01 – принятые данные при использовании
других параметров газа.
Пропускная способность двухседельных регулирующих клапанов может быть определена по формуле
* Регулятор давления универсальный Казанцева.
90
,
91
Q=
5245 BK w ΔPP1
( t1 + 273)
ρ0
,
(67)
3
где Q – расход газа, м /ч, при температуре газа, равной t1 и Рбар =
= 0,1033 МПа; В – коэффициент, учитывающий расширение среды
и зависящий от отношения Р2 / Р1 (согласно графику, представленному на рис. 28); Kw – коэффициент пропускной способности;
ΔР – перепад давления на клапанах, ΔР = Р1 – Р2, МПа; Р1 и Р2 –
соответственно входные и выходные абсолютные давления, МПа;
t1 – температура газа, °С; ρ0 – плотность газа при t1.
Рис. 28. Зависимость коэффициента В от Р2 / Р1
Расчет комбинированных регуляторов давления на базе РД
типа РДСК и РДНК, которые применяются в блочных ГРП, производится следующим образом.
Расчет регулятора давления осуществляют по расчетному расходу газа через ГРП в зависимости от давления газа на входе в ГРП
(из расчета ответвлений сети высокого или среднего давления)
и давления газа на выходе из ГРП (из расчета распределительных
газопроводов низкого давления).
92
Пропускная способность регулятора давления определяется по
паспортным характеристикам (табл. 27).
Таблица 27
Технические характеристики регуляторов давления
Параметр
РДСК-50
РДГД-20
РДНК-400
Регулируемая среда
Природный газ
Максимальное входное давление, МПа
1,2
0,6
0,6
Диапазон настройки выходного давле0,01–0,10
2,2
2,0–3,5
ния, кПа
Пропускная способность при входном
200
80
400
давлении 0,3 МПа, м3/ч, не менее
Неравномерность регулирования, %
±10
Диапазон настройки давления срабатывания автоматического отключающего устройства, кПа:
0,7–1,1
при понижении выходного давления
>4
0,7–1,1
> 140
4–5
повышении выходного давления
4–5
Присоединительные размеры, мм:
входного патрубка (условный проход)
32
20
50
выходного патрубка (условный про50
32
50
ход)
Габаритные размеры, мм:
длина
294
245
512
ширина
188
188
230
высота
340
310
270
Масса, кг
15
5
14
После определения паспортной характеристики регулятора
давления подбирается регулятор с ближайшими бóльшими техническими характеристиками и рассчитывается пропускная способность регулятора давления:
P
• при 2 > 0,5
P1
ΔPP2
V = 0,031Vп
(68)
;
ρг
P
• при 2 ≤ 0,5
P1
P
V = 0,0157Vп 1 ,
(69)
ρг
93
где Р2 – давление газа на выходе из ГРП, кПа (абс.); Р1 – то же на
входе в ГРП, кПа (абс.); Vп – расход газа через регулятор, м3/ч;
ΔР – расчетный перепад давления в регуляторе, кПа; ρг – плотность
газа, кг/м3.
Максимальная пропускная способность ГРП должна быть на
20 % выше, чем расчетный расход газа через ГРП, и определяется
по формуле
Vmax = 1,2VГРП.
(70)
Нормальная работа регулятора давления возможна в пределах
от 10 до 80 % пропускной способности регулятора давления согласно формуле
Vнорм = (0,1÷0,8)V.
(71)
Если максимальный расход газа через ГРП находится в пределах нормальной работы регулятора давления, то регулятор давления подобран верно.
4.2. Подбор фильтров
Задача фильтра в ГРП или ГРУ – очистка газа от механических примесей: пыли, ржавчины, смолистых веществ и других
твердых частиц. При этом фильтр должен пропускать весь газовый
поток, не превышая допустимую потерю давления на себе, указанную в паспорте.
По направлению движения газа через фильтрующий элемент
все фильтры можно разделить на прямоточные и поворотные, по
конструктивному исполнению – на линейные и угловые, по материалу корпуса и методу его изготовления – на чугунные (или алюминиевые) литые и стальные сварные.
По фильтрующему материалу серийно выпускаемые фильтры
подразделяются на сетчатые и волосяные. В сетчатых фильтрах используют плетеную металлическую сетку, а в волосяных – кассеты,
набитые капроновой нитью (или прессованным конским волосом)
и пропитанные висциновым маслом.
Сетчатые фильтры, особенно двухслойные, отличаются повышенной тонкостью и интенсивностью очистки. В процессе эксплуатации, по мере засорения сетки, повышается тонкость фильтрования при одновременном уменьшении пропускной способности фильтра.
94
У волосяных фильтров, наоборот, в процессе эксплуатации
фильтрующая способность снижается за счет уноса частиц фильтрующего материала потоком газа и при периодической очистке
встряхиванием.
Для обеспечения достаточной степени очистки газа без уноса
твердых частиц и фильтрующего материала скорость газового потока лимитируется и характеризуется максимально допустимым
перепадом давления на сетке или кассете фильтра.
Для сетчатых фильтров максимально допустимый перепад
давления не должен превышать 5000 Па, для волосяных –
10 000 Па.
В фильтре до начала эксплуатации или после очистки и промывки этот перепад должен составлять для сетчатых фильтров
2000–2500 Па, а для волосяных – 4000–5000 Па. В конструкции
фильтров предусмотрены штуцеры для присоединения приборов,
с помощью которых определяется величина падения давления на
фильтрующем элементе.
С регулятором РДУК поставляются фильтры волосяные.
Фильтры для ГРП подбираются по графику, на котором показано
падение давления в них в зависимости от пропускной способности
при Р = 0,1 МПа и ρ =1 кг/м3.
Во избежание разрыва кассет и сетки падения в незагрязненном фильтре давление не должно превышать для вновь устанавливаемых 5000, а для работающих – 10 000 Па. Падение давления при
рабочих параметрах газа и расчетном расходе Vр
2
V  ρ
(72)
ΔP = ΔPгр  г  ,
V  P
 гр 
где ΔРгр – падение давления по графику, Па; Vгр – расход газа по
графику, м3/ч; ρ – плотность газа, проходящего через фильтр, кг/м3;
Р – давление газа перед фильтром, МПа.
Условный диаметр волосяного фильтра принимают по dу регулятора давления. Затем на графике по расходу Ргр = Рр находят
ΔРгр. Если точка расхода выходит за пределы графика кривой данного диаметра, то Vгр берут меньшей, удобной для расчета величиной, но в пределах графика.
Действительную потерю давления в фильтре с условным диаметром dу при расходе Vр газа с плотностью ρ и давлением Р опре95
деляют по формуле (72). Если ΔР > 2000, то принимается фильтр
с dу на одну ступень больше и расчет повторяется.
Фильтры, устанавливаемые в ГРП (ГРУ) для защиты регулирующих и предохранительных устройств от засорения механическими
примесями, должны соответствовать данным, приведенным в табл. 28.
Таблица 28
Допустимые значения потерь давления в фильтрах
Параметр
Значение параметра
Давление на входе (рабочее), МПа
0,3; 0,6; 1,2
Максимально допустимое падение
давления на кассете фильтра, даПа:
сетчатого
висцинового
волосяного
500
500
1000
Технические характеристики газовых фильтров приведены
в графическом виде на рис. 29–32.
Рис. 30. Характеристики фильтров волосяных (ФВ)
Рис. 29. Характеристики волосяных сварных фильтров
малой производительности
96
Рис. 31. Характеристики сетчатых фильтров
97
Рис. 32. Характеристика волосяных сварных фильтров
Настройка пределов срабатывания отключающего устройства
(ПЗК) производится по ГОСТ Р 56019–2014 «Системы газораспределительные. Пункты редуцирования газа. Функциональные требования».
Параметры настройки технических устройств системы защиты
от повышенного давления устанавливаются проектом с учетом того, что:
• максимальное рабочее давление (МОР) в выходном газопроводе не должно превышать проектного давления (DP);
• значение МОР должно определяться с учетом наименьшего
значения МОР, принятого для газоиспользующего оборудования
в сети газопотребления.
• срабатывание должно осуществляться при превышении
значения пикового уровня рабочего давления до значений временного рабочего давления (ТОР) и MIP, указанных в табл. 29.
Соотношение между давлениями газа в сети газораспределения приведено на рис. 33.
4.3. Подбор предохранительных клапанов
Подбор предохранительных устройств производится для
пунктов редуцирования газа с отдельно установленными фильтром,
регулятором давления, предохранительно-запорным клапаном,
предохранительно-сбросным клапаном.
При использовании комбинированных регуляторов давления
не требуется подбирать фильтр, ПЗК, ПСК и рассчитывать параметры их настройки. В техническом паспорте на комбинированный
регулятор параметры настройки оборудования указаны.
Установку ПЗК следует предусматривать перед регулятором
давления. Предохранительные запорные отсекающие клапаны типа
ПКН и ПКВ поставляются комплектно с соответствующими регуляторами давления газа. Они устанавливаются до регулятора давления газа после фильтра. Промышленность выпускает два типа
ПЗК: ПКН и ПКВ. Первый следует применять в случаях, когда после ГРП или ГРУ поддерживается низкое давление, второй – когда
среднее.
Габариты и тип клапана определяются типоразмером регулятора давления. ПЗК обычно выбирают с таким же условным диаметром, как и регулятор.
98
MIP
MOP
DP
Рис. 33. Соотношение давлений
99
Таблица 29
Параметры настройки системы защиты линии редуцирования
от повышенного давления
Давление в выходном газопроводе, МПа
Пиковый
уровень рабочего давления, не
более
Параметры настройки системы защиты от повышенного давления, не более
ТОР
MIP1
1,2 < MOP ≤ 2,5
1,025MOP
1,1MOP
1,20MOP
0,5< MOP ≤ 1,2
1,050MOP
1,2MOP
1,3MOP
0,3 < MOP ≤ 0,5
1,075MOP
Среднее
0,2 < MOP ≤ 0,3
1,125MOP
1,3MOP
1,4MOP
0,01 < MOP ≤ 0,2
1,5MOP
1,75MOP2
0,005 < MOP ≤ 0,01
Низкое
MOP ≤ 0,005
1,125MOP
1,5MOP
2,5MOP3
1. MIP должно быть меньше испытательного давления на герметичность выходного газопровода.
2. Параметры настройки технических устройств системы защиты от
повышенного давления следует принимать без учета плюсового допуска, соответствующего точности срабатывания.
3. Для DP ≤ 0,01 МПа MIP не должно превышать ТОР, если перед газоиспользующим оборудованием не установлены регуляторы-стабилизаторы.
Настройки по давлению технических устройств системы
защиты от повышенного давления следует предусматривать исходя
из условий безопасной эксплуатации с учетом требований
ГОСТ Р 54983 и ГОСТ Р 56019.
Система защиты от повышенного давления должна срабатывать при достижении установленного значения давления на выходе
из ПРГ, не превышающего MIP.
Связь между значениями МОР и MIP приведена в табл. 30.
Высокое
Примечание. 1. Если газоиспользующее оборудование испытано на герметичность на 0,015 МПа и подсоединено непосредственно к выходному газопроводу ПРГ, то MIP выходного газопровода должно быть не более 0,015 МПа.
2. Если нет необходимости в устройстве безопасности, ТОР и MIP ниже регулятора выходящего потока не являются актуальными для газопровода, оснащенного системами регулирования давления с MOP выше регулятора
входного потока в пределах до 0,01 МПа включительно.
Предельное максимальное давление (MIP), согласно
ГОСТ Р 56019–2014, представляет собой максимальное давление,
которое ограничено системой защиты от повышенного давления
и которое сеть газораспределения (газопотребления) может испытывать непродолжительное время при аварийной ситуации. Тот же
ГОСТ определяет максимальное рабочее давление (МОР) как максимальное давление газа в трубопроводе, допускаемое для постоянной эксплуатации.
100
Таблица 30
Связь между значениями МОР и MIP
Максимальное рабочее давление
МОР (на выходе из ПРГ), МПа
Предельное максимальное давление MIP, МПа
От 0,3 до 1,2 включительно
От 0,2 до 0,3 включительно
От 0,005 до 0,2 включительно
До 0,005 включительно
1,30МОР
1,40МОР
1,75МОР
2,50МОР
Примечания. 1. Значение MIP должно быть меньше испытательного
давления на герметичность выходного газопровода.
2. Параметры настройки технических устройств системы защиты от
повышенного давления следует принимать без учета плюсового допуска, соответствующего точности срабатывания.
3. Следует учитывать требования ГОСТ Р 56019.
Согласно СП 42-101–2003, для прекращения подачи газа к потребителям при недопустимом повышении или понижении давления газа за регулирующим устройством применяются ПЗК различных конструкций (рычажные, пружинные, с соленоидным приводом и др.), отвечающие приведенным ниже требованиям:
• ПЗК рассчитывают на входное рабочее давление, МПа, по
ряду «0,05; 0,3; 0,6; 1,2; 1,6» с диапазоном срабатывания при повышении давления, МПа, от 0,002 до 0,75, а также с диапазоном срабатывания при понижении давления, МПа, от 0,0003 до 0,03;
• конструкция ПЗК должна исключать самопроизвольное открытие запорного органа без вмешательства обслуживающего персонала;
• герметичность запорного органа ПЗК должна соответствовать классу «А» по ГОСТ 9544;
101
• точность срабатывания обычно должна составлять ±5 % заданных величин контролируемого давления для ПЗК, устанавливаемых в ГРП, и ±10 % для ПЗК в ШРП и ГРУ.
Для сброса газа за регулятором в случае кратковременного
повышения давления газа сверх установленного должны применяться ПСК, которые могут быть мембранными и пружинными.
Пружинные ПСК должны быть снабжены устройством для
их принудительного открытия. ШРП пропускной способностью
до 100 м3/ч, оснащенные регулятором с двухступенчатым регулированием, допускается не оснащать ПСК.
ПСК должны обеспечивать открытие при повышении установленного максимального рабочего давления не более чем на 15 %.
ПСК рассчитываются на входное рабочее давление, МПа, по ряду от 0,001 до 1,6 с диапазоном срабатывания, МПа, от 0,001 до 1,6.
Количество газа, подлежащего сбросу ПСК, определяют:
• при наличии перед регулятором давления ПЗК – по формуле
Q ≥ 0,0005Qd ,
(73)
где Q – количество газа, подлежащего сбросу ПСК в течение часа,
м3/ч (при 0 °С и 0,10132 МПа); Qd – расчетная пропускная способность регулятора давления, м3/ч (при 0 °С и 0,10132 МПа);
• при отсутствии перед регулятором давления ПЗК – по формулам (74), (75) с учетом следующего:
 для регуляторов давления с золотниковыми клапанами
Q ≥ 0,01Qd ;
(74)
 для регулирующих заслонок с электронными регуляторами
Q ≥ 0,02Qd .
(75)
При необходимости установки в ГРП (ГРУ) параллельно нескольких регуляторов давления количество газа, подлежащего
сбросу ПСК, следует определять по формуле
(76)
Q′ ≥ Qn,
где Q' – необходимое суммарное количество газа, подлежащего
сбросу ПСК в течение часа, м3/ч (при 0 °С и 0,10132 МПа); п – количество регуляторов давления газа, шт; Q – количество газа, под102
лежащего сбросу ПСК в течение часа для каждого регулятора, м3/ч
(при 0 °С и 0,10132 МПа).
4.4. Установка контрольно-измерительных приборов
и средств автоматики
В ГРП и ГРУ следует предусматривать установку показывающих и регистрирующих приборов для измерения входного и выходного давления и температуры газа. В шкафных ГРП допускается
не предусматривать установку регистрирующих приборов.
В ГРП и ГРУ, в которых не производится учет расхода газа,
допускается не предусматривать регистрирующий прибор для замера температуры.
Допускается не устанавливать регистрирующие приборы давления газа в ГРП, входящих в состав АСУ ТП и ТМ, а также в ГРУ
и других ГРП в зависимости от их функционального назначения
и расположения в системе газоснабжения по согласованию с местными органами газового надзора. КИП с электрическим выходным
сигналом и электрооборудование, размещаемые в помещении ГРП
с взрывоопасными зонами, следует предусматривать во взрывозащищенном исполнении.
КИП с электрическим выходным сигналом в нормальном исполнении следует размещать снаружи вне взрывоопасной зоны
в закрывающемся шкафу (ящике), изготовленном из несгораемых
материалов, либо в обособленном помещении ГРП, пристроенном
к противопожарной газонепроницаемой (в пределах примыкания)
стене ГРП. Ввод импульсных газопроводов в это помещение следует предусматривать через разделительные устройства, конструкция
которых должна исключать возможность попадания газа в помещения КИП, или с установкой дроссельных шайб с диаметром отверстия не более 0,3 мм на каждом импульсном газопроводе.
Установка дроссельных шайб на импульсных газопроводах
к расходомерам не допускается.
В местах прохода импульсных газопроводов через стену, отделяющую помещение КИП, следует предусматривать сальниковые
уплотнения или другие уплотнители, исключающие возможность
проникновения газа.
103
4.5. Устройство сбросных трубопроводов
В ГРП и ГРУ следует предусматривать продувочные и сбросные трубопроводы. Продувочные трубопроводы следует размещать:
• на входном газопроводе после первого отключающего
устройства;
• обводном газопроводе (байпасе) между двумя отключающими устройствами;
• участках газопровода с оборудованием, отключаемым для
производства профилактического осмотра и ремонта.
Условный диаметр продувочного трубопровода должен быть
не менее 20 мм. Допускается объединять продувочные трубопроводы одинакового давления в общий продувочный трубопровод.
Условный диаметр сбросного трубопровода, отводящего газ от
ПСК, должен быть равен условному диаметру выходного патрубка
клапана, но не быть менее 20 мм.
Продувочные и сбросные трубопроводы следует выводить
наружу в места, обеспечивающие безопасные условия для рассеивания газа, но не менее чем на 1 м выше карниза здания.
Продувочные и сбросные трубопроводы должны иметь минимальное число поворотов. На концах продувочных и сбросных трубопроводов следует предусматривать устройства, исключающие
попадание атмосферных осадков в эти трубопроводы.
Трубопроводы, отводящие газ от ПСК шкафных ГРП и комбинированных регуляторов давления, устанавливаемых на опорах,
следует выводить на высоту не менее 4 м от уровня земли, а при
размещении шкафных ГРП и комбинированных регуляторов давления на стене здания – на 1 м выше карниза здания.
Глава 5. ПРОДОЛЬНЫЙ ПРОФИЛЬ ГАЗОПРОВОДА
1. Как подбирается типоразмер регулятора давления газа?
2. В каком порядке по ходу газа размещается оборудование
в ГРП?
3. Объясните назначение импульсных газопроводов.
4. Как определить допустимый перепад давления в фильтре?
5. Объясните назначение предохранительного запорного
и сбросного клапана.
Продольные профили газопроводов изображают в виде разверток по осям газопроводов в следующем масштабе:
• по горизонтали – 1:200; 1:500; 1:1000; 1:2000;
• вертикали – 1:50; 1:100.
На продольном профиле газопровода наносят и указывают:
1) поверхность земли (проектную – сплошной толстой основной линией, фактическую – сплошной тонкой линией);
2) уровень грунтовых вод (штрихпунктирной тонкой линией);
3) пересекаемые автомобильные дороги, железнодорожные
и трамвайные пути, кюветы, а также другие подземные и надземные сооружения в виде упрощенных контурных очертаний –
сплошной тонкой линией;
4) коммуникации, влияющие на прокладку проектируемых газопроводов, с указанием их габаритных размеров и высотных отметок;
5) колодцы, коверы, эстакады, отдельно стоящие опоры и другие сооружения и конструкции газопроводов в виде упрощенных
контурных очертаний наружных габаритов – сплошной тонкой
линией;
6) данные о грунтах;
7) отметки верха трубы;
8) глубину траншеи от проектной и фактической поверхности
земли;
9) футляры на газопроводах с указанием диаметров, длин
и привязок их к оси дорог, сооружениям, влияющим на прокладку
проектируемых газопроводов, или к пикетам;
10) буровые скважины.
Газопроводы диаметром 150 мм и менее допускается изображать одной линией.
Под продольным профилем газопровода помещают таблицу
по форме 1 для подземной прокладки газопровода и по форме 2 –
для надземной прокладки (рис. 34).
Допускается (при необходимости) дополнять таблицы другими строками, например: «Характеристика грунта: просадочность,
набухание», «Коррозионность».
104
105
Контрольные вопросы
Согласно [13], внутриквартальный газопровод должен быть
проложен с уклоном не менее 2 ‰ в сторону уличной магистрали.
Вводы газопроводов неосушенного газа в здания и сооружения
должны предусматриваться с уклоном в сторону распределительного газопровода. Если по условиям рельефа местности не может
быть создан необходимый уклон к распределительному газопроводу, допускается предусматривать прокладку газопровода с изломом
в профиле с установкой конденсатосборника в низшей точке.
Газопроводы, транспортирующие неосушенный газ, следует
прокладывать с уклоном не менее 3 ‰ с установкой в низших точках устройств для удаления конденсата (дренажные штуцера с запорным устройством). Для указанных газопроводов предусматривают тепловую изоляцию.
Глубина заложения газопровода H0 определяется в зависимости от вида газа, диаметра газопровода, глубины промерзания грунта, геологической структуры грунта и дорожного покрытия. Если
газопровод транспортирует осушенный газ и размещен в непучинистых грунтах, то, согласно п. 4.17 [13], он должен быть проложен
на глубину не менее 0,8 м до верха трубы. При этом оптимальная
глубина заложения составит
H 0 = 0,8 + d ,
Рис. 34. Форма таблиц для подземной и надземной прокладки
Отметки дна траншеи под газопровод проставляют в характерных точках (например, в местах пересечений с автомобильными
дорогами, железнодорожными и трамвайными путями, инженерными коммуникациями и сооружениями, влияющими на прокладку
проектируемых газопроводов).
Отметки уровней указывают в метрах с двумя десятичными
знаками, длины участков газопроводов – в метрах с одним десятичным знаком, а величины уклонов – в промилле. Принятые масштабы продольных профилей указывают над боковиком таблицы.
Допускается не составлять продольные профили участков газопровода, прокладываемого на местности со спокойным рельефом,
при отсутствии пересечений газопровода с естественными преградами и различными сооружениями.
106
(77)
где d – максимальный диаметр внутриквартальной сети с учетом
толщины изоляции (например, Н0 = 0,8 + 0,113 + 0,018 = 0,95 м).
При проектировании профиля трассы газопровода следует
стремиться к тому, чтобы глубина заложения газопровода была
близка к оптимальной. В соответствии с профилем местности разбиваем всю трассу на участки, имеющие свой уклон дна траншеи.
В конечных точках этих участков задаемся оптимальной глубиной
заложения газопровода.
Определяем отметки дна траншеи в этих точках:
z
z
д.тр.н
= zз.н − H 0 ;
(78)
= zз.к − H 0 ,
(79)
д.тр.к
где zз.н , zз.к – отметки земли в начале и в конце расчетного участка, м.
107
Находим уклоны дна траншеи по участкам:
j=
Рекомендуемая литература
z д.тр.н − z д.тр.к
(80)
1000.
l
Глубина заложения газопровода в промежуточных точках вычисляется следующим образом:
1. Рассчитываем отметки дна траншеи в промежуточных точках:
z
д.тр.(н+1)
= z д.тр.н ±
i lн − (н + 1)
.
1000
(81)
2. Находим глубину заложения:
H
(н+1)
= zз (н+1) − zд.тр.(н+1) .
(82)
Аналогично рассчитываются все промежуточные точки на
каждом участке. При этом глубина заложения во всех точках должна быть не меньше Н0.
Отметка верха трубы находится по следующей формуле:
z
в.тр
= z д.тр + d изол .
(83)
Пример оформления продольного профиля газопровода приведен на рис. 35.
Контрольные вопросы
1.
2.
3.
4.
5.
Что показывают на продольном профиле газопровода?
Как определяется глубина траншеи?
Как производится пикетирование трассы газопровода?
Как определить уклон дна траншеи и газопровода?
От чего зависит глубина заложения газопровода?
108
1. Брюханов О. Н. Газоснабжение. Учебное пособие для студентов вузов / О. Н. Брюханов, В. А. Жила, А. И. Плужников. – М., 2008.
2. Брюханов О. Н. Основы эксплуатации оборудования и систем газоснабжения / О. Н. Брюханов. – М., 2005.
3. Жила В. А. Газовые сети и установки. 2-е изд. / В. А. Жила. – М.,
2007.
4. Ионин А. А. [и др.]. Газоснабжение: учебник / А. А. Ионин,
В. А. Жила, В. В. Артихович и др. – М.: АСВ, 2012. – 368 с. (ЭБС «Консультант студента»).
5. Карякин Е. А. Промышленное газовое оборудование / Е. А. Карякин. – М., 2006.
6. СП 124.13330.2012. Тепловые сети. Актуализированная редакция
СНиП 41-02–2003. – М.: Госстрой, 2013.
7. СП 131.13330.2012. Строительная климатология. Актуализированная редакция СНиП 23-01–99* (с изм. № 2). – М.: Госстрой, 2013.
8. СП 42.13330.2011. Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений. Актуализированная редакция СНиП 2.07.01–89*
(с попр.). – М.: Госстрой, 2011.
9. СП 42-101–2003. Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических полиэтиленовых
труб. – М.: Госстрой, 2004.
10. СП 42-102–2004. Проектирование и строительство газопроводов из
металлических труб. – М.: Госстрой, 2004.
11. СП 60.13330.2012. Отопление, вентиляция и кондиционирование
воздуха. Актуализированная редакция СНиП 41–01–2003 – М.: Госстрой,
1997.
12. СП 62.13330.2011*. Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01–2002 (с изм. № 1, 2). – М., 2013.
13. Стаскевич Н. Л. Справочник по газоснабжению и использованию
газа / Н. Л. Стаскевич, Г. Н. Северинец, Д. Я. Вигдорчик. – Л.: Недра, 1990.
14. Технический регламент о безопасности зданий и сооружений
(с изм. на 2 июля 2013 года).
15. Технический регламент о безопасности сетей газораспределения
и газопотребления (Постановление Правительства РФ от 29 октября 2010 г.
№ 870) с изм. на 20 января 2017 г.
109
ПРИЛОЖЕНИЯ
110
111
Приложение 1
Практические задачи по курсу «Газоснабжение»
1. Определить расход природного газа на квартиру, где установлена
четырехконфорочная газовая плита. Qн = 35,5 МДж/м3. Номинальная мощность плиты 11 кВт.
2. Определить расход СУГ на квартиру, где установлена четырехконфорочная газовая плита. Qн = 92 МДж/м3. Номинальная мощность плиты
11 кВт.
3. Определить расход природного газа на квартиру, где установлены
газовый водонагреватель и плита. Qн = 35,5 МДж/м3. Номинальная мощность
плиты 11 кВт, водонагревателя – 20 кВт; КПД = 92 %.
4. Определить расход природного газа на квартиру, где установлены
теплогенератор конденсационного типа и плита. Qн = 35,8 МДж/м3,
Qв = 39,8 МДж/м3. Номинальная мощность плиты 11 кВт, теплогенератора –
30 кВт; КПД = 95 %.
5. Определить давление в конце газопровода d = 150 мм. Длина газопровода 5000 м, расход газа 200 м3/ч, давление в начале газопровода
Рн = 5 кПа. При решении использовать номограмму.
6. Определить давление в конце газопровода d = 100 мм. Длина газопровода 3000 м, расход газа 150 м3/ч, избыточное давление в начале газопровода Рн = 0,1 МПа. При решении использовать номограмму.
7. Определить потери давления в газопроводе низкого давления
с диаметром d = 100 мм. Длина газопровода 500 м, расход газа 60 м3/ч, давление в начале газопровода 3 кПа.
8. Определить гидростатический напор в стояке высотой 15 м при подаче природного газа.
9. Определить гидростатический напор в стояке высотой 10 м при подаче СУГ.
10. Определить пропускную способность регулятора с односедельным
клапаном при расчетном расходе газа 100 м3/ч. Давление на входе избыточное 0,1 МПа, давление на выходе 3 кПа.
11. Определить пределы срабатывания ПЗК и ПСК. Давление газа на
выходе из регулятора 3 кПа.
12. Определить расход газа на 35-квартирный жилой дом, где установлены газовые плиты. Мощность горелок плиты 11 кВт. Коэффициент одновременности принимать по справочным данным.
13. Определить расход газа на жилые дома по годовым нормам потребления для поселка на 5000 человек. Процент охвата газоснабжением – 100 %.
Доля населения, имеющего газовые плиты водонагреватели, – 0,8; доля населения, имеющего газовые плиты и охваченного централизованным ГВС, – 0,2.
Принять годовые нормы по справочным данным.
14. Определить расход газа по годовым нормам потребления на хлебозавод для 3000 жителей.
112
15. Определить расход газа по годовым нормам потребления на баню
для 1000 жителей. Процент населения, пользующегося банями, – 25 %.
16. Определить расход газа по годовым нормам потребления на столовую для 2000 жителей. Принять годовые нормы по справочным данным.
Процент населения, пользующегося столовой, – 20 %.
113
Vр3−6 = 0,5·150 = 75 м3/ч;
Приложение 2
Пример расчета тупиковой сети низкого давления
Задача
Жилой район однородной застройки снабжается природным газом
(ρ = 0,73 кг/м3) в количестве 750 м3/ч. Подача газа в распределительную газовую сеть осуществляется из ГРП под давлением 300 даПа (рис. П1). Определить расчетные расходы газа и диаметры газопроводов на участках сети.
Vр2−5 = 0,5·100 = 50 м3/ч.
На участке 2–3 кроме путевого имеется транзитный расход:
Vт 2−3 = Vп3−6 + Vп3−4 = 175 + 150 = 325 м3/ч;
Vр2−3 = 325 + 0,5·150 = 400 м3/ч;
Vт1–2 = 150 + 175 + 100 + 150 = 575 м3/ч;
Vр1−2 = 575 + 0,5 ·175 = 662,5 м3/ч.
Результаты вычислений путевых и расчетных расходов сводим в табл. П1.
Таблица П1
Путевые и расчетные расходы газа
Участок
Расход, м3/ч
Путевой
Расчетный
Рис. П1. Схема разветвленной тупиковой сети
Решение
Удельный расход газа в сети
Vуд.l
Vp.ч
750
=
=
= 0,5 м3/(ч ∙ м).
Σli 350 + 300 + 350 + 200 + 300
Путевые расходы газа:
• на участке 1–2:
Vп1−2 = l1−2Vуд.l = 350 · 0,5 = 175 м /ч;
3
• на участке 2–3:
Vп2−3 = 300 ·0,5 = 150 м3/ч;
Vп3−4 = 350 · 0,5 = 175 м3/ч;
Vп3−6 = 300 ·0,5 = 150 м3/ч;
Vп2−5 = 200 ·0,5 = 100 м3/ч.
Сумма путевых расходов газа составляет 750 м3/ч.
Расчетные расходы газа на участках сети:
Vр3− 4 = Vт + 0,5Vп = 0,5 ·175 = 87,5 м3/ч;
114
1–2
175
662,5
2–3
150
400
3–4
175
87,5
4–5
100
50
5–6
150
75
Определяя среднюю удельную потерю давления на основной магистрали сети от ГРП до точки 4 (1–2–3–4), принимаем общее падение давления на этой магистрали Н = 120 даПа. Отнесем 10 % этого падения давления
за счет потерь в местных сопротивлениях.
Тогда потери давления на трение
Нтр = 120 – 0,1 ⋅ 120 = 108 даПа.
Средняя удельная потеря давления на трение
Δpтр = H тр ( l1−2 + l2−3 + l3−4 ) = 108 / ( 350 + 300 + 350 ) = 0,11 даПа/м.
Далее расчет ведем в табличной форме (табл. П2) в следующем порядке.
1. Ориентируясь по средней удельной потере давления и расчетным
расходам газа па участках, по номограмме подбираем диаметры газопроводов на участках сети.
2. Для выбранных диаметров газопроводов на участках по той же номограмме определяем действительные удельные потери давления.
3. Умножая действительные потери давления на участках на длину
этих участков, определяем действительные потери давления на участках.
4. Суммируем потери давления на участках основной магистрали
и сравниваем результат с принятым расчетным перепадом давления. В случае
недоиспользования или превышения расчетного перепада изменяем диаметр
газопровода на одном или нескольких участках с тем, чтобы свести невязку
до величины не более 5 %. Изменения диаметров фиксируем в таблице
(см. табл. П2).
115
1−2
2−3
3−4
350
300
350
662,5
300
87,5
200
150
100
Удельные
потери
давления
на участке
h / l,
даПа/м
0,12
0,11
0,095
2−5
3−6
200
300
50
75
70
100
0,3
0,075
Длина Расчетный
Участок участка расход Vр,
l, м
м3/ч
Диаметр
dy, мм
Потери давления на
участке Hтр,
даПа
42
33
33,3
∑ Hтр = 108,3
60
22,5
Ответвление 2–5. Без учета незначительных потерь давления в местных сопротивлениях давление в точке 2 рассчитывается по формуле
p2 = pГРП − Δp уд1− 2l1− 2 = 300 − 0,12 ·350 = 258 даПа.
Следовательно, располагаемый напор на участке 2–5
H 2−5 = p2 − pном = 258 − 200 = 58 даПа.
Средняя удельная потеря давления на этом участке:
Δpуд2−5 = H 2−5 / l2−5 = 58 / 200 = 0,29 даПа.
Аналогичный расчет делаем для ответвления 3–6:
p3 = pГРП − ( Δpуд1−2l1−2 + Δpуд2−3l2−3 ) = 300 − 0,12 ·350 − 0,11·300 = 225 даПа;
H 3−6 = p3 − pном = 225 − 200 = 25 даПа;
Δpуд3−6 = H 3−6 / l3−6 = 25 / 300 = 0,067 даПа.
Исходя из рассчитанных значений удельных потерь давления и расчетных расходов на обоих ответвлениях выбираем по номограмме диаметры газопроводов для них и по действительным удельным потерям, соответствующим выбранным диаметрам ответвлений, определяем фактические потери
давления на каждом из ответвлений.
116
Задача
Запроектировать систему газоснабжения городского квартала. План квартала представлен на рис. П2.
где Нотв – располагаемый напор для ответвления, определяемый как разность
давления в точке ответвления и номинального давления у потребителя
(200 даПа); lотв – длина ответвления, м.
Таблица П2
Таблица гидравлического расчета
Приложение 3
Δpотв = H отв / lотв ,
Пример расчета квартального газопровода низкого давления
5. Аналогично подбираем диаметры ответвлений от основной магистрали. При этом для каждого ответвления удельные потери давления определяются из соотношения
117
Квартал расположен в зоне четырехэтажной застройки. В квартале
имеются отопительная котельная, присоединенная к распределительному газопроводу высокого давления; четыре газифицируемых жилых дома, подключенные к сети низкого давления четырьмя отдельными врезками; несколько нежилых зданий. Теплота сгорания газа 36,65 МДж/м3, плотность газа 0,73 кг/м3. Расход газа в котельной 155 м3/ч, давление газа в точке врезки
0,49 МПа, диаметр газопровода высокого давления на участке от распределительного газопровода d = 150 мм.
Решение
Ввод газа в жилые здания осуществляется в помещения кухонь. Ввод
осуществляется от газопровода-ввода, проложенного по фасаду здания,
в каждую кухню первого этажа. На выходе из-под земли газопровод заключается в футляр. На доступной для обслуживания высоте на вертикальном
участке установлены отключающее устройство и изолирующее соединение
(ИС), защищенное зонтом от атмосферных осадков. По фасаду газопровод
прокладывается над окнами первого этажа.
Газопроводы прокладываются открыто и крепятся к строительным
конструкциям с помощью кронштейнов, при пересечении строительных конструкций газопровод прокладывается в футляре и герметизируется.
В зданиях до 5 этажей устанавливаются бытовые четырехконфорочные
газовые плиты мощностью N = 11,35 кВт и проточные газовые водонагреватели мощностью N = 23,26 кВт. Газовые приборы и стояки размещаются
в помещениях кухонь.
При прокладке газопровода выдерживаются расстояния между газопроводом и другими коммуникациями в соответствии с требованиями [4].
В четырехэтажных домах к установке приняты газовые четырехконфорочные плиты ПГ4 и проточные водонагреватели ВПГ-20. Расход газа для газовой плиты определяется по формуле (П1), м3/ч:
q=
N ⋅ 3600
,
QН
(П1)
где N – мощность прибора (плиты, водонагревателя), кВт; QH – низшая теплота сгорания газа, кДж/м3.
Номинальный часовой расход газа газовой плитой
q=
11,65 ⋅ 3600
= 1,14 м3/ч.
36 650
Расход газа приборами, м3/ч, определяется по формуле
q=
N ⋅ 3600
,
QН η
где η – КПД прибора (плиты, водонагревателя), %.
118
(П2)
Номинальный часовой расход газа водонагревателем
q=
23,26 ⋅ 3600
= 2,78 м3/ч.
36 650 ⋅ 0,82
Суммарный расход газа приборами, расположенными в одной квартире, равен 3,92 м3/ч.
Расчет расходов газа выполнен для каждой врезки внутриквартального
газопровода. Расчет сводится в табл. П3. Расчетная схема представлена
на рис. П3.
Гидравлический расчет газопровода выполняется по методике, описанной выше, и оформляется в виде табл. П4.
Таблица П3
Определение расчетных расходов газа по участкам
внутриквартального газопровода
Номер
участка
Количество
квартир
1–2
2–3
3–4
4–5
5–6
6–7
7–8
8–9
9–10
56
32
28
24
20
16
12
8
4
2–11
11–12
12–13
13–14
14–15
15–16
24
20
16
12
8
4
17–18
18–19
19–20
20–21
21–22
32
16
12
8
4
Расход газа
Qномni, м3/ч
Врезка 1
192,03
109,73
96,01
82,30
68,58
54,87
41,15
27,43
13,72
82,30
68,58
54,87
41,15
27,43
13,72
Врезка 2
109,73
54,87
41,15
27,43
13,72
119
Расчетный
Коэффициент
расход
газа
одновременности
h
3
Q
,
м
/ч
Кsim
d
0,208
0,246
0,256
0,268
0,28
0,296
0,324
0,360
0,430
39,90
26,99
24,58
22,06
19,20
16,24
13,33
9,88
5,90
0,268
0,28
0,296
0,324
0,360
0,430
22,06
19,20
16,24
13,33
9,88
5,90
0,246
0,296
0,324
0,360
0,430
26,99
16,24
13,33
9,88
5,90
Окончание табл. П3
Номер
участка
Количество
квартир
18–23
23–24
24–25
25–26
16
12
8
4
27–28
28–29
29–30
30–31
31–32
32
16
12
8
4
28–33
33–34
34–35
35–36
16
12
8
4
37–38
38–39
39–40
40–41
41–42
42–43
43–44
38–45
45–46
46–47
47–48
48–49
49–50
Расход газа
Qномni, м3/ч
Расчетный
Коэффициент
одновременности расход газа
Qdh , м3/ч
Кsim
54,87
41,15
27,43
13,72
Врезка 3
54,87
41,15
27,43
27,43
13,72
0,296
0,324
0,360
0,430
16,24
13,33
9,88
5,90
0,296
0,324
0,360
0,360
0,430
16,24
13,33
9,88
9,88
5,90
0,296
0,324
0,360
0,430
16,24
13,33
9,88
5,90
48
24
20
16
12
8
4
54,87
41,15
27,43
13,72
Врезка 4
164,60
82,30
68,58
41,15
27,43
27,43
13,72
0,218
0,268
0,280
0,324
0,360
0,360
0,430
35,88
22,06
19,21
13,33
9,88
9,88
5,90
24
20
16
12
8
4
82,30
68,58
41,15
27,43
27,43
13,72
0,268
0,280
0,324
0,360
0,360
0,430
22,06
19,21
13,33
9,88
9,88
5,90
120
121
Таблица П4
Гидравлический расчет внутриквартального газопровода
низкого давления
Потери давления
Средние Диаметр
Расход
удельные × толгаза
щина Удельные Действипотери
Расчетная Qdh,
тельные
ΔPуд,
стенки,
ΔP
,
уд
3
lр
м /ч
Па/м
ΔPд, Па/м
мм
Па/м
Окончание табл. П4
1
25–26
Длина, м
Номер
участка
Действительная Д
1
2
3
1–2
2–3
3–4
4–5
5–6
6–7
7–8
8–9
9–10
13,9
4,8
12,0
12,0
12,0
12,0
12,0
12,0
16,0
Сумма
24,0
12,0
12,0
12,0
12,0
16,0
Сумма
15,29
5,28
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
17,6
117,37
26,4
13,2
13,2
13,2
13,2
17,6
112,09
2–11
11–12
12–13
13–14
14–15
15–16
17–18
18–19
19–20
20–21
21–22
18–23
23–24
24–25
15,3
17,0
9,4
9,4
13,4
Сумма
4,5
9,4
9,4
16,83
18,7
10,34
10,34
14,74
70,95
4,95
10,34
10,34
4
5
Врезка 1
39,90
2,56
26,99
2,56
24,58
2,56
22,06
2,56
19,20
2,56
16,24
2,56
13,33
2,56
9,88
2,56
5,90
2,56
6
7
8
76×3
57×3
57×3
57×3
57×3
48×3
48×3
38×3
38×3
1,4
3,3
3,1
2,4
1,8
3,6
2,5
3,5
2,2
22,06
19,20
16,24
13,33
9,88
5,90
57×3
57×3
48×3
38×3
38×3
38×3
3,3
1,8
3,6
4,7
3
2,2
21,41
17,42
40,92
31,68
23,76
47,52
33,00
46,2
38,72
300,63
87,12
23,76
47,52
62,04
39,6
38,72
298,76
2,68
2,68
2,68
2,68
2,68
2,68
Невязка Δ = 7,0 %
Врезка 2
26,99
4,23
57×3
4,23
48×3
16,24
4,23
48×3
13,33
4,23
9,88
38×3
4,23
5,90
33,5×3,2
16,24
13,33
9,88
5,24
5,24
5,24
122
38×3
38×3
38×3
3,3
3,6
2,5
3,5
5
6,5
4,7
3,5
55,54
67,32
25,85
36,19
73,70
258,60
32,17
48,60
36,19
2
13,4
Сумма
27–28
28–29
29–30
30–31
31–32
11,9
23,3
22,0
22,0
26,0
28–33
33–34
34–35
35–36
11,5
24,7
22,0
28,7
37–38
38–39
39–40
40–41
41–42
42–43
43–44
17,3
18,5
13
13
13
13
17
38–45
45–46
46–47
47–48
48–49
49–50
6,7
13
13
13
13
17
3
14,74
57,2
13,09
25,63
24,20
24,20
28,60
172,92
12,65
27,17
24,2
31,57
108,68
19,03
20,35
14,3
14,3
14,3
14,3
18,7
115,28
7,37
14,3
14,3
14,3
14,3
18,7
83,27
4
5,90
5
5,24
Невязка Δ = 6,5 %
Врезка 3
26,99
1,73
16,24
1,73
13,33
1,73
9,88
1,73
5,90
1,73
16,24
13,33
9,88
5,90
2,76
2,76
2,76
2,76
Невязка Δ = 7,0 %
Врезка 4
35,88
2,60
2,60
22,06
2,60
19,20
2,60
16,24
2,60
13,33
2,60
9,88
2,60
5,90
22,06
19,20
16,24
13,33
9,88
5,90
2,93
2,93
2,93
2,93
2,93
2,93
6
33,5×3,2
7
5
8
73,70
190,66
76×3
57×3
38×3
38×3
38×3
0,7
1,45
4,7
3,0
2,2
48×3
48×3
38×3
38×3
3,6
2,5
3,5
2,2
9,16
37,16
113,74
72,60
62,92
295,59
45,54
67,93
84,70
69,45
267,62
76×3
57×3
57×3
48×3
48×3
38×3
38×3
1,1
3,3
1,8
3,6
2,5
3,5
2,2
57×3
57×3
48×3
48×3
38×3
33,5×3,2
3,3
1,8
3,6
2,5
3,5
5,0
20,93
67,16
25,74
51,48
35,75
50,05
41,14
292,25
24,32
25,74
51,48
35,75
50,05
93,50
280,84
Невязка Δ = 3,5 %
Невязка потерь давления не превышает допустимой величины, установленной требованиями [4].
Определяем давление газа перед котельной, расположенной в квартале.
При расчетном расходе газа 155 м3/ч по номограмме находим значение А1
123
в газопроводе диаметром 57×3,0 мм (получаем 1,3). По плану квартала находим действительную длину ответвления от распределительного газопровода
высокого давления: lд = 0,405 км. Расчетная длина участка вычисляется как
lр = lд ⋅ 1,1.
lрi = 1,1 ∙ 0,405 = 0,446 км.
Абсолютное давление газа в точке врезки в распределительный газопровод равно сумме избыточного давления газа, равного 0,49 МПа, и атмосферного давления, равного 0,1 МПа:
Рн = 0,49 + 0,1 = 0,59 МПа.
Конечное давление газа у потребителя вычисляется из выражения
Pк =
(10 ⋅ 0,59)2 − 1,3 ⋅ 0,446
10
Приложение 4
Расчет кольцевых газопроводов среднего давления
Задача
Произвести гидравлический расчет кольцевой сети среднего давления
со следующими исходными данными:
1) район застройки – Санкт-Петербург;
2) давление газа в точке А – 0,3 МПа;
3) расходы газа потребителями низкого и среднего давления представлены в табл. П5;
4) потребители низкого давления присоединены к сети с помощью
квартальных ШРП.
= 0,58 МПа.
Избыточное давление газа перед котельной равно 0,48 МПа.
Таблица П5
Сводная таблица расходов газа потребителями
низкого и среднего давления
Потребитель
Годовой расход тепла Q,
МДж/год
Коэффициент
Годовой
расход газа часового макV, м3/год
симума Km
1. Прачечная
19 887 768
575 539,5
2. Баня без ван22 003 488
636 767,1
ны
3. Обществен19 993 554
578 600,9
ное питание
4. Учреждения
1 354 060,8
39 185,7
здравоохранения (на приготовление пищи)
5. Хлебозавод,
40 411 204,1
1 169 474,9
пекарня
6. Жилые дома
98 733 600
2 857 288,4
4 936 680
142 864,4
7. Мелкие
предприятия
торговли и бытового обслуживания населения
8. Котельная
975 354 410 28 226 144,1
Итого
1 182 674 764,9
124
125
Расчетный
расход газа
Vр, м3/ч
1/2900
1/2700
198
236
1/2000
289
1/3000
13
1/6000
195
1/2018
1/2018
1415,9
70,8
–
6248
8594,9
Решение
Намечаем направление движения потоков газа по сети. Далее делим
расход сети на два равных по нагрузке полукольца – получаем точку «0».
При расчетах аварийных режимов эта точка будет разделять аварийное и рабочее полукольца, а участок 9–10 является резервной перемычкой.
Давление в точке А:
Рнабс = 0,3 МПа.
Давление перед ШРП принимаем таким:
Рнабс = 0,1 МПа.
Расчет кольцевой сети среднего давления производим при трех режимах работы:
1) аварийный режим I – из работы выключен участок 3–14, газ движется против часовой стрелки (рис. П4);
2) аварийный режим II – из работы выключен участок 3–4, газ движется по часовой стрелке (рис. П5);
3) при нормальном режиме часть потребителей питается по одной половине кольца, а другая часть – по другой при 100%-ной нагрузке всех потребителей. Диаметры принимаем максимальными из расчета двух аварийных режимов (рис. П6).
Для каждого из трех режимов необходимо составить расчетную схему
кольца, на которой следует указать всех потребителей, номера всех узлов
и ответвлений, длины участков, а также определить и проставить на схеме
расчетные расходы по участкам сети.
При аварийном режиме I расходы газа на отводах к потребителям в рабочем полукольце 3–6–9 принимаем равными 100 % от расчетных расходов
потребителями:
VШРП7 = 312,4 м3/ч; VБ = 236 м3/ч; …; VШРП3 = 191,4 м3/ч,
где VБ – расход газа на баню.
На аварийном полукольце 3–12–10 расходы газа потребителями принимаются по методике, изложенной в разделе 2.3 настоящего пособия,
с применением формулы (37). Для упрощения расчетов примем нагрузку
от аварийного полукольца в размере 75 % от расчетных расходов потребителями:
VШРП8 = 0,75 ∙ 86,8 = 65,1 м3/ч; Vхз = 146,3 м3/ч; …; VШРП4 = 120,8 м3/ч,
где Vхз – расход газа на хлебозавод.
126
127
128
129
Далее определяем расходы газа по участкам начиная с конца кольца
и наносим значения на расчетную схему:
V14–13 = VШРП8 = 0,75 ∙ 86,8 = 65,1 м3/ч;
V13–12 = 65,1 + 146,3 = 211,4 м3/ч;
V12–11 = 211,4 + 141,9 = 353,3 м3/ч;
V11–10 = 353,3 + 358,6 = 711,9 м3/ч;
V10–9 = 711,9 + 120,8 = 832,7 м3/ч;
V9–8 = 832,7 + 191,4 = 1024,1 м3/ч;
V8–7 = 1024,1 + 154,4 = 1178,5 м3/ч и т. д.
Результаты расчета сводим в табл. П6.
Полукольцо 1–3–4–9:
ΔР = Рн – Рк = 0,3 – 0,225 = 0,075 МПа.
Полукольцо 1–3–4–9:
ΔР = Рн – Рк = 0,3 – 0,232 = 0,068 МПа.
Продолжение табл. П6
1
2
0,785
0,045
0,185
0,230
0,290
0,148
0,348
0,195
0,106
3
4
5
6
7
8
Аварийный режим 2 (отказал участок 3–4)
(0, 4) 2 − (0, 2) 2
Аср =
= 0,049 МПа/км
2, 44
0,108 2037,7 250 0,066 0,007
0,3
0,325 1950,9 250 0,062 0,020 0,288
0,058 1755,9 250 0,052 0,003 0,251
0,204 1566,7 250 0,044 0,009 0,245
0,028 1088,6 200 0,06 0,002 0,226
0,385 927,5 200 0,043 0,017 0,222
0,215 736,1 200 0,029 0,006 0,180
0,383 581,7 200 0,019 0,007 0,162
0,163 437,2 150 0,053 0,009 0,139
0,319 239,2 150 0,018 0,0001 0,102
Нормальный режим (полукольцо 1–3–4–9)
(0, 4) 2 − (0, 2) 2
Аср =
= 0,031 МПа/км
2,57
0,864 8594,9 500 0,028 0,024 0,3
0,050 2346,9 300 0,032 0,0016 0,257
0,204 1236,7 250 0,028 0,0057 0,254
0,253 924,3 250 0,016 0,004 0,243
0,319 688,3 250 0,009 0,0029 0,235
0,163 490,3 250 0,005 0,0008 0,229
0,383 345,8 250 0,0025 0,001 0,227
0,215 191,4 250 0,001 0,0002 0,225
0,117 191,4 100 0,091 0,011 0,225
3–14
14–13
13–12
12–11
11–10
10–9
9–8
8–7
7–6
6–5
0,098
0,295
0,053
0,185
0,025
0,350
0,195
0,348
0,148
0,290
1–2
2–3
3–4
4–5
5–6
6–7
7–8
8–9
9–
ШРП3
0,257
0,254
0,243
0,235
0,229
0,227
0,225
0,225
0,199
0,785
0,045
0,098
0,295
0,053
0,185
0,025
0,065
Нормальный режим (полукольцо 1–3–4–9)
(0, 4) 2 − (0, 2) 2
Аср =
= 0,07 МПа/км
1,71
0,864 8594,9 500 0,028 0,024 0,4
0,050 2346,9 300 0,032 0,0016 0,257
0,108 1110,2 250 0,022 0,0024 0,254
0,325 1023,4 250 0,019 0,0062 0,249
0,058 828,4 250 0,0125 0,0007 0,236
0,204 639,2 250 0,008 0,0016 0,235
0,028 161,1 200 0,002 0,00006 0,232
0,072 161,1 100 0,065 0,005 0,232
0,257
0,254
0,249
0,236
0,235
0,232
0,232
0,221
Невязка:
N=
ΔР1 − ΔР2
0,075 − 0,068
100 % =
100 % = 9,3 % < 10 %.
ΔР1
0,075
Таблица П6
Гидравлический расчет сети среднего давления
Длина, км
Номер
участка
L
1
2
Vр,
м3/ч
0,185
0,230
0,290
0,148
0,348
0,195
0,350
0,025
0,185
Давление на участке,
МПа
Lp =
Рк = Рн2 − АLр
Рн
= 1,1L
3
4
5
6
7
8
9
Аварийный режим 1 (отказал участок 3–14)
Acр =
3–4
4–5
5–6
6–7
7–8
8–9
9–10
10–11
11–12
dy,
А,
АLp,
мм МПа/км МПа
0,204
0,253
0,319
0,163
0,383
0,215
0,385
0,028
0,204
(0, 4) 2 − (0, 2)2
= 0,047 МПа/км
2,54
2069
1756,6
1520,6
1322,6
1178,1
1023,7
832,3
671,2
193,1
250 0,066 0,013
250 0,049 0,012
250 0,043 0,014
250 0,03 0,005
250 0,026 0,01
250 0,0185 0,004
200 0,036 0,014
200 0,025 0,0007
125 0,033 0,007
130
0,3
0,277
0,254
0,225
0,214
0,189
0,178
0,133
0,130
0,277
0,254
0,225
0,214
0,189
0,178
0,133
0,130
0,100
1–2
2–3
3–14
14–13
13–12
12–11
11–10
10–
ШРП4
131
9
0,288
0,251
0,245
0,226
0,222
0,180
0,162
0,139
0,102
0,102
Продолжение табл. П6
1
2
3
2–К
4–
ШРП7
5–Б
6–Пр
7–
ШРП1
8–
ШРП2
9–
ШРП3
10–
ШРП4
11–
ШРП5
12–
ШРП6
13–
Хл.з
14–
ШРП8
5–6
6–7
7–8
8–9
9–
ШРП3
0,054
0,102
1–2
2–3
3–14
14–13
13–12
12–11
11–10
10–
ШРП4
4
8
9
0,059
0,112
5
6
7
Расчет ответвлений
6248 250 0,58
0,034
312,4 100 0,22
0,025
0,257
0,243
0,179
0,185
0,052
0,067
0,120
0,057
0,074
0,132
236
198
144,5
80
70
70
0,32
0,55
0,3
0,018
0,041
0,04
0,235
0,229
0,227
0,193
0,107
0,107
0,216
0,238
154,4
80
0,15
0,036
0,225
0,121
0,106
0,117
191,4
80
0,23
0,027
0,225
0,154
0,071
0,078
161,1
70
0,36
0,028
0,232
0,161
0,106
0,117
478,1
125
0,153
0,018
0,232
0,189
0,252
0,277
189,2
100
0,09
0,025
0,235
0,174
0,054
0,059
195
70
0,55
0,032
0,236
0,154
0,16
0,176
86,8
70
0,12
0,02
0,249
0,205
0,290
0,148
0,348
0,195
0,106
0,319
0,163
0,383
0,215
0,117
688,3
490,3
345,8
191,4
191,4
250 0,009 0,0029 0,235
250 0,005 0,0008 0,229
250 0,0025 0,001 0,227
250 0,001 0,0002 0,225
100 0,091 0,011 0,225
0,229
0,227
0,225
0,225
0,199
0,785
0,045
0,098
0,295
0,053
0,185
0,025
0,065
Нормальный режим (полукольцо 1–3–4–9)
(0,3) 2 − (0,1) 2
Аср =
= 0,047 МПа/км
1,71
0,864 8594,9 500 0,028 0,024 0,3
0,050 2346,9 300 0,032 0,0016 0,257
0,108 1110,2 250 0,022 0,0024 0,254
0,325 1023,4 250 0,019 0,0062 0,249
0,058 828,4 250 0,0125 0,0007 0,236
0,204 639,2 250 0,008 0,0016 0,235
0,028 161,1 200 0,002 0,00006 0,232
0,072 161,1 100 0,065 0,005 0,232
132
0,257
0,254
0,249
0,236
0,235
0,232
0,232
0,221
Окончание табл. П6
1
1–2
2–3
3–14
14–13
13–12
12–11
11–10
10–
ШРП4
2
0,785
0,045
0,098
0,295
0,053
0,185
0,025
0,065
3
0,864
0,050
0,108
0,325
0,058
0,204
0,028
0,072
4
8594,9
2346,9
1110,2
1023,4
828,4
639,2
161,1
161,1
5
6
7
8
500 0,028 0,024 0,3
300 0,032 0,0016 0,257
250 0,022 0,0024 0,254
250 0,019 0,0062 0,249
250 0,0125 0,0007 0,236
250 0,008 0,0016 0,235
200 0,002 0,00006 0,232
100 0,065 0,005 0,232
2–К
4–
ШРП7
5–Б
6–Пр
7–
ШРП1
8–
ШРП2
9–
ШРП3
10–
ШРП4
11–
ШРП5
12–
ШРП6
13–
Хл.з
14–
ШРП8
0,054
0,102
0,059
0,112
Расчет ответвлений
6248 250 0,58
0,034
312,4 100 0,22
0,025
0,257
0,243
0,179
0,185
0,052
0,067
0,120
0,057
0,074
0,132
236
198
144,5
80
70
70
0,32
0,55
0,3
0,018
0,041
0,04
0,235
0,229
0,227
0,193
0,107
0,107
0,216
0,238
154,4
80
0,15
0,036
0,225
0,121
0,106
0,117
191,4
80
0,23
0,027
0,225
0,154
0,071
0,078
161,1
70
0,36
0,028
0,232
0,161
0,106
0,117
478,1
125
0,153
0,018
0,232
0,189
0,252
0,277
189,2
100
0,09
0,025
0,235
0,174
0,054
0,059
195
70
0,55
0,032
0,236
0,154
0,16
0,176
86,8
70
0,12
0,02
0,249
0,205
133
9
0,257
0,254
0,249
0,236
0,235
0,232
0,232
0,221
Приложение 5
Газоснабжение автономной котельной
Задача
Запроектировать систему снабжения природным газом встроенной котельной, предназначенной для производства тепла на нужды отопления административного здания, и систему удаления дымовых газов.
Здание находится в Санкт-Петербурге. План котельной показан на
рис. П7. Снабжение осуществляется природным газом Северо-Уренгойского
месторождения. Источник газоснабжения – шкафной газорегуляторный
пункт, давление после ШРП – 4,4 кПа. Удаление дымовых газов осуществляется через существующую кирпичную дымовую трубу размером 410×410 мм
и высотой 30 м.
Решение
Для определения расхода газа котельной необходимо произвести расчет теплопотерь отапливаемого здания по укрупненным показателям.
Ориентировочное значение теплопотерь, Вт, через ограждающие конструкции здания определяется при оценке нагрузок тепловых сетей:
Qзд = аqVн ( tв − tн ) ,
(П3)
где а – коэффициент учета района строительства здания; q – удельная тепловая характеристика здания, кВт/(м3 ∙ °С); Vн – объем отапливаемой части здания по наружному обмеру от поверхности земли, м3, Vн = 22 176 м3; tв – температура воздуха в помещениях здания, tв = 18 °С; tн – расчетная температура
наружного воздуха для Санкт-Петербурга, tн = –26 °С.
Коэффициент учета района строительства здания
а = 0,54 +
22
22
, а = 0,54 +
= 1,04;
(tв − tн )
(18 + 25)
Qзд = 1,04 ⋅ 0,58 ⋅ 22176 (18 + 25) = 580 723 Вт.
(П4)
Для теплоснабжения административного здания принимаются два
водогрейных котла (один резервный) De Ditrich с газовыми горелками
WG 2-Z-L-N теплопроизводительностью 670 кВт.
Котлы оборудуются автоматикой регулирования и автоматикой безопасности, которая обеспечивает прекращение подачи газа при угасании
пламени горелки, понижении или повышении давления газа в сети, отсутствии тяги, прекращении энергоснабжения, нарушении вентиляции. Для контроля над превышением предельно допустимых концентраций оксида углерода и метана в помещении котельной устанавливаются сигнализаторы загазованности. Расположение газопроводов в котельной подробно показано на
рис. П8.
134
135
Дымовые газы от котлов отводятся через проектируемые металлические газоходы от каждого котла и существующую дымовую трубу. Вентиляция котельной приточно-вытяжная с естественным побуждением, рассчитанная на трехкратный воздухообмен и воздух на горение.
Рабочее освещение производится светильниками с лампами накаливания, аварийное освещение электрическими фонарями с аккумуляторами или
сухими элементами.
Гидравлический расчет газопроводов выполняется по методу расчета
тупиковых сетей низкого давления.
Расход газа на котел, м3/ч, определяется по формуле
Qкот =
3600 Q
,
Qнр η
(П5)
где Q – теплопроизводительность котла, МВт; Qнр – теплота сгорания газа,
МДж/м3, которая может быть задана или определена по составу газа; η – КПД
котла.
Задаемся данной теплотой сгорания газа:
Qнр = 35, 482 МДж/м3.
Дымовая труба котельной предназначена для удаления топочных дымовых газов и рассеивания вредных соединений, содержащихся в продуктах
сгорания в атмосферном воздухе, с целью снижения их концентрации в атмосфере на уровне дыхания до необходимого значения. Дымовая труба создает
естественную тягу, и движение газов происходит вследствие разности плотностей окружающего холодного воздуха и горячих продуктов сгорания.
Поступление воздуха в котел и дальнейшее движение продуктов сгорания по газовому тракту обеспечиваются естественной тягой в дымовой трубе.
Весь газовый тракт и топка котла находятся под разрежением. Разрежение
в топке, соответствующее ее сопротивлению, следует поддерживать для исключения возможности выхода продуктов сгорания в котельный зал через
неплотности котла. В котел De Ditrich с газовой горелкой WG2-Z-L-N воздух
подается принудительно с помощью дутьевого вентилятора, а суммарное сопротивление воздушного и газового трактов преодолевается давлением, создаваемым дутьевым вентилятором. Вентилятор поставляется в комплекте
с горелкой.
Плотность газа при любых условиях
ρ гд.т = ρ 0г
273
.
273 + Θср
д.т
(П6)
Здесь ρ г0 – плотность дымовых газов, кг/м3, при средней температуре:
ρг0 = jH2Oρ H2O + jRO2 ρRO2 + jN2 ρ N2 + jO2 ρO2 ,
где j – доля компонента в составе газа. Далее, в формуле (П7)
136
137
(П7)
Расход газа на котел, м3/ч, определяется по формуле (П5):
jH2O = VH 2O Vг0 = 2,037 / 11,04 = 0,184;
jRO2 = VRO2 Vг0 = 1,04 / 11,04 = 0,094;
Qкот =
0
г
jN2 = VN2 V = 7,75 / 11,04 = 0,70;
jО2 = VО2 Vг0 = 0,21 / 11,04 = 0,02;
ρг0 = 0,184 ⋅ 0,8041 + 0,09 ⋅ 1,977 + 0,70 ⋅ 1, 251 + 0,02 ⋅ 1,43 = 1,22 кг/м3.
Аэродинамическое сопротивление котельной установки, Па, определяется по формуле
hy = Δhк + Δhб + Δhд.т .
0,67 ⋅ 3600
= 79 м3/ч.
35,48 ⋅ 0,86
Расчетная длина внутренних газопроводов определяется по формуле (28)
данного пособия.
Расчетная аксонометрическая схема газопроводов приведена на рис. П9.
Составляется ведомость местных сопротивлений (табл. П7).
(П8)
Сопротивление котла De Ditrich составляет 68,8 Па. Значение потерь
давления на данном участке тракта, Па, определяется как сумма потерь давления на трение и местные сопротивления:
2
 l
ϑ ρ
ΔР =  λ + Σξ  ср ср ,
 d
 19,62
(П9)
где λ – коэффициент гидравлического трения; ∑ξ – сумма коэффициентов
местных сопротивлений; ρср – средняя плотность дымовых газов, определяемая по средней температуре продуктов сгорания на участке, кг/м3; ϑср –
средняя скорость движения дымовых газов, м/с, вычисляемая по формуле
ϑср = Vп.с0'
273 + tср
3600 Fж.с ⋅ 273
,
(П10)
где tср – средняя температура дымовых газов, °С (принимается равной темпе0'
– объем продуктов сгорания при
ратуре уходящих газов tух = 190 °С); Vп.с
3
сжигании газа, м /ч, определяемый по формуле (П11); Fж.с – площадь живого
сечения тракта, м2, определяемая по формулам (П12), (П13).
Объем продуктов сгорания, м3/ч,
Vп.с0' = Vг0Qкот .
(П11)
Площадь живого сечения газового тракта, м2:
• для круглого сечения
πd 2
=
;
4
(П12)
Fж.с = 2 d э ,
(П13)
Fж.с
• для прямоугольного сечения
где эквивалентный диаметр дымохода d э =
138
2ab
; a, b – размеры тракта, м.
a+b
Рис. П9. Расчетная аксонометрическая схема газопроводов котельной
административного здания
Потери давления на трение определяются по номограмме для гидравлического расчета газопроводов низкого давления (см. прил. 9). Гидравлический расчет выполняется в двух режимах: при работе рабочего и резервного котла. Потери давления в газовом счетчике приняты в размере 260 Па.
Гидравлический расчет приведен в табл. П8.
139
VRO2 = 0,01(97,88 + 2 ⋅ 0,82) = 1,00;
Таблица П7
Ведомость местных сопротивлений
Сумма коКоэффициент местного эффициентов
сопротивле- местных сопротивлений
ния
Наименование
местных сопротивлений
Диаметр
газопровода, мм
Количество
местных сопротивлений
Отвод 90°
Клапан электромагнитный газовый фланцевый
Кран шаровой
фланцевый
100
100
13
1
1,1
2
14,3
2
100
5
2
10
Итого
26,3
Таблица П8
№ участка
Гидравлический расчет газопровода котельной
Длина, м
∑ξ
lд
lэ
Расчетная Расход
длина Lр, м Q, м3/ч
Диаметр
d×δ, мм
1-К1 24,65
Работает котел 1
3,4 26,3 114,07
79
108×4
Счетчик газа ротационный
1-К2 23,05
Работает котел 2
3,4 26,3 112,47
79
108×4
Счетчик газа ротационный
Потери давления,
Па
на 1 м
0,7
0,7
на весь
участок
79,84
260
∑339,84
78,72
260
∑338,72
Давление перед горелкой составляет 4,1 кПа, что соответствует паспортным данным.
Далее производится расчет системы удаления продуктов сгорания.
Расчет теоретического объема воздуха и продуктов сгорания осуществляется
по следующим формулам:
Vв0 = 0,0476 [ 2 ⋅ 97,88 + 3,5 ⋅ 0,82 ] = 9, 46;
VN02 = 0,79 ⋅ 9,46 + 0,01 ⋅ 1,3 = 7,49;
140
VH02O = 0,01(2 ⋅ 97,88 + 3 ⋅ 0,82) = 1,98;
VО2 = 0,21(1,1 − 1)9,46 = 0,20;
Vп.с0 = 7, 49 + 1,00 + 1,98 + 0, 20 = 10,67.
Доля отдельных компонентов продуктов сгорания:
7,49
1,98
= 0,702; H 2O =
= 0,186;
10,67
10,67
0,20
1,00
O2 =
= 0,019; RO 2 =
= 0,093.
10,67
10,67
ρ 0г = 0,01(1,25 ⋅ 70,2 + 0,804 ⋅ 19 + 1, 43 ⋅ 1,86 + 1,98 ⋅ 9,3) = 1, 24 кг/м3;
Vп.с0' = 10,67 ⋅ 78,96 = 842,5 м3/ч;
273
ρср = 1,24
= 0,73 кг/м3.
273 + 190
N2 =
При расчете газовый тракт от самого дальнего котла до дымовой трубы
разбивается на отдельные участки с неизменными размерами поперечного
сечения и определенными расходами газов. По каждому из участков определяются потери давления.
Первый участок – металлический канал (диаметр газового тракта на
расчетном участке равен 350 мм, l = 7,7 м):
3,14 ⋅ 0,3502
= 0,096 м2;
4
273 + 190
ϑср = 859
= 4, 2 м/с.
3600 ⋅ 0,096 ⋅ 273
Fж.с =
На первом участке коэффициенты местных сопротивлений ξ будут
следующими: для диффузора с F1 / F0 = 1,37 коэффициент ξ = 0,12; для отвода
90° (2 шт.) ξ = 2 ∙ 1,2 = 2,4; для шибера – 0,1; перехода с круглого сечения на
прямоугольное (l / d0 = 0,6 и α = 15°) – 0,15.
Итого: ∑ξ = 2,77.
7,7

 4,22 ⋅ 0,63
ΔРг1 =  0,02
+ 2,27 
= 18 Па.
0,350

 19,62
Второй участок – кирпичный канал (250×250 мм, l = 0,9 м):
dэ =
2 ⋅ 0, 25 ⋅ 0, 25
= 0, 25 м; Fж.с = 2 ⋅ 0,250 = 0,0625 м2;
0,5
273 + 190
ϑср = 859
= 6,5 м/с.
3600 ⋅ 0,0625 ⋅ 273
141
На втором участке коэффициент местного сопротивления присоединения сборного газохода к трубе ξ = 1.
0,9

 6,52 ⋅ 0,63
ΔРг2 =  0,04
+ 1
= 15,3 Па.
0,250  19,62

Третий участок – дымовая труба из кирпича (410×410 мм, l = 30 м):
Fж.с = 2 ⋅ 0, 410 = 0,168 м2;
273 + 190
ϑср = 859
= 2,4 м/с.
3600 ⋅ 0,168 ⋅ 273
На третьем участке следует учитывать потери давления на выходе из
трубы в виде коэффициента местного сопротивления ξ = 1:
30

 2, 42 ⋅ 0,63
ΔРт =  0,04
+ 1
= 7,2 Па.
0,410  19,62

Суммарные потери давления по газовому тракту составят
ΔР = 68,8 + 18 + 15,3 + 7,2 = 109,3 Па.
Естественная тяга, Па,

Н  1
1
S тр =
−

 Рбар .
2,15  273 + tн 273 + tср 
(П14)
где Н – высота дымовой трубы, м; tн – температура наружного воздуха, °С;
Рбар – барометрическое давление, даПа; tср – средняя температура уходящих
продуктов сгорания, °С.
S тр =
30 
1
1

−

 760 = 188 Па.
2,15  273 − 19 273 + 190 
Естественная тяга превышает суммарные потери давления по газовому
тракту, поэтому установка дымососа не требуется.
142
Приложение 6
Газоснабжение отопительной котельной
Задача
Выполнить проект газоснабжения котельной. Отопительная котельная
расположена в северо-восточной части квартала и предназначена для получения горячей воды, идущей на нужды этого квартала. В котельной предусмотрена установка двух водогрейных котлов КСВа-0,63Гн с газовыми горелками ГБак-0,85 (рис. П10). Оба котла работают постоянно. Теплота сгорания газа 36,65 МДж/м3. Давление газа на вводе в котельную 0,482 МПа,
давление газа перед горелками 18 кПа.
Отвод дымовых газов от котлов предусмотрен через проектируемые
металлические газоходы от каждого котла и кирпичную дымовую трубу.
Вентиляция котельной приточно-вытяжная с естественным побуждением,
рассчитанная на трехкратный воздухообмен и воздух на горение.
Котлы КСВа-0,63Гн предназначены для подогрева воды до температуры ниже температуры кипения под атмосферным давлением. Паспортная
теплопроизводительность котла составляет 630 кВт.
Расход газа на котел, м3/ч, определяется по формуле (П5):
Qкот =
3600 Q
630 ⋅ 3600
=
= 74,5 м3/ч.
р
Qн η
36650 ⋅ 0,91
Общая нагрузка котельной с двумя котлами составит 155 м3/ч.
Гидравлический расчет выполняется по методу расчета тупиковых газопроводов среднего давления с использованием формулы (15). Расчетная
схема газопроводов котельной приведена на рис. П11.
Расчетные внутренние диаметры газопроводов определяются исходя из
условия обеспечения бесперебойного газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления газа.
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 [4].
Для внутренних газопроводов расчетную длину газопроводов определяем по формуле (28). Для определения коэффициентов местных сопротивлений следует использовать табл. 11. Ведомость местных сопротивлений
внутреннего газопровода котельной оформляем в виде табл. П9.
143
144
145
Таблица П9
Ведомость местных сопротивлений на участках внутреннего
газопровода котельной
Таблица П10
Гидравлический расчет газопроводов котельной
Потери давДиаДавление, МПа
Сумления, Па
Рас- метр ×
Расчетма
ход × толНомер
эквива- к.м.с., ная дли- Q,
на весь
щина
участка дейна
l
р
ствую- лентный ∑ξ
10Рк
10Рн
м3/ч стенки, на 1 м учащий lд
lэ
сток
мм
Длина, км
Номер
участка
1–2
2–3
3–4
5–6
6–7
7–К1
6–К2
Перечень местных
сопротивлений
Коэффициенты местных сопротивлений
∑ξ
Отвод 90°
Термозапорный клапан
Электромагнитный клапан
Отвод 90°
Задвижка
Задвижка
0,4
0,4
4,0
0,6
0,5
1,5
0,8
Внезапное расширение
Отвод 90°
Задвижка
Тройник на проход
Тройник в ответвлении
Задвижка
Клапан
Отвод 90°
Тройник в ответвлении
Задвижка
Клапан
Отвод 90°
0,35
0,8
0,5
1,0
1,0
1,0
0,8
0,4
1,0
1,0
0,8
0,4
1,65
5,1
1,5
1,0
3,2
1–2
2–3
3–4
4–5
5–6
6–7
7–К1
6–К2
0,00175 0,00197
0,00253 0,00197
0,00255 0,00197
0,00657
0,00300
0,00310
0,00310
0,00322
0,00290
0,00180
0,00180
0,8 0,00333 155,0 57×3,0
5,1 0,01260 155,0 57×3,0
1,5 0,00550 155,0 57×3,0
Регулятор давления
1,65 0,01190 155,0 89×3,5
1,0 0,00590 74,5 89×3,5
3,2 0,00886 74,5 57×3,0
3,2 0,00886 74,5 57×3,0
3,2
При расчете газопроводов котельной следует учитывать потери давления в фильтре и на счетчике (участок 3–4). Потери давления в фильтре составляют 1550 Па, потери давления газа на счетчике составляют 300 Па.
Результаты гидравлического расчета газопровода котельной приведены
в табл. П10.
146
147
0,960 0,00032 5,820 5,81290
0,960 0,01210 5,81290 5,8180
0,960 0,00528 5,8180 5,8175
4,709 1,0197
0,110 0,00131 1,0197 1,0191
0,031 0,00018 1,0191 1,0190
0,230 0,00204 1,0190 1,0183
0,230 0,00204 1,0190 1,0183
Приложение 7
Гидравлический расчет внутридомового газопровода
Внутридомовые газопроводы выполняются из труб по ГОСТ 3262–75
(водогазопроводные); для подземных газопроводов применяются бесшовные
трубы по ГОСТ 8732–78 и ГОСТ 8734–75, а также сварные по ГОСТ 10704–91.
Глубина заложения дворового газопровода должна быть не менее 0,8 м
от поверхности земли до верха трубы, если грунт не пучинистый, и диаметром не менее 57×3 мм. Глубина заложения газопровода в пучинистых грунтах принимается ниже глубины сезонного промерзания грунта. Дворовый газопровод под землей подходит к газифицируемому жилому зданию и на выходе из земли заключается в футляр для предотвращения механического
повреждения. Перед вводом в здание на газопроводе устанавливается кран
шаровой с изоляцией (КШИ), предотвращающий продвижение по газопроводу блуждающих электрических токов.
Газопровод до ввода в здание прокладывается открыто с креплением
к стенам здания при помощи кронштейнов над окнами первого этажа по дворовому фасаду здания. Ввод газопровода в здание осуществляется в помещение, где установлены газовые приборы (рис. П12). Газопроводы внутри здания также прокладываются открыто с креплением к несгораемым стенам при
помощи кронштейнов. Газовые стояки располагают на кухнях, если они
находятся одна над другой. Разводка газопровода по кухне и установка газовых приборов приведены на рис. П13.
Гидравлический расчет внутридомового газопровода производят для
наиболее удаленного газового стояка и газоиспользующего прибора (газовой
плиты или водонагревателя) с соблюдением заданного перепада давления газа 60 даПа.
Диаметр подводки к газовым плитам и водонагревателям типа АГВ
и АОГВ мощностью 7 кВт равен 15 мм, а к проточным водонагревателям типа ВПГ, Нева, Vailend и другой мощностью (11 кВт и более) – 20 мм. Допускается установка теплогенераторов мощностью до 60 кВт в помещении кухни.
Гидравлический расчет внутридомового газопровода производится
в два этапа. Сначала определяются расчетные расходы газа, м3/ч, по участкам
сети по формуле
m
qi
K n 3600,
р o i
i =1 Qн
Vi = 
(П15)
где m – количество типов или групп приборов; qi – номинальная тепловая
нагрузка i-го прибора или группы однотипных приборов, принимаемая по
паспортным данным или техническим характеристикам приборов, кВт;
Qнр – низшая теплота сгорания газа, кДж/м3; K o – коэффициент одновременности действия для однотипных приборов или группы приборов (см. табл. 21);
ni – количество однотипных приборов или групп приборов.
148
149
Нг = ±zg(ρв – ρг),
(П18)
где z – разность геометрических отметок начала и конца участка внутридомового газопровода, м; g – ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с2;
ρв – плотность воздуха при нормальных условиях, кг/м3; ρг – плотность газообразного топлива, кг/м3.
Знак «плюс» принимается в случае, если газ легче воздуха и направление потока газа идет сверху вниз, знак «минус» – при подаче газа снизу вверх
(и наоборот).
Потери давления газа в бытовых газовых плитах можно принять от 40
до 60 Па, а в водонагревателях – 80–100 Па.
Коэффициент β″, учитывающий разность плотностей табличного и реального газа, определяется по формуле
Рис. П13. Установка газовых приборов
После определения расчетных расходов газа на каждом участке внутридомового газопровода приступаем ко второму этапу – гидравлическому
расчету. Задаемся диаметром внутридомового газопровода и по табл. П16,
П17 прил. 12 для гидравлического расчета газопроводов низкого давления
определяем удельную потерю давления на участке газопровода в зависимости от расчетного расхода газа (в числителе указан расход газа, м3/ч, в знаменателе – удельная эквивалентная длина lэ). Также можно использовать номограмму, представленную в прил. 9.
Расчетная длина участка определяется как сумма действительной длины и эквивалентной длины, которая учитывает потери давления в местных
сопротивлениях.
Эквивалентная длина участка внутридомового газопровода определяется как произведение удельной эквивалентной длины и суммы коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода. Удельная эквивалентная
длина определяется по табл. П16, П17 прил. 12 для гидравлического расчета
или по номограмме прил. 9 для определения эквивалентных длин в зависимости
от расчетного расхода газа и принятого диаметра газопровода. Местные сопротивления определяются для расчетного участка газопровода по табл. 11.
Эквивалентная длина участка газопровода определяется по формуле
n
lэкв = lэ  ξ,
(П16)
β′′ =
ρг
.
ρ табл
(П19)
После определения потерь давления на всех участках расчетной газовой сети с учетом коэффициента β″ необходимо сравнить ее с нормативной
величиной.
Результаты расчетов сводятся в табл. П11.
Таблица П11
Гидравлический расчет внутридомового газопровода
Номер
участка
Vp,
м3/ч
dy,
мм
Потери давления
lф, м
lэ, м
∑ξ
lэкв, м
lр, м
h / l,
Па/м
Нуч, даПа
∑Нуч
Находим сумму потерь давления на всех участках ∑Нуч, учитываем
гидростатический напор, потери давления в приборе и счетчике.
где lэ – удельная эквивалентная длина м (см. табл. П16, П17); ∑ξ – сумма коэффициентов местных сопротивлений.
Расчетная длина участка газопровода определяется по формуле
lр = l + lэкв.
(П17)
где l –действительная, фактическая длина участка газопровода, м; lэкв – эквивалентная длина участка газопровода, м.
В гидравлическом расчете внутридомового газопровода необходимо
из-за большой разницы отметок начала и конца участка газопровода учитывать гидростатическое давление Нг, Па, определяемое по формуле
Задача
Запроектировать систему снабжения природным газом пятиэтажного
многоквартирного жилого дома. План секции показан на рис. П14, высота
этажа 3,0 м. Параметры газа: низшая теплота сгорания Qнр = 35 МДж/м3,
плотность газа ρ = 0,73 кг/м3.
Номинальный расход газа газовой плитой ПГ-4 составляет 1,30 м3/ч,
а проточным водонагревателем ВПГ-23 – 2,39 м3/ч.
Расположение газовых приборов и газооборудования в кухне квартиры
показано на рис. П15. В соответствии с планом этажа и размещения внутреннего газооборудования составляем расчетную схему газопроводов газифицируемого дома (рис. П16).
150
151
i =1
Рис. П15. Размещение газооборудования в кухне квартиры
152
Решение
В жилых зданиях до 5 этажей включительно в качестве газовых приборов
разрешается установка газовых плит и проточных газовых водонагревателей.
К установке принимаем бытовые газовые четырехконфорочные плиты
ПГ-4 по ГОСТ 10798–85* и проточные газовые водонагреватели типа ВПГ-23
по ГОСТ 19910–94. Технические характеристики приборов принимаем в соответствии с техническим паспортом прибора.
153
Расчет расходов газа по участкам внутридомовой сети оформляем в виде в виде табл. П12. За расчетный стояк принимается стояк, наиболее удаленный от места присоединения к распределительному газопроводу.
Гидравлический расчет газопроводов дома выполняем по методике,
описанной выше, и оформляем в виде табл. П13.
Таблица П12
Расчетные расходы газа
154
Расход газа, м3/ч
Номер
участка
Ассортимент
приборов
Количество
квартир
Ksim
1
1–2
2–3
3–4
4–5
5–6
6–7
7–8
8–9
9–10
10–11
11–12
12–13
2
1ВПГ
(ВПГ + ПГ)
(ВПГ + ПГ)
(ВПГ + ПГ)
(ВПГ + ПГ)
(ВПГ + ПГ)
(ВПГ + ПГ)
(ВПГ + ПГ)
(ВПГ + ПГ)
(ВПГ + ПГ)
(ВПГ + ПГ)
(ВПГ + ПГ)
3
1
1
1
2
3
4
5
10
15
20
40
40
4
1
0,7
0,7
0,56
0,480
0,430
0,400
0,340
0,300
0,280
0,230
0,230
155
qnom
Qdh
5
1×2,39
1×3,59
1×3,59
2×3,59
3×3,59
4×3,59
5×3,59
10×3,59
15×3,59
20×3,59
40×3,59
40×3,59
6
2,39
2,51
2,51
4,02
5,17
6,17
7,18
12,21
16,16
20,10
33,02
33,02
Приложение 8
Узлы присоединения плиты к разводящему газопроводу
Жесткое подсоединение к газовому стояку G½″ производится с помощью сгона, угольника и переходной муфты (рис. П17).
Рис. П17. Жесткое подсоединение
Вариант подсоединения гибкой подводкой представлен на рис. П18.
Рис. П18. Подсоединение гибкой подводкой
156
При подсоединении с помощью гибкой подводки (шланга) должны
быть соблюдены следующие требования:
157
• выбранный шланг должен иметь сертификат соответствия и документ, указывающий дату изготовления, срок службы и замены;
• шланг должен быть доступен для осмотра по всей длине;
• шланг не должен проходить в зоне горячего воздуха дымохода и касаться задней стенки плиты (рис. П19);
• шланг не должен ничем пережиматься, иметь сильных изгибов
и испытывать растягивающие усилия;
• шланг должен быть длиной не менее 1,5 м;
• если шланг имеет повреждения, он должен заменяться целиком, ремонт недопустим.
Регулировка для различного давления газа
Для работы на другом виде (давлении) газа надо заменить сопла горелок и ВМР в кранах. Сопла и ВМР имеют обозначение и устанавливаются согласно табл. П14.
При переводе плит с природного на сжиженный газ и с одного давления на другое для плит, оснащенных кранами c регулируемым ВМП (винтом
малого пламени), после замены сопла необходимо отрегулировать расход газа (рис. П20). Регулирование расхода газа производится поворотом ВМП (без
его замены) до обеспечения устойчивого горения пламени горелки и при переводе крана в положение «малое пламя»; при этом все другие горелки
должны работать в положении «большое пламя».
Рис. П19. Схема монтажа гибкой подводки к плите
Используется природный газ (метан), соответствующий требованиям
ГОСТ 5542–87, или сжиженный газ (пропан-бутан) (см. ГОСТ 20448–90).
Перевод плиты с природного на сжиженный газ производится заменой сопел
горелок и винтов малого расхода (ВМР) кранов в соответствии с табл. П14.
Таблица П14
Технические характеристики плиты
Рис. П20. Варианты размещения ВМП
Для кранов, у которых ВМП находится в штоке крана, регулировка
осуществляется узкой отверткой через отверстие в штоке.
После розжига горелки, регулируя зазор «А», необходимо добиться
нормального горения (уменьшение зазора снижает напряженность пламени,
увеличение – повышает интенсивность) (рис. П21).
Рис. П21. Регулировка шибера горелки духовки
158
159
Терморегулятор с устройством предохранительным (ТУП) – это кран,
который позволяет выбирать необходимые функции, автоматически поддерживает заданную температуру при работе основной горелки и прекращает
подачу газа в случае погасания горелок духовки (рис. П22).
Рис. П22. Панель управления плиты с терморегулятором и устройством
предохранительным (ТУПом) духовки:
1 – ручка крана горелки стола; 2 – кнопка электророзжига; 3 – кнопка включения подсветки духовки и электровертела; 4 – ручка ТУПа горелок духовки;
5 – кнопка предохранительного устройства ТУПа; 6 – ручка таймера механического
Схема установки термопары на горелке духовки, а также фото горелки
духового шкафа плиты изображены на рис. П23, П24.
Рис. П23. Схема установки термопары на горелке духовки
160
Рис. П24. Фотография горелки духового шкафа плиты:
зеленым овалом отмечено место установки термопары для контроля пламени,
красным – электрод розжига горелки
Вентиляция помещения
В соответствии с действующими стандартами по установке газового
оборудования плита может быть установлена только в помещениях с постоянной вентиляцией. Помещение должно иметь вентиляционную систему,
обеспечивающую удаление продуктов сгорания (приток воздуха должен составлять не менее 2 м3/ч на каждый киловатт мощности устанавливаемого
оборудования). Труба, идущая к входному вентиляционному отверстию, защищенному решеткой, должна иметь внутреннее поперечное сечение 100 см2
и быть проложена так, чтобы исключить засорение в любой ее части
(рис. П25, а).
Если рабочая поверхность плиты не оснащена устройством безопасности, входное вентиляционное отверстие должно быть увеличено на 100 %
(с минимальным поперечным сечением трубы 200 см2). Когда поток воздуха
поступает из смежных помещений (при условии, что они не являются коммунальными частями здания, пожароопасными помещениями или спальнями), их входные вентиляционные отверстия также должны быть оснащены
наружной воздухоотводной трубой, как описано выше (рис. П25, б).
161
а)
Устройство проточного водонагревателя представлено на рис. П26.
б)
Рис. П25. Вентиляция помещения кухни:
а – поступление воздуха в кухню; б – схема установки механической вытяжки над плитой с обратным клапаном (вытяжка продуктов сгорания от плиты)
Рис. П26. Устройство проточного водонагревателя:
1 – теплообменник; 2 – горелка; 3 – форсунка; 4 – вентиль инерционного розжига; 5 – регулятор температуры; 6 – форсунка
вентиля (диффузор); 7 – винт коррекции минимального; количества воды; 8 – контрольное сверление; 9 – ограничитель протока; 10 – водяной фильтр; 11 – мембрана; 12 – труба подвода холодной воды; 13 – электромагнит; 14 – труба подачи газа;
15 – газовый фильтр; 16 – регулировочный винт; 17 – фильтр
запального пламени; 18 – пьезорозжиг; 19 – труба отдвода горячей воды; 20 – регулятор мощности; 21 – клавиша розжига;
22 – тарелка вентиля; 23 – газовый вентиль запального пламени;
24 – форсунка запального пламени; 25 – главный газовый вентиль; 26 – патрубок замера давления; 27 – термоэлемент;
28 – запальный электрод; 29 – ограничитель температуры;
30 – контроль тяги
162
163
Водонагреватель должен быть подсоединен к дымоходу с хорошей тягой (с разрежением 2,0–30,0 Па) и при этом быть установлен как можно ближе к дымоходу.
Устанавливать аппарат необходимо на несгораемых стенах: кирпичных, бетонных (с облицовкой керамической плиткой или без нее). При установке водонагревателя на несгораемых стенах устройство изоляции не требуется.
Допускается установка аппарата на трудносгораемых стенах при условии изоляции стены оцинкованным листом толщиной 0,8–1 мм по листу базальтового теплоизоляционного картона БТК толщиной 3–5 мм. Изоляция стены
должна выступать за габариты корпуса аппарата не менее чем на 100 мм с каждой стороны. Установка водонагревателя на деревянной стенке изображена
на рис. П27.
Функциональная схема водонагревателя и его внешний вид без облицовки представлены на рис. П28, П29.
Расстояние от боковых поверхностей аппарата до трудносгораемых
стен без применения изоляции должно быть не менее 250 мм. При уменьшении указанного расстояния до 150 мм необходима установка теплоизоляции
(обивка стен оцинкованным листом по листу теплоизоляционного материала).
Запрещается установка водонагревателя на деревянных стенах; оштукатуренных стенах, имеющих деревянную основу; стенах, покрытых легко
возгораемыми материалами.
Запрещается устанавливать аппарат над источником тепла или открытого пламени.
Рис. П28. Функциональная схема водонагревателя:
1 – регулятор расхода воды; 2 – регулятор расхода газа;
3 – дисплей температуры воды; 4 – узел водогазовый;
5 – горелка; 6 – вход холодной воды; 7 – вход газа;
8 – выход горячей воды; 9 – газоотводящее устройство;
10 – свеча; 11 – датчик наличия пламени; 12 – теплообменник; 13 – клапан электромагнитный; 14 – отсек батарейный; 15 – блок управления электронный; 16 – термореле (датчик тяги); 17 – микровыключатель; 18 – датчик температуры воды; 19 – термореле (датчик
перегрева воды); 20 – пробка для слива воды; 21 – штуцер замера давления газа; 22 – узел водяной;
23 – фильтр водяной; 24 – выход воды на теплообменник; 25 – мембрана; 26 – клапан газовый; 27 – узел газовый; 28 – фильтр газовый; 29 – выход газа на горелку
164
165
Рис. П27. Установка водонагревателя
на трудносгораемых стенках
Характеристика работы водонагревателя для разных температур воды
на входе и с разной мощностью дана на рис. П30.
а)
б)
Рис. П29. Вид водонагревателя
без облицовки:
1 – регулятор расхода воды; 2 – регулятор расхода газа; 3 – винты крепления облицовки; 4 – узел водогазовый;
5 – горелка; 6 – штуцер подвода холодной воды; 7 – штуцер подвода газа;
8 – штуцер отвода горячей воды;
9 – газоотводящее устройство; 10 – свеча; 11 – датчик наличия пламени;
12 – теплообменник; 13 – клапан электромагнитный; 14 – отсек батарейный;
15 – блок управления электронный;
16 – термореле (датчик наличия тяги);
17 – микровыключатель (датчик протока воды); 18 – датчик температуры
воды; 19 – термореле (датчик перегрева воды); 20 – пробка для слива воды;
21 – штуцер замера давления газа;
22 – задняя стенка
166
Рис. П30. Характеристика работы водонагревателя
G-19-03 Aqua Comfort turbo мощностью 19,2 (а)
и 23 кВт (б) для разных температур воды на входе:
P – тепловая мощность водонагревателя, Q – проток воды,
TIN – температура воды на входе, TOUT – температура воды на выходе
167
На рис. П31 схематически изображен устанавливаемый на кухню водонагреватель, забирающий воздух с улицы и выводящий туда продукты
сгорания.
Рис. П32. Горизонтальная система забора воздуха – выброса продуктов
сгорания через стену или крышу
Рис. П31. Схема водонагревателя с закрытой
камерой горения:
1 – главная горелка; 2 – электрод розжига; 3 – газовая арматура; 4 – теплообменник; 5 – командоконтроллер; 6 – панель управления; 7 – вентилятор; 8 – датчик протока воды; 9 – датчик разницы
давлений – прессостат; 10 – датчик температуры
NTC; 11 – ограничитель температуры, защита от перегрева теплообменника; 12 – кожух
Водонагреватели с закрытой камерой забирают воздух с улицы через
специальный воздуховод и сбрасывают продукты сгорания в атмосферу.
Схемы сброса забора воздуха и выброса продукта сгорания в атмосферу показаны на рис. П32–П36.
168
Рис. П33. Вертикальная система забора воздуха – выброса продуктов
сгорания через стену или крышу
169
Рис. П34. Подключение к коаксильной системе, которая состоит
из двух каналов: для подвода воздуха и отвода продуктов горения
Рис. П36. Техническая характеристика водонагревателя с закрытой
камерой горения
Рис. П35. Раздельный сброс продуктов сгорания и забора воздуха
для горения
170
171
Приложение 9
Номограммы для гидравлического расчета стальных
и полиэтиленовых газопроводов
На рис. П37–П40 представлены номограммы для гидравлического подсчета газопроводов из разных материалов.
Рис. П37. Номограмма для расчета стальных газопроводов низкого давления
(природный газ ρ = 0,73 кг/м 3 и ν = 14,3 ⋅10−6 м2 /с )
172
Рис. П38. Номограмма для расчета стальных газопроводов среднего
и высокого давлений диаметром 15–100 мм (природный газ ρ = 0,73 кг/м 3
и ν = 15 ⋅ 10−6 м2 /с )
173
Рис. П40. Номограмма для расчета полиэтиленовых газопроводов
по данным Uponor (природный газ ρ = 0,73 кг/м3 и ν = 15 ⋅10−6 м2 /с )
Примечание: 1 бар = 0,1 МПа.
Рис. П39. Номограмма для расчета стальных газопроводов среднего
и высокого давлений диаметром 100–600 мм
(природный газ ρ = 0,73 кг/м 3 и ν = 15 ⋅ 10−6 м2 /с )
Задача
Определить диаметр газопровода среднего давления по следующим
данным: длина газопровода 10 км; абсолютное начальное давление
pабс.н = 0, 4 МПа; абсолютное конечное давление pабс.н = 0, 2 МПа. Расход
природного газа плотностью 0,73 кг/м3 – 9000 м3/ч.
Решение
pабс.н 2 − pабс.к 2 0,42 − 0,22
=
= 0,12 МПа/км.
1
L
По номограмме (см. рис. П39) находим диаметр трубы, равный 250 мм.
174
175
Приложение 10
Номограммы для гидравлического расчета стальных
и полиэтиленовых газопроводов с учетом срока
их эксплуатации
Абсолютная шероховатость внутренней поверхности газопроводов
принята следующей: для поверхностей, выполненных из стальных труб,
п = 0,01 см; из полиэтиленовых – п = 0,0007 см. Природный газ:
ρ = 0,73 кг/м3 , ν = 15 ⋅10−6 м2 /с .
Наружные диаметры и толщины стенок стальных и полиэтиленовых
газопроводов, использованные при построении номограмм, приведены
в табл. П15.
Таблица П15
Наружные диаметры и толщины стенок стальных и полиэтиленовых газопроводов
Газопроводы из стальных труб низкого, среднего и высокого давления
Диаметр 32 38 45 57 76 89 108 133 159 194 219 273 325 375 426 530 630
D, мм
Толщина 2,5 2,5 2,5 3,0 3,0 3,5 5,0 5,5 5,5 6,0 7,0 9,0 5,0 6,0 6,0 6,0 6,0
стенки Δ,
мм
Газопроводы из полиэтиленовых труб низкого и среднего давления
(SDR11 ≤ 63 мм и SDR 17,6 ≥75 мм)
Диаметр 32 40 50 63 75 90 110 125 140 160 180 200 225
D, мм
Толщина 3,0 3,7 4,6 5,8 4,3 5,2 6,3 7,1 8,0 9,1 10,3 11,4 12,8
стенки Δ,
мм
Газопроводы из полиэтиленовых труб высокого давления (SDR11)
Диаметр 32 40 50 63 75 90 110 125 140 160 180 200 225 –
D, мм
Толщина 3,0 3,7 4,6 5,8 6,8 8,2 10,0 11,4 12,7 14,6 16,4 18,2 20,5 –
стенки Δ,
мм
В номограммах приняты следующие условные обозначения:
1) СТ108 – газопровод из стальных труб диаметром D = 108 мм;
2) ПЭ110 – газопровод из полиэтиленовых труб диаметром D = 110 мм;
3) сплошная линия – для новых труб;
4) штриховая линия «экс» – для труб после годичной эксплуатации
с учетом увеличения эквивалентной абсолютной шероховатости до 0,02 см
для стальных труб и увеличения диаметра до 5 % под воздействием внутреннего давления для полиэтиленовых труб;
176
5) штриховая линия «экс 10» – для стальных труб после 10-летней эксплуатации с учетом увеличения эквивалентной абсолютной шероховатости
до 0,1 см.
Задача
Определить диаметр газопровода по номограмме, представленной на
рис. П41, при V = 170 м3/ч (V ≡ Q) и среднем значении удельных потерь давления по длине ΔР = P2н – P2к = 450 кПа2/100 м.
P2н − P2к, кПа2/100 м
Q, м3/ч
Рис. П41. Удельные потери давления для стальных и полиэтиленовых труб
(новых и бывших в эксплуатации) среднего давления (Q = 0–300 м3/ч,
ρ = 0,73 кг/м3, ν = 14 ∙ 10–6 м2/с)
Найдем точку пересечения линий ΔР и V, она находится вблизи Dн = 76 мм
(сталь) и Dн = 75 мм (полиэтилен); по пропускной способности данные трубы
в начале срока эксплуатации практически эквивалентны, что видно на графике. После года эксплуатации гидравлическое сопротивление стальной трубы
возрастает и удельные потери давления повышаются с 400 до 440 кПа2/100 м
(кривая «ст 76 экс»), а через 10 лет эксплуатации достигает величины
730 кПа2/100 м (кривая «ст 76 экс 10»). В расчетах следует принимать худший вариант, т. е. 730 кПа2/100 м. Это обусловлено увеличением абсолютной
шероховатости стальных труб в процессе эксплуатации.
Полиэтиленовая труба не подвержена коррозии: ее гидравлические характеристики со временем не ухудшаются, а за счет ползучести пропускная
способность даже увеличивается. Значение ΔР для полиэтиленовой трубы
при том же расходе составит 420 кПа2/100 м (кривая «ПЭ 75»).
177
Следовательно, если мы не хотим через 10 лет производить замену
стального газопровода либо повышать давление в сети, то надо использовать
стальную трубу завышенного диаметра или полиэтиленовую трубу диаметром, эквивалентным диаметру новой стальной трубы. Очевидно, что единственным экономически целесообразным вариантом будет применение полиэтиленовой трубы Dн = 75 мм.
Приложение 11
Номограммы для гидравлического расчета стальных
газопроводов для транспорта биогаза
На рис. П42–П44 представлены номограммы для гидравлического расчета стальных газопроводов для транспорта биогаза низкого давления и различного состава.
Q, м3/ч
3
Q, м /ч
3 2 5 х8,0
2000
2 7 3х7 ,0
2 1 9 х6 ,0
1 6 8 х5 ,0
15 9 х4 ,5
1000
500
11 4 х4 ,0
10 8 х4 ,0
400
10 2 х3 ,5
300
8 9 х3 , 0
200
7 6 х3 , 0
100
5 7 х3 , 0
50
4 5 х3 , 0
40
30
3 8 х3 , 0
20
3 2 х3 , 0
10
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,1
178
0,2
0,3
0,4 0,5
1,0
2,0
3,0
4,0 5,0
10
20
30
40 50
ΔP,
Р , Па / м
Па/м
Рис. П42. Номограмма для расчета стальных газопроводов
при пропуске биогаза низкого давления (биогаз: СН4 – 55 %,
СО2 – 45 %, ρ2 = 1,28, ν = 10,56 ∙ 10–6)
179
Q, м3/ч
3
Q, м
/ч
3 2 5х8 ,0
2000
2 7 3х7 ,0
2 1 9 х6 , 0
1 6 8х5 ,0
1 5 9х4 ,5
Q, м3/ч
3
Q, м
/ч
3 2 5х8 ,0
2000
2 73 х7 ,0
2 1 9х6 ,0
1 6 8х5 ,0
1 5 9х4 ,5
1000
1000
1 1 4х4 ,0
1 0 8х4 ,0
1 0 2х3 ,5
500
400
8 9х3 ,0
300
1 1 4х4 ,0
1 0 8х4 ,0
1 0 2х3 ,5
500
400
8 9 х3,0
300
200
7 6х3 ,0
200
7 6 х3,0
100
5 7х3 ,0
100
5 7 х3,0
50
4 5х3 ,0
40
50
30
3 8х3 ,0
4 5 х3,0
40
30
20
3 2х3 ,0
3 8 х3,0
20
3 2 х3,0
10
10
5,0
4,0
5,0
4,0
3,0
3,0
2,0
2,0
1,0
1,0
0,5
0,4
0,5
0,4
0,3
0,3
0,2
0,2
ΔP,
0,1
0,1
0,2
0,3
0,4 0,5
1,0
2,0
3,0
4,0 5,0
10
20
30
40 50
Рис. П43. Номограмма для расчета стальных газопроводов
при пропуске биогаза низкого давления (биогаз: СН4 – 60 %,
СО2 – 40 %, ρ2 = 1,22, ν = 11,67 ∙ 10–6)
180
Па/м
Р , Па / м
ΔP,
0,1
0,1
0,2
0,3
0,4 0,5
1,0
2,0
3,0
4,0 5,0
10
20
30
40 50
Па/м
Р , Па / м
Рис. П44. Номограмма для расчета стальных газопроводов
при пропуске биогаза низкого давления (биогаз: СН4 – 65 %,
СО2 – 35 %, ρ2 = 1,16, ν = 12,05 ∙ 10–6)
181
182
183
184
185
186
187
188
189
190
191
192
193
194
195
Приложение 13
Условные обозначения
Таблица П18
Буквенно-цифровые обозначения газопроводов
Буквенно-цифровое
обозначение
Наименование
1. Газопровод:
а) общее обозначение
б) низкого давления до 0,005 МПа
в) среднего давления св. 0,005 до 0,3 МПа включ.
г) высокого давления св. 0,3 до 0,6 МПа включ.
д) высокого давления св. 0,6 до 1,2 МПа включ.
2. Газопровод продувочный
3. Трубопровод на разрежение
4. Газопровод (трубопровод) безопасности
Г0
Г1
Г2
Г3
Г4
Г5
Г6
Г7
Примечание. При необходимости в буквенно-цифровом обозначении
газопроводов допускается применение латинской буквы G.
Таблица П19
Условные графические обозначения газоиспользующего оборудования
и арматуры
Обозначение
Наименование
на плане
1. Плита газовая бытовая двухгорелочная
2. Плита газовая бытовая четырехгорелочная
3. Аппарат отопительный газовый
бытовой
4. Печь отопительно-варочная
5. Камин газовый
6. Воздухонагреватель газовый
196
на схеме
–
–
–
–
–
–
7. Счетчик газовый
8. Клапан термозапорный
–
–
9. Датчик (сигнализатор) загазованности
–
197
Окончание табл. П19
Обозначение
Наименование
на плане
10. Регулятор давления
на схеме
Оглавление
Список сокращений………………………………………………………
Введение……………………………………………………………………
Глава 1. Проектирование систем газоснабжения городов
и населенных пунктов……………………………………………………
1.1. Структура, выбор и классификация систем
газоснабжения городов и населенных пунктов………………….
1.2. Модификации систем газоснабжения………………………..
1.3. Экономическая эффективность систем в зависимости
от модификации……………………………………………………
1.4. Определение оптимального радиуса действия ПРГ………...
1.5. Промышленные системы газоснабжения……………………
1.6. Условия прокладки газопроводов…………………………….
1.7. Трубы для газопроводов………………………………………
1.7.1. Выбор стальных труб для систем газоснабжения…………
1.7.2. Медные трубы для систем газоснабжения…………………
1.7.3. Полиэтиленовые трубы для систем газоснабжения………
Контрольные вопросы……………………………………………………..
Глава 2. Гидравлический расчет газопроводов………………………
2.1. Методика гидравлического расчета сети…………………….
2.2. Расчет тупиковых газопроводов……………………………...
2.3. Расчет кольцевых газопроводов……………………………...
Контрольные вопросы……………………………………………………..
Глава 3. Определение расхода газа……………………………………..
3.1. Определение расхода газа по годовым нормам……………..
3.2. Определение расчетных расходов газа по годовым
нормам потребления……………………………………………….
3.3. Определение расчетного часового расхода газа…………….
3.4. Определение расхода газа на отопление, вентиляцию
и горячее водоснабжение по укрупненным показателям……….
3.4.1. Определение расходов газа на отопление
и вентиляцию…………………………………………………….
3.4.2. Определение расхода газа на централизованное
горячее водоснабжение………………………………………….
3.4.3. Определение расчетных расходов газа для
жилых зданий…………………………………………………….
3.4.4. Определение расхода газа промышленными
предприятиями…………………………………………………..
Контрольные вопросы……………………………………………………..
11. Электромагнитный клапан
198
199
3
4
5
5
13
16
20
22
28
39
41
44
45
48
49
57
61
64
65
66
67
70
74
75
75
77
78
80
81
Глава 4. Подбор оборудования ПРГ……………………………………
4.1. Подбор регуляторов давления………………………………..
4.2. Подбор фильтров………………………………………………
4.3. Подбор предохранительных клапанов……………………….
4.4. Установка контрольно-измерительных приборов
и средств автоматики………………………………………………
4.5. Устройство сбросных трубопроводов……………………….
Контрольные вопросы……………………………………………………..
Глава 5. Продольный профиль газопровода………………………….
Контрольные вопросы……………………………………………………..
Рекомендуемая литература………………………………………………..
Приложения……………………………………………………………….
Приложение 1. Практические задачи по курсу «Газоснабжение»……...
Приложение 2. Пример расчета тупиковой сети низкого давления……
Приложение 3. Пример расчета квартального газопровода низкого
давления…………………………………………………………………….
Приложение 4. Расчет кольцевых газопроводов среднего давления…...
Приложение 5. Газоснабжение автономной котельной………………….
Приложение 6. Газоснабжение отопительной котельной……………….
Приложение 7. Гидравлический расчет внутридомового
газопровода…………………………………………………………………
Приложение 8. Узлы присоединения плиты к разводящему
газопроводу…………………………………………………………….......
Приложение 9. Номограммы для гидравлического расчета стальных
и полиэтиленовых газопроводов………………………………………….
Приложение 10. Номограммы для гидравлического расчета стальных
и полиэтиленовых газопроводов с учетом срока их эксплуатации…….
Приложение 11. Номограммы для гидравлического расчета стальных
газопроводов для транспорта биогаза…………………………………….
Приложение 12. Таблицы для гидравлического расчета стальных
газопроводов низкого давления…………………………………………..
Приложение 13. Условные обозначения………………………………….
82
89
94
98
103
104
104
105
108
109
111
112
114
117
125
134
143
148
Учебное издание
157
Комина Галина Павловна,
Прошутинский Андрей Олегович
172
176
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ
И ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ
179
Учебное пособие
182
197
Редактор А. А. Стешко
Корректор А. А. Стешко
Компьютерная верстка И. А. Яблоковой
Подписано к печати 05.06.2018. Формат 60×84 1/8. Бум. офсетная.
Усл. печ. л. 11,6. Тираж 100 экз. Заказ 73. «С» 42.
Санкт–Петербургский государственный архитектурно-строительный университет.
190005, Санкт-Петербург, 2-я Красноармейская ул., д. 4.
Отпечатано на ризографе. 190005, Санкт-Петербург, ул. Егорова, д. 5/8, лит. А.
200
201
ДЛЯ ЗАПИСЕЙ
ДЛЯ ЗАПИСЕЙ
202
203
204
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
1
Размер файла
20 458 Кб
Теги
proektir, trubopr, komina
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа