Конструктивные элементы газопроводов

 

На газопроводах применяются следующие конструктивные элементы:

трубы; запорно-регулирующая арматура; линзовые компенсаторы; сборники конденсата; футляры; колодцы; опоры и кронштейны для наружных газопроводов; системы защиты подземных газопроводов от коррозии; контрольные пункты для измерения потенциала газопроводов относи­тельно грунта и определения утечек газа.

Трубы составляют основную часть газопроводов, по ним транспортируется газ к потребителям. Все соединения труб на газопроводах выполняются только сварными. Фланцевые соединения допускаются только местах установки запорно-регулирующей арматуры.

 

Трубы

Для строительства систем газоснабжения следует применять стальные прямошовные, спиральношовные сварные и бесшовные трубы, изготавливаемые из хорошо свариваемых сталей, содержащих не более 0,25 % углерода, 0,056 % серы и 0,046 % фосфора. Для газопроводов, например, применяется сталь углеродистая обыкновенного качества, спокойная, группы В ГОСТ 14637-89 и ГОСТ 16523-89 не ниже второй категории марок Ст. 2, Ст. 3, а также Ст. 4 при содержании в ней углерода не более 0,25 %.

А - нормирование (гарантия) механических свойств;

Б - нормирование (гарантия) химического состава;

В - нормирование (гарантия) химического состава и механических свойств;

Г - нормирование (гарантия) химического состава и механических свойств на термообработанных образцах;

Д - без нормируемых показателей химического состава и механических свойств.

Рекомендуется применять трубы следующих групп пос­тавки:

- при расчетной температуре наружного воздуха до - 40 °С - группу В;

- при температуре - 40 °С и ниже - группы В и Г.

При выборе труб для строительства газопроводов следует применять, как правило, трубы, изготовленные из более дешевой углеродистой стали по ГОСТ 380-88 или ГОСТ 1050-88.

Детали газопроводов

К деталям газопроводов относятся: отводы, переходы, тройники, заглушки.

Отводы устанавливаются в местах поворотов газопроводов на углы 90°, 60° или 45°.

Переходы устанавливаются в местах изменения диаметров газопрово­дов. На чертежах и схемах их изображают следующим образом

Тройники служат для закрытия и герметизации торцевых частей тупи­ковых участков газопроводов. Их применяют в местах подключения к газопроводам потребителей.

Заглушки служат для закрытия и герметизации торцевых частей тупиковых участков газопроводов. Заглушки представляют собой круг со­ответствующего диаметра, выполненный из стали тех же марок, что и газопровод.

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ

Основные понятия и расчетные уравнения

Процесс движения газа в трубопроводах можно считать стационарным и

изотерическим, а его температуру принимать равной температуре грунта, в котором

уложен газопровод [I]. В этом случае неизвестными параметрами движения газа будут

являться абсолютное давление Р, Па, плотность ρ, кг/м³ и скорость υ, м/с.

Для определения трех неизвестных Р, ρ и υ используют три основных уравнения:

Бернулли, неразрывности, состояния и формулы для определения потерь давления: Дарси-

Вейсбаха и Вейсбаха.

При расчетах газовых сетей условно рассматривают прямолинейные цилиндрические

трубопроводы. При этом величину потерь давления в местных сопротивлениях при

расчетах уличных распределительных газопроводов учитывают путем увеличения

расчетной длины на 5-10 %, а при расчете внутридомовых газопроводов используют метод эквивалентных длин.

Если рассматривать движение газа в цилиндрической трубе постоянного сечения и

при этом пренебречь массовыми силами (весом), то уравнение Бернулли обратится в

тождество. В этом случае из названных пяти уравнений останутся три: Дарси-Вейсбаха,

неразрывности и состояния. Эти уравнения записывают соответственно в виде

(5.1)

(5.2)

(5.3)

 

 

где λ - коэффициент гидравлического трения;

x - координата, м;

d - внутренний диаметр газопровода, м;

s - площадь поперечного сечения трубы, м², s = π • d2 / 4;

Qo - объемный расход газа, приведенный к нормальным условиям, м3/ч;

Рo, ρ o и Тo - соответственно давление, плотность и температура газа при нормальных

условиях.

В общем случае для газопроводов среднего и высокого давления решением системы

(5.1) - (5.3) является выражение

(5.4)

 

где Рн и Pk, -абсолютные давления газа соответственно в начале и в конце участка

газопровода. Па;

lp - расчетная длина участка газопровода, м.

Для турбулентного режима движения, используя формулу Альтшуля для определения коэффициента гидравлического трения λ, выражению (6.4) придают вид [1, 4]

(5.5)

 

где Рн и Pk - абсолютное давление газа, соответственно в начале и конце участка

газопровода, МПа;

d - внутренний диаметр, газопровода, см;

Кэ - эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, см;

v - кинетический коэффициент вязкости газа при нормальных физических условиях, м²/c;

Q - расход газа при нормальных физических условиях, м³/ч.

Гидравлический расчет газопроводов низкого давления производят по следующей

формуле [4]

(5.6)

 

где Δ Р - падение давления на участке газопровода, Па.

lp=l+ Σξ⋅ l ^ξ^=1э

(5.7)

 

где l - действительная длина участка газопровода, м;

l ^ξ=1_э - условная эквивалентная длина прямолинейного участка газопровода, потери

давления на котором равны потерям давления в местном сопротивлении ξ = 1, м [1, рис. 6.6; 2, рис. 21; 4, прил. 5*];

Σξ - сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода длиной l.

 

(5.8)

 

Падение давления в местных сопротивлениях при расчете наружных газопроводов

допускается учитывать путем увеличения расчетной длины участка газопровода на 5-10 %

[4, прил. 5*, п. 8].

Выполнение вычислений по формулам (5.5)—(5.8) представляет определенную сложность. Для облегчения расчетов на основании этих формул разработаны номограммы

и таблицы [1, 2, 3] (см. также прил. настоящих МУ).

Расчет по формуле (6.5) или соответствующей ей номограмме обычно сводится к

определению параметра (P²_н – P²_k) при известных длине участка газопровода l, расходе Q и диаметре трубы d. Если заданы значения Рн, Рк, l и Q, то определяют диаметр d.

Расчет по формуле (5.6) или соответствующей ей номограмме обычно сводят к

определению диаметра участка газопровода при известных расходе Q и удельной потере

давления Δ Р/l на этом участке.

Для надземных и внутренних газопроводов с учетом степени шума, создаваемого

движением газа, следует принимать скорость движения газа в трубах не более 7, 15 и 25

м/с соответственно для газопроводов низкого, среднего и высокого давления [4, прил. 5].

При гидравлических расчетах газопроводов низкого давления необходимо учитывать

дополнительное гидростатическое давление газа Δ Р₂ , Па, вызванное разностью геометрических отметок в начале и конце участка газопровода.

Δ Рг = ± Z ⋅ g ⋅ (ρв – ρ г)

(5.9)

где Z - разность геометрических отметок в начале и в конце участка газопровода, м;

ρ_в иρ _г - соответственно плотность атмосферного воздуха и газа при нормальных

условиях, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с².

Гидравлический расчет вертикальных стояков необходимо производить отдельно,

перепад давления в них принимают независимо от горизонтальных участков с целью учета

гидростатического давления по формуле (5.9).

Кольцевые сети газопроводов рассчитывают путем увязывания давления газа в

узловых точках колец при максимальном использовании расчетного перепада давления:

1) для кольцевых сетей высокого и среднего давления соблюдают равенство

перепадов давления в полукольцах, а точки встречи потоков газа (нулевые точки)

принимают из равенства расчетной длины каждого полукольца;

2) для кольцевых сетей низкого давления расчет считается законченным, если

перепады давления на полукольцах равны между собой или неувязка не превышает ± 10

%.

Перед пользованием номограммами или таблицами необходимо сопоставить

числовые значения плотностей. Если табличная плотность ρ Т не совпадает с расчетной

плотностью газа ρ _г , то необходимо ввести правку, считая, что потери давления находятся в прямой зависимости от плотности.

 

Δ Р= Δ РТ ⋅ Рг/Р Т

(5.10)

При выполнении гидравлического расчета газопроводов по формулам (5.1)-(5.10)

диаметр участка трубопровода следует предварительно определять по [4, прил. 5*,

формула (13)].

 

 

 

 

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1

Месторождение и состав природного газа (1-я часть варианта задания)

 

 

№ вар.	Месторождение газа	Состав газа, % по объему
СН4	С2Н6	C3H8	С4Н10	С5Н12	СО2	H2S	N2+ редкие
	Медвежье	99,0	0,1	0,005			0,095		0,8
	Оренбургское	85,0	4,9	1,6	0,75	0,55	0,6	1,3	5,0
	Вуктылское	74,8	8,8	3,9	1,8	6,4			4,3
	Шебелинское	93,3	4,0	0,6	0,4	0,3	0,1		1,3
	Степановское	95,1	2,3	0,7	0,4	0,8	0,2		0,5
	Ленинградское	86,9	6,0	1,6	1,0	0,5	1,2		2,8
	Северо-Ставропольское	98,7	0,33	0,12	0,04	0,01	ОД		0,7
	Пунгинское	86,1	2,0	0,6	0,34	0,35	8,5		2,0
	Угерское	98,3	0,45	0,25	0,3		0,1		0,6
	Губкинское	98,4	0,13	0,01	0,005	0,01	0,15
	Комсомольское	97,2	0,12	0,01		0,01	0,1		2,5
	Юбилейное	98,4	0,07	0,01			0,4		1,1
	Мессояхское	97,6	0,10	0,03	0,01	0,01	0,60		1,6
	Соленинское	95,8	2,9	0,07	0,2	0,15	0,4		0,5
	Березовское	94,8	1,2	0,3	0,1	0,06	0,5		3,0
	Майское	97,7	0,7	од	0,02		0,90		1,0
	Газлинское	93,0	3,1	0,7	0,6		0,1		2,5
	Ачакское	93,0	3,6	0,95	0,25	0,31	0,4		1,3
	Тенгенское	89,4	6,0	2,0	0,7	0,4	1,0		0,5
	Заполярное	98,5	0,2	0,05	0,012	0,001	0,5		0,7
	Уренгойское	97,64	од	0,01			0,3		1,95
	Жирновское	81,6	6,5	3,0	1,9	1,4	4,0	0,1	1,5
	Ромашкинское	40,0	19,5	18,0	7,5	4,9	од		10,0
	Туймазинское	39,5	20,0	18,5	7,7	4,2	0,1		10,0
	Шкаповское	37,5	18,2	16,8	6,8	3,8	0,1		16,8
	Ключевское	78,5	6,0	6,5	4,8	3,6	0,2		0,4
	Дмитриевское	69,2	10,0	10,0	5,0	5,0	0,7		0,1
	Небит-Дагское	91,0	3,0	2,3	1,3	1,8	0,5		0,1
	Верхнеомринское	82,7	6,0	3,0	1,0	0,2	0,1		7,0
	Кара-Дагское	93,2	2Д	1,2	1,0	1,2	0,8		0,5

Приложение 2

Исходные данные (1-я часть варианта задания)

 

№ вар.	Газифицируемый населенный пункт	№ вар.	Газифицируемый населенный пункт	№ вар.	Газифицируемый населенный пункт
	Тюмень		Астрахань		Липецк
	Ижевск		Владимир		Красноярск
	Хабаровск		Волгоград		Курск
	Челябинск		Иркутск		Мурманск
	Чебоксары		Глазов		Рязань
	Барнаул		Сыктывкар		Новосибирск
	Архангельск		Кострома		Оренбург
	Брянск		Краснодар		Пенза
	Белгород		Курган		Казань
	Уфа		Саранск		Саратов

 

Исходные данные (2-я часть варианта задания)

 

 

 

Исходные данные	1 -я цифра варианта после дроби
Расположение ГРС	СЗ	СВ	С	ЮВ	Ю		ЮЗ	В	СЗ	ЮВ
Плотность населения, чел/га
Потребление газа коммунально-бытовыми предприятиями
Бани и прачечные, %
Столовые и рестораны, %
Хлебозаводы (на 1000 чел.), т/сут.	0,7	0,6	0,8	0,8	0,6	0,7	0,8	0,7	0,7	0,6
	2-я цифра варианта после дроби
Номер генплана
Расстояние от ГРС до населенного пункта, км			6,5			4,5
Давление газа после ГРС, МПа	0,6	0,5	0,4	0,3	0,4	0,6	0,3	0,5	0,5	0,6

Приложение 3

Характеристики чистых газов при нормальных физических условиях

 

Газ	Химиче­ская формула	Молеку­лярная масса	Молекуляр­ный объем, м^3/кмоль	Плотность, кг/м^3	Относительная плотность по воздуху
Азот	N2	28,016	22,40	1,2505	0,9673
Ацетилен	С2Н2	28,038	22,24	1,1707	0,9055
Водород.	Н2	2,016	22,43	0,0899	0,0695
Водяной пар	Н20	18,016	23,45	0,8040	0,5941
Воздух (без СО2)	—	28,960	22,40	1,2928	1,0000
Диоксид серы	SO2	64,066	21,89	2,9263	2,2635
Диоксид углерода	СО2	44,011	22,26	1,9768	1,5291
Кислород	02	32,000	22,39	1,4290	1,1053
Оксид углерода	СО	28,011	22,41	1,2500	0,9669
Сероводород	H2S	34,082	22,14	1,5392	1Д906
Метан	СН4	16,043	22,38	0,7168	0,5545
Этан	СзН6	30,070	22,18	1,3566	1,0490
Пропан	С3Н8	44,097	21,84	2,0190	1,5620
н-Бутан	С4Н10	58,124	21,50	2,7030	2,0910
изо-Бутан	С4Н10	58,124	21,78	2,6680	2,0640
Пентан	С5Н12	72,151	—	3,2210	2,4910

 

 

Приложение 4

Теплота сгорания сухих горючих газов (при 0°С и101,З кПа)

 

 

Газ	Молярная, МДж/кмоль	Массовая, кДж/кг	Объемная, кДж/м3
Высшая	Низшая	Высшая	Низшая	Высшая	Низшая
Ацетилен	1308,56	1264,60
Водород	286,06	242,90	141 900	120 080
Оксид углерода	283,17	283,17
Сероводород	553,78	519,82
Метан	880,90	800,90
Этан	1560,90	1425,70
Пропан	2221,40	2041,40			101 210	93 180
н-Бутан	2880,40	2655,00			133 800	123 570
изо-Бутан	2873,50	2648,30				122 780
Пентан	3539,10	3274,40			169 270
Этилен	1412,00	1333,50
Пропилен	2059,50	1937,40
Бутилен	2720,00	2549,70			121 434

Приложение 5

Норма расхода газа (в тепловых единицах) на хозяйственно-бытовые

и коммунальные нужды

Потребители газа	Показатель по­требления газа	Норма расхода теплоты, МДж (тыс. ккал)
1. Жилые дома
При наличии в квартире газовой плиты и
централизованного ГВС при газоснабжении:
-природным газом;	на 1 чел. в год	2800 (660)
- сжиженным газом	то же	2540(610)
При наличии в квартире газовой плиты и
газового водонагревателя (централизован-
ное ГВС отсутствует) при газоснабжении:
- природным газом;	тоже	8000(1900)
- сжиженным газом	тоже	7300 (1750)
При наличии в квартире газовой плиты и
отсутствии централизованного ГВС и газо-
вого водонагревателя при газоснабжении:
—природным газом;	тоже	4600 (1 100)
- сжиженным газом	то же	4240(1050)
2. Предприятия бытового обслуживания
Фабрики-прачечные:
на стирку белья в немеханизированных	на 1 т сухого
прачечных с сушильными шкафами;	белья	12600(3000)
— на стирку белья в механизированных
прачечных;	тоже	8800(2100)
- на стирку белья в механизированных
прачечных, включая сушку и глажение	тоже	18800(4500)
Бани:
- мытье без ванн;	на 1 помывку	40(9,5)
- мытье в ваннах	тоже	50(12,0)
3. Предприятия общественного питания
Столовые, рестораны, кафе:
- на приготовление обедов (вне зависимости
от пропускной способности предприятия);	на 1 обед	4,2(1,0)
- на приготовление завтраков и ужинов	на 1 завтрак (ужин)	2,1 (0,5)
4. Учреждения зд	здравоохранения
Больницы, родильные дома:
- на приготовление пищи;	на 1 койку в год	3200 (760)
- на приготовления горячей воды для хо-
зяйственно-бытовых нужд и лечебных
процедур (без стирки белья)	тоже	9200 (2200)
5. Предприятия по производству хлебай кондитерских изделий
Хлебозаводы, комбинаты, пекарни:
- на выпечку хлеба формового;	на 1 т изделий	2500 (600)
- на выпечку хлеба подового, батонов, булок;	тоже	5450(1300)
- на выпечку кондитерских изделий (тор-
тов, пирожных, печенья и т. п.)	то же	7750(1850)

Примечание: нормы расхода теплоты на жилые дома, приведенные в таблице, учитывают расход теплоты на стирку белья в домашних условиях.

Приложение 6

Значения коэффициентов часового максимума расхода газа на бытовые

и коммунально-бытовые нужды

 

Число жителей, снабжаемых газом, тыс. чел.	Коэффициент часового максимума расхода газа (без отопления), Кт
	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
2000 и более	1/4700

 

 

Приложение 7

Значения коэффициентов часового максимума расхода газа для коммунально-бытовых предприятий

 

Предприятие	Коэффициент часового максимума расхода газа,/С|
Бани	1/2700
Прачечные	1/2900
Общественного питания	1/2000
По производству хлеба и кондитерских изделий	1/6000

 

Примечание: для бань и прачечных коэффициенты часового максимума расхода газа приведены с учетом расхода газа на нужды отопления и вентиляции.

Приложение 8

Номограмма для определения потерь давлении в газопроводах низкого давления (до 5 кПа). Природный газ ρ = 0,73 кг/м³, ν = 14,3 -10⁶ м²/с

Приложение 9

Номограмма для определения потерь давления в стальных газопроводах среднего и высокого давления (до 1,2 МПа). Природный газ с параметрами ρ = 0,73 кг/м³, ν = 14,3 -10⁶ м²/с

Приложение 10

Распределение расчетных перепадов давления между уличными, дворовыми и внутренними газопроводами (Q_н^р = 33,5-41,9 МДж/м³)

 

 

 

 

Р0, кПа	Суммарный перепад давления ΔРр, кПа	Распределение ΔРр, кПа между дворовыми и внутридомовыми сетями при застройке
от ГРП до наиболее удаленного прибора	в уличной сети	в дворовой и внутри-домовой сетях	многоэтажной	одноэтажной
на дворовую	на внутри-домовую	на дворовую	на внутри-домовую
2,0	1,80 1,15	1,2 0,8	0,60 0,35	0,25 0,10	0,35 0,25	0,35 0,20	0,25 0,15

 

Приложение 11

Значение коэффициента одновременности К₀ для жилых домов

 

 

Число квартир	Значение коэффициента одновременности К0 в зависимости от установки в жилых домах газового оборудования
Плита 4-конфорочная	Плита 2-конфорочная	Плита 4-конфорочная и газовый проточный водонагреватель	Плита 2-конфорочная и газовый проточный водонагреватель
	1,000	1,000	0,700	0,750
	0,650	0,840	0,560	0,640
	0,450	0,730	0,480	0,520
	0,350	0,590	0,430	0,390
	0,290	0,480	0,400	0,375
	0,280	0,410	0,392	0,360
	0,280	0,360	0,370	0,345
	0,265	0,320	0,360	0,335
	0,258	0,289	0,345	0,320
	0,254	0,263	0,340	0,315
	0,240	0,242	0,300	0,275
	0,235	0,230	0,280	0,260
	0,231	0,218	0,250	0,235
	0,227	0,213	0,230	0,205
	0,223	0,210	0,215	0,193
	0,220	0,207	0,203	0,186
	0,217	0,205	0,195	0,180
	0,214	0,204	0,192	0,175
	0,212	0,203	0,187	0,171
	0,210	0,202	0,185	0,163
	0,180	0,170	0,150	0,135

 

Примечания: 1. Для квартир, в которых устанавливается несколько однотипных газо­вых приборов, коэффициент одновременности следует принимать как 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.

Приложение 12

Номограммы для определения эквивалентных длин

 

 

Литература

 

1. Ионин, А.А. Газоснабжение / А.А. Ионин. – М.: Стройиздат, 1989. – 439 с.

2. Стаскевич, Н.Л. Справочник по газоснабжению и использованию газа / Н.Л. Стаскевич, Г.Н. Северинец. – Л.: Недра, 1990. – 768 с.

3. СНиП 2.04.08-87. Газоснабжение. Госстрой СССР.-М: ЦИТП Госстроя СССР, 1988.-64с.

4. СниП 2.01,01-82. Строительная климатология и геофизика.

5. СниП 2.07,01-89. Градостроительство.

6. Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления (ПБ 12-529-03). – М.: ГУП «НТЦ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2003.

7. СНиП 42-01-2002. Газораспределительные системы. – М.: Госстрой России, 2003.

8. СП 42-101-2003 «Общие положения по проектрированию и строительству газопраспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб». – М.: ЗАО «Полимергаз», 2003.