Дипломная работа «Реконструкция системы газоснабжения производственной котельной»
Для написания дипломных работ компания «ПОЛИТЕРМ» предоставляет студентам ВУЗов полный доступ к ресурсам программы ZuluGIS.
В дипломном проекте студента СамГТУ Пономарева Павла реконструирована система газоснабжения производственной котельной с измененным местом врезки, с помощью методов программного вычисления — ZuluGIS компании «ПОЛИТЕРМ».
Разработка электронной модели
Проектируемый газопровод прокладывается от ГРС до НПЗ (нефтеперерабатывающий завод) в Самарской области, Волжский район.
Промышленная котельная предприятия с четырьмя котлами. Подача газа от ГРС (газорегуляторная станция) до ГРП (газорегуляторный пункт) по газопроводу высокого давления II категории Pу ≤ 0,6 МПа, проложенного под землей; до потребителя предприятия (котельной) – используется надземный вид прокладки. Трубопровод условно разделен на участки с разными диаметрами и длинами труб.
В ГРП с двумя линиями редуцирования, поддерживается бесперебойная подача газа и снижение давления до номинального — заданного технологическим процессом.
В проекте в качестве ГРП используется УГРШ-100В-2 (установка газорегуляторная шкафная; с высоким входным давлением, без обогрева), для приема газа из подающего газопровода, редуцирования давления газа до требуемых параметров и автоматического поддержания давления независимо от изменения расхода газа и входного давления. Источник газоснабжения — газопровод высокого давления II категории, проложенный под землей, величина давления которого составляет Pу ≤ 0,6 МПа. На ГРП давления газа с высокого Рвх= 0,6 МПа изменяется на среднее давление Pвых = 0,35 МПа.
В ГРП технологическое оборудование устанавливается в шкафу, выполненного из несгораемых материалов, на основной и резервной линии редуцирования:
- Фильтр газовый ФГ-100, предназначен для очистки природного газа от твердых частиц и влаги. Фильтрующий элемент - сетчатый. Изготавливается совместно с индикатором перепада давления и краном для слива конденсата.
- Регулятор давления газа РДП-100 прямого действия, предназначен для редуцирования давления газа с высокого II категории Рвх = 0,6 МПа до среднего Рвых = 0,35 МПа и автоматического поддержания на заданном значении независимо от изменения расхода газа и входного давления.
- Предохранительно-запорный клапан ПКВ-100, применяется для герметичного перекрытия подачи газа при изменении давления на входе до установленных настройками клапана пределов.
- Предохранительно-сбросной клапан ПСК-50ФВ/700 мембранного типа, предназначен для поддержания заданного выходного значения давления газа, путем сброса в атмосферу при повышении давления сверх установленного значения.
- Манометр МТ-100, предназначен для измерения давления газа.
- Запорная арматура, предназначена для отключения линии редуцирования, средств измерений для ревизии оборудования, а также для перевода или возобновления подачи газа через резервную линию.
Для построения газопровода с необходимыми запорными арматурами и сооружениями, расположением ГРС, ГРП и потребителя на карте используется слой «подложки» из открытого картографического проекта OpenStreetMaps. Для удобства дальнейших расчетов газопровод разбит на узловые участки.
Для каждого участка в таблицу 1 внесена информация:
- Материал (Сортамент);
- Вид прокладки;
Сортамент для труб — Сталь с шероховатостью 0,1 мм. Вид прокладки до ГРП – подземная, после ГРП – надземная.
Построение газопровода идет при помощи открытых карт сети интернет и длины участков автоматически записываются в реальном масштабе.
В ZuluGIS данные начала и конца участков заполняются автоматически и в реальном масштабе.
Участок газопровода | Сортамент | Вид прокладки |
---|---|---|
T1 | Сталь | Подземная |
T2 | Сталь | Подземная |
T3 | Сталь | Подземная |
T4 | Сталь | Подземная |
T5 | Сталь | Подземная |
T6 | Сталь | Подземная |
T7 | Сталь | Подземная |
T8 | Сталь | Подземная |
T9 | Сталь | Надземная |
T10 | Сталь | Надземная |
T11 | Сталь | Надземная |
T12в | Сталь | Надземная |
T13 | Сталь | Надземная |
T14в | Сталь | Надземная |
T15 | Сталь | Надземная |
T16 | Сталь | Надземная |
T17 | Сталь | Надземная |
T18в | Сталь | Надземная |
T19 | Сталь | Надземная |
T20в | Сталь | Надземная |
T21 | Сталь | Надземная |
T22 | Сталь | Надземная |
T23 | Сталь | Надземная |
Конструкторский расчет газопровода
Расчет проводится для определения диаметров трубопроводов для пропуска расчетных расходов газа при заданном давлении на потребителе.
Обязательные параметры для проведения расчета:
- По потребителям:
- Pmin – минимальное давление, кПа;
- Pmax – максимальное давление, кПа.
- По регулирующим устройствам
- Pmin – минимально давление, кПа;
- Gnorm – расчетный расход, м3/час.
- По участкам
- L – длина участка, м;
- Kz – безразмерный коэффициент местных потерь давления;
- Sortament – сортамент;
- Proklad – вид прокладки;
- Состав газа.
Компонент газа | Молярная доля, % |
---|---|
Метан, CH4 | 84,5% |
Этан, C2H6 | 3,8% |
Пропан, C3H8 | 1,9% |
Бутан, C4H10 | 1,2% |
Диоксид углерода, CO2 | 0,8% |
Азот, N2 | 7,8% |
Результаты конструкторского расчета
- расчетный расход газа – 5914 м3/час
- необходимое поддерживаемое давление на потребителе – 300-350 кПа
- В результате расчета определятся диаметры газопровода, значения в таблице 3
- Все диаметры соответствуют ГОСТ-10704-91 – трубы стальные электросварные прямошовные
Участок газопровода | Расчетный внутренний диаметр |
---|---|
T1 | 0,255 |
T2 | 0,255 |
T3 | 0,255 |
T4 | 0,255 |
T5 | 0,255 |
T6 | 0,255 |
T7 | 0,255 |
T8 | 0,255 |
T9 | 0,205 |
T10 | 0,205 |
T11 | 0,205 |
T12в | 0,182 |
T13 | 0,205 |
T14в | 0,182 |
T15 | 0,205 |
T16 | 0,205 |
T17 | 0,205 |
T8в | 0,182 |
T19 | 0,205 |
T20в | 0,182 |
T21 | 0,205 |
T22 | 0,205 |
T23 | 0,182 |
Поверочный расчет газопровода
Гидравлический расчет газопровода проводится для стационарного режима течения газа. Определяются неизвестные параметры режима с заданными граничными условиями. Параметры режима: расход, скорость, давление в начальной и конечной точке газопровода. В качестве граничных условий задаются два из трех параметров: давление в начальной и конечной точке, расчетный расход газа.
Задачи при выполнении гидравлического расчета для газопровода:
- Определение расхода газа при заданных значениях давления в начальной и конечной точке газопровода
- Определение пропускной способности газопровода при заданном максимальном давлении газа в начальной точке и допустимом минимальном давлении газа в конечной точке
- Определение давления в конечной точке газопровода для заданного расхода газа и давления в начальной точке
- Определение давления в начальной точке газопровода для заданного расхода газа и давления в конечной точке
Расчет проводится по системе газоснабжения при нормальных условиях работы с использованием методических рекомендаций СП 42-101-2003
Для выполнения расчета в базу программы вводятся параметры:
- По потребителям:
- Gnorm – расчетный расход, м3/час;
- Pmin – минимальное давление, кПа;
- Pmax – максимальное давление, кПа;
- Type – тип потребителя.
- По регулирующим устройствам:
- Preg – давление на выходе, кПа.
- По участкам:
- L – длина участка, м;
- Diam – внутренний диаметр;
- ke – коэффициент шероховатости трубопровода, мм;
- Kz – безразмерный коэффициент местных потерь давления;
- Gw – путевой расход
Геодезические отметки можно автоматически заполнить, пользуясь сервисом программы, подключив цифровой снимок рельефа SRTM3 (Shuttle radar topographic mission).
В ходе расчета в программе ZuluGIS используются формулы:
- Дарси-Вейсбаха — для определения потерь давления в газопроводе
- Коэффициент гидравлического сопротивления при Re > 100000
- Расчетный внутренний диаметр
- Число Рейнольдса — для определения режима движения газа в трубопроводе
- Плотность смеси сухих газов
В результате расчета получены значения потерь давления на участках газопровода (таблица 4)
Участок газопровода | Давление в начале участка, кПа | Давление в конце участка, кПа | Потеря давления, кПа |
---|---|---|---|
T1 | 600 | 598,973 | 1,027 |
T2 | 598,973 | 598,37 | 0,603 |
T3 | 598,37 | 581,388 | 16,982 |
T4 | 581,388 | 580,63 | 0,758 |
Т5 | 580,63 | 579,235 | 1,395 |
Т6 | 579,235 | 578,521 | 0,714 |
Т7 | 578,521 | 577,782 | 0,739 |
Т8 | 577,782 | 576,063 | 1,719 |
Т9 | 350 | 349,04 | 0,96 |
Т10 | 349,04 | 340,715 | 8,325 |
Т11 | 340,715 | 338,976 | 1,739 |
Т12в | 338,976 | 338,845 | 0,131 |
Т13 | 338,845 | 338,229 | 0,616 |
Т14в | 338,229 | 338,065 | 0,164 |
Т15 | 338,065 | 337,747 | 0,318 |
Т16 | 337,747 | 336,736 | 1,011 |
Т17 | 336,736 | 334,678 | 2,058 |
T18в | 334,678 | 334,547 | 0,131 |
Т19 | 334,547 | 334,158 | 0,389 |
Т20в | 334,158 | 333,964 | 0,194 |
Т21 | 333,964 | 333,166 | 0,798 |
Т22 | 333,166 | 322,167 | 10,999 |
Т23 | 322,167 | 320,686 | 1,481 |
Построение пьезометрического графика с полученным значениями — отметив начало и конец газопровода нажать соответствующую команду на панели задач. Цифровой рассчет давления обеспечивающее нормальное функционирование газопотребляющего оборудования
Расчет выбросов загрязняющих веществ при аварии на газопроводе
Цель расчета — определение объема природного газа при возникновении аварии на отдельном участке наружного газопровода. Расчет проводится при помощи ZuluGIS в соответствии с методическими рекомендациями, описанными в методике Р ГАЗПРОМ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ 12.2.2-2-2015.
Данные для проведения расчета:
- Аварийный участок – Т9
- Место на участке, где образовалось аварийное отверстие (в долях длины участка) – 0,5
- Площадь аварийного отверстия – 0,0002 м2 Время до локализации аварии – 0,5 ч
- Нормативное давление продувки – 0,75 МПа
- Поправочный коэффициент расхода газа на продувку – 1,25
- Температуру наружного воздуха – 10 ºС
- Атмосферное давление – 105 Па
- Диаметр свечи рассеивания – 0,04 м
- Время регулировки газового оборудования – 0,3 ч
В результате расчета получены показатели:
- Объем аварийных выбросов из поврежденного участка до проведения работ по локализации Vа = 222,723 м3;
- Объем аварийных выбросов из поврежденного участка после проведения работ по локализации Vп = 64,719 м3;
- Объем газа, затрачиваемый на продувку газом локализованного участка Vпз = 160,465 м3;
- Объем газа, затрачиваемый на регулировку и настройку газового оборудования Vрег = 13537,197 м3;
- Суммарный объем аварийных выбросов из поврежденного участка V = 13985,104 м3.
Также определяется следующие показатели:
- Расход из аварийного отверстия до локализации при нормальных условиях Gнорм = 445,446 м3/ч
- Расход из аварийного отверстия до локализации при стандартных условиях Gст = 478,347 м3/ч
- Давление газа в месте аварии до локализации Pав = 344,092 кПа
- Плотность газа в месте аварии до локализации ρав = 3,689 кг/м3
В случае аварийного выброса вредных веществ, концентрация на месте аварии возрастает постепенно, это дает необходимый запас времени для устранения последствий аварийной ситуации — отключение и перекрытие запорными арматурами поврежденного участка газопровода.
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение Высшего образования
«САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Тема дипломной работы: Реконструкция системы газоснабжения производственной котельной
Выполнил: студент 4-ТЭФ-3
Понаморев П.В.
Специальность: «промышленная теплоэнергетика»
Дипломный руководитель:
доцент кафедры “промышленная теплоэнергетика” Горшенин А.С.
Последнее обновление — 19.07.2019 18:01:27