RUS  ENG 

Статьи и советы

10 Июля 2019

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:

  1. 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.
  2. 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.
  3. Предохранительно-запорный клапан ПКВ-100, применяется для герметичного перекрытия подачи газа при изменении давления на входе до установленных настройками клапана пределов.
  4. 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.
  5. Манометр МТ-100, предназначен для измерения давления газа.
  6. 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:

  1. Материал (Сортамент);
  2. 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.

Таблица 1. Сортамент и вид прокладки участков газопровода
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

Рисунок 1. Сортамент и вид участков газопровода

Конструкторский расчет газопровода

Расчет проводится для определения диаметров трубопроводов для пропуска расчетных расходов газа при заданном давлении на потребителе.

Обязательные параметры для проведения расчета:

  1. По потребителям:
  • Pmin – минимальное давление, кПа;
  • Pmax – максимальное давление, кПа.
  1. По регулирующим устройствам
  • Pmin – минимально давление, кПа;
  • Gnorm – расчетный расход, м3/час.
  1. По участкам
  • L – длина участка, м;
  • Kz – безразмерный коэффициент местных потерь давления;
  • Sortament – сортамент;
  • Proklad – вид прокладки;
  • Состав газа.

Таблица 2. 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

Таблица 3. Расчетные диаметры газопровода
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:

  1. Определение расхода газа при заданных значениях давления в начальной и конечной точке газопровода
  2. Определение пропускной способности газопровода при заданном максимальном давлении газа в начальной точке и допустимом минимальном давлении газа в конечной точке
  3. Определение давления в конечной точке газопровода для заданного расхода газа и давления в начальной точке
  4. 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:

  1. По потребителям:
  • Gnorm – расчетный расход, м3/час;
  • Pmin – минимальное давление, кПа;
  • Pmax – максимальное давление, кПа;
  • Type – тип потребителя.
  1. По регулирующим устройствам:
  • Preg – давление на выходе, кПа.
  1. 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)


Таблица 4. Потери давления по участкам газопровода
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:

  1. Аварийный участок – Т9
  2. Место на участке, где образовалось аварийное отверстие (в долях длины участка) – 0,5
  3. Площадь аварийного отверстия – 0,0002 м2 Время до локализации аварии – 0,5 ч
  4. Нормативное давление продувки – 0,75 МПа
  5. Поправочный коэффициент расхода газа на продувку – 1,25
  6. Температуру наружного воздуха – 10 ºС
  7. Атмосферное давление – 105 Па
  8. Диаметр свечи рассеивания – 0,04 м
  9. Время регулировки газового оборудования – 0,3 ч

В результате расчета получены показатели:

  1. Объем аварийных выбросов из поврежденного участка до проведения работ по локализации Vа = 222,723 м3;
  2. Объем аварийных выбросов из поврежденного участка после проведения работ по локализации Vп = 64,719 м3;
  3. Объем газа, затрачиваемый на продувку газом локализованного участка Vпз = 160,465 м3;
  4. Объем газа, затрачиваемый на регулировку и настройку газового оборудования Vрег = 13537,197 м3;
  5. 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.


Возврат к списку

Последнее обновление — 19.07.2019 18:01:27