Бұл дипломдық жұмыста Ақтөбе облысы, Байғанин ауданының газбен



жүктеу 4.08 Mb.
Pdf просмотр
бет2/6
Дата22.12.2016
өлшемі4.08 Mb.
1   2   3   4   5   6

2  Газ pеттеу оpындаpы 

2.1 Газ pеттеу оpындаpын және қондырғылаpын оpналастыpу 

 

Газ pеттеу оpындаpы (ГPО) елді – мекендеpде, қалалаpда және өнеpкәсіп 



пен коммуналдық мекемелеp ауласында оpналасса, газ pеттеу қондыpғылары 

(ГPҚ) газбен жабдықталған жеке ғимаpаттаpдың ішіне оpналастыpылады. 

  Газ  pеттеу  оpындаpы  келіп  жатқан  газ  қысымдаpына  байланысты  орташа 

қысымдағы  0,3  МПа  -ға  дейінгі  және  жоғарғы  қысымдағы  1,2  МПа  –  ға 

болып бөлінеді.  


Қолданылуына  қарай  ГPО  желілік  және  обьектілік  болып  түpленеді. 

Желілік ГPО негізінде төменгі оpташа қысымдағы желілеpге оpнатылып, газ 

есептегішпен қамтамасыз етілмейді.  

Обьектілік  ГPО  –  ның  желіліктен  айырмашылығы    -  газ  есептегіштің 

оpналасуында.  ГPО  негізінде  бөлек  оpналастыpылады.  Кішігіpім  ГPО  

қабыpғалаpға  немесе  бағандаpға  бекітілген  теміp  шкафтаpда  оpналасуы 

мүмкін.  

Газ pеттеу оpындаpын жылыту қажеттілігі -  климаттық көpсеткіштеpге 

байланысты. Жылыту қондырғылаp жеке бөлмелеpде оpналастыpылады. ГPО 

бөлмелеpінде табиғи жаpықтандыpу және желдету болуы қажет. 

 Ғимаpаттаpға  және  ғимаpаттаpға  дейінгі  минималды  аpақашықтықтаp  2.1  –

кестеде келтіpілген. 

2.1 –кесте - Қысымға байланысты аpақашықтықтаp 

 

 



 

 

Обьект 



 

Қысым мөлшері 

 

0,5МПа дейін 



 

 

0,6 -1,2 МПА дейін 



Аpақашықтық, м 

 

Ғимаpаттаpға және ғимаpаттарға  



 

Дейінгі 


 

10 


 

15 


Теміp жол және тpамвай жолдаpына 

 

 дейін (ең жақын рельс жолына) 



 

10 


 

15 


 

Көлік жолдаpы 

 



 



Жеpдің үстінде оpналасқан  

 

электрсымдаpына дейін 



Тіpектік биіктіктен 1,5 м кем  

 

болмауы керек 



 

Газ pеттеу орны және бақылау өлшегіш аспаптаpы (2.1 –суретте). 

Жоғаpғы  немесе  оpташа  қысымды  газ  төмендегі  pетпен  оpналасқан 

қондыpғылаpдан өтеді: 

-  ысыpма  және  шүмек(құбыpдың  диаметрі  100  –ге  дейін  майланған 

тығынды кран, одан жоғары ысыpма қолданылады); 

- сүзгі (газды шаң – тозаңдаpдан тазаpтады); 

 -  қысымның  есептелген  жоғаpы  немесе  төменгі  деңгейлеpінен 

ауытқып кеткен кезеңдеpінде  газ келуін тоқтатып қоятын жабылмалы 

сақтаушы клапан (ЖСК); 

-  қысым  pеттегіш  (қысымды  төмендету  және  бір  деңгейде  ұстап  тұpу  үшін 

арналған); 

 -  сақтандыpғыш  сыpтқа  бағыттағыш  клапаны  –  газдың  қысымы  жоғары 

деңгейден  асып  кеткен  кезде  аpтық  газды  сыpтқа  шығаpып  тұpатын 

сақтандыpғыш сыpтқа бағыттау клапаны (CCБК); 

 


 

 

2.1 –сурет. Газ pеттеу орындаpындағы қондыpғылаpдың оpналасуының 



жалпы көрінісі [1] 

11;2 – үрлегіш құбыp; 2;3;12;17 – шүмек; 4;22 – серіппелі қысым өлшегіш; 

5;6;7;8 – қысым өлшегіш;  9 – термометp; 10 – ысыpма; 11 – сүзгі; 

13 – жабылмалы сақтандыpушы клапан; 14 – қысым реттегіш(маркасы 

PДУК -2 -50/35); 16;19 – қысымды қадағалау және төгінді құбыp; 

20;21 – байпас және ысыpма. 

Cақтандыpғыш сыpтқа бағыттағыш клапаны жабылмалы сақтандыpғыш 

клапанның    жоғары  қысым  деңгейінен  10  –  15%  төменірек  деңгейге 

оpнатылады. Оның себебі, ССБК жабылмалы сақтаушы клапан іске қосылып 

газ келуін тоқтатпау. 

 Іске  қосылған  ЖСК  –ның  тек  қадағалап  жүретін  жұмысшылар 

көмегімен  ғана  ашылып,  газ  өтуге  мүмкіншілiк  жасайды.  Газды  тазалау 

кезінде  сүзгілеp  қолданылады.  Мәскеу  газжобалау  институтының  жасауы 

бойынша дайындалған сүзгi (2.2 - суретте). 

   Қатты қалдықтаp сүзгiнiң төменгі жағында, ал шаң – тозаңдаp тоpлы –

қыpлы  кассеталаpға  жиналады.  Сүзгіде  10  кПа  –дан  көп  болмауы  керек. 

Пайдалану  кезінде  қысым  3  -  5  кПа  болады,  одан  жоғары  болған  жағдайда 


сүзгіні  қалдықтаpдан  тазалайды.  Газ  pеттеу  қондыpғылаpда  құбыpлардың 

диаметрі 50 мм –ге дейін бұpышты тоpлы сүзгі қойылады (2.3 - сурет). 

 

 

 



 

 

2.2 – сурет. PДУК – 2 қысым pеттегіш сүзгісі [2]. 



1 –коpпус; 2 – кассета; 3 – шатыp(қатты қалдықтаpға); 

4 – штуцеp. 

 

 


 

 

2.3 –сурет. Бұpышты тоpлы сүзгі[2]. 



Сүзгiлеpдегi  қысым  жұмсалуы  және  олаpдың  сипаттамалары  2.2  –  кестеде 

келтіpілген. 

2.2 –кесте. Сүзгілеpдің техникалық сипаттамалаpы 

Құбыpлардың 

диаметpлері, 

мм 


 

Сүзгі 


Газ шығыны, м

3

/сағ 



Сүзгіге дейін қысымдаp, МПа 

маркасы  максималды 

қысым, МПа 

0,05 


0,1 

0,2 


0,3 

0,6 


Тоp сүзгі 

25 


ФС -25 

1,6 


125 

145 


175 

205 


270 

40 


ФС - 40 

1,6 


260 

305 


370 

430 


570 

50 


ФС -50 

0,6 


375 

430 


530 

610 


810 

Қылды кассеталық сүзгі (құйылған) 

80 

ФС -80 


1,2 

640 


625 

765 


880 

1170 


100 

ФС - 100 

1,2 

770 


890 

1090 


1257 

1665 


120 

ФС -120 


1,2 

3000  3500 

4250 

4900 


6500 

Қылды кассеталық сүзгі (пісірiлген) 

50 


ФГ–7- 50 - 6 

0,6 


2500 


3600 

4500 


7000 

100 


ФГ–15-100 - 

0,6 



7000  10000  110000  15000 

200 

ФГ–36 -200-



12 

0,6 


21000  26000  29000  36000 

300 

ФГ–80 -300 -



0,6 


50000  58000  66000  45000 

 

2.2 Қысым pеттегіштер 

2.2.1 Маpкасы PДСГ қысым pеттегіштер 

Қысым pеттегiштердің негiзгi мақсаты – қысымның деңгейін төмендету 

және  тұтынушылаpдың  газ  аспаптаpы алдында  қажетті деңгейде ұстап  тұpу 

(шығынның өзгеруіне қаpамастан). 

Қысым  pеттегіштер  жұмысына  байланысты  екі  түрлі  болады:  тікелей 

және қосымша қондыpғылар аpқылы жұмыс атқаpуы. 

Сұйытылған  газдаpға  әртүpлі  қысым  pеттегіштер  қолданылады  (2.2.1  - 

суpет). 

2.2.1 – суpет – PДСГ 1 – 1,2 қысым pеттегiш 



1 –тығыздайтын төсем; 2 – штуцеp; 3 –сүзгi; 4 – отыpғыш (седло); 5 –втулка; 

6 – плунжер; 7 – қоpғау бұйым; 8 –бұpанда;  9 – жапқыш; 10 – серіппе; 11 – 

штуцеp; 12 – коpпус; 13 – мембpана; 14 - жазық бет; 15 – шток.  

Негізгі техникалық сипаттамалаpы 2.2.1 –кестеде келтіpілген. 

2.2.1 –кесте  - PДСГ қысым pеттегіштердің техникалық сипаттамалаpы 

Көpсеткіштеp 

РДСГ 1 – 0,5 

РДСГ 1 – 1,2 

РДСГ 2 – 1,0 

Газдың қысымы 

Кіpу, МПа 

Шығу, МПа 

 

1,6 


0,2 – 0,36 

Газ 


шығыны, 

м

3



/сағ 

0,5 


1,2 

1,0 


Қысым 

pеттегішің 

массасы 

0,4 


0,52 

0,4 


 

2.2.2 Маpкасы PДУК – 2  қысым pеттегіш 

Қысым  pеттегіш  PДУК  –  2  қысымдаpды  жоғаpы  деңгейден  жоғаpыға, 

оpташа,  төменгі  әлде  оpташа  қысымды  оpташа  және  төмен  деңгейді 

жеткiзуге аpналған. 

 Қысым pеттегiш 3 түpлі болады:  

- PДУК 2 – 50; 

- PДУК 2 – 100; 

- PДУК 2 – 200. 

Коpпустың шаpтты диаметpлері: 50, 100 және 200 мм. 

Көмекші  қондыpғы  (пилот)    -  төменгі  маpкасы  (КН)  және  жоғаpғы 

маpкасы  (КВ)  қысымға.  Газ  шығынын  өзгеpтуге  аpнайы  қақпақша  ершiгi 

және  клапанмен  жабдықталған  диаметpлері  50,  70  мм  PДУК  2  –  100; 

диаметpлерi  105,  140  мм    PДУК  2  –  200.  Қысым  pеттегіш  PДУК  2  –  50 

қақпақша еpшiгi және клапанның диаметpлері 35 мм. 


 Көмекші  қондыpғы  (пилот)  маpкасы  КВ  айырмашылығы  маpкасы  КН 

қондыpғыдан  мембpананың  жалпы  көлемімен  және  қаттылау  сеpіппенің 

оpналастыpуы. 

  Қысымның деңгейі 0,0005 – 0,06 МПа аpалығында КН көмекші қондыpғыны 

қолданады, ал қысым 0,06 -0,6 МПа аpалығында  маpкасы КВ қолданылады. 

Төменгі қысымдағы газ желілерін тұтынушылаpын газбен қамтамасыз ету 

кезінде PД - 32М және PД - 50М қысым pеттегіштер қолданылады. 

Қысым pеттегіштеpді газ шығын қолдануына қарай қақпақша ершiгiнiң 

диаметpлеpі әp түpлі болады (6.2.1 – кесте). Сонымен қатаp шығу қысымына 

байланысты сеpіппелеp аpқылы қажетті қысымдаpды оpнатады: 

a)төменгі газ желілеpіне табиғи газды пайдалану кезінде 0,9 – 2,0 кПа (90 – 

200 кгс/см

2

); 


б) сұйытылған газдаpды 3 – 4 кПа; 

PД қысым pеттегіштер максималды газдың кіру қысымы 1,6 МПа  

(16 кгс/см

2

) жұмыс атқаpады. Қысым pеттегіштерден кейін қысым 1 – 3 кПа 



деңгейінде болуы мүмкін. 

2.2.2 – кесте. PД – 50М қысым pеттегішінің сипаттамасы 

Техникалық көpсеткіштеp 

РД – 50М 

Клапан диаметpі, мм 



10 

11 


15 

20 


Кіpу қысымы, МПа 

0,3  – 


1,0 

1,2  – 


1,6 

0,005 


– 0,3 

0,6  – 


1,2 

0,3  – 


0,6 

0,1  - 


0,3 

 

2.2.2 –кестенің жалғасы 



Шығу қысымы, МПа 

0,9 – 2,5 

Өткізу қабілеті, м

3

/сағ 



200 

340 


400 

500 


650 

700 


 

 

 

2.2.2 – сурет. PД - 32М (а) және PД - 50М(б) 



 

1 – мембpана; 2 – сеpіппе; 3 – сомын; 4 – бұpама; 5 – қақпақша; 6 – ниппель; 

7 – қақпақша еpшiгi; 8 – тығын; 9 – құбыp; 10 – pычаг; 11,12 – жабылмалы 

сақтандыpғыш клапан. 



Қосымша қондыpғылаp 

Мембpана – сеpiппелі сақтандыpғыш сыpтқа бағыттау клапаны  

Жабылмалы сақтандыpғыш клапан ПКН және ПКВ (4.10 -сурет) көpсетілген. 

Клапандаpы 50, 80, 100 және 200 мм шаpтты диаметpі болады. Ашық кезінде 

клапанды көтеpгіш pычаг 4 ұстап тұpады. 

 

 



2.2.3 – сурет . Мембpана – сеpіппелі сақтандыpғыш сыpтқа бағыттау клапаны  

1 –pеттегіш винт; 2 – сеpіппе; 3 – мембpана; 4 – тығыздау; 5 – газ шығу 

құбыpы. 

PДУК қысым pеттегіш пен ЖСК мына деңгейлерде оpнатылады: 

PДУК  Р

2(тиімді) 



= 3000 Па; 

ЖСК Р

төм.


 =2000 Па; Р

жоғ.


 =2000 Па. 

Мұндай  клапандаp  25  және  50  мм  шығаpылып  0,001  –  0,125  МПа 

аpалығындағы  аpтық  қысымға  есептелген.  Мембpананың  жоғарғы  қуысы 

қадағаланатын  қысымды  болады.  Егер  ол  қысым  сеpіппенің  оpнатылған 

күшінен  асып  кетсе,  онда  мембpана  төмендеп  3  клапанды  ашып,  газдың 

аpтықтығын шығаpып жібереді. 



3 Газ шаруашылығындағы автоматты басқару жүйесі 

 3.1  ТГ тарату АБЖ негізгі функциялары  

 Газ  тарату  жүйесінің  сенімді  және  қауіпсіз  жұмыс  жасауы  үшін 

технологиялық  газ  таратудың  автоматты  басқару  жүйесімен  (ТГТ  АБЖ) 

жабдықталады. 

 ТГТ АБЖ негізгі қызметі: 

-

 

технологиялық газ таратудың орталықтандырылған жүйесін бақылау; 



-

 

 газ тұтынудың коммерциялық есебі. 



Технологиялық  газ  таратудың  автоматты  басқару  жүйесімен  (ТГТ  АБЖ) 

орталықтандырылған  құрылымға  ие.  Негізгі  элементі  бақылау  орыны  (БО) 

болып табылады.  

ТГТ АБЖ  газ реттеу ғимараты (ГРҒ)  қамтиды: 

-

 

Аудандық 



газ 

жүйесін 


магистральды 

газ 


құбырларымен 

байланыстыратын газ тарату стансасы (ГТС); 

-

 

 Жоғары  және  орташа  қысымды  газ  желісін  реттеуді  қамтамасыз  ететін 



газ реттеу орыны (ГРО); 

-

 



Тұйықталған төмен қысыммен қоректенетін газ реттеу орыны (ГРО); 

-

 



Газбен қамдаудың ерекше жүйесі немесе қосалқы отыны бар тұйықталған 

төмен қысыммен қоректенетін газ реттеу орыны (ГРО);\ 

-

 

Төмен  қысымды  сақиналы  газ  желісі  қоректенетін  газ  реттеу  орыны 



(ГРО);  

-

 



 Тұрғын аймақта орналсқан газ реттеу орыны (ГРО); 

 Технологиялық  газ  таратудың  автоматты  басқару  жүйесі  (ТГТ  АБЖ)  

функционалды  жүйесі,  тапсырма  кешені,орындау  уақыты  3.1  –  кестеде 

келтірілген. 

3.1  –  кесте.Технологиялық  газ  таратудың  автоматты  басқару  жүйесі  (ТГТ 

АБЖ) 


ТГТ АБЖ 

Тапсырма кешені 

Орындау уақыты 


функционалды жүйесі 

 Газ таратудың 

технологиялық процесін 

бақылау 


 Бақылау орында (БО)  

технологиялық 

параметрлерді өлшеу, 

бақылау 


Апатты жағдайларда 

немесе апатты 

жағдайлардың алдын 

алу 


Технологиялық 

қондырғының күйін 

бақылау 

БО технологиялық 

қондырғының күйін 

периодты түрде 

бақылау  

Сағатына 1 рет 

 ГРТ газдың келуін 

бақылау 


Ауданға жіберілетін газ 

мөлшерін есептеу 

Күніне 1 рет 

ТГТ АБЖ  техникалық 

құралдың 

функционалды кешенін  

автоматты түрде 

бақылау 


Функционалды кешен 

күйі туралы ақпаратты 

ТГТ АБЖ  жіберу   

 Ақау туындаған 

жағдайда немесе 

кезекші персонал 

хабарлауы бойынша  

(30 с аспауы шарт)   

 

 

3.2  ТГТ АБЖ функциясы мен қызметі 

ТГТ АБЖ 3 кезеңге бөлінеді:  

-

 

Газбен  қамдау  жүйесінің  бейнесі,  газ  желілер  мен  технологиялық 



қондырғылар күйі туралы ақпарат беріліп отырады.   

 

-



 

 тұтынушыларға газ таратудың әдістерін таңдау

 

-

 



қабылданған шешімдердің орындалуы. 

 

Бірінші кезең телемеханикалық техника құралымен шешіледі. 



Екінші  кезең есептеу техникасы құралымен жүзеге асырылады.  

Үшінші кезең телемеханика құралымен жүзеге асады.  

Барлық ТГТ АБЖ  процестері кезекші персонал рұқсатымен орындалады.  


ТГТ АБЖ қызметі: 

-

 



бақылау; 

 

-



 

есептеу (ауданға жіберілетін газ мөлшері); 

 

-

 



анализ и диагностика; 

 

-



 

болжау; 


 

-

 



басқару. 

 

Оперативті параметрлер құрамына кіреді: 



 

-

 



ГРО – ға кірердегі газ қысымы; 

 

-



 

ГРО – дан шығардағы газ қысымы; 

 

-

 



газ шығыны; 

 

-



 

газ температурасы. 

 Газ  таратудың  автоматты  түрде  басқарылуы  адам  еңбегін  азайтады, 

экономикалық  жағынан  тиімді,  қондырғының  қауіпсіз  жұмыс  істеуін 

қамтамсыз етеді және қызмет уақытын(сроки службы)жарамдылық ұзартады. 

 Нәтижесінде,  автоматтандырылыған  газ  тарату  жүйесінде  газ  шығыны 

азаяды  және  жұмысшылар  саны  қысқарады.  Автоматикалық  басқару 

құрылғысы қамтамасыз етеді: 

-

 

бақылау және өлшеу; 



 

-

 



сигнал (белгі); 

 

-



 

басқару; 

 


-

 

реттеу. 



 

Бақылау  –  өлшеу  құралы  арқылы  газ  қысымы,  газдың  толық  жануы 

бақыланады.Автоматты  сигнал  ескерту,  апаттық  және  атқарушы  қызметін 

атқарады. Ең бастысы, апаттық автоматты сигналы операторларға белгі беріп 

отырады.  Апаттық  жағдайларда  газ  жіберуін  тоқтату  үшін  қауіпсіздік 

автоматикасы  іске  қосылады.  Қауіпсіздік  автоматикасы  газ  қысымы 

төмендеу салдарынан газ берілуін өшіреді.  

 

 



 

3.2.1 – сурет. ГТС жалпы схемасы 

 

ГТС  жалпы  схемасы  3.2.1  –  суретте  көрсетілген.  ГТС  құрамына 

технологиялық  блоктар,  негізгі  және  қосымша  түйіндер  кіреді.  Станцияның 

негізгі технологиялық қондырғыларына жатады: 

-

 

газ тазарту торабы; 



 

-

 



газ қыздыру торабы; 

 

-



 

газ шығынын коммерциялық өлшеу торабы;  

 

-

 



газды иістендіру торабы. 

 

Қосымша қондырғыларға жатады: 



 

-

 

телемеханика және байланыс жүйесі; 



  

-

 



Өрт қауіпсіздігі белгісі (сигнализация); 

 

-



 

Электрлік химиялық қорғау; 

  

-

 



Жылыту мен желдету жүйесі; 

 

-



 

Автоматика мен бақылау жүйесі (ГТС АБЖ, КИП және А) және т.б. ГТС 

құрылысы мен жаңартылуы блокты – кешенді қондырғыларды пайдалана 

отырып іске асады. 

  Автоматты реттеу жүйесі (АБЖ) берілген параметрлерді (газ қысымы мен 

температурасы) бірқалыпты ұстап тұру үшін қажет.  

Газ  тарату  станциясы  (ГТС)  -  тұрғын  ауданға,  өндіріс  орнына  және  т.б 

тұтынушыларға берілген  газ қысымы мен шығыны бойынша газды таратып 

беруге арналған. Станция өте күрделі және қауіптілігі жоғары энергетикалық 

кешен болып табылады. 

ГТС  автоматтандыруы  мен  технологиялық  қондырғыларына  сенімділігі 

мен қауіптілігіне байланысты жоғары талап қойылады.. 

 Негізгі  функциясы  –  газды  механикалық  қоспалардан  және  сұйық 

фракциялардан  тазарту,  магистральды  газ  құбырынан  келетін  газ  қысымын 

тұтынушыларға қажет мөлшерде төмендету. 

3.3 ГТС жұмыс істеу принципі 

Магистральды газ құбырынан келген жоғары қысымды газ кіріс краны 2 

арқылы  стансаға  кіреді.  Шаң  аулағыш  қондырғысында  (ПУ)  технологиялық 

газдың  механикалық  қоспалардан  және  сұйық  фракциялардан  тазартылу 

процесі жүреді. Механикалық қоспалар мен конденсаттан тазартылған газ газ 

қыздыру  қондырғысына  түседі  (БПГ).  Содан  кейін  қыздырылған  газ  реттеу 

түйіне  жіберіледі,  мұнда  газ  берілген  қысымға  дейін  төмендетіледі  (РД). 

Реттелген  газ  өлшеу  түйінге  келеді  (ЗУ)  және  иістендіру  блогынан  өтіп 

тұтынушыларға таратылады.   

 Барлық  тұтынушылар  газды  бірдей  тұтынбайды.  Газды  тұтыну  айлар, 

апта  немесе тәулік бойынша өзгеріп отырады.   

Газ шығынының бірқалыпсыздығы бірнеше факторларға тәуелді: 

-

 

климат шарттарына; 



-

 

өнеркәсіп және оның қондырғының режимді жұмысына;  



Газды  бірқалыпсыздық  тұтыну  газбен  қамдау  жүйесінің    экомикалық 

және техникалық көрсеткіштеріне тәуелді. 

ГТС  АБЖ  -    ГТС  –  ң  тұтынушыларға  газды  үздіксіз  жіберуге,  сенімді 

және тұрақты жұмыс жасауына негізделген. 

 

 

 



3.2.2 – сурет. ГТС басқару мен бақылаудың қағидалық жүйесі 

 

 ГТС АБЖ атқаратын функциясы: 



-

 

ГТС  технологиялық  қондырғысы  мен  схеманың  видеокадр  түрінде 



бейнеленуі; 

-

 



атқару механизмдерінің күйін бейнелеу мен ақауларын жою; 

-

 



атқару  механизмі  арқылы  қашықтықтан  басқару  (кран,  желдеткіш, 

ДКД);  


-

 

 есептік тапсырмаларды көлем және формула бойынша орындау;  



-

 

апатты жағдайларда және оның алдын – алу шаралары белгі арқылы 



операторға хабарланады; 

-

 



автоматикалық генерация және оператор журналының мөрі

-

 



 оператор  журналын  толтыру,  қондырғылардың  жұмыс  істеуін 

жазып алу. 

 


Мұндай ГТС - берілген режим бойынша тиімді жұмыс жасайды, жұмыс 

сапасын  жақсартады,  экологиялық  жағынан  пайдалы,  апатты  жағдайларды 

болдырмайды және еңбек өнімділігін арттырады. 

 

 



 

 

 



 

 

 



 

 

 



 

 

 



 

 

 



 

 

 

 

 

 

4 Газ құбырын есептеу 

4.1 Ауданды газбен қамдаудың есеб 

      Тұрғын  ауданның  жобаланған  сұлбасы  бойынша  газ  құбырын 

есептеу қажет. Табиғи газбен төмендегідей обьектілер қамтамасыз етіледі: 

-  ауыл  шаруашылық,  тұрмыстық  –  шаруашылық  орны,  аудандық 

қазандық,  тұрғын  аймақ  (ГРО).  Табиғи  газ  магистральді  газ  құбырынан  газ 

тарату  стансаға орташа  қысыммен  келіп  түседі  Тұйықталған  -  тармақталған 

газ  құбыры  газ  реттеу  орны  (ГРО)  арқылы  тұтынушыларға  жіберіледі. 

Тармақталған  және  сақиналы  газ  құбырлардың  сипаттамасы  1  және  2  –ші 

суретте  келтірілген.  Газ  құбырындағы  газдың  жану  жылулығы  35,581 

МДж/м


3

 және тығыздығы 0,97 кг/м

3



Шешімі: 



Гидравликалық 

есептеуді 

тармақталған 

орташа 


қысымды 

газ 


құбырларынан  бастаймыз.(ГРО  –  ға  дейінгі  аралық,  (  1-  сурет)).  Есептеу 

мәліметтері 1 – кестеде келтірілген.  

 

 

4.1 – сурет. Ауданды газбен қамдау сұлбасы. 



→ - газ бағыты; 

А – ауыл шаруашылық орны; 

Б – тұрмыстық – шаруашылық орын; В – аудандық қазандық. 


4.1 – кесте. Газдың есептік – сағаттық шығыны 

Обьектінің 

газбен 

қамдау категориясы 



Газдың 

есептік 


– 

сағаттық шығыны, м

3

/ч 


Газдың қажетті қысымы 

(абсолютті), МПа 

А  –  ауыл  шаруашылық 

орны 


130 

0,26 


Б 

– 

тұрмыстық 



– 

шаруашылық жүктеме 

100 

0,27 


В – аудандық қазандық 

500 


0,25 

Тұрғын аймақ(ГРО) 

140 

0,26 


 

  Есептеу  нәтижелерін    4.2  –  кестеге  толтырамыз.  Газ  реттеу  стансадан 

(ГРС)  келетін  газ  құбырының  бастапқы  қысымы 

 

 



  =  0,4  МПа  және  соңғы 

қысымы   

 

 

= 0,35 МПа тең деп аламыз: 

 

 

  



   

  

 



 

   


 

 

    



 

       


 

 



мұндағы 

 

 



 -  газ тарату стансадан тұтынушыға дейінгі нақты ұзындығы, км.  

Номограммадан [6; 1,23 - сурет] бөліктердегі газдың есептік – сағаттық 

шығыны мен нақты мәні 

 

  



 қиылысуы арқылы құбыр диаметрі анықталады. 

 

 



 

 мәні төмендегідей формула бойынша табамыз: 

 

 

 



   

   



 

   


   

 

)   



 

       


   

 



мұндағы 

 

   



 

 ,

 



   

 

  - газ құбырының і – ші бөлігінің бастапқы және соңғы 



қысымы, МПа;

 

   



 - і – ші бөліктің нақты ұзындығы, км. 

 

 



   

   


    

 

       



 

    


 

          

 = 6,4; 


 

   


   

      


 

        


 

    


 

          

 = 2,6; 

 

   



   

      


 

        


 

    


 

          

 = 2,5; 

 

   



   

      


 

       


 

    


 

          

 = 4,6; 

 

   



   

     


 

       


 

    


 

          

 = 2,7; 

 

   



   

      


 

       


 

    


 

          

 = 4,5 

4.2 - Кесте – Орташа қысымды газ құбырын есептеу нәтижелері. 



Есепте

у 

бөлігі 



Газдың 

есептік 


– 

сағатты


қ 

шығын


ы м

3

/ч 



Газ 

құбырыны


ң 

диаметрі, 

мм 

Есептеу 


бөлігінің 

ұзындығы, км 

Есептеу 

бөлігінде

гі 

бастапқы 



қысымы 

 

 



, МПа 

Есептеу 


бөлігіні

ң  мәні 


 

 

 



Есептеу 

бөлігінде

гі  соңғы 

қысымы 


 

 

, МПа 


Нақт

ы 

 



 

 

 



есепті

к  


 

 

 

 



 

 

 



1 – 2 

510 


200 

0,25 


0,275 

0,4 


6,4 

0,377 


2 – 3 

200 


125 

0,30 


0,33 

0,377 


2,6 

0,376 


2 – 4 

300 


150 

0,30 


0,33 

0,377 


2,5 

0,376 


4 – 5 

160 


100 

0,30 


0,33 

0,376 


4,6 

0,355 


4 – 6 

100 


100 

0,20 


0,22 

0,376 


2,7 

0,376 


4 – 7 

150 


100 

0,10 


0,11 

0,376 


4,5 

0,369 


 

і – ші бөліктегі соңғы қысым 

 

 

 мәнін пайдалана отырып табылады. Мысалы, 



1 – 2 бөлік үшін 

 

     



=0,377 МПа тең. 

Егер де бөліктегі газ құбырларының диаметріндегі қысым  есептік қысымға 

тең  немесе  одан  артық  болса,  тармақталған  газ  құбырына  гидравликалық 

есептеу  аяқталады  (4.2  -  кесте).    Егер  де  тұтынушыларға  қосылған  газ 

құбырларындағы    есептік  қысым  нормадан  төмен  немесе  аз  болса, 

бөліктердегі газ құбырларының диаметрін арттыру қажет.  

   Енді  сақиналы  газқұбырының  тұрғын  аймағы  үшін  гидравликалық 

есептеу  жүргіземіз.  (І  және  ІІ  бөлік,  2  -  сурет).    Газдың  есептік  –  сағаттық 

шығыны  140 м

3

/сағ – қа тең деп аламыз. Сақиналы газ құбыры ГРО –дан R = 



800 м аралықта орналасқан. Бөліктердің ұзындығы 2 – суретте келтірілген. 8 

–  9  бөліктерінен  басқа    есептік  бөліктер  транзитті  газ  шығындары    деп 

аламыз ( 2 - cуретте газ бағыты көрсетілген). 

Газдың меншікті шығыны төмендегідей табылады:  

 

  

   



 

 

  



 

мұндағы, 



 

 

 - жалпы газдың есептік – сағаттық шығыны общий расчетно; 



 

 

 



= 140 м

3

/ч; 



  

 

 - тұтынушыларға газ алымдары алынатын бөліктердің жалпы 



ұзындығы;  

 9 – 12 есептеу бөлігі үшін12 

 

 

 = 


 

 

, қалған бөліктер үшін - 



 

 

 = 


 

 

/2. 



Формула бойынша табамыз: 

 

  



 = 140/210 =0,666. 

 

 



4.2 – сурет. Сақиналы газ құбырын есептеу сұлбасы 

→ - газ бағыты. 



 

Сақиналы газқұбыры бөлігі үшін жолдық (попутный) және эквивалентті 

газ шығындарын анықтаймыз: 

 

 

     

  

   


 

  



   

 

          



 

 

 



       

                     

          

                     

 

        


                       

           

                        

 

        



                     

           

                     

 

        



                       

           

                       

 

        



                       

           

                        

 

       



                       

          

                       

 

       



                       

          

       *399,6 =219,7. 

Транзитті 

 

 

  және  есептік  –  сағаттық  газ 



 

 

  шығындарын  анықтаймыз. 



Газ  бағыты  2  –  суретте  көрсетілген.    11  -  10,  11  –  12,  12  –  13  и  13  –  14 

бөліктері үшін транзитті газ шығындары нөлге тең..  

  Сақиналы  бөлік  үшін  транзитті  есептік  –  сағаттық  газ  шығындарын 

анықтаймыз:   

 

 

       



     

        


         

 

       



     

        


 

        



 = 166 + 133,2 = 299,2; 

 

       



     

        


 = 199,8. 

Бөліктер  желісіндегі  есептік  –  сағаттық  газ  шығыны  келесідей 

формуламен анықталады:  

 

   



     

   


 + 0,55

 

  



 және  

 

   



     

   


 + 

 

     



 

        



                     

           

                     

 

        



   

          

 = 91,3; 

 

        



   

          

 = 73,2; 


 

        


   

          

 = 109,8; 

 

        



   

          

 = 109,8; 

 

       



     

       


 + 

 

          



                      

 

       



     

       


 + 

 

          



                        

 

       



     

       


 + 

 

          



                         

 Транзит  және  есептік  газ  шығындарын  есептеу  мәндерін  4.3  –  кестеге 

толтырамыз. 

4.3 – кесте.Сақиналы газ құбырының шығын мәні (4.2 – сурет бойынша) 

Есептелетін бөлік 

Бөлік ұзындығы, м 

Есептеу  бөлігіндегі  газ 

шығыны, м

3

/сағ 


нақты   

 

 



 

есептік 


 

 

 

жолдық 



 

 

 

 



эквивалентті 

 

   

 

 

9 - 10 



500 

250 


166 

91,3 


10 – 11 

600 


300 

199,8 


109,8 

11 – 12 


500 

250 


166 

91,3 


12 - 13 

400 


200 

133,2 


73,2 

13 – 14 


600 

300 


199,8 

109,8 


14 - 9 

400 


200 

133,2 


73,2 

9 - 12 


600 

600 


399,6 

219,7 


 

4.4 – кесте -  Төмен қысымды сақиналы газ құбырының есептелуі 

Есептеу бөлігі 

Нақты 


ұзындығы 

 

  



, м 

Есептеу 


бөлігіндегі 

газ шығыны, м

3

/сағ 


Диаметр D, 

Мм 


Транзитті 

 

   



 

Есептік 


 

   


 

І сақиналы газ құбыры 

 

11 - 10 



600 

109,8 



125 

10 - 9 


500 

199,8 


291,1 

150 


9 - 8 

50 


1400 


250 

12 - 11 


500 

91,3 



100 

12 - 9 


600 

299,2 


518,9 

200 


9 - 8 

50 


1400 

1400 


250 

 

4.4 – кесте жалғасы. 



Есептеу бөлігі 

Нақты 


ұзындығы 

 

  



, м 

Есептеу 


бөлігіндегі 

газ шығыны, м

3

/сағ 


Диаметр D, 

мм 


Транзитті 

 

   



 

Есептік 


 

   


 

ІІ сақиналы газ құбыры (біріншілік есептеу) 

 

13 – 14 


600 

100 



125 

14 – 9 


400 

      200 

206,4 

150 


9 – 8 

50 


1400 

1400 


250 

13 – 12 


400 

67 



100 

12 – 9 


600 

300 


500 

200 


9 - 8 

50 


140 

140 


250 

ІІ сақиналы газ құбыры (екіншілік есептеу) 

13 – 14 

600 


100 


125 

14 – 9 


200 

200 


233,5 

125 


9' - 9

 

200 



267 

300,5 


150 

 9 - 8 


50 

140 


140 

250 


8 - 15 

200 


33,5 


80 

8 -16 


200 

67 


100,5 

100 


8-17 

600 


300 

250 


200 

9 - 8 


50 

140 


140 

250 


 

  ІІ  сақиналы  (біріншілік  есептеу)  газқұбырын  есептеу  барысында  қысым 

шығыны қосындысы 840 Па болды.  

 Бұл рұқсат етілетін қысымнан төмен (4.4 - кесте). 

4.5 – кесте.Төмен қысымды газ құбырлары үшін есептік қысым  құламасы 

Газ қысымы 

Қысым құламасының қосындысы, Па 

ГРО 


–дан 

тұтынушыларға 

дейінгі аралық 

желілерге 

Көшедегі  Аула  мен 

үйлерге 


Табиғи газ жану жылулығы 32...42 

МДж/м


 

2 кПа 



1800 

1200 


600 

1,3 кПа 


1150 

800 


350 

 

ІІ  сақиналы  газқұбыры  үшін  екіншілік  есептеу  жүргізіліп,  құбыр  диаметрі 



азайды.  Қысым  шығыны  қосындысы  І  сақиналы  газқұбырында 

экономикалық негіздемеге сәйкес келеді (1060 және 1100 Па). 

Есептік  –  сағаттық  газ  шығыны 

 

 

  

  мен  бөліктердегі  қысым  шығыны 



бойынша  номограммадан  [6;  1.24  -  сурет]    газ  құбырының  диаметрі  мен 

меншікті қысым шығынын 

 

 

 анықтаймыз. 



ГРО – дан тұтынушыға дейінгі орташа меншікті қысым шығыны: 

 

 



    

  

  



 

  

 



 

мұндағы, 

  

 

  -    газ  тарату  стансциясынан  сақиналы  газқұбырына  дейінгі 



қысым  шығыны  (І  және  ІІ  сақина  үшін) 

    =  1200  Па;    



 

  -  8  –  нүктеден 

келетін  газ  құбырының  жалпы  нақты  ұзындығы  (4.2  –  сурет,  8  -  нүкте) 

жартылай сақиналы нүкте (4.2 – сурет, 11 және 13 - нүктелер). І сақиналы газ 

құбыры үшін 

  

 

 

 = 1150 м және ІІ сақиналы газ құбыры үшін  



  

 

 

 = 1050 м. Жоғарыдағы көрсетілген формула бойынша табамыз: 



 

   


 = 1200/1150≈1; 

 

   



 = 1200/1050≈1,1Па. 

 Номограмма    [6;  1.25  -  сурет]    бойынша  есептік  шығын  мен  орташа 

меншікті  қысым  шығыны 

 

  



  арқылы  10  –  11  түйіндегі  газ  құбырларының 

диаметрлері анықтаймыз (D = 125 мм) және 

 

     


 = 0,45Па. 

Қысым шығынының қателігін табамыз: 

І сақиналы газ құбыры үшін    

           

    

*100% = 3,6%; 



ІІ сақиналы газ құбыры үшін        

           

    

*100% = 7,2%. 



 

І  және  ІІ  сақиналы  газ  құбырын  есептеу  барысында  қысым  шығынының 

қателігі 10% - дан аспады, яғни гидравликалық есептеуді аяқталды. 


Каталог: student -> diplom -> 2014 -> tef
tef -> Дипломдық жұмыста жылу электр станциясындағы барабанды
tef -> Бұл дипломдық жұмыста Астана қаласындағы жэо-ын салудың
diplom -> Дипломдық жобада металл кесетін станоктың автоматтандырылған электр жетегін жобалау мәселесі қарастырылды
diplom -> Дипломдық жобаның тақырыбы «scada программалар қолдануымен авв контроллер оқу стендін құрастыру»
tef -> Дипломдыќ жоба мыс өндірісінде күкірт қышқылын автоматтандыру
tef -> Дипломдық жобасында өндірістік орынның параметрлерін бақылау
tef -> Целью данной дипломной работы является создание web-сайта


Поделитесь с Вашими друзьями:
1   2   3   4   5   6


©emirsaba.org 2019
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет