Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Доля природного газа в топливном балансе России достаточно велика и так как природный газ является высокоэффективным энергоносителем, в условиях современной экономической обстановке в стране газификация может составить основу социально-экономического развития, обеспечить улучшение условий труда и быта населения, а также снижение загрязнения окружающей среды. Кроме этого, природный газ является ценным сырьем для химической промышленности. Использование газового топлива позволяет внедрять эффективнее методы передачи теплоты, создавать экономичные и высокопроизводительные тепловые агрегаты с меньшими габаритными размерами, стоимостью и высоким КПД, а также повышать качество продукции.

Безопасность, надежность и экономичность газового хозяйства зависят от степени подготовки обслуживающего персонала.

Основными задачами при использовании природного газа являются внедрение эффективного газоиспользующего оборудования, внедрение энергосберегающих технологий, обеспечение на основе природного газа производства тепла и электроэнергии для децентрализованного тепло- и энергосбережения небольших городов и сельских населенных пунктов. Применение газового топлива позволяет избежать потерь теплоты, определяемых механическим и химическим недожогом. Уменьшение потерь теплоты с уходящими продуктами горения достигается сжиганием газа при малых коэффициентах расхода воздуха. При работе агрегатов на газовом топливе возможно также ступенчатое использование продуктов горения. Основными задачами в области развития систем газоснабжения являются:

- применение для сетей и оборудования новых полимерных материалов, новых конструкций труб и соединительных элементов, а также новых технологий;

- внедрение эффективного газоиспользующего оборудования;

- расширение использования газа в качестве моторного топлива на транспорте;

- внедрение энергосберегающих технологий;

- обеспечение на основе природного газа производства тепла и электроэнергии для децентрализованного тепло- и энергосбережения небольших городов и сельских населённых пунктов.

Современные городские распределительные системы представляют собой сложный комплекс сооружений, состоящий из следующих основных элементов: газовых сетей низкого, среднего и высокого давления, газораспределительных станций, газорегуляторных пунктов и установок. В указанных станциях и установках давление газа снижают до необходимой величины и автоматически поддерживают постоянным. Они имеют автоматические предохранительные устройства, которые исключают возможность повышения давления газа в сетях сверх нормы. Для управления и эксплуатации этой системы имеется специальная служба с соответствующими средствами, обеспечивающими возможность осуществлять бесперебойное газоснабжение.

Проекты газоснабжения областей, городов, поселков разрабатывают на основе схем перспективных потоков газа, схем развития и размещения отраслей народного хозяйства и проектов районных планировок, генеральных планов городов с учетом их развития на перспективу. Базой для широкого развития газовой отрасли являются значительные запасы природного газа, которые в результате успешно проводимых геологоразведывательных работ непрерывно возрастают.

Система газоснабжения должна обеспечивать бесперебойную подачу газа потребителям, быть безопасной в эксплуатации, простой и удобной в обслуживании, должна предусматривать возможность отключения отдельных ее элементов или участков газопроводов для производства ремонтных и аварийных работ. Сооружения, оборудование и узлы в системе газоснабжения следует применять однотипные.

Целью дипломного проекта является разработка системы газоснабжения д. Дудинское Вологодского района, Вологодской области, подбор оборудования газорегуляторного пункта.

В экономической части диплома рассмотрена возможность автономного электроснабжения ПГБ от возобновляемых источников энергии. Возможный срок окупаемости данного вида энергии.



1. Краткая характеристика объекта и участка строительства

вентиляция газ отопление автоматизация

Газоснабжение д. Дудинское Вологодского района, Вологодской области запроектировано на основании результатов инженерно-геологических изысканий, выполненных ООО "Проектно-изыскательный институт "Промтранспроект".

Диаметр проектируемого газопровода принят из условия использования газа на нужды пищеприготовления, отопления и горячего водоснабжения с учетом перспективы.

Согласно материалам инженерно-геологических изысканий, выполненных ООО «Проектно-изыскательским институтом «Промтранспроект» в мае 2012 года в зоне прокладки газопровода залегают следующие грунты:

- насыпные - смесь песка и супеси мощностью до 0,5 м.;

- почвенно-растительный слой с корнями растений;

- суглинок легкий тугопластичный мощностью до 3м, по степени морозной пучинистости - среднепучинистый;

- суглинок легкий мягкопластичный с прослойками песка и супеси мощностью до 2,8 м, по степени морозной пучинистости - сильнопучинистый.

На всем протяжении трассы газопровода дно траншеи выравнивается слоем среднезернистого песка толщиной 10 см, а после укладки газопровод засыпается песком на высоту не менее 20см.

Климатические категории:

1. Климатический район строительства - II В [1];

2. Глубина промерзания - 1,5м;

3. Давление ветра (I район) - 23кг/м3;

4. Вес снегового покрова (IV район) - 240кг/м2;

5. Средняя температура наиболее холодной пятидневки - -32?С.

Газопровод среднего давления выполнен от точек подключения довходавблочный газорегуляторного пункта ПГБ. Давление навыходе из ПГБ- 2 кПа. Газопровод низкого давления проложен в траншее. Дно траншей выровнено слоем крупнозернистого песка толщиной 10 см. На надземный газопровод нанесено лакокрасочное покрытие, состоящее из1 слоя грунтовки "Universum" Финиш А 10[4] 2 слоев метилметакрилатной эмали "Universum" Финиш А 12 желтого цвета [5].



2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ НАРУЖНОГО ГАЗОПРОВОДА

В д. Дудинское Вологодского района Вологодской области используется газ Вуктылского месторождения. Для расчёта сети наружных газопроводов нужно знать: средние значение теплоты сгорания Qнс (МДж/м3), плотности рс (кг/м3) сухого природного газа, максимальные расчётные часовые расходы газа Vр.ч. (м3/ч).

2.1 Определение плотности и теплоты сгорания природного газа

Газообразное топливо представляет собой смесь горючих и негорючих газов, поэтому в практических расчетах пользуются средними значениями теплоты сгорания Qнс (МДж/м3) и плотности рс (кг/м3) сухого природного газа, которые при нормальных условиях (температуре 0°С и давлении 101,325 кПа) определяют соответственно по формулам (1) и (2) [2]:

Qнс=(Q1с•V1+Q2с•V2+…+Qнс•Vn) 0,01, (1)

где Q1с, Q2с, Qнс - теплота сгорания компонентов газового топлива, принимаемая [2, с.62] , МДж/м3;

V1,V2,Vn - содержание компонентов, % определяемое в зависимости от среднего состава природного газа по табл. 1.4 [3, с.7].

?с= (?с1•V1+?с2•V2+…+?сn•Vn) 0,01, (2)

где?с1, ?с2, ?сn - плотность компонентов газового топлива, которая может приниматься по [6], кг/м3.

Физические характеристики, теплоту сгорания и процентное содержание компонентов газа Вуктыльского месторождения сводим в таблицу 1.

Таблица 1 - Физические характеристики газа

Наименование компонентов газа	Объёмные доли, %	Плотность при 0°С и 101,325 кПа, кг/м3	Теплота сгорания при 0°С и 101,325 кПа, МДж/м3
1	2	3	4
Метан CH4	74,8	0,7168	35,88
Этан C2H6	8,8	1,3566	64,36
Пропан C3H8	3,9	2,019	93,18
Изобутан C4H10	1,8	2,703	122,76
Пентан C5H12	6,4	3,221	156,63
N2 + редкие газы	4,3	--	--

Подставив численные значения в формулы (1) и (2) получаем средние значения теплоты сгорания Qнс (МДж/м3) и плотности рс (кг/м3) сухого природного газа:

2.2 Анализ основных параметров системы газоснабжения

Прокладка сетей в основном подземная. Система газоснабжения имеет тупиковую схему. Запорная арматура в газовой сети применяется с ручным приводом, в виде шаровых кранов подземного исполнения и надземногоклапана безопасности.

Газ является топливом для пищеприготовления, отопления и горячее водоснабжения.

Обеспеченность газооборудованием(газовые плиты ПГ4, 2-х контурныегазовые котлы) д.Дудинское Вологодского района Вологодской области сведена в таблицу 2.

Таблица 2. Обеспеченность газооборудованием. Дудинское Вологодского района Вологодской области

Номер дома	Количество квартир	Площадь дома	Газовые приборы
1	2	3	4
Существующие
1	1	50	ПГ4+котел
2	2	100	2ПГ4+2котла
1а	1	100	ПГ4+котел
1б	2	180	2ПГ4+2котла
2а	2	280	2ПГ4+2котла
2б	2	250	2ПГ4+2котла
3	2	100	2ПГ4+2котла
4	2	100	2ПГ4+2котла
5	1	50	ПГ4+котел
6	1	50	ПГ4+котел
6а	1	50	ПГ4+котел
7	1	100	ПГ4+котел
8	1	100	ПГ4+котел
9	1	50	ПГ4+котел
9а	1	150	ПГ4+котел
10	1	50	ПГ4+котел
11	1	50	ПГ4+котел
12	1	50	ПГ4+котел
12а	1	100	ПГ4+котел
12б	1	50	ПГ4+котел
12в	1	100	ПГ4+котел
13	5	250	5ПГ4+5котлов
14	2	150	2ПГ4+2котла
15	1	50	ПГ4+котел
16	1	50	ПГ4+котел
18	1	100	ПГ4+котел
18а	2	100	2ПГ4+2котла
19	1	110	ПГ4+котел
20	1	50	ПГ4+котел
21	1	50	ПГ4+котел
21а	1	50	ПГ4+котел
22	1	100	ПГ4+котел
23	1	100	ПГ4+котел
24	1	50	ПГ4+котел
25	4	200	4ПГ4+4котла
26	1	50	ПГ4+котел
27	1	50	ПГ4+котел
28	1	50	ПГ4+котел
29	1	50	ПГ4+котел
30	1	50	ПГ4+котел
31	1	100	ПГ4+котел
32	1	50	ПГ4+котел
33	1	50	ПГ4+котел
34	1	50	ПГ4+котел
35	4	220	4ПГ4+4котла
47	1	100	ПГ4+котел
48	1	50	ПГ4+котел
49	1	50	ПГ4+котел
39	3	150	3ПГ4+3котла
40	3	150	3ПГ4+3котла
41	3	150	3ПГ4+3котла
43	2	150	2ПГ4+2котла
44	2	150	2ПГ4+2котла
45	1	50	ПГ4+котел
46	1	150	ПГ4+котел
50	1	50	ПГ4+котел
51	1	50	ПГ4+котел
52	1	50	ПГ4+котел
53	1	50	ПГ4+котел
54	1	50	ПГ4+котел
55	1	50	ПГ4+котел
Перспектива
	11 домов	1650	11ПГ4+11котлов
Магазин



3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЁТНЫХ РАСХОДОВ ГАЗА КОММУНАЛЬНЫМИ И БЫТОВЫМИ ПОТРЕБИТЕЛЯМИ

Годовые расходы газа используются для планирования количества газа, которое необходимо доставить проектируемому населённому пункту, а расчётные (максимальные часовые расходы газа) - для определения диаметров газопроводов.

Годовые и расчётные расходы газа потребителями определяются несколькими способами: на основании данных проектов газоснабжения, по номинальным расходам газа газовыми приборами или по тепловой производительности установок, по нормам годового расхода потребителями, по укрупнённым показателям.

Расход газа населенным пунктом зависит от числа жителей, степени благоустройства зданий, теплоты сгорания газа, от наличия коммунально-бытовых и промышленных потребителей газа, их числа и характера.

Различают несколько групп потребителей:

1) бытовое потребление газа (квартиры);

2) потребление газа в коммунальных и общественных предприятиях;

3) потребление газа на отопление и вентиляцию, и горячее водоснабжение зданий;

4) промышленное потребление.

При расчете расходов газа на бытовые и коммунальные нужды учитывается ряд факторов:

-газооборудование;

-благоустройство и населенность квартир;

-газооборудование городских учреждений и предприятий;

- степень обслуживания населения этими учреждениями;

- охват потребителей централизованно ГВС;

- климатические условия.

Для определения годовых расходов газа для жилых домов, предприятий бытового обслуживания населения, общественного питания, учреждений здравоохранения, хлебозаводов и кондитерских фабрик используют нормы расхода теплоты этими потребителями в соответствии с [5], приведенные в таблице 2.

3.1 Определение годового расхода теплоты при бытовом потреблении газа д. Дудинское

Охват населения газоснабжением в большинстве городов близок к 1, Однако при наличии старого фонда, который нельзя газифицировать, и при наличии высоких домов, в которых установлены электроплиты, степень охвата (укв) будет меньше 1.

Нормы расхода газа для различных групп потребителей приведены в таблице 1 Приложения А [6].

Годовое потребление газа на использование его в квартирах вычисляется по формуле [1]:

Qкв =укв·N(Z1·q1+Z2·q2 + Z3·q3),МДж/год, (3)

где N - расчетное количество жителей в населенном пункте;

Z1 - доля людей, проживающих в квартирах с централизованным ГВС;

Z2 - доля людей, проживающих в квартирах с ГВС от газовых водонагревателей;

Z3 - доля людей, проживающих в квартирах без ГВС;

q1 - норма расхода газа для людей, проживающих в квартирах с централизованным ГВС, МДж/(год·чел);

q2 - норма расхода газа для людей, проживающих в квартирах с ГВС от газовых водонагревателей, МДж/(год·чел);

q3 - норма расхода газа для людей, проживающих в квартирах без ГВС, МДж/(год·чел);

укв - степень охвата газоснабжением населения города.

В данном дипломном проекте все дома подлежат газификации с ГВС от газовых водонагревателей.

Qкв=1·336·1·10 000=3 360 000 МДж/год.

3.2 Определение годового расхода теплоты при потреблении газа на нужды торговли, предприятий бытового обслуживания населения

Годовые расходы газа на нужды мелких коммунальных потребителей, предприятий торговли, предприятий бытового обслуживания непроизводственного характера и т.п., в размере 5% суммарного расхода на жилые дома, МДж/год определяются по формуле [1]:

Qмп= 0,05 • Qкв, МДж/год, (4)

гдеQкв- общий годовой расход теплоты в жилых домах населённого пункта, МДж/год.

Qмп= 0,05 •3360 000=168 000 МДж/год.

При расчёте годового расхода газа на военную часть принимается в данном дипломном проекте безрасчетев размере 5% суммарного расхода на жилые дома, МДж/год определяются по формуле [1]:

Qмп= 0,05 • Qкв, МДж/год, (5)

гдеQкв- общий годовой расход теплоты в жилых домах населённого пункта, МДж/год.

Qмп= 0,05 •3 360 000=168 000 МДж/год.



3.3 Потребление газа на отопление и вентиляцию зданий

Расчётный расход газа на отопление жилых и общественных зданий, коммунально-бытовых предприятий определяется по формуле [1]:

МДж/год (6)

где tвн , tр.о ,tр.в ,tср.о - соответственно температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, расчётная наружная температура для проектирования отопления, расчётная наружная температура для проектирования вентиляции, средняя температура наружного воздуха за отопительный сезон, оС[8];

К, К1 -- коэффициенты, учитывающие расходы теплоты на отопление и вентиляцию общественных зданий, принимаемые при отсутствии данных соответственно 0,25 и 0,4;

z - среднее число часов работы системы вентиляции общественных зданий в течение суток, принимаемое при отсутствии данных в размере 16 часов;

F - жилая площадь отапливаемых зданий, м2;

?о - КПД отопительной системы, принимаемое для котельных работающих на газообразном топливе в пределах 0,8-0,85.

qо - укрупнённый показатель максимального часового расхода теплоты на отопления жилых зданий, принимаемый по [1] кДж/ч.

МДж/год.

Расчётный расход газа на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий, коммунально-бытовых предприятий определяется по формуле [1]:

МДж/год, (7)

где qг.в - укрупнённый показатель среднечасового расхода теплоты на горячее водоснабжение жилых зданий, принимаемый по [1] кДж/ч на 1 чел.;

? - коэффициент, учитывающий снижение расхода горячей воды в летний период. Принимается для расчетов: ? =0,8 (?= 1 для курортов);

tх.л - температура водопроводной воды в летний период , t х.л = 15°С,

tх.з - температура водопроводной воды в зимний период, t х.з = 5°С;

?о - КПД отопительной системы, принимаемое для котельных работающих на газообразном топливе в пределах 0,8-0,85.

МДж/год.

3.4 Определение годовых и расчётных расходов газа различными потребителями

Годовой расход газа в м3/ч для любого потребителя посёлка или района определяется по следующему выражению [1]:

м3/ч, (8)

где Qгод - годовой расход теплоты на коммунально-бытовые нужды, МДж/год;

Qнp - низшая теплота сгорания газа, кДж/м3.

Расчётный расход определяется по формуле, м3/ч[1]:

Vр=Km·Vгод ,м3/ч (9)



где Km - коэффициент часового максимума, принимаемый для различных видов потребителей, в соответствии с [4], по таблицам 2,3.

Значения коэффициента часового максимума расхода газа на хозяйственно-бытовые нужды в зависимости от численности населения, снабжаемого газом приведены в таблице 2 [4].

Для бань, прачечных, предприятий общественного питания и предприятий по производству хлеба и кондитерских изделий -в таблице 3.

Значения коэффициента часового максимума при расчете расхода газа нужды отопления, вентиляции и ГВС зависит от климатических данных объекта проектирования и определяется по формулам[1]:

(10)

где m- число часов включения газовых приборов в периоды максимального потребления газа.

Расчёт потребления газа на бытовые нужды приведены в таблице 3.

Таблица 3. Потребление газа на бытовые нужды

Расход газа на:	Годовой расход газа	Коэффициент часового максимума	Часовой расход газа, м3/ч
	МДж/год	м3/год
Бытовые нужды	3 360 000	69 465	1/605	114,8
Коммунальные и общественные нужды	336 000	6 947	1/2000	3,5
отопление и вентиляцию	18 465 030	381 746	1/2570	148,5
горячее водоснабжение	2 344 366	48 467	1/2570	18,9
Всего:	285,7



3.4 Определение расчетных часовых расходов газа

Расчетные часовые расходы газа для газоснабжения жилых домов д. Дудинское Вологодского района Вологодской области определены с учетом потребления газа на пищеприготовление, отопление и горячее водоснабжение подключаемых в данный момент с установкой в жилых домах газовых плит ПГ4, газовых отопительных аппаратов АКГВ 23,2-1 (двухконтурных).

Расчетные часовые расходы газа на пищеприготовление, отопление и горячее водоснабжение жилых домов определены согласно [6] по формуле (3):

Gр = (Gпр ? n?k), м3/ч (11)

гдеGпр - расход газа прибором или группой приборов, мз / ч;

n - число однотипных приборов или групп приборов, шт;

k - коэффициент одновременности работы газовых приборов.

Расчет расходов на приборы (группы приборов) представлен в таблице 4.

Таблица 4. Расчетные расходы газа

N Уч-ка	ПГ-4 + котел	Нагрузка от адм. зданий	Vp, м3/ч
	Qн	n	Kо
1	2	3	4	5	8
Основное направление
1-2	4,0	96	0,186	33,6	105,2
2-3	4,0	75	0,186	33,6	89,4
3-4	4,0	68	0,193	33,6	86,1
4-5	4,0	61	0,200	31,8	80,6
5-6	4,0	32	0,210	20	46,88
6-7	4,0	14	0,450	20	45,8
7-9	4,0	8	0,560	20	37,92
8-9	4,0	4	0,600	20	29,6
9-10	4,0	2	0,660	20	25,81
10-11	4,0	1	0,7	20	22,8
Ответвление №1
2-12	4,0	21	0,275		23,1
12-13	4,0	16	0,295		18,88
13-14	4,0	10	0,340		13,6
14-16	4,0	5	0,400		8
16-17	4,0	3	0,480		5,76
Ответвление №2
3-20	4,0	7	0,370		10,98
20-22	4,0	3	0,480		5,76
Ответвление №3
5-25	4,0	23	0,270		24,84
25-26	4,0	15	0,300		18
Ответвление №4
6-28	4,0	13	0,320		16,64
28-29	4,0	3	0,480		5,76
Остальные ответвления
14-15	4,0	5	0,400		8
12-19	4,0	5	0,400		8
13-18	4,0	6	0,392		9,4
20-21	4,0	3	0,480		5,76
4-23	4,0	1	0,7	1,8	4,6
5-24	4,0	2	0,56		4,48
25-27	4,0	3	0,480		5,76

3.5 Гидравлический расчет газопровода низкого давления

Цель гидравлического расчета наружного газопровода низкого давления - определение диаметров газопроводов, подводящих газ потребителям. Диаметры должны быть такими, чтобы суммарные потери давления от точек врезок до самого удаленного дома не превысили располагаемый перепад давлений, принимаемый 200кПа.

Методика расчета состоит в принятии допустимых потерь давления в газопроводах по выражению (12):

(12)

Где: ?Pр-допустимые потери давления, кПа;

1,1 - коэффициент, учитывающий долю потерь давления в местных сопротивлениях;

li - длина i-ого участка, м.

По допустимым потерям и расходу газа определяем диаметры газопровода и действительные потери давления на участке. Суммарные потери давления по участкам сравниваем с располагаемым перепадом давления :

· если лежит в пределах 0 - 0,1, то расчет считается верным;

· при уменьшаем диаметр газопровода;

· при увеличиваем диаметр газопровода.

После расчета основного газопровода выполняем расчет ответвлений по той же методике. Однако, располагаемый перепад давления определяем по формуле (5):

(13)

где - потери давления при движении газа от ГРП до данного ответвления, мПа.

Гидравлический расчет газопровода представлен в таблице 5.



Таблица 5 Гидравлический расчет газопровода д. Дудинское Вологодского района Вологодской области

№ участка	Vр, м3/ч	lуч, м	(?P/l)доп, кПа/м	dн?S, мм	?P/l, кПа/м	?Pуч, кПа	Сумма
1	2	3	4	5	6	7	8
д. Дудинское (основное направление)
1-2	105,2	114	0,200	160х14,6	0,2	20,72	20,72
2-3	89,4	160		140х12,7	0,14	24,16	44,88
3-4	86,1	84		140х12,7	0,11	10,16	55,04
4-5	80,6	115		140х12,7	0,08	10,12	65,16
5-6	46,88	121		75х6,8	0,25	33,28	98,44
6-7	45,8	119		75х6,8	0,2	26,18	124,62
7-8	37,92	68		75х6,8	0,19	14,21	138,83
8-9	29,6	60		63х5,8	0, 4	26,40	165,23
9-10	25,81	35		63х5,8	0,3	11,55	176,78
10-11	22,8	32		63х5,8	0,2	7,04	183,82
Ответвление №1
2-12	23,1	53	1,520	63х5,8	0,45	26,24	26,24
12-13	18,88	14		50х4,6	0,2	3,08	29,32
13-14	13,6	40		40х3,7	0,8	35,2	64,52
14-16	8	84		40х3,7	0,3	27,72	92,24
16-17	5,76	25		40х3,7	0,2	5,5	97,74
Ответвление №2
3-20	10,98	67	1,02	50х4,6	0,2	14,74	14,74
20-22	5,76	72		40х3,7	0,2	15,84	30,58
Ответвление №3
5-25	24,84	92	0,51	63х5,8	0,85	86,02	86,02
25-26	18	150		63х5,8	0,25	41,25	127,45
Ответвление №4
6-28	16,64	163	0,44	50х4,6	0,3	53,79	53,79
28-29	5,76	47		40х3,7	0,2	10,34	64,13
Остальные ответвления
14-15	8	66		32х3,0	0,01	0,73	0,73
12-19	8	85		32х3,0	0,01	0,94	0,94
13-18	9,4	69		32х3,0	0,01	0,76	0,76
20-21	5,76	43		32х3,0	0,01	0,47	0,47
4-23	4,6	25		32х3,0	0,01	0,28	0,28
5-24	4,48	47		32х3,0	0,01	0,52	0,52
25-27	5,76	116		32х3,0	0,01	1,28	1,28



Делаем проверку гидравлического расчета:

Расчет считается верным, т.к. разница между необходимым давлением 200 Па и суммой потерь на участках меньше 10%.

Подбор газового оборудования для проектируемого административно-торгового здания



4. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ВНУТРЕННЕГО ГАЗОПРОВОДА

4.1 Укрупненныйрасчет тепловой нагрузки здания

Укрупненный расчет нагрузки на отопление характеризуется более точными результатами, если считать просто от площади.В настоящем дипломном проекте он применяется для предварительного расчета тепловой нагрузки здания из-запри невозможности определить точные характеристики здания. Общая формула для определения тепловой нагрузки на отопление представлена ниже:

(14)

Где qо -- удельная тепловая характеристика строения.

а - поправочный коэффициент, для разных климатических зон Росси (для Вологодской областион равен 1)

Vн - наружный объем строения, м?,

Tвн и Tнро - значения температуры внутри дома и на улице.

В данном проекте необходимо рассчитать максимальную часовую нагрузку на отопление в доме с объемом по наружным стенам 2354,4 м? (площадь 432 м?, одноэтажное здание). В этом случае тепловая характеристика будет равна 0,615 Вт/м?*С. Поправочный коэффициент а = 1 (для Вологодской области).

Оптимальная температура внутри жилого помещения (Твн ) должна составлять +21°С. Температура на улице при этом будет равна -32°С. Воспользуемся формулой для расчета часовой нагрузки на отопление:

Q=0,615*1*23544,4(21+32)= 82,534 кВт

Данный расчёт учитывает важные факторы - температуру внутри помещения, на улице, общий объем здания.

Исходя из тепловой нагрузки, подбираем 2 газовых котла фирмы BAXISLIM 1,490 IN мощностью 48,7 кВт каждый.

4.2 Методика расчета внутридомовой сети газоснабжения

Целью расчета внутридомового газопровода является определение диаметров газопроводов, обеспечивающих потери давления газа при движении его от ввода до самой удаленной газовой горелки, не превышающие располагаемый перепад давления , который принимается равным 400 Па. Методика расчета заключается в следующем:

1. Изучив конструкцию (план, этажность) газоснабжаемого жилого дома, выбирается тип и место установки газовых приборов в помещениях;

2. Составляется аксонометрическая схема разводки внутридомовых газопроводов;

3. Определяется расход газа на газовые приборы. Расходы газа на участках определяют с применением коэффициентов одновременности по формуле (18).

4. Разбивается схема газопроводов на участки с неизменным расходом газа и диаметром газопровода;

5. Для каждого участка определяется расход газа, длина и назначаются диаметры газопровода;

6. Зная расчетный расход газа Vр на участке и допустимые удельные потери давления ?Р/l,, с помощью номограммы [1] (рисунок 1 Приложения В) определяют диаметр участка газопровода, мм;

7. Используя рисунок 2 приложения В [2], определяют эквивалентные длины участков lэ;

8. Используя таблицу 3 приложения В [2], определяют КМС участков ;

9. Для каждого участка находят потери давления от трения , и от местных сопротивлений ;

10. Для вертикальных участков определяется дополнительное избыточное давление ;

Дополнительное избыточное давление, возникающее на вертикальных участках газопроводов из-за разности плотностей воздуха и транспортируемого газа, находится как:

Па (15)

где: g - ускорение свободного падения, g=9,81 м/с2;

H - высота вертикального участка, м;

- плотность воздуха, кг/м3;

- плотность газа, кг/м3.

Определяются суммарные потери давления на каждом участке и потери давления от ввода до самой удаленной горелки ;

11. Для определения потерь давления на участке пользуются выражениями:

Па (16)

м (17)

где: lр - расчетная длина участка, м;

lуч - длина участка газопровода, м;

lэ - эквивалентная длина, м;

?? - сумма коэффициентов местных сопротивлений.

12. К полученным потерям давления прибавляют сопротивление газового прибора ;

Сопротивление газовой плиты составляет 40?60 Па, а газового водонагревателя 80?100 Па.

13. Если сумма потерь давления превышает располагаемый перепад давления, или меньше его более чем на 10%, тогда назначают новые диаметры участков (кроме диаметров подводок к приборам и стояков) и производят перерасчет.

В таблице 6 представлена ведомость коэффициентов местных сопротивлений.

Таблица 6 - Ведомость коэффициентов местных сопротивлений

Участок	Наименование КМС	Значение КМС	Количество	Сумма КМС	Сумма КМС на участке
1	2	3	4	5	6
1-2	отвод гнутый 90о	0,3	11	3,3	7,9
	кран шаровый	0,15	4	0,6
	клапан	2	2	4
2-3	кран	0,25	2	0,5	0,85
	переход	0,35	1	0,35
2?-3?	тройник проходной	0,25	2	0,5	0,85
	конфузор	0,35	1	0,35

Гидравлический расчет внутридомовых газопроводов представлен в таблице 7



Таблица 7 - Гидравлический расчет внутридомовых газопроводов

Номер участка	Расчетный расход газа	Диаметр газопровода	Длина участка	Эквивалентная длина участка	Сумма КМС	Расчетная длина участка	Удельные потери давления	Суммарные потери давления	Перепад высот на участке	Дополнительное избыточное давление	Потери давления на участке
№	Vр	dн?S	lуч	lэ	??	lр	?P/l	?P/l·lр	H	?Pдоп	?Pуч
	м3/ч	мм	м	м	м	м	Па/м	Па	м	Па	Па
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Участок сети до самого удалённого потребителя + одно ответвление
1-2	11,8	57х3,0	19,3	0,67	7,9	24,6	0,55	13,53	1,9	5,7	19,23
2-3	5,9	33,5x3,2	1,365	1,5	0,85	2,64	4	10,56	1,365	4,07	14,63
2?-3?	5,9	33,5x3,2	1,365	1,5	0,85	2,64	4	10,56	1,365	4,07	14,63
Потери давления на трение	??Pтр	62,33
Суммарные потери давления в газопроводах сети	??Pуч	124,66
Сопротивление газовых котлов	?Pп	200
Сопротивление счётчика газа	?Pсг	60
Суммарные потери давления в газопроводах сети и в газовом оборудовании	?Pс	384,66

На вводе газопровода в здание снаружи устанавливается отключающее устройство - кран или задвижка. Газопровод-коллектор прокладывается по наружной стене жилого дома между окнами 1-го и 2-го этажей. От коллектора делаются ответвления к подъездам, а внутри подъездов газ разводится по стоякам, к которым подключаются газовые приборы. Газопроводы-подводки к газовым плитам и проточным газовым водонагревателям имеют условный диаметр Dу=15 мм. Стояки принимают диаметром Dу=20 мм. Диаметр газового коллектора, идущего вдоль наружной стены здания, принимается постоянным. Отключающие устройства устанавливают на вводах в подъезды, на стояках и перед газовыми приборами. Газовые стояки размешают в кухнях, лестничных площадках или коридорах. Запрещается прокладка стояков в жилых помещениях, ванных комнатах и санитарных узлах.

В теплогенераторной административно-торгового здания установлены:

- счетчик газовый ВК-10G;

- 2 напольных газовых котла с закрытой камерой сгорания фирмы "BAXI", SLIM 1,490 INмощностью 48,7 кВт.

Проектом предусмотрена прокладка фасадного газопровода ?57х3 мм из стальных электросварных труб гр. В-10 по ГОСТ 10704-91 , ГОСТ 10705-80. Внутренние газопроводы запроектированы из стальных водогазопроводных обыкновенных труб гр.В Ст3сп ГОСТ 380-2005 по ГОСТ 3262-75.

Газопровод прокладывается открыто, при пересечении стен газопровод заключить в футляр из стальной электросварной трубы по Серии 5.905-25.05.



5. ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫХ ПУНКТОВ

Газорегуляторный пункт служит для снижения давления газа, поступающего из городских распределительных сетей, до заданного и поддержания его постоянным независимо от расхода. Поскольку в жилых домах используются газовые приборы (плиты, газовые котлы), оснащенные атмосферными горелками с номинальным давлением газа 2 кПа, то на выходе из сетевого ГРП, питающего сети низкого давления, поддерживается давление 3 кПа. В последние время с целью снижения продолжительности работ по монтажу ГРП населённых мест и повышению их качества принимают ГРП блочного типа. ГРП блочного типа выпускают по заказам монтажных организаций по типовым чертежам. Имеющая в типовых чертежах компоновка предусматривает то, что ГРП занимает минимальную площадь и удобность для обслуживания. Газорегуляторный пункт, который смонтирован в контейнере блочного типа, собирают и испытывают в заводских условиях. ГРП сооружаются в виде отдельно стоящих зданий или шкафных регуляторных установок (ШРУ), устанавливаемых на специальные опоры. ГРП и ШРУ размещаются внутри жилого массива на расстоянии от зданий, сооружений, железнодорожных и трамвайных путей и воздушных линий электропередачи, определенном СНиП [7]. На вводах и выводах газопроводов из здания ГРП в колодцах устанавливают отключающие устройства не ближе 5 и не дальше 100 м от здания ГРП. Предохранительный запорный клапан (ПЗК) устанавливается по ходу газа перед регулятором давления. Предохранительный сбросной клапан (ПСК) устанавливается после регулятора давления. Для учета расхода газа используются измерительные диафрагмы с дифманометрами или газовые счетчики.

Измерительные диафрагмы устанавливаются до регулятора давления на прямолинейных горизонтальных участках газопроводов длиной не менее 10 условных диаметров до и 5 условных диаметров после диафрагмы. Газовые счетчики устанавливают на прямолинейных участках длиной ?5 Dy до счетчика и ?3 Dу, после него.

Продувочные газопроводы размещаются после первого отключающего устройства и на байпасе. Условный диаметр продувочных газопроводов должен быть не менее 20 мм. Условный диаметр сбросного трубопровода, отводящего газ от ПСК, должен быть равным условному диаметру выходного патрубка клапана, но не менее 20 мм. Продувочные и сбросные трубопроводы выводятся на 1 м выше крыши ГРП и должны иметь на конце устройства, защищающие их от попадания атмосферных осадков. Трубопроводы, отводящие газ от ПСК шкафных регуляторных установок, размещаемых на опорах, должны быть выведены на высоту не менее 4 м от уровня земли. Для снабжения газом потребителей в период ревизии и ремонта ГРП сооружается обводной газопровод (байпас). Диаметр обводного газопровода в соответствии с требованиями СНиП [7] должен быть не менее диаметра седла клапана регулятора давления газа.

При компоновке оборудования ГРП должна быть предусмотрена возможность его удобного обслуживания. Ширина основного прохода в ГРП должна быть не менее 0,8 м. Для обслуживания оборудования, размешенного на высоте более 1,5 м. должны быть предусмотрены площадки с лестницами, имеющими перила.

ПГБ включают в себя следующее основное оборудование:

· фильтры газовые для очистки газа от механических примесей (технологическая схема ПГБ позволяет обеспечивать возможность отключения рабочего фильтра для технического обслуживания без отключения потребителей);

· счетчики газа типа СГ-16М, TRZ, RVG, СВГ и др. (в том числе с электронной коррекцией объема газа), а также специальные сужающие устройства с автоматической коррекцией по давлению и температуре с помощью электронных корректоров типа ЕК-260, СПГ-721, Гиперфлоу, Суперфлоу и др.

· регуляторы давления газа типа РДУ-32, РДГД, РДГ, РДБК1, РДНК, РДСК, РДО, 330 SPV с номинальным диаметром DN 50, 80, 100, 150, 200 мм или другие регуляторы и устройства, позволяющие поддерживать выходное давление с заданной точностью и имеющие разрешение Ростехнадзора на применение.

· предохранительные запорные клапаны;

· предохранительные сбросные клапаны;

· запорную арматуру;

· манометры для визуального контроля рабочего давления измеряемого газа на входе и выходе;

· систему обогрева (от аппарата отопительного, газового обогревателя (конвектора), от внешнего источника или от обогревателей электрических во взрывозащищенном исполнении);

· ПГБ комплектуется первичными средствами пожаротушения, а также по требованию заказчика самосрабатывающими огнетушителями капсульного типа;

· ПГБ могут комплектоваться системой контроля и управления, оборудованными устройствами мобильной связи на базе шкафа контроля и управления ШКУ ГРП или контроллерами других производителей в соответствии с требованиями заказчика.

В дипломном проекте запроектирован блочный газорегуляторный пункт (ПГБ). Типовая конструкция газорегуляторного пункта в блочном исполнении рассчитана на применение его в климатических условиях средней полосы России и соответствует климатическому использованию УХЛ2 ГОСТ 15150 (от -45 до +50). ПГБ представляет собой металлический блок-бокс, обшитый негорючими трехслойными сендвич-панелями с минеральным утеплителем. Конструкция исключает “мостики холода”. Категория технологического помещения ПГБ по взрывопожарной и пожарной опасности - А в соответствии с НПБ 105-03 , класс взрывоопасных зон - В-Iа в соответствии с “Правилами устройства электроустановок” (ПУЭ). Степень огнестойкости - II и класс пожарной конструктивной опасности - С0 согласно СНиП 21-01-97 “Пожарная безопасность зданий и сооружений”. В помещении ПГБ, где расположено технологическое оборудование, установлена система автоматического пожаротушения (Буран). С помощью жалюзийных решёток и дефлектора в помещении обеспечивается трёхкратный воздухообмен. Для естественного освещения предусмотрено окно. Для отопления технологического помещения используется газовый конвектор. В качестве легкосбрасываемой конструкции используется взрывной клапан, установленный в перекрытия блок-контейнера. Электрооборудование ПГБ выполнено в соответствии с действующим ПУЭ и обеспечивает электроснабжение как в штатном, так и в аварийном режиме. Подбор оборудования ПГБ.

Подбор оборудования ПГБ заключается в подборе регулятора давления, предохранительного запорного клапана, газового фильтра и предохранительного сбросного клапана.

Регулятор давления подбирается по следующим исходным данным:

- расход газа микрорайоном V=105,2 м3/ч;

- абсолютное давление газа до регулятора давления на входе в ГРП р1=рвх-(?рф+?рд+?рзадв+?рПЗК)+рабс=600-(5+5+4+3)+101,3=684,3кПа;

- абсолютное давление газа после регулятора давления на выходе из ГРП р2=?рмаг+рабс= 0,190+101,3=101,5кПа;

- плотность газа ?=1,043кг/м3;

Подбор регулятора давления ведем по формуле[2]:

V=

=43%

Принимаем к установке в ПГБ РДНК-400 технические характеристики которого: ртвх=0,6МПа, Dу=50, диаметр седла- 15, М=26кг.

Устанавливаем фильтр марки ФГ-50, пропускная способность которого 810м3/ч, М=14.

В ПГБ конечного низкого давления устанавливается предохранительный запорный клапан модификации ПКН, учитывая что в ПГБ принимается к установке предохранительный запорный клапан с условным проходом приближающимся к условному проходу РД, принимаем к установке в ПГБ ПЗУ типа ПКН-50, технические характеристики: длина 230мм, высота- 415мм, Dу=50 , М=35кг .

Расчет ПСУ производится по его пропускной способности:

VПСК?0,0005*Vпроп=0,0005*248,7=0,1244 м3/ч.

Устанавливаем ПСК-50 сброс газа 0,18 м3/ч при настройке на давление 3000 Па.

Технические характеристики газорегуляторного пункта приведены в таблице 8.

Таблица 8-Технические характеристики газорегуляторного пункта д. Дудинское

	Газорегуляторный пункт блочный д.Дудинское
1	2
Расчётный расход газа, м3/ч	105,2
Исполнение	ПГБ-400
Давление на входе, МПа	0,6
Давление на выходе, МПа	0,002-0,005
Регулятор давления газа	РДНК-400
Диаметр седла, мм	15
Газовый фильтр	ФГ-50
Клапан предохранительный запорный	КПЗ-50Н
Клапан предохранительный сбросной	ПСК-50-Н



6. Автоматизация газорегуляторного пункта

6.1 Основные положения

Автоматическому регулированию подлежат те элементы технологического процесса, правильное ведение которых способствует повышению экономичной работы оборудования. Необходимость комплексной автоматизации энергосистем подтверждается прежде всего тем, что она позволяет на 15-20% снизить расходы энергии.

Автоматизация технологических процессов в общем случае выполняет следующие функции: регулирование (в частности стабилизация) параметров; контроль и измерение параметров; управление работой оборудования и агрегатов; учет расхода производимых и потребляемых ресурсов.

Цель автоматизации систем теплоснабжения состоит в наиболее эффективном решении задач отдельными ее звеньями без непосредственного вмешательства человека.

В дипломном проекте разработана схема автоматизации системы инфракрасного излучения производственных помещений ООО «РосТрансАвто»г.Вологды, в соответствии с разделом «Автоматизация» подобраны измерительные и регистрирующие приборы (температуры и расхода газа) и автоматические регуляторы с исполнительными механизмами и регулирующими клапанами. Функциональная схема автоматизации выполнена в соответствии с [7]и [8].

6.2 Контрольно-измерительные приборы

6.2.1 Местные приборы

Для контроля параметров, наблюдение за которыми необходимо при эксплуатации котельной, предусматриваются показывающие и суммирующие приборы.

Показывающими приборами контролируются параметры, наблюдение за которыми необходимо для правильного ведения технологического процесса. По месту устанавливаются термометры показывающего типа. Применяются термопреобразователи сопротивления с медным чувствительным элементом. Сопротивление, соответствующее температуре, измеряется вторичными приборами-логометрами и автоматическими мостами.

Измерение давления осуществляется с помощью манометров с упругими чувствительными элементами. Это показывающие манометры общего назначения.

6.2.2. Автоматические приборы

Наблюдения за параметрами систем осуществляются с помощью измерительных приборов. Совокупность устройств, с помощью которых выполняются операции автоматического контроля, называется системой автоматического контроля. Система автоматического контроля позволяет осуществить наиболее полное соответствие между производством и потреблением теплоты за счет строгого соблюдения расчетных параметров теплоносителя и предупреждения аварийной ситуации.

Задачами автоматического контроля являются обеспечение:

1. снижения температуры до нужного уровня (см. функциональную схему автоматизации);

2. надежности, т.е. установления и сохранения нормальных условий работы установки, исключающих возможность неполадок и аварий.

Для контроля параметров, учет которых необходим для анализа работы оборудования или хозяйственных расчетов предусматриваются регистрирующие приборы.

Измерение расхода газа, отпущенного из газовой сети и потреблённого теплопотребляющими установками, осуществляется комплексом измерительных устройств под общим названием газосчётчик. В настоящее время выпускается комплект приборов, который состоит из измерительной диафрагмы, дифманометра и прибора с дифтрансформаторной схемой типа КСД.

Сигнал от всех приборов унифицирован, и информация подается в диспетчерскую службу.

6.3 Сигнализация

Основными функциями системы технологической сигнализации является восприятие контролируемых параметров с помощью чувствительных элементов.

От чувствительных элементов сигнал поступает в регистрирующие приборы и в устройство вывода информации. Регистрирующие приборы являются сигнализирующими, т.е. устройствами сигнализации.

Система газового лучистого отопления оборудована аварийной сигнализацией. В случае обнаружения повышенной концентрации метана на диспетчерский пульт передается сигнал «Утечка газа».

6.4 Система технологической и аварийной защиты оборудования

Блокировка обеспечивает автоматическое включение и выключение оборудования, вспомогательных механизмов и органов управления с определенной последовательностью в соответствии с технологическим процессом.

В случае обнаружения повышенной концентрации метана электромагнитные клапаны газа закрываются.



6.5 Автоматическое регулирование

Автоматика управления газоснабжением выполнена на базе системы контроля за концентрацией горючих газов СГГ6М.В качестве регулирующих приборов используются регулирующая система приборов «Сапфир 22» и «Контур-2». Группа регулирующих приборов «Контур-2» состоит из датчика Р-25 и корректирующих приборов. Регулирующие приборы позволяют формировать законы регулирования ПИ и ПИД.

Для управления регулирующими органами применяются однооборотные электрические исполнительные механизмы типа МЭО, предназначенные для плавного перемещения регулирующих органов. Исполнительные механизмы управляются от регулирующих приборов.

Исполнительные механизмы состоят из электродвигателя, редуктора, конечных выключателей, датчиков положения и штурвала ручного управления.

В дипломном проекте осуществляется регулирование давления газа, с помощью регулирующего прибора системы «Сапфир 22ДД» с дифференциально-трансформаторной схемой типа КСУ.

В состав системы входят:

· первичные сигнализаторы горючих газов CГГ6М-П20,управляющие газовыми электромагнитными клапанами на вводе газа;

· вторичные сигнализаторы горючих газов CГГ6М-В20 для контроля наличия горючих газов в помещениях, подключаемые шлейфом к приборам СГГ6М-П20;

· щит диспетчерский;

Система автоматики обеспечивает:

· задание и поддержание температурного режима в обслуживаемых рабочих зонах с возможностью изменения температуры по таймеру;

· регулирование температуры воздуха в обслуживаемых помещениях посредством включения и выключения установок ГЛО, обслуживающих рабочую зону;

· дистанционный контроль температуры внутреннего воздуха с пульта управления;

· автоматический контроль наличия горючих газов в рабочей зоне помещений, в случае обнаружения повышенной концентрации метана электромагнитные клапаны газа закрываются и на диспетчерский пульт передается сигнал «Утечка газа».

Исполнительные механизмы:

Защиту системы от повышенной концентрации метана обеспечивает электромагнитный клапан, стоящий на вводе газопровода в цех.

Расчет регулирующего органа:

Пропускная способность регулятора давления зависит от их типа, условного прохода, диаметра седла, входного давления, плотности газа.

6.6 Технико-экономическая эффективность автоматизации

Основными преимуществами автоматизации ГРПможно считать следующие:

· экономия топлива, тепла и электроэнергии, снижение затрат на текущий ремонт, обусловленных улучшением эксплуатационного режима и защиты оборудования;

· повышение качества газоснабжения за счёт постоянного автономного контроля и регулирования параметров системы;

· обеспечение бесперебойности и надёжности действия всей системы газоснабжения за счёт лучшего контроля и автоматического управления работой ГРП.



7. Технико-экономическая эффективность ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЭНЕРГИИ ВОЗОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ для электроснабжения ПГБ

Возобновляемые источники энергии для электроснабжения для ПГБ.

Опыт применения автономных систем электроснабжения ПГБ заводом-производителем ПКФ «Экс-Форма» расположенным в г.Саратов.

В настоящее время, в связи с вводом в действие новой нормативно-технической документации, в частности ГОСТа Р54960- 2000 «Системы газопотребительные. Пункты газорегуляторные блочные. Пункты редуцирования газа шкафные. Общие технические требования». ГОСТ Р 54961-2000 «Системы газораспределительные. Сети газораспределения природного газа. Общие требо-вания к эксплуатации. Эксплуатационная документация» повышаются требования к составу комплекса средств автоматизации, к возможности включения в систему АСУ ТП газораспределительных объектов, к обеспечению при оснащении объектов пожарной сигнализацией, электроснабжением по I категории надежности. Зачастую выполнение всех этих требований затруднено отсутстви- ем электропитания на объектах. Прокладка же отдельных линий электропередач либо невозможна, либо практически всегда экономически не целесообразна. Проблему в этих случаях можно решать с помощью, автономных систем электроснабжения (АСЭ) на базе альтернативных источников питания: солнечных энергетических, ветроэнергетических и гибридных (ветер + солнце) систем. Данные системы неоднократно применялись ООО ПКФ «Экс-Форма» в пунктах газорегуляторных блочных и шкафных установках. Нужно отметить, что подбор систем, как правило, индивидуален и производится в соответсвии с техническим заданием заказчика. Разработка, комплектация и подбор системы производится с учётом многих факторов: суточной потребляемой мощности (электроснабжение системы освещения, передачи данных, телеметрии и др.), требуемого напряжения, силы тока, расположения объекта на местности, широты местности, времени года, возможности размещения оборудования, особенности отраслевых территориальных требований. В стандартную комплектацию системы автономного электроснабжения, применяемых на заводе «Экс-Форма» входят:

1. Фотоэлектрические модули (солнечные панели) моно- и поли- кристаллические. Гарантийный срок -- 10 лет, срок службы -- 25 лет;

2. Контроллеры заряда, в зависимости от требований используются изготовленные по технологии PWM или MPPT. Гарантийный срок 1-2 года, срок службы -- 5-8 лет;

3. Блок аккумуляторов (применяются АКБ глубокого разряда по технологии AGM, GEL, никель-кадмиевые, литиевые. Гарантийный срок -- 1-3 года, срок службы 5-15 лет );

4. Инвертор-преобразователь (в случае, если потребуется преобразование постоянного тока в переменный). Возможна комплектация инверторами как с «чистым синусом» на выходе, так и несинусоидальными. Гарантийный срок 1-2 года, срок службы -- 5-8 лет ;

5. Ветрогенератор (включается в систему в зависимости от комплектации). Гарантийный срок 1-2 года, срок службы -- до 20 лет.

Комплектация предлагаемых систем согласовывается с заказчиком по характеристикам, моделям, функциональным особенностям, производителям. Все компоненты, которые применяются в системах, как российского, так и импортного производства, поставляются в зависимости от требований заказчика. Возможно применение нестандартных решений и многофункционального оборудования собственной разработки (например: в низковольтных системах контроллер-преобразователь на различные выходные напряжения для систем телеметрии). Таким образом, (АСЭ) выполняют следующие функции:

* преобразование солнечного света или кинетической энергии ветра в электроэнергию;

* управление процессом заряда аккумуляторных батарей;

* накопление электроэнергии;

* питание оборудования электроэнергией от блока АКБ;

* при необходимости преобразование постоянного тока в переменный.

Как показал многолетний опыт компании «Экс-Форма» по установке систем автономного электроснабжения в ПГБ, наиболее эффективной и надежной является комплексная установка ветрогенератора и солнечной батареи (гибридная система) для электроснабжения ПГБ. Помимо внутреннего освещения отсеков ПГБ, вырабатываемой энергии достаточно для того чтобы питать оборудование, отвечающее за сбор и обработку контролируемых параметров. Системы автономного электроснабжения, используемые на ПГБ марки «Экс-Форма» отвечают всем требованиям надежности, имеют высокое быстродействие и способны осуществлять непрерывный контроль за различными параметрами системы в круглосуточном режиме

Проблемы использования фотоэлектрических преобразователей для автономного электроснабжения

В настоящее время, когда истощение запасов природных не возобновляемых источников энергии (нефть, газ, уголь и уран) и экологическая опасность от эксплуатации атомных и теплоэлектростанций достигают глобальных масштабов, актуальной задачей является использование возобновляемых источников энергии.

Во многих зарубежных странах использование нетрадиционных возобновляемых источников энергии занимает заметную долю в электроснабжениии обеспечении теплом потребителей. Но широкое внедрение нетрадиционной энергетики в Украине сдерживается дороговизной и большой материалоемкостью оборудования. Существующее законодательство не создает стимулов для производителей и пользователей возобновляемых источников энергии. В то время, как в Европе, в частности, в Германии действует правительственная программа, предоставляющая налоговые льготы производителям солнечных батарей, монтируемых на крышах домов. Анализируя все виды потенциальных источников энергии, можно сделать выводы, что солнечное излучение - один из наиболее перспективных источников энергии будущего. Произведем анализ стоимости фотоэлектрических преобразователей и сроки их окупаемости. Расчет экономической эффективности автономного источника электропитания отдельного объекта или здания включает стоимость всей фотоэлектрической системы. Для расчета стоимости фотоэлектрической системы электроснабжения необходимо учесть стоимость солнечных моду- лей, аккумуляторных батарей, инвертора, регулятора заряда аккумуляторов, соединений, стоимости установки и монтаж панелей, креплений солнечных батарей, оборудования или строительства помещения для инвертора и аккумуляторных батарей. При необходимости использования стабилизатора напряжения и резервного генератора энергии их стоимости также должны быть учтены.

Стоимость всей системы может быть выражена следующим образом:

SSмод*NмодSбат*NбатSинвSконтрSгенSпровSдостSустSоп

где Sмод- стоимость одного фотоэлектрического модуля;

Nмод - количество фотоэлектрических модулей;

Sбат-стоимость одной аккумуляторной батареи;

Nбат - количество аккумуляторных батарей;

Sинв - стоимость инвертора;

S контр- стоимостьконтроллеразаряда;

Sген- стоимость резервного генератора;

Sпров-стоимость соединительных проводов;

Sдост- стоимость доставки оборудования;

S уст- стоимость работ по строительству, оборудованию и адаптации необходимых помещений, установки компонентов системы;

Sдоп-стоимость дополнительных элементов (предохранителей, датчиков, ит.п.)

Для определения срока окупаемости конкретной фотоэлектрической системы необходимо стоимость всей системы S разделить на стоимость электроэнергии потребляемой электрическими нагрузками здания за год:

Где T-срок окупаемости фотоэлектрической системы

S-стоимость всей системы

S?-стоимость электроэнергии потребляемой электрическими нагрузками здания за год, можно определить из следующего выражения:

Где: W-суммарная потребляемая энергия потребителями переменного и постоянного токов в неделю (Вт*час)

С-установленная стоимость за 1 кВт*час

52 - количество недель в году

Ввиду того, что в настоящее время стоимость фотоэлектрических модулей велика, сроки окупаемости данных фотоэлектрических систем превышают нормативные(7,6 года). В связи с этим, их использование еще не нашло широкого применения, и более рациональным использованием фотоэлектрических систем, в данный момент, являются места, где экономически нецелесообразно устанавливать линии электропередач, в силу их дороговизны и больших потерь при транспортировке электроэнергии на большие расстояния, либо в регионах, где отсутствуют илислаборазвито централизованноеэлектроснабжениеинеэффективноподведениесетейэлектроснабжения.