Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Краткая характеристика объекта и участка строительства

2. Проектирование газопровода

2.1 Определение плотности и теплоты сгорания газа

2.2 Определение годового и расчётного часового расхода газа района

2.2.1 Бытовое потребление газа районами

2.2.2 Коммунально-бытовое потребление газа

2.2.3 Потребление учреждениями здравоохранения

2.2.4 Потребление газа на отопление, вентиляцию и ГВС

2.3 Анализ основных параметров системы газоснабжения

2.4 Определение расчетных часовых расходов газа для первого района

2.5 Определение расчетных часовых расходов газа для второго района

2.6 Гидравлический расчет газопровода низкого давления первого район

2.7 Гидравлический расчет газопровода низкого давления второго района

2.8 Расчёт внутридомового газопровода

3. Расчёт и подбор сетевого ГРП района

3.1.1 Подбор регуляторов давления для первого района

3.1.2 Подбор газовых фильтров

3.1.3 Подбор предохранительных клапанов

3.2.1 Подбор регуляторов давления для второго района

3.2.2 Подбор газовых фильтров

3.2.3 Подбор предохранительных клапанов

4. Организационно-экономическая часть

4.1 Капиталоемкость проекта

4.2 Экономическая выгодность проекта

4.3 Срок окупаемости

5. Автоматизация газорегуляторного пункта

5.1 Основные положения

5.2 Контрольно-измерительные приборы

5.2.1 Местные приборы

5.2.2 Автоматические приборы

5.3 Сигнализация

5.4 Система технологической и аварийной защиты оборудования

5.5 Автоматическое регулирование

5.6 Спецификация на технические средства ГРП

5.7 Технико-экономическая эффективность автоматизации

6. Охрана труда

7. Безопасность жизнедеятельности при монтаже инженерных систем

7.1 Техника безопасности при электросварочных и газопламенных работах

7.1.1 Общие требования

7.1.2 Требования безопасности во время работы

7.1.3 Требования безопасности по окончании работы

7.2 Техника безопасности при монтаже внутренних систем

7.2.1 Общие требования

7.2.2 Требования безопасности во время работы

8. Охрана окружающей среды

8.1 Охрана окружающей среды при строительстве объекта

8.1.1 Охрана и рациональное использование земель

8.1.2 Охрана воздушного бассейна района расположения объекта от загрязнения

8.1.3 Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения

8.2 Охрана окружающей среды при эксплуатации

8.2.1 Охрана и рациональное использование земель

8.2.2 Охрана воздушного бассейна района расположения объекта от

загрязнения

8.2.3 Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения

8.2.4 Охрана окружающей среды при складировании (утилизации) отходов

промышленного производства

9. Организация строительства

9.1 Краткое описание методов производства по укладе газопровода

9.2 Производство работ при пересечении естественных и искусственных

преград и автодорог

9.3 Защита от коррозии

9.4 Испытание газопровода

Заключение

Список использованыых источников

Приложения

Введение

Проект распределительной сети газоснабжения посёлка городского типа Усогорск Удорского района разработан на основании результатов инженерно-геологических изысканий, выполненных ОАО ''Ухтапроект''.

В проекте разработаны и рассчитаны схемы наружных и внутренних сетей газоснабжения для двух районов посёлка п.г.Усогорск, подобранооборудование газорегуляторного пункта с учетом подключения к газопроводу сетей среднего давления Ф273х8,0, проходящему по посёлку.

Давление газа в точках подключения к ГРП составляет 300кПа. Давление газа после ГРП 5 кПа.

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

Прокладка газопровода принята подземная.

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

При пересечении проектируемым газопроводом коммуникаций (канал теплосети, ж/б перепускная труба), газопровод проложить в футляре с выводом контрольной трубки над поверхностью земли. На существующем канале теплосети предусмотреть контрольные трубки для отбора проб на утечку газа на расстоянии не более 15м в обе стороны от пересечения.

При производстве работ уточнить отметки точек врезки и отметки существующих коммуникаций при пересечении с проектируемым газопроводом, выдержав расстояние до них.

На газопроводах-вводах к жилым домам предусмотрена установка шарового крана Ду50 с изолятором на подъеме на стену дома на 1,8м от земли и установка плоской заглушки.

Для определения местонахождения газопровода сделать таблички-указатели на стенах зданий и сооружений. На опознавательных знаках указывается расстояние до газопровода, глубина его заложения и телефон аварийно-диспетчерской службы.

Вдоль трассы подземного газопровода устанавливается охранная зона в виде территории ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии 2м с каждой стороны газопровода.

При производстве работ выполнить проверку физическим методом контроля 25% стыковых соединений. При прокладке газопровода под проезжей частью улиц с асфальтобетонным покрытием (в пределах перехода и по одному стыку в обе стороны от пересекаемого сооружения), а также при пересечении с коммуникационными коллекторами (в пределах пересечений и по одному стыку в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений) контроль стыков - 100%, 100% стыков подземного газопровода на расстоянии от фундаментов жилых домов менее 2м.

После окончания сварочных и изоляционных работ, установки арматуры произвести испытания газопровода на герметичность. Подземный стальной газопровод испытывается давлением 0,6МПа в течении 24 часов.

Срок эксплуатации газопровода 40 лет.

1. Краткая характеристика объекта и участка строительства

газораспределительный пункт газоснабжение поселок

Усогорск расположен на западе республики Коми, у места впадения реки Ус в Мезень. В декабре 1967 года было подписано Соглашение между правительствами Советского Союза и Народной Республики Болгарии о сотрудничестве в заготовке леса на территории СССР для нужд народного хозяйства НРБ. А через два месяца в Удорском районе Коми АССР высадился отряд болгарских строителей, которые и начали создавать в суровых северных условиях первое из трех запланированных лесозаготовительных предприятий и жилой поселок. Через восемь лет в тайге появились три больших поселка -- Усогорск, Благоево и Междуреченск. Статус посёлка городского типа Усогорск получил в 1971 году.Проект разработан на основании результатов инженерно-геологических изысканий выполненных ОАО «Ухта проект».

В проекте разработана и рассчитана схема наружных и внутренних сетей газоснабжения для двух районов п. г. Усогорск, подобрано оборудование газорегуляторного пункта с учетом подключения к газопроводу сетей среднего давления Ф273х8,0, проходящему по посёлку.

Количество частных домов в первом районе - 571, трёхэтажных 36 квартирных домов -14. Количество проживающих в частном жилом доме принимаем как 3,5 человека, а многоквартирных домах -3человека в одной квартире.

Количество частных домов во втором районе - 324.Количество проживающих в частном жилом доме принимаем как 3,5 человека.

Давление газа в точках подключения к ГРП для двух районов составляет 300кПа. Давление газа после ГРП 5 кПа.

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

В зоне прокладки газопровода залегают: подзолистые почвы (глубина промерзания - 2,2м. На период производства буровых работ подземные воды по трассам на глубину, пройденную скважинами, не вскрыты. Глубина заложения газопровода колеблется от 2,3 м до 2,4м.

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.

Проектом предусматривается пассивная и активная защита подземного газопровода от электрохимической коррозии. Пассивная - при помощи «весьма усиленной изоляции» (битумно - резиновая мастика), активная - катодная защита.

Климатические категории:

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

2. Глубина промерзания - 2,2м;

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

4. Вес снегового покрова (IV район) - 168кг/м2;

5. Средняя температура наиболее холодной пятидневки - -39?С.

2. Проектирование газопровода

В посёлке Усогорск республики Коми используется газ Уренгойского 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].

сс= (сс1•V1+сс2•V2+…+ссn•Vn)0,01, (2)

где сс1, сс2, ссn - плотность компонентов газового топлива, которая может приниматься по [6], кг/м3.

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

Таблица 1 ? Физические характеристики газа

Состав газа	Процентное содержание, %	Теплота сгорания Qнр, кДж/м?	Плотность газа при нормальных условиях сo, кг/м?
1	2	4	5
СН4	97,64	35840	0,7168
С2Н6	0,1	63730	1,3566
С3Н8	0,01	93370	2,019
С4Н10	-	123770	2,703
С5Н12	-	146340	3,221
СО2	0,3	-	1,9768
Н2S	-	23490	1,5392
N2	1,95	-	1,2505

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 Определение годового и расчётного часового расхода газа районами

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

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 ГВС;

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.

2.2.1 Бытовое потребление газарайонами

Расход газа населенным пунктом зависит от числа жителей. Принимаем что в квартире проживает 3,5 человека. Охват населения газоснабжением в большинствепосёлков близок к 1.

Годовое потребление газа в районена использование его в квартирах вычисляется по формуле (3):

, МДж/год, (3)

МДж/год

МДж/год

где Укв - степень охвата газоснабжением населения города, Укв=1;

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;

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);

Нормы расхода газа для различных групп потребителей, в соответствие.

Годовые расходы газа на нужды мелких коммунальных потребителей, предприятий торговли, предприятий бытового обслуживания непроизводственного характера и т.п. учитывают в размере 5% суммарного расхода на жилые дома, МДж/год по формуле (4):

, МДж/год, (4)

МДж/год

МДж/год

2.2.2 Коммунально-бытовое потребление газа.

Годовое потребление газа на использование его в банях вычисляется по формуле (5):

, МДж/год, (5)

МДж/год

где N - расчетное количество жителей в населенном пункте;

Zб - доля людей, пользующихся банями;

Уб - степень охвата газоснабжением банями;

qб - норма расхода теплоты в банях( МДж/на 1 помывку).

Годовое потребление газа на использование его предприятиями общественного питания вычисляется по формуле (6)

 , МДж/год, (6)

МДж/год

где N - расчетное количество жителей в населенном пункте;

Zобщ - доля людей, пользующихся предприятиями общественного питания;

Уобщ- степень охвата предприятий общественного питания;

qобщ - норма расхода теплоты в предприятиях общепита, МДж/( в год· на 1обед+1завтрак или ужин).

2.2.3 Потребление учреждениями здравоохранения

При оценке охвата больниц газоснабжением необходимо учитывать возможность работы столовых больниц на электрооборудовании, наличие централизованного теплоснабжения, возможность использования твёрдого или жидкого топлива для котельной больниц.

Потребление газа в больницах и родильных домах производится из расчета 12 коек на 1000 жителей в год.

Годовое потребление газа на использование его учреждениями здравоохранения вычисляется по формуле (7), МДж/год:

Qздр=100 (7)

Qздр1 = 1005894 МДж/год

2.2.4 Потребление газа на отопление, вентиляцию и ГВС

Расчётный расход газа на отопление жилых и общественных зданий, коммунально-бытовых предприятий определяется по формуле (8):

 , МДж/год (8)

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;

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;

зо - 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

МДж/год

Расчётный расход газа на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий, коммунально-бытовых предприятий определяется по формуле (9):

 , МДж/год, (9)

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

в - коэффициент, учитывающий снижение расхода горячей воды в летний период;

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;

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

Полученные значения годового расхода на коммунально-бытовые нужды Qгод используется для определения годового расхода газа, м3/год, по формуле (10):

, м3/год, (10)

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

- низшая теплота сгорания газа, кДж/ м3.

Расчётный расход определяется по формуле (11):

, м3/ч, (11)

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

Vгод - годовой расход газа, м3/год.

Значения коэффициента часового максимума при расчете расхода газа на нужды отопления, вентиляции и ГВС зависят от климатических данных объекта проектирования и определяются по формулам (12):

, , (12)

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

Исходные данные и полученные расчётные значения годовых и расчётных расходов газа на бытовые и коммунальные нужды сводятся в таблицу 2,3.

Таблица 2 - Годовые и расчетные расходы газа на бытовые и коммунальные нужды первого района

Расход газа на	Годовой расход газа	Число часов	Часовой
	МДЖ/год	м3/год	использования максимума	расход газа м3/ч
1	2	3	4	5
Бытовые нужды	22681060	646787,66	1?2100	307,99
Мелкие бытовые нужды	1134053	32339,38	1?2100	15,40
Баня	4420000	126043,56	1?2700	46,68
Кафе	3341898	95299,71	1?2000	47,65
Больница	65069760	1855571,02	1?2100	883,61
О и В	151226031	4312458,51	1?1954	2206,99
ГВС	36315531	1035596,98	1?1954	529,99
	Всего	4038,31

Таблица 3 - Годовые и расчетные расходы газа на бытовые и коммунальные нужды второго района

Расход газа на	Годовой расход газа	Число часов	Часовой
	МДЖ/год	м3/год	использования максимума	расход газа м3/ч
1	2	3	4	5
Бытовые нужды	11340000	323378,72	1?2100	153,99
Мелкие бытовые нужды	567000	16168,94	1?2100	7,70
Qот/в	78849748,8	2248530,02	1?1954	1150,73
			всего	1312,42

2.3Анализ основных параметров системы газоснабжения

Прокладка сетей подземная. Система газоснабжения имеет тупиковую схему. Запорная арматура в газовой сети применяется с ручным приводом, в виде настенных шаровых кранов и надземных шаровых кранов.Газопровод низкого давления проложен в траншее. Дно траншей выровнено слоем крупнозернистого песка толщиной 10 см. На настенный газопровод нанесено лакокрасочное покрытие, состоящее из двух слоев грунтовки ФЛ-03К [4]и двух слоев эмали ХВ-125 [5].

Газ является топливом для приготовления пищи, отопления жилого помещения и обеспечения горячим водоснабжением жителей.

В первом районе для отопления и горячего водоснабжения частных домов используются двухконтурные котлы BAXI, для приготовления пищи четырёх комфортные плиты. Паспортные характеристики в Приложении 1.

В трёхэтажных многоквартирных домах газ расходуется на приготовление пищи и горячее водоснабжение квартиры. В каждой квартире запроектирована четырёх комфортная плита и газовый проточный водонагреватель. Паспортные характеристики которых указаны в Приложении 2,3.

Во втором отопление и горячее водоснабжение частных домов также используются двухконтурные котлы BAXI, а для приготовления пищи четырёх комфортные плиты.

2.4 Определение расчетных часовых расходов газа для первого района

Расчетные часовые расходы газа для газоснабжения жилых домов в посёлке Усогорск определены с учетом потребления газа на пище приготовление, отопление и горячее водоснабжение подключаемых в данный момент с установкой в жилых домах газовых плит ПГ-4, газовых отопительных аппаратов Baxi и водонагревателей типа ВПГ.

Расчетные часовые расходы газа на пище-приготовление, отопление и горячее водоснабжение жилых домов определены согласно [6] по формуле (13):

Vр = (Vпр Ч nЧk), м3/ч, (13)

где Vпр - 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.

Таблица 4 - Расход газа на приборы (группы приборов)

Тип прибора(группы приборов)	Расход V, м3 / ч
1	2
ПГ4+2-х контурный котёл BAXI	4,5
ПГ4+ВПГ	2,6

Схему газопровода делим на участки и выполняем расчет расходов газа по участкам. Результаты расчета сведены в таблицу 5.

Таблица 5 - Расчётные расходы газа

№ участка	ПГ-4+2-хконтурный котёл	ПГ-4 +ВПГ	Vр, м3/ч
	Vпр	n	kо	Vпр	n	kо
1	2	3	4	5	6	7	8
(основное направление)
0-1	4,50	571,00	0,85				3602,00
1-2	4,50	55,00	0,85				210,38
2-3	4,50	54,00	0,85				206,55
3-4	4,50	52,00	0,85				198,90
4-5	4,50	48,00	0,85				183,60
5-6	4,50	47,00	0,85				179,78
6-7	4,50	30,00	0,85				114,75
7-8	4,50	17,00	0,85				65,03
8-9	4,50	11,00	0,85				42,08
9-10	4,50	7,00	0,85				26,78
ответвления
2-35	4,50	35,00	0,85				133,88
3-36	4,50	51,00	0,85				195,08
3-37	4,50	1,00	0,85				3,83
37-37'							46,50
37-38	4,50	24,00	0,85				91,80
4-39	4,50	30,00	0,85				114,75
4-40				4,00	72,00	0,24	69,12
5-41	4,50	23,00	0,85				87,98
41-42	4,50	9,00	0,85				34,43
41-43	4,50	12,00	0,85				45,90
6-44	4,50	12,00	0,85				45,90
8-45	4,50	8,00	0,85				30,60
9-46	4,50	16,00	0,85				61,20
2 направление
1-34				4,00	72,00	0,24	69,12
3 направление
1-31	4,50	44,00	0,85				168,30
ответвления
31-32	4,50	17,00	0,85				65,03
31-33	4,50	9,00	0,85				34,43
4 направление
1-11	4,50	17,00	0,85				65,03
11-12	4,50	14,00	0,85				53,55
12-13	4,50	10,00	0,85				38,25
13-14	4,50	6,00	0,85				22,95
14-15	4,50	2,00	0,85				7,65
15-16	4,50	16,00	0,85				61,20
ответвления
15-17	4,50	21,00	0,85				80,33
14-18				4,00	72,00	0,24	69,12
13-19	4,50	35,00	0,85				133,88
12-20				4,00	144,00	0,24	138,24
20-21				4,00	72,00	0,19	55,87
20-22							931,25
22-23							47,65
12-24	4,50	47,00	0,85				179,78
24-25	4,50	16,00	0,85				61,20
25-26	4,50	18,00	0,85				68,85
24-27	4,50	12,00	0,85				45,90
25-28	4,50	12,00	0,85				45,90
11-29				4,00	72,00	0,24	69,12
11-30	4,50	40,00	0,85				153,00

2.5 Определение расчетных часовых расходов газа для второго района

Расчетные часовые расходы газа для газоснабжения жилых домов во втором районе посёлка Усогорск республики Коми определены с учетом потребления газа на пищеприготовление, отопление и горячее водоснабжение подключаемых в данный момент с установкой в жилых домах газовых плит ПГ- 4, газовых отопительных аппаратов BAXI.

Расчетные часовые расходы газа на пищеприготовление, отопление и горячее водоснабжение жилых домов определены согласно [6] по формуле (13):

Vр = (Vпр Ч nЧk), м3/ч (13)

где Vпр - 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.

Таблица 6 - Расход газа на приборы (группы приборов)

Тип прибора(группы приборов)	Расход V, м3 / ч
1	2
ПГ4+2-х контурный котёл BAXI	4,5

Схему газопровода делим на участки и выполняем расчет расходов газа по участкам. Результаты расчета сведены в таблицу 7.

Таблица 7 - Расчётные расходы газа

№ участка	ПГ-4+2-хконтурный котёл	Vр, м3/ч
	Vпр	n	kо
1	2	3	4	8
(основное направление)
0-1	4,50	324,00	0,85	1239,30
1-2	4,50	65,00	0,85	248,63
2-3	4,50	56,00	0,85	214,20
3-4	4,50	49,00	0,85	187,43
4-5	4,50	39,00	0,85	149,18
5-6	4,50	12,00	0,85	45,90
6-7	4,50	10,00	0,85	38,25
7-8	4,50	7,00	0,85	26,78
от ГРП второе направление
1-9	4,50	18,00	0,85	68,85
9-10	4,50	9,00	0,85	34,43
от грп третье направление
1-14	4,50	11,00	0,85	42,08
14-13	4,50	28,00	0,85	107,10
от грп четвёртое направление
1-15	4,50	11,00	0,85	42,08
ответвления
9-11	4,50	3,00	0,85	11,48
9-12	4,50	11,00	0,85	42,08
14-16	4,50	6,00	0,85	22,95
2-17	4,50	31,00	0,85	118,58
3-18	4,50	40,00	0,85	153,00
3-19	4,50	10,00	0,85	38,25
4-20	4,50	6,00	0,85	22,95
5-21	4,50	9,00	0,85	34,43
6-22	4,50	10,00	0,85	38,25
6-24	4,50	10,00	0,85	38,25
7-23	4,50	8,00	0,85	30,60
25-27	4,50	9,00	0,85	34,43
25-26	4,50	21,00	0,85	80,33
Продолжение таблицы 7
4-25	4,50	8,00	0,85	30,60

2.6 Гидравлический расчет газопровода низкого давления первого района

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 200 Па.

Методика расчета состоит в принятии допустимых потерь давления в газопроводах по выражению (14):

(14)

где Pр- годовой расход теплоты i-м потребителем, МДж/ч;

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 (15):

(15)

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

Гидравлический расчет газопровода представлен в таблице 8.

Таблица 8 - Гидравлический расчет газопровода для первого района жилых домов посёлка Усогорск Республики Коми

№ участка	Lуч, м	Vр, м?/ч	(ДР/l)доп, Па/м	d,мм	(ДР/l)дейст, Па*м	ДРуч, Па
1	2	3	4	5	6	7
(основное направление)
0-1	50	3602	0,14	426*9	0,7	38,5
1-2	88	210,4		219*6	0,12	11,616
2-3	90	206,55		219*6	0,11	10,89
3-4	107	198,9		219*6	0,11	12,947
4-5	70	183,6		219*6	0,1	7,7
5-6	217	179,775		219*6	0,1	23,87
6-7	287	114,75		219*6	0,1	31,57
7-8	150	65,025		140*4,5	0,16	26,4
8-9	105	42,075		114*4	0,2	23,1
9-10	120	26,775		108*4	0,1	13,2
ответвления
2-35	545	133,875	0,20	159*4	0,27	161,865
3-36	610	195,075	0,15	219*6	0,1	67,1
3-37	60	3,825	0,54	42,3*3,2	0,45	29,7
37-37'	42	46,5	0,30	133*4	0,12	5,544
37-38	330	91,8	0,16	159*4	0,15	54,45
4-39	360	114,75	0,18	159*4	0,2	79,2
4-40	185	69,12	0,28	114*4	0,35	71,225
5-41	360	87,975	0,14	159*4	0,15	59,4
41-42	115	34,425	0,06	114*4	0,12	15,18
41-43	145	45,9	0,09	133*4	0,1	15,95
6-44	142	45,9	0,11	133*4	0,1	15,62
8-45	200	30,6	0,03	108*4	0,1	22
9-46	200	61,2	0,01	140*4,5	0,12	26,4
2 направление
1-34	180	69,12	1,01	108*4	1	198
3 направление
1-31	505	168,3	0,36	159*4	0,3	166,65
ответвления
31-32	275	65,025	-0,01	140*4,5	0,13	39,325
31-33	120	34,425	0,04	114*4	0,12	15,84
4 направление
1-11	75	65,025	0,22	133*4	0,19	15,675
11-12	110	53,55		133*4	0,12	14,52
12-13	115	38,25		108*4	0,19	24,035
13-14	35	22,95		89*3	0,18	6,93
14-15	70	7,65		60*3	0,25	19,25
15-16	380	61,2		133*4	0,19	79,42
ответвления
15-17	480	80,325	0,03	159*4	0,12	63,36
14-18	175	69,12	0,16	159*4	0,11	21,175
13-19	500	133,875	0,11	159*4	0,27	148,5
12-20	250	138,24	0,25	159*4	0,35	96,25
20-21	130	55,872	0,05	140*4,5	0,12	17,16
20-22	50	931,25	0,05	325*8	0,25	13,75
22-23	110	47,65	0,01	133*4	0,1	12,1
12-24	503	179,775	0,16	219*6	0,1	55,33
24-25	190	61,2	0,07	140*4,5	0,12	25,08
25-26	190	68,85	0,04	140*4,5	0,19	39,71
24-27	130	45,9	0,11	133*4	0,12	17,16
25-28	155	45,9	0,07	133*4	0,12	20,46
11-29	150	69,12	0,48	108*4	0,45	74,25
11-30	500	153	0,26	159*4	0,2	110

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

2.7 Гидравлический расчет газопровода низкого давления второго района

Гидравлический расчет газопровода представлен в таблице 9.

Таблица 9 - Гидравлический расчет газопровода для второго района жилых домов посёлка Усогорск Республики Коми

№ участка	Lуч, м	Vр, м?/ч	(ДР/l)доп, Па*м	d,мм	(ДР/l)дейст, Па*м	ДРуч, Па
1	2	3	4	5	6	7
(основное направление)
0-1	50,00	1239,30	0,17	426*9	0,15	8,25
1-2	110,00	248,63		219*6	0,13	15,73
2-3	85,00	214,20		219*6	0,12	11,22
3-4	130,00	187,43		219*6	0,10	14,30
4-5	420,00	149,18		159*4	0,25	115,50
5-6	90,00	45,90		133*4	0,10	9,90
6-7	75,00	38,25		114*4	0,13	10,73
7-8	115,00	26,78		108*4	0,10	12,65
ответвления
2-17	375	118,58	0,30	159*4	0,25	103,13
3-18	504	153,00	0,20	159*4	0,35	194,04
3-19	170	38,25	0,36	114*4	0,15	28,05
4-20	150	22,95	0,26	108*4	0,10	16,50
5-21	140	34,43	0,03	114*4	0,15	23,10
Продолжение таблицы 9
6-22	75	38,25	0,02	114*4	0,16	13,20
6-24	105	38,25	0,02	114*4	0,16	2,31
7-23	80	30,60	0,01	114*4	0,10	0,88
4-25	120	30,60	0,27	114*4	0,10	35,64
25-27	200	34,43	0,18	114*4	0,15	39,60
25-26	310	80,33	0,12	114*4	0,55	40,92
от ГРП второе направление
1-9	210,00	68,85	0,36	114*4	0,35	80,85
9-10	250,00	34,43		89*3	0,40	110,00
Ответвление
9-11	65	11,48	0,31	76*3	0,10	7,15
9-12	165	42,08	0,23	114*4	0,19	34,49
от ГРП третье направление
1-14	150,00	42,08	0,35	133*4	0,10	16,50
14-13	325,00	107,10		133*4	0,45	160,88
Ответвление
14-16	135	22,95	0,47	76*3	0,45	66,83
от ГРП четвёртое направление
1-15	170,00	42,08	0,83	88,5*4	0,95	177,65

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

2.8 Расчёт внутридомового газопровода

В первом районе Усогорска находиться 14 36-квартирных трёхэтажных жилых домов. Принимаем среднее количество жителей, проживающих в одной квартире равным 3 жителям. В данном пункте мы произведём расчёт внутридомового газопровода для одного из таких домов.

В жилые, общественные и коммунальные здания газ поступает по газопроводам от распределительной сети. Эти газопроводы состоят из абонентских ответвлений, подводящих газ к зданию, и внутридомовых газопроводов, которые транспортируют газ внутри здания и распределяют его между отдельными газовыми приборами. Во внутренних газовых сетях жилых, общественных и коммунальных зданий можно транспортировать только газ низкого давления.

Газопроводы вводят в жилые и общественные здания через нежилые помещения: лестничные клетки, кухни, коридоры, доступные для осмотра труб. На вводе газопровода в здание устанавливают отключающее устройство. Отключающее устройство для подземных или цокольных вводов монтируют внутри или снаружи здания. Место установки должно быть доступно для обслуживания и быстрого отключения газопровода. Перед каждым газовым прибором устанавливают кран. На газопроводах после кранов по ходу газа предусматриваются сгоны. Трубы соединяют сваркой. Резьбовые и фланцевые соединения допускаются только в местах установки отключающих устройств, арматуры и приборов. Газопроводы в зданиях прокладывают открыто.

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 давлений ?рр, который принимается равным 400 Па.

Определяется расход газа по формуле (16):

, м3 /ч, (16)

где kо - коэффициент одновременности;

q - номинальный расход газа на прибор или группу приборов (например, газовая плита и водонагреватель), устанавливаемых в квартирах, м3/ч;

n - число однотипных приборов или групп приборов;

m - число типов приборов или групп приборов.

Для каждого участка определяются потери давления по формуле (17):

, Па (17)

где, (?Р/l)действ- действительные удельные потери, Па/м;

l уч - длина участка, м.

С помощью таблиц определяются диаметры участков газопровода. Находим потери давление от трения и для вертикальных участков определяется дополнительное избыточное давление ДРдоппо формуле (18):

Па, (18)

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

H - высота вертикального участка, м;

св - плотность воздуха, кг/м3 ;

сг - плотность газа, кг/м3.

Расчётные расходы газа на участках показаны в таблице 10.

Таблица 10- Расчетные расходы газа на участках

№ участка	ПГ-4 +ВПГ	Vр, м3/ч
	Vпр	n	kо
1	2	3	4	5
0-1	4,00	36,00	0,24	34,56
Ветка №1
1-2	4,00	18,00	0,29	20,88
2-3	4,00	15,00	0,30	18,00
3-4	4,00	12,00	0,33	15,60
4-5	4,00	9,00	0,34	12,28
5-6	4,00	6,00	0,39	9,41
6-7	4,00	3,00	0,48	5,76
7-8	4,00	2,00	0,56	4,48
8-9	4,00	1,00	0,70	2,80
Ответвления
7-10	4,00	1,00	0,70	2,80
8-11	4,00	1,00	0,70	2,80
9-12	4,00	1,00	0,70	2,80
Ветка №2
1-13	4,00	18,00	0,29	20,88
13-14	4,00	15,00	0,30	18,00
14-15	4,00	12,00	0,33	15,60
15-16	4,00	9,00	0,34	12,28
16-17	4,00	6,00	0,39	9,41
17-18	4,00	3,00	0,48	5,76
18-19	4,00	2,00	0,56	4,48
19-20	4,00	1,00	0,70	2,80
Ответвления
18-21	4,00	1,00	0,70	2,80
19-22	4,00	1,00	0,70	2,80
20-23	4,00	1,00	0,70	2,80

Полученные значения местных сопротивлений ветки №1 показаны в таблице 11.

Таблица 11 - Значения коэффициентов местных сопротивлений ветки №1

№ уч-ка	Наименование МС	Значение КМС	Кол-во МС на уч-ке	Сумма КМС	Сумма КМС на уч-ке
1	2	3	4	4	5
0-1	Задвижка	0,25	1	0,25	0,25
1-2	Тройник на ответвление	1,5	1	1,5	2,15
	Отвод на 90?	0,3	1	0,3
	Внезапное сужение	0,35	1	0,35
2-3	Тройник на проход	1	1	1	1
3-4	Тройник на проход	1	1	1	1
4-5	Тройник на проход	1	1	1	1
	Внезапное сужение	0,35	1	0,35
5-6	Тройник на проход	1	1	1	1
6-7	Отвод на 90?	0,3	1	0,3	1,65
	Тройник на проход	1	1	1
	Внезапное сужение	0,35	1	0,35
7-8	Тройник на проход	1	1	1	1,35
	Внезапное сужение	0,35	1	0,35
8-9	Отвод на 90?	0,3	5	1,5	18,5
	Пробочный кран	4	3	12
	СГБ	4	1	4
	Тройник на проход	1	1	1
7-13	Отвод на 90?	0,3	5	1,5	17,85
	Пробочный кран	4	3	12
	Внезапное сужение	0,35	1	0,35
	СГБ	4	1	4
8-11	Пробочный кран	4	3	12	17,5
	Отвод на 90?	0,3	5	1,5
	СГБ	4	1	4
9-12	Пробочный кран	4	3	12	17,5
	Отвод на 90?	0,3	5	1,5
	СГБ	4	1	4

Таблица значений коэффициентов местных сопротивлений для ветки №2 будет аналогична таблице 11.

Гидравлический расчет внутридомовых газопроводов приведен в таблице 12.

Таблица 12 - Значения коэффициентов местных сопротивлений ветки №1

№ участка	l уч, м	(ДР/ l)доп, Па/м	l экв, м	l р, м	Сумма кмс на участке, Уо	(ДР/l)дейст, Па/м	d, мм	ДРдоп, Па	ДРуч, Па
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
0-1	3,10	7,17	1,70	3,53	0,25	4,80	57*3	14,30	31,22
Ветка 1
1-2	8,6	7,17	1,25	8,60	1,80	4,5	48*3,5		38,70
2-3	3,60	7,17	1,20	3,60	1,00	4,50	48*3,5	-	16,20
3-4	11,40	7,17	1,10	12,50	1,00	2,30	48*3,5	-	28,75
4-5	3,60	7,17	0,90	4,50	1,00	6,00	38*3	-	27,00
5-6	11,40	7,17	0,80	12,20	1,35	3,90	38*3	-	47,58
6-7	4,60	7,17	0,68	4,60	1,65	2,50	33,5*3,2	-	11,50
7-8	1,50	7,17	0,55	2,05	1,00	9,00	26,8*2,8	6,90	25,35
8-9	2,90	7,17	0,62	3,92	18,50	2,70	26,8*2,8	13,40	23,99
ответвления
7-10	2,4	7,47	0,58	12,75	17,85	2,60	26,8*2,8	-	33,16
8-11	1,00	7,45	0,58	11,15	17,50	2,60	26,8*2,8	-	28,99
9-12	1,00	7,03	0,58	11,15	17,50	2,60	26,8*2,8	-	28,99
Ветка 2
1-13	19,40	6,19	1,25	21,65	1,80	1,9	57*3	-	41,14
13-14	0,65	6,19	1,20	1,85	1,00	4,50	48*3,5	-	8,33
14-15	14,40	6,19	1,10	15,50	1,00	2,30	48*3,5	-	35,65
15-16	0,65	6,19	0,90	1,55	1,00	6,00	38*3	-	9,30
16-17	14,40	6,19	0,80	15,48	1,35	3,90	38*3	-	60,37
17-18	1,70	6,19	0,68	2,82	1,65	2,50	33,5*3,2	-	7,06
18-19	1,50	6,19	0,55	2,05	1,00	9,00	26,8*2,8	6,90	25,35
19-20	2,90	6,19	0,62	14,37	18,50	2,70	26,8*2,8	13,40	52,20
ответвления
18-21	2,4	6,41	0,58	12,75	17,85	2,60	26,8*2,8	-	33,15
19-22	1,00	6,52	0,58	11,15	17,50	2,60	26,8*2,8	-	28,99
20-23	1,00	6,09	0,58	11,15	17,50	2,60	26,8*2,8	-	28,99

Проверка ветки №1:= 7 < 10%

Проверка ветки №2:= 2 <10%

3. Расчёт и подбор сетевого ГРП района

Основное назначение ГРП является снижение входного давления газа, т.е. дросселирование до заданного выходного давления и поддержание его на постоянном уровне независимо от изменения выходного давления и расхода газа потребителями. Помимо этого в ГРП производится очистка газа от механических примесей, контроль за входным и выходным давлениями и температурой газа, учет газа, предохранение от возможных повышения или понижения давлений газа в сверх допустимых пределах.

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

ГРП сооружают в виде отдельно стоящих зданий или шкафных регуляторных установок, устанавливаемых на специальные опоры. ГРП размещаются внутри жилого массива на расстоянии от зданий, сооружений, железнодорожных и трамвайных путей и воздушных линий электропередачи.

Принципиальная схема ГРП приведена на рисунке 1.

Рисунок 1 - Принципиальная схема ГРП : 1 - задвижка на вводе в ГРП; 2 - задвижка на выходе из ГРП; 3 - газовый счетчик;4 - газовый фильтр;5 - предохранительный запорный клапан;6 - регулятор давления;7 - предохранительный сбросной клапан;8 - байпас;9 - продувочный газопровод; 10 - сбросной газопровод; 11 - газовый кран.

На вводах и выводах газопроводов из здания ГРП в колодцах устанавливают отключающие устройства не ближе 5 и не дальше 100 м от здания ГРП. Предохранительно 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 дифмонометрами 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 более 5 условных диаметров до счетчика и более 3 условных диаметров после него.

Продувочные газопроводы размещаются после первого отключающего устройства и на байпасе. Условный диаметр продувочных газопроводов должен быть не менее 20 мм.

3.1.1 Подбор регуляторов давлениядля первого района

В качестве регуляторов давления в ГРП, питающих сети низкого давления газа, устанавливаются регуляторы давления типа РДБК 1; в ШРУ используются также регуляторы низкого давления Dу=32 и Dy50.

Регуляторы давления выбираются по расчетному (максимальному часовому) расходу газа при требуемом перепаде давления. Пропускная способность таких регуляторов определяется, по паспортным данным заводов-изготовителей, полученным экспериментальным путем. Её величину рекомендуется принимать, на 15-20 % больше максимального значения расчетного расхода газа.

Регулятор давления рассчитывается по следующим формулам:

 (19)

(20)

Определяется, какая скорость истечения газа :докритическая ? 0,5 или критическая <0,5

Скорость истечения газа критическая. Далее определяем пропускную способность регулятора при плотности газа по формуле (21):

(21)

где индекс “т” - табличное значение параметра;

V и Vт - пропускная способность регулятора, м3/ч

Р1 и Р1т - абсолютное входное давление газа, МПа.

Нормальная работа регулятора давления газа обеспечивается при условии,когда его максимальная пропускная способность Vmax не более 80%, а минимальная Vmin не менее 10% от расчетной пропускной способности V при заданном входном Р1 и выходном Р2 давлениях, т.е. когда выполняются условия:

*100?80%и*100?10%

Следовательно, по таблиЦе 1 приложения Г [5]подбираем регулятор давления РДУК 2-100:

Условный проход dy = 100мм, диаметр седла клапана d=50 мм, входное давление 0,3 МПа, выходное давление в пределах 2,0-3,5 кПа, пропускная способность при входном давлении 0,3 МПа равна 650 м3/ч.

Для снабжения жилого массива на выходе из ГРП поддерживается низкое давление газа, поэтому в ГРП принимается к установке предохранительный запорный клапан типа ПКН, который обеспечивает автоматическое отключение подачи газа при выходе контролируемого давления за установленные верхний и нижний пределы.. По таблице 2 Приложения Г [5] принимаем к установке ПКН - 100 с пределом настройки давления: верхний 0,001 - 0,06 МПа, нижний 0,0003 - 0,003 МПа.

3.1.2 Подбор газовых фильтров

Принимаем фильтр типа ФГ-100 с параметрами: Dy= 100 мм, входное давление 0,6 Мпа, пропускная способность 11000 м3/ч, длина 850 мм, масса 125 кг.

3.1.3 Подбор предохранительных клапанов

Предохранительные запорные отсекающие клапаны типа ПКН и ПKB поставляются комплектно с соответствующими регуляторами давления газа. Для исключения повышения давления газа в сети после ГРП. Предохранительный запорный клапан (ПЗК) устанавливается по ходу газа перед регулятором давления. Предохранительный сбросной клапан (ПСК) устанавливается после регулятора давления.

Предохранительный сбросной клапан ПСК-50 служит для защиты газовой аппаратуры от недопустимого повышения давления газа в сети. В случае повышения давления, газ через клапан сбрасывается в атмосферу. Требуемая, пропускная способность предохранительного сбросного клапана определяется по формуле (22):

(22)

где Vmax - пропускная способность регулятора при расчетных входном и выходном давлениях газа, .

Пропускная способность мембранного пружинного клапана типа ПСК-50 - 0,65 м3/ч.

Клапан ПСК-50 имеет условный диаметр присоединительных патрубков Dу=50 мм. Для нормальной работы прибор монтируют в вертикальном положении.

Вход газа осуществляется через боковое отверстие, а стравливание в атмосферу - через верхнее отверстие. Условный диаметр сбросного трубопровода, отводящего газ от ПСК, должен быть равным условному диаметру выходного патрубка клапана, но не менее 20 мм. 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 ремонта и ревизии в ГРП сооружается обводной газопровод - байпас. Диаметр этого газопровода в соответствии с требованиями должен быть не менее диаметра седла клапана регулятора давления, то есть принимаем 50 мм.

На байпасе устанавливаются последовательно два отключающих устройства с манометром и продувочной свечой между ними.

Задвижки устанавливаются на входе и выходе из ГРП, их диаметр подбирается исходя из диаметра регулятора давления, т.е. принимаем задвижки на 100 мм.

Также проектируем сбросной газопровод диаметром 32 мм, продувочные газопроводы и продувочные краны диаметром 20 мм.

3.2.1 Подбор регуляторов давления для второго района

В качестве регуляторов давления в ГРП, питающих сети низкого давления газа, устанавливаются регуляторы давления типа РДБК 1; в ШРУ используются также регуляторы низкого давления Dу=32 и Dy50.

Регуляторы давления выбираются по расчетному (максимальному часовому) расходу газа при требуемом перепаде давления. Пропускная способность таких регуляторов определяется, по паспортным данным заводов-изготовителей, полученным экспериментальным путем. Её величину рекомендуется принимать, на 15-20 % больше максимального значения расчетного расхода газа.

Регулятор давления рассчитывается по следующим формулам (19),(20),(21):

(19)

(20)

Определяется, какая скорость истечения газа : докритическая ? 0,5 или критическая< 0,5

Скорость истечения газа критическая. Далее определяем пропускную способность регулятора при плотности газа по формуле (21):

(21)

где индекс “т” - табличное значение параметра;

V и Vт - пропускная способность регулятора, м3/ч

Р1 и Р1т - абсолютное входное давление газа, МПа.

Нормальная работа регулятора давления газа обеспечивается при условии,когда его максимальная пропускная способность Vmax не более 80%, а минимальная Vmin не менее 10% от расчетной пропускной способности V при заданном входном Р1 и выходном Р2 давлениях, т.е. когда выполняются условия:

*100?80%и*100?10%

Следовательно, по таблице 1 приложения Г [5] подбираем регулятор давления РДУК 2-50:

Условный проход dy = 50мм, диаметр седла клапана d=35 мм, входное давление 0,3 МПа, выходное давление в пределах 5 кПа, пропускная способность при входном давлении 0,3 МПа равна 240 м3/ч.

Для снабжения жилого массива на выходе из ГРП поддерживается низкое давление газа, поэтому в ГРП принимается к установке предохранительный запорный клапан типа ПКН, который обеспечивает автоматическое отключение подачи газа при выходе контролируемого давления за установленные верхний и нижний пределы.. По таблице 2 Приложения Г [5] принимаем к установке ПКН - 50 с пределом настройки давления: верхний 0,001 - 0,06 МПа, нижний 0,0003 - 0,003 МПа.

3.2.2 Подбор газовых фильтров

Принимаем фильтр типа ФГ-50 с параметрами: Dy= 50 мм, входное давление 0,6 Мпа, пропускная способность 11000 м3/ч, длина 850 мм, масса 125 кг.

3.2.3 Подбор предохранительных клапанов

Предохранительные запорные отсекающие клапаны типа ПКН и ПKB поставляются комплектно с соответствующими регуляторами давления газа. Для исключения повышения давления газа в сети после ГРП. Предохранительный запорный клапан (ПЗК) устанавливается по ходу газа перед регулятором давления. Предохранительный сбросной клапан (ПСК) устанавливается после регулятора давления.

Предохранительный сбросной клапан ПСК-50 служит для защиты газовой аппаратуры от недопустимого повышения давления газа в сети. В случае повышения давления, газ через клапан сбрасывается в атмосферу. Требуемая, пропускная способность предохранительного сбросного клапана определяется по формуле (22):

(22)

где Vmax - пропускная способность регулятора при расчетных входном и выходном давлениях газа,

Пропускная способность мембранного пружинного клапана типа ПСК-50 - 0,65 м3/ч.

Клапан ПСК-50 имеет условный диаметр присоединительных патрубков Dу=50 мм. Для нормальной работы прибор монтируют в вертикальном положении.

Вход газа осуществляется через боковое отверстие, а стравливание в атмосферу - через верхнее отверстие. Условный диаметр сбросного трубопровода, отводящего газ от ПСК, должен быть равным условному диаметру выходного патрубка клапана, но не менее 20 мм. 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 ремонта и ревизии в ГРП сооружается обводной газопровод - байпас. Диаметр этого газопровода в соответствии с требованиями должен быть не менее диаметра седла клапана регулятора давления, то есть принимаем 50 мм.

На байпасе устанавливаются последовательно два отключающих устройства с манометром и продувочной свечой между ними.

Задвижки устанавливаются на входе и выходе из ГРП, их диаметр подбирается исходя из диаметра регулятора давления, т.е. принимаем задвижки на 100 мм.

Также проектируем сбросной газопровод диаметром 32 мм, продувочные газопроводы и продувочные краны диаметром 20 мм.

4. Организационно-экономическая часть

4.1 Капиталоемкость проекта

При проектировании второго района Усогорск появился вопрос: как измениться сумма капитальных затрат с установкой в этом районе проточных газовых водонагревателей замен накопительным.

Рассмотрим проектирование населённого пункта с использованием газовых накопительных водонагревателей. В курсовом проекте рассматриваются водонагреватели от фирмы Аристон.

Диаметры газовых труб будут больше чем при проектировании накопительных газовых водонагревателях. Связано это с тем, что накопительные водонагреватели имеют ёмкость(бак), расход газа в часы максимального потребления газа будет меньше, чем у проточных водонагревателей. Для того чтобы определить диаметр газопровода, возьмём 2 водонагревателя производительностью 11 л/мин.

Накопительный водонагреватель имеет мощность порядка 7 квт, емкость бака рассчитана на 115 л, расход газа составляет 0,8 .

Характер застройки Усогорск - одноэтажная коттеджная, количество домов - 400. Расход газа в часы максимума будет равен:

Qmax= 357*0.8=285,6 .

Предварительный диаметр трассы газоснабжения можно рассчитать по формуле (23):

D= 0,363* (23)

D = 0,363*

где - максимальных расход газа в часы максимума;

Т- температура газа, ;

Ра- абсолютное давление,

V- скорость газа.

Диаметр газопровода принимаем равным 133 мм толщиной стенки 4 мм.

Далее рассмотрим водонагреватели проточного типа.

Мощность проточный водонагревателя равна 24 квт, расход газа равен 2,2 .

Расход газа в часы максимума будет равен:

Qmax= 357*2.2=785,4 .

Предварительный диаметр рассчитываем по формуле [1], и он равен D=210 мм. Принимаем ближайший диаметр он будет равен 219 мм толщиной стенки 6 мм.

Капиталоёмкость данного проекта состоит из стоимости газопроводных труб плюс стоимость прокладки.

Протяжённость трассы газоснабжения составляет 5192 м.

Стоимость труб равна стоимости труб за 1 тонну умноженную на массу труб. Стоимость труб за тонну равна 30000 рублям. Масса труб вычисляется, как масса за 1 метр трубы умноженная на протяжённость трассы.

Мтр 133 = 12,7*5192=65938 кг=65,938 т

Стр133= 30000*65,938=1978140руб=1,97млн

Мтр 219= 31,517*5192=163636 кг=163,636 т

Стр219=30000*163,636 =4909080=4,909млн.руб

Стоимость прокладки горизонтально-направленным способом бурения:

1 м трубы 133*4 - 1500рублей =5192м*1500=7780000рублей;

1 м трубы 219*6 - 2400 рублям= 5192м*2400=12460800рублей,

тогда К133= 1,97млн.+7,78млн.=9,75млн.рублей;

К219= 4,909 млн.+12,46млн=17,36 млн.рублей.

4.2 Экономическая выгодность проекта

Экономическая выгода будет равна разности стоимости диаметра для 219 трубы и 133.

Э= 4,909-1,97=2,939млн. рублей

4.3 Срок окупаемости проекта

Срок окупаемости по укрупненным показателям рассчитывается по формуле (24):

Е=?К/Э, (24)

где К -капитальные затраты;

Э - экономическая выгодность;

Е - срок окупаемости.

Е= (17,36млн.- 9,75млн.) /2,939млн.=2,5 года=30месяцев

В данном разделе мы сосчитали экономическую выгоду при прокладке газовых сетей для накопительных и проточных водонагревателей. Которая составила 2,939млн. рублей. Так же рассчитали капиталоёмкость проекта при прокладке газовых сетей для накопительных водонагревателей она составила 9,75млн. рублей, а для проточных 17,36млн. рублей и срок окупаемости который равен 2,5 годам.

5. Автоматизация газорегуляторного пункта

5.1 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].

5.2 Контрольно-измерительные приборы

5.2.1 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.

5.2.2 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);