Проект распределительного газопровода низкого давления по улице Панкратова в селе Кубенское

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

газопровод теплота магистральный гидравлический

В настоящее время природный газ - это очень эффективный энергоноситель, который имеет множество достоинств в сравнении с другими видами топлива: цена добычи значительно ниже; отопление газом крупных городов и населенных пунктов гораздо меньше загрязняет атмосферу;

У природного газа множество превосходств: при сжигании нужно минимальное количество воздуха; он содержит мало вредных примесей;

В данном проекте предусмотрено газоснабжение жилых домов, пункта общественного питания и магазина в с/п Кубенское Вологодского района Вологодской области природным газом с теплотворной способностью 33302 МДж/м³ с давлением на выходе из ГРПБ P=3кПа. Проектируем одноступенчатую тупиковую систему газоснабжения.

Природный газ население будет использовать для готовки, ГВС и отопления. В жилых домах предусмотрены к установке 4-конфорочные газовые плиты и двухконтурные газовые котлы.

Запроектированная система должна гарантировать безотказную подачу газа, отвечать всем требованиям безопасности в эксплуатации, быть простой и удобной в обслуживании.

За последнее десятилетие роль природного газа в мировой экономике возрастает из-за его высокой эффективности в качестве энергетического ресурса и сырья для промышленности.



1. Краткая характеристика объекта

1.1 Общие сведения потребителей газа

Сельское поселение Кубенское расположено в Вологодской области на юго-западном берегу озера Кубенское. Расстояние до областного центра - города Вологда - 32 км.

Точка подключения проектируемого газопровода - ГРП №4

Расход газа с учётом перспективы - 521,6 м³/час.

Диаметр газопровода в точке подключения -108 мм.

Чтобы снизить высокое давление газа (Р=0,6 МПа) до низкого (Р=3,0кПа) принимается к установке ГРП марки ПГБ-50Н-2У1.

Материал труб - полиэтилен, на выходе из земли к зданиям - сталь.

Стальной газопровод защитить при помощи «весьма усиленной» изоляции ГОСТ 9.602-05 - экструдированный полиэтилен ТУ 1394-017-50172433-02.

Проектом предусмотрена защита газопровода, прокладываемого по стенам зданий от коррозии нанесением одного слоя грунтовки «Universum» Финиш А10 и 2 слоев метилметакрилатной желтой эмали «Universum» Финиш А12.

Дно траншеи перед укладкой газопровода выравнивается слоем крупного или среднезернистого песка толщиной 10 см согласно отметкам профиля. После того, как газопровод будет уложен, осуществить засыпку газопровода песком на 20 см.

Охранная зона стального газопровода - по 2 м с каждой стороны, полиэтиленового газопровода - 3 м со стороны провода, 2 м с противоположной.

Охранная зона должна быть нанесена на исполнительной съемке. Владельцам земельных участков обеспечить доступ в охранную зону газопровода представителям эксплуатирующей организации.

Соединение полиэтиленовых труб между собой выполнить деталями с закладными нагревателями. Присоединение полиэтиленовой части газопровода к стальной выполнить при помощи неразъемного соединения сталь-полиэтилен заводского изготовления.

Срок эксплуатации подземных полиэтиленовых газопроводов 50 лет, металлических - 40 лет.



2. Определение характеристик газа

2.1 Определение плотности и теплоты сгорания природного газа

Для расчета плотности природного газа при нормальных условиях необходимо знать плотность газовой смеси и плотность отдельных компонентов [1]:

кг/м³, (1)

где r_i - объёмная доля i-го горючего компонента газовой смеси;

с_i - плотность i-го компонента при нормальных условиях, кг/м³_.

Теплота сгорания природного газа определяется как[1]:

МДж/м³, (2)

где r_i - объемная доля i-го горючего компонента газовой смеси;

(- теплота сгорания i-го компонента, МДж/м³_.

Таблица 2.1. Состав газа Ухтинского месторождения

Состав газа	Процентное содержание %	Теплота сгорания кДж/м3.	Плотность кг/м3.
Метан СН4	88,0	35840	0,7168
Этан С2Н6	1,9	63730	1,3566
Пропан С3Н8	0,2	93370	2,019
Бутан С4Н10	0,3	121840	2,703
Пентан С5Н12	-	146340	3,221
СО2	0,3	-	1,9768
Н2S	-	23490	1,5392
Азот N2 + ред. газы	9,3	-	1,2505
У	33302	0,791



3. Определение годового и расчётного часового расхода газа

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 [2], приведенные в таблице 3.1.

3.1 Определение годового расхода теплоты при бытовом потреблении газа

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

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

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.);

у_кв - степень охвата газоснабжением населения города.

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

=1·123·1·10000=1230000МДж/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]:

= 0,05, МДж/год, (4)

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

= 0,05 •1230000=61500МДж/год.

При расчёте годового расхода газа на предприятиях общественного питания учитывают их следующую среднюю загрузку. Охват обслуживанием населения z_общ принимают в размере 0,20-0,30 от общей численности населения, считая при этом, что каждый человек, регулярно пользующихся столовыми и ресторанами, потребляет в день примерно 1 обед и 1 ужин (завтрак). Охват столовых и ресторанов газоснабжением y_общ указывается в задании на проектирование.

Годовое потребление газа на использование его предприятиями общественного питания вычисляется по формуле [1]:

, МДж/год, (5)



где N - количество жителей в населенном пункте;

z_общ - часть людей, пользующихся предприятиями общественного питания;

y_общ - величина охвата газоснабжения предприятиями общественного питания;

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

= 360 • 0,25 • 1 • 3250 • 6,3=1842750МДж/год.

3.3 Определение годового расхода теплоты при потреблении 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 , ,,- 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 [3];

, - 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;

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

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

=5695902 МДж/год.

3.4 Определение годового расхода теплоты при потреблении газа на горячее водоснабжение зданий

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

МДж/год, (7)

где - 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. Принимается для расчетов: в =0,8 (в= 1 для курортов);

- температура водопроводной воды в летний период, =15°С;

- температура водопроводной воды в зимний период,=5°С;

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

МДж/год.

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

- низшая теплота сгорания газа, кДж/м³.

, м³/год

Расчётный расход определяется по формуле, м³/ч:

, м³/ч, (9)

где - коэффициент часового максимума, принимаемый для различных видов потребителей, в соответствии с [2], по таблице1.2.

Значения коэффициента часового максимума расхода газа на хозяйственно-бытовые нужды в зависимости от численности населения, снабжаемого газомприведены в таблице 1.2 [2].

Для бань, прачечных, предприятий общественного питания и предприятий по производству хлеба и кондитерских изделий - в таблице 1.3 [2].

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)

(11)

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

Расчёт потребления газа на бытовые нужды приведен в таблице 2.

Таблица 3.1. Годовые и расчетные расходы газа на бытовые и коммунальные нужды микрорайона

Расход газа на:	Годовой расход газа	Коэффициент часового максимума	Часовой расход газа, м3/ч
	МДж/год	м3/год
Бытовые нужды	1230000	36935	1/582	64
Коммунальные и общественные нужды	61500	1847	1/582	4
Нужды здания общественного питания	1842750	55335	1/2000	28
Отопление и вентиляцию	5695902	171038	1/2611	66
Горячее водоснабжение	1336176	40123	1/2611	16
Всего:	178



4. Обоснование оптимального радиуса действия ГРП

Во время проектирования схемы газоснабжения населенного пункта одной из главных задач является расчет количества газорегуляторных пунктов и места их установки. Чем больше количество ГРП, тем радиус действия каждого из них становится меньше и, таким образом, необходимо уменьшить диаметры газопроводов после ГРП, но это приведет к повышению цены из-за дороговизны самого ГРП, [1].

Оптимальная производительность газорегуляторного пункта принимается в пределах 1500-2000 м³/ч. При оптимальном радиусе действия 0,5-1 км с учётом этих показателей количество ГРП определяется по формуле:

/1500 <1 (12)

где суммарный расход газа через городские ГРП.

n = 435/1500 = 0,29<1.

По полученному значению видим, что для с/п Кубенское нужно установить один ГРП.



5. Гидравлический расчёт магистральных наружных газопроводов

При разработке дипломного проекта, для системы газоснабжения сельского поселения Кубенское принимаем тупиковую систему газоснабжения.

На основании генерального плана выполняется схема прокладки газопроводов, на схеме указываются проектные газопроводы, их диаметры, а также отмечаются устанавливаемые отключающие устройства. При выборе места заложения газопровода учитывается характер проезда и застройки, число вводов, конструкция дорожного покрытия, подземных сооружений, удобства эксплуатации газопровода и т.д.

По итогам осуществленных расчетов на схеме наносятся диаметры, расчетные расходы и потери давления по участкам газопроводов.

Проведя гидравлический расчет подбираем диаметры газопровода, чтобы обеспечивалась бесперебойная работа системы газоснабжения в часы максимального потребления газа. По расчетным расходам газа и удельным потерям давления определяем диаметры труб [1].

Сопротивления движению газа в трубопроводе складывается из линейных сопротивлений трения и местных сопротивлений. Сопротивление трения имеется по всей длине трубопровода. Для измеренияснижения давления в местных сопротивлениях, газопровод удлиняют на 5…10%.

Предельное давление газа на входе в жилой дом не должно быть больше 3 кПа. Для питания газовых сетей низкого давления сооружаются ГРП или шкафные регуляторные установки, являющиеся источниками питания. Согласно [1] суммарные потери давления от ГРП до наиболее удалённого газового прибора не должны превышать 1,8 кПа. Таким образом, располагаемый перепад давления, на который проектируются газопроводы низкого давления, составляет 1800 Па, из которых 400Па приходиться на допустимые потери давления во внутридомовых газопроводах, а 200 Па - в качестве потерь во внутридворовых газопроводах.

Тупиковые сети являются более выгодными, у которых последовательно соединенные участки имеют одни и те же удельные перепады давления. Расчёт газопроводов начинаетсяот газорегуляторного пункта до последнего потребителя, а далеесчитаются ответвления от главнойветки газопровода.

Весь путь делится на участки с равнымиобъемами проходящего газа, для которых находится длина участка и расход.

С помощью коэффициента одновременности можно определить расход газа для отдельных домов, м³/ч [1]:

(13)

где - коэффициент одновременности, принимаемый по таблице 2.1 [1];

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

n - число одинаковых приборов или групп приборов;

m - количество типов приборов или групп приборов.

Номинальный расход газа на прибор определяется по формуле, м³/ч [1]:

м³/ч, (14)

где - теплопроизводительность газового прибора, кДж/ч;

- низшая теплота сгорания природного газа, кДж/м³.

Результаты расчета представлены в приложении 1.

По ориентировочным потерям давления находят допустимые удельные потери давления от трения, Па/м как[1]:

Па/м, (15)

где - длина пути от ГРП до самого удаленного потребителя, м;

- длина i-го участка, м;

1,1 - коэффициент, учитывающий потери давления от местных сопротивлений;

?P_р - допустимые потери давления, Па.

Исходя из типа газовых сетей, общие допустимые потери давления по нормам составят 200Па в качестве потерь во внутридворовых газопроводах.

Зная расчетный расход газа V_р на участке и допустимые удельные потери давления ?Р/l, определяют диаметр участка газопровода, мм;

Для принятого диаметра газопровода находят действительные удельные потери ?Р/l, Па/м;

Потери давления на каждом участке находим по формуле:

, (16)

Потери давления на всех участках от ГРП до самого удаленного потребителя складывают и сравнивают полученное значение с располагаемым перепадом .

Если находится в пределах 0ч0,1, вычисления считаются верными.

При необходимо уменьшить принятые диаметры газопроводов.

Если величина , диаметры следует увеличить, так как в противном случае потери давления от ГРП до последнего потребителя превысят располагаемый перепад давления, и потребители не получат.

После расчета главной ветки газопровода рассчитываются ответвления по такому же принципу. Однако располагаемый перепад давления для каждого ответвления будет разным и может быть найден как [1]:

, (17)

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



6. Газорегуляторный пункт

6.1 Общие сведения

Газорегуляторный пункт - сооружение, понижающее давления газа, идущего по распределительным сетям, до оптимального значения и поддержания его неизменным независимо от расхода. Изменения давления газа на выходе из ГРП находятся в границах 8-10% от рабочего давления. В ГРП также осуществляются очистка газа от механических примесей, контроль температуры, входного и выходного давления газа, предохранение рабочего давления от понижения или повышения, учет расхода газа.

Газорегуляторные пункты могут быть размещены:

- в отдельно стоящих зданиях;

- встроенными в одноэтажные производственные здания;

- находиться в шкафах;

- на наружных несгораемых стенах и на отдельно стоящих опорах (шкафные ГРП).

Газорегуляторные установки должны размещаться в помещениях, имеющих не менее чем трехкратный обмен воздуха в час. Газорегуляторная установка может использоваться только для одного здания.

В данном дипломном проекте предусмотрена установка шкафного газорегуляторного пункта ПГБ-50Н-2У1 для снижения высокого давления газа (Р=0,6 МПа) до низкого (Р=3,0 кПа).

Для увеличения надежности системы предусмотрена установка на полиэтиленовых газопроводах запорной арматуры в безколодезном исполнении с выводом контрольной трубки.

Газорегуляторный пункт блочный ПГБ-50Н-2У1 изготовлен по конструкторской и технологической документации предприятия-изготовителя, разработанной с учетом требований Единой системы конструкторской и технологической документации (ЕСКД, ЕСТД) Российской Федерации, ГОСТ 15.309.

Контейнер ПГБ-50Н-2У1 металлический из негорючего утеплителя между внутренней стенкой изделия и внешней обшивкой. Стены снаружи и изнутри ГРПБ обшиты стальным оцинкованным профилированным листом с порошковой окраской.

Блок-контейнер разделен глухой, газонепроницаемой и противопожарной перегородкой 1-го типа, класса пожарной опасности С0, толщиной 50 мм, на два отсека - технологический (категория «А») и метрологический (категория «Г»). Вход в отсеки осуществляется через различные двери противопожарного типа, открывающиеся наружу блок-контейнера ГРПБ.

Блочные газорегуляторные пункты заводского изготовления в зданиях контейнерного типа (ГРПБ) служат для снижения и регулирования давления газа в газораспределительной сети.

Расстояние от отдельно стоящих ПГБ-50Н-2У1 при давлении 0,6 МПа до зданий и сооружений 10 м, автомобильных дорог (до обочины) 5 м и до воздушных линий электропередачи не менее 1,5 высоты опоры.

ПГБ-50Н-2У1 в металлическом каркасе с несгораемым утеплителем является одноэтажным, бесподвальным, с совмещенной кровлей и с классом огнестойкости С0.

Предусматриваются противопожарные двери, открываемые наружу.

В технологическом и метрологическом отсеках установлена система автоматического пожаротушения.

С помощью жалюзи и дефлекторов обеспечивается трехкратный воздухообмен за один час. В технологическом отсеке используется одна жалюзийная решетка, смонтированная в двери, размерами 500Ч250 мм, и вытяжной канал, выполненный в виде стального воздуховода и дефлектора. Метрологический отсек выполнен с использованием той же самой жалюзийной решетки, с одним воздуховодом и дефлектором, выполненными по тому же типу.

Для отопления отсеков используются газовые конвекторы, по одному на каждый отсек. Автономное отопление обеспечивает температуру воздуха в отсеках ГРПБ не менее +5°С с учетом трехкратного воздухообмена в час.

Габаритные размеры блок-контейнера ПГБ-50Н-2У1 составляют 4100Ч2200Ч2500 (ДЧШЧВ).

Покрытие пола в помещении для размещения линий редуцирования предусмотрено искробезопасное, негорючее.

Шкафной ГРП (ШРУ) является готовым промышленным изделием. Это металлический шкаф, внутри которого смонтированы все необходимое оборудование, арматура и средства измерения. Подбор ШРУ производится в зависимости от типа регулятора, обеспечивающего пропускную способность, и давления газа на входе и выходе из ШРУ.

Технические характеристики ПГБ-50Н-2У1 представлены в прил. 3.

6.2 Назначение и принцип работы ГРПБ

ГРПБ применяются для преобразования высокого или среднего давления на низкое, автоматической регулировки давления на выходе из ГРПБ.

Согласно функциональной схеме, в соответствии с рисунком 1, работает следующим образом.

Через входной кран 1 по входному трубопроводу газ поступает в фильтр 6, затем поступает к регулятору давления газа 8, где давление газа снижается до установленного значения и поддерживается на заданном уровне, и затем поступает к потребителю через выходной кран 1.

Сбросной клапан 12 открывается при повышении выходного давления выше заданного допустимого значения, и сбрасывает газ в атмосферу.

При дальнейшем повышении или понижении контролируемого давления газа сверх допустимых пределов срабатывает предохранительно-запорный клапан, встроенный в регулятор, перекрывая вход газа в регулятор. На входном газопроводе установлены манометры 9 предназначенные для замера входного давления и определения перепада давления нафильтрующей кассете.

Если необходим ремонт, газ будет доставляться к потребителю через байпас. При необходимости используются обе линии одновременно, пропускная способность при этом возрастает. Нагазопроводе после входного крана и после регулятора давления газа предусмотрены продувочные трубопроводы.

Функциональная схема ГРПБ:

1 - кран шаровой 50/16; 2-кран шаровой 11б27 (Ду25); 3 - кран шаровой 11б27 (Ду20); 4 -11б27 (Ду15); 5 - кран под манометр 11Б41п21 (Ду15); 6 - фильтр газовый типа ФС-50 с ИПД-5кПа; 7 - конвектор газовый; 8 - регулятор давления газа РД-50 с КПЗ-50Н; 9 - входной манометр (0-1,0 МПа); 10 - выходной манометр (0-6 кПа); 11 - СГ-ЭКВз-Р - 0,2-650/1,6 (1:50) Ду100 на базе RVG-G400; 12 - предохранительный сбросной клапан ПСК-50; 13 - газовый счетчик СГБ-G4; 14 - регулятор давления газа РДГБ-6; 15 - кран шаровой КШ.Ф. 100.16-01

На рисунке 2 представлен габаритный чертеж ГРПБ с обогревом.

Габаритный чертеж ГРПБ:

1 - дымоход конвектора; 2 - Рвх (Ду50); 3 - продувочный патрубок (Ду20); 4 - дефлектор; 5 - вход ПСК-50 (Ду50); 6 - Рвх (Ду100); 7 - подвод импульса к регулятору (Ду25); 8 - технический отсек; 9 - выход ПСК-50 (Ду50); 10 - конвектор газовый; 11 - отсек телеметрии

6.3 Подбор оборудования газорегуляторного пункта

Необходимо подобрать регулятор давления в зависимости от его пропускной способности, ПЗК и газовый фильтр, условный диаметр которых должен соответствовать диаметру регулятора давления; также побирается тип ПСК.

Устанавливаются регуляторы давления типа РД; также используются регуляторы низкого давления Dу 32 и Dy 50. 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.

Регулятор давления подберем, используя формулу [2]:

, м³/ч (18)

где индекс «m» - табличное значение параметра из паспорта на регулятор давления газа;

V и V_m - пропускная способность регулятора, м³/ч;

и _т - плотность газа при нормальных условия, кг/м³;

и - перепад давления в регуляторе, МПа;

Р₁и Р_1m - абсолютное входное давление газа, МПа;

Р₂ и Р_2m - абсолютное выходное давление газа, МПа.

Абсолютное входное давление определим по формуле:

МПа, (19)

Абсолютное давление газа после регулятора давления на выходе из ГРП определим по формуле [2]:

МПа, (20)

= 0,183+101,3=101,5 кПа,

/ = 101,5 / 701,3 = 0,14,

м³/ч.

Проверка:

Подбираем регулятор давления РД-50, пропускной способностью при входном давлении 0,6 МПа. Максимальное входное давление, МПа - 0,6, диаметр седла 15 мм.

В качестве устройства для очистки газа от механических примесей применяется стальной фильтр газовый типа ФС-50 с ИПД-5 кПа с диаметром присоединительного патрубка Dу=50 мм, длиной 250 мм, массой 14 кг. Качественная очистка газа позволяет повысить герметичность запорных устройств, а также увеличить межремонтное время их эксплуатации за счет уменьшения износа уплотняющих поверхностей.

Предохранительный сбросной клапан 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 как:

V_тр = 0,0005V_max, м³/ч, (21)

где V_max - пропускная способность регулятора при расчетных входном и выходном давлениях газа, м³/ч.

V_тр = 0,0005?521,6=0,26 м³/ч.

Для снабжения жилого массива на выходе из ГРП поддерживается низкое давление газа, поэтому в ГРП принимается к установке предохранительный запорный клапан типа ПЗК, который обеспечивает автоматическое отключение подачи газа при выходе контролируемого давления за установленные верхний и нижний пределы. Принимаем к установке ПЗК-50. Диапазон срабатывания предохранительного клапана при понижении давления 0,5P_вых =0,15 кПа, при повышении давления 1,25Р_вых =0,375 кПа. Давление настройки ПЗК 0,00288 МПа.

В случае ремонта оборудования газ поступает к потребителю через резервную линию редуцирования (или байпас), где газ по входному трубопроводу через входной кран, фильтр, поступает к регулятору давления газа, где происходит снижение давления газа до установленного значения и поддержание его на заданном уровне, и далее через выходной кран поступает к потребителю.

На основной и резервной линиях редуцирования после входного крана, после регулятора давления предусмотрены продувочные трубопроводы.

На газовую среду рассчитывается запорная арматура (вентили, пробковые краны, задвижки). Условный диаметр D_У и исполнительное давление Р_У являются главными критериями при выборе данной запорной арматуры.

Задвижки могут применяться с выдвижными и с не выдвижными шпинделем. Первые лучше использовать для надземной установки, а вторые - для подземной.

Вентили применяют в тех случаях, когда повышенной потерей давления можно пренебречь, например, на импульсных линиях.

У пробковых кранов имеется значительно меньшее гидравлическое сопротивление, чем у вентилей. Их различают по затяжке конической пробки на натяжные и сальниковые, а по методу присоединения к трубам - на муфтовые и фланцевые.

Материал запорной арматуры - углеродистая, легированная сталь, серый и ковкий чугун, латунь и бронза.

Запорная арматура, сделанная из серого чугуна, применяется при рабочем давлении газа не более 0,6 МПа. Стальная, бронзовая и латунная при давлении до 1,6 МПа. Рабочая температура для чугунной и бронзовой арматуры должна быть не ниже -35, для стальной не менее -40.

На входе газа в ГРП желательно применять стальную арматуру, или арматуру из ковкого чугуна. На выходе из ГРП при низком давлении можно применять арматуру из серого чугуна. Она дешевле стальной.

Условный диаметр задвижек в ГРП должен соответствовать диаметру газопроводов на входе и выходе газа. Условный диаметр вентилей и кранов на импульсных линиях ГРП или ГРУ рекомендуется выбирать равным 20 мм или 15 мм.

6.4 Техническое обслуживание

На каждый ГРПБ должен составляться паспорт, в котором отображаются основные характеристики оборудования, средств измерений и помещения. В ГРПБ размещаются технологические схемы, инструкции по эксплуатации, технике безопасности и пожарной безопасности.

При эксплуатации ГРПБ проводят техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт. Результаты ремонтов оборудования, связанных с заменой деталей и узлов оборудования, заносят в паспорт ГРПБ. О всех других работах выполняют записи в журнале, где также указывают сбои вработе оборудования и меры по их устранению. Оборудование на ГРПБ настраивает главный инженер газового хозяйства.

Осмотр оборудования должен проводиться не менее, чем двумя рабочими. Засоренность газового фильтра можно определить по манометрам до и после фильтра. Очистка фильтрующего элемента должна проходить вне помещения, вдали от огнеопасных веществ не менее чем на 5 метров. При настройке и проверке параметров предохранительных клапанов не должно изменяться рабочее давление газа после регулятора. Для этого предусматриваются дополнительные приспособления. На патрубке перед сбросным клапаном врезается штуцер, к которому подключаются через тройник насос и манометр. Регулирование необходимо производить при закрытом запорном устройстве перед клапаном. При настройке ПЗК импульсная линия отключается и через тройник производится настройка.

При обслуживании ГРП необходимо:

- проверять плотность закрытия отключающих устройств и предохранительных клапанов;

- контролировать все стыки, устранять утечки газа;

- осматривать и очищать газовые фильтры;

- смазывать трущиеся части и набивать сальники;

- определять плотность и чувствительность мембран;

- продувать импульсные трубки;

- проверять параметры настройки ПЗК и ПСК.

При эксплуатации пункта должны выполняться следующие работы:

- технический осмотр оборудования;

- проверку параметров срабатывания ПЗК и ПСК - не реже одного раза в 3 месяца, а также по окончании ремонта оборудования;

- техобслуживание не реже одного раза в 6 месяцев;

- текущий ремонт не реже одного раза в 5 лет.

При осмотре состояния газорегуляторного пункта должны проверяться: давление газа до и после регулятора, перепад давления на фильтре, отсутствие утечек газа (с помощью мыльной воды), надежность взвода и срабатывания клапана-отсекателя.

При текущем ремонте осуществляются:

- ремонт регулятора давления, предохранительных клапанов в соответствии с паспортами;

- ремонт и замена вышедших из строя деталей;

- разборка запорной арматуры, не обеспечивающей герметичности закрытия;

- работы, запланированные для проведения технического обслуживания.

На территорию ГРПБ посторонним лицам вход запрещен. Во время отсутствия обслуживающего персонала ГРПБ должен быть закрыт на замок. На данном строении должны присутствовать предупредительные надписи, запрещающие пользоваться огнем. Во время профилактических работ для бесперебойного снабжения газом потребителей переходят на обводную линию (байпас).

Для перевода работы ГРПБ с регулятора на байпас необходимо: предупредить обслуживающий персонал о переходе на байпас, снизить регулятором давление примерно на 10% заданного, открыть наполовину первый по ходу потока газа запорный орган и, медленно открывая второй, установить по манометру прежнее давление выключить регулятор давления из работы, вывернув регулировочную пружину до отказа полностью закрыть запорный орган перед регулятором, а затем после регулятора закрыть предохранительный запорный клапан и краны на импульсных трубопроводах, установить непрерывный контроль за манометром, показывающим давление в выходном газопроводе, поддерживая на заданном уровне регулировкой вручную степень закрытия второго запорного органа на байпасе, сообщить обслуживающему персоналу о том, что переход на байпас закончен, установить заглушки на ремонтируемом участке. [5]

После завершения обслуживания оборудование ГРПБ переключают с байпаса на регулятор давления. Для этого снимаются заглушки с ремонтируемого участка, оповещается обслуживающий персонал о переходе работы ГРПБ на регулятор давления, настраивается ПСК. Также необходимо провести осмотр регулятора давления, удостовериться в его работоспособности и открытии запорной арматуры на импульсных трубопроводах, открыть запорную арматуру за регулятором, снизить давление газа в выходном газопроводе на 10%, наблюдая за показаниями манометра медленно открывать запорный орган, выставить в выходном газопроводе требуемое давление, медленно нагружая регулятор, увеличить давление регулятором в случае необходимости (по шуму потока газа будет слышно, что регулятор давления начал работу), перекрыть запорные органы на обводной линии и удостовериться, что регулятор работает правильно, сообщить рабочим, что переключение на регулятор давления закончено.



7. Технико-экономическое обоснование использования солнечных панелей на ГРП

7.1 Общие сведения о солнечных фотоэлементах

Солнечные фотоэлементы представляют собой электрические устройства, преобразующие часть солнечного излучения (электромагнитного) в электрический ток. Несколько комбинированных фотоэлементов (преобразователей) составляют уже солнечную батарею, которая производит напряжение и ток.

Самое главное - принцип работы солнечных элементов. В контакте с одним из наружных слоев солнечного света образуется фотоэлектрический эффект, который приводит к образованиюв этом слое свободных электронов. Эти частицы получают дополнительную энергию и способны преодолевать внутренний слой элемента, который в данном случае называется барьером. Чем больше солнечного света, тем интенсивнее протекает процесс прохождения или перепрыгивания частиц от одной внешней пластины к другой, минуя внутреннюю перегородку. При замыкании внешних пластин появляется напряжение. Та пластинка, которая интенсивно испускает частицы, образуя так называемые дырки, приобретает знак минус, а которая принимает, образует знак плюс.

Солнечный фотоэлемент в разрезе



Эффект получается путем сочетания двух типов полупроводников с p- и n-проводимостью. Первый вид характеризуется отсутствием электронов, второй - их избытком. В конечном итоге получаются солнечные элементы, состоящие из двух слоев полупроводников с разной проводимостью.

Солнечные элементы работают по следующему принципу. На n-проводник (он установлен в верхней части конструкции) воздействуют солнечные лучи и выбивают электроны с их орбит. Из-за дополнительного импульса энергии они переходят в p-проводник (ширина зоны уменьшается, для преодоления ее электронами) и образуют направленный поток. Эти два слоя фотоэлементов для солнечных батарей являет из себя тип электродной батареи, катодом в котором выступает n-вещество, а анодом - p-вещество.

7.2 Классификация солнечных фотоэлементов

В роли p-/n-полупроводников используют кремний с различными добавками. Причина в том, что кремний легко добывается и обрабатывается в больших количествах, не требующих больших затрат. Не обращая внимания на низкую эффективность солнечных батарей (около 20%) для многочисленного изготовления используют именно кремний. Фотоэлементы из других веществ имеют большую эффективность (более 40%) однако их массовое производство пока убыточно.

Солнечные батареи из кремния производят трех видов:

- поликристаллические;

- монокристаллические;

- тонкопленочные.

Данные типы батарей имеют свои рабочие характеристики, особенности и области применения.



Типы солнечных элементов

В таблице 7.1 приведены основные отличия модулей.

Таблица 7.1. Отличие монокристаллических от поликристаллических модулей.

Показатель	Моно элементы	Поли элементы
Кристаллическая структура	Зерна кристалла параллельны Кристаллы ориентированы в одну сторону	Зерна кристалла не параллельны Кристаллы ориентированы в разные стороны
Температура производства	1400°С	800-1000°С
Цвет	Черный	Темно-синий
Стабильность	Высокая	Высокая, но меньше, чем у моно
Цена	Высокая	Высокая, но меньше, чем у моно
Период окупаемости	2 года	2-3 года

Панели монокристаллические

Конструкция панели состоит из множества силиконовых фотомодулей. Данные фотоэлементы установлены в крепкий и долговечный корпус, что дает хорошую защиту для этих фотомодулей от пыли и влаги.

Данная конструкция солнечных панелей позволяет использовать их в различных условиях. Преобразование световой энергии происходит из-за фотоэлектрического эффекта преобразования энергии в самих фотоэлектрических модулях солнечной панели.

Монокристаллическая панель

Материалом для изготовления монокристаллических солнечных панелей, является сверхчистый кремний, который используется в производстве радиоэлектроники, и хорошо изученный нынешней индустрией. Стержни кремниевого монокристалла, «медленно растут» и вытягиваются из кремниевого расплава, а далее разрезаются на части, с их толщиной 0,2-0,4 мм и уже используются после дальнейшей отделки для изготовления фотоэлектрических элементов, составляющих солнечные панели.

Опыт работы с современными солнечными панелями показал, что на протяжении долгих лет, одними из самых популярных и востребованных в мире являются монокристаллические солнечные панели. Полезный эффект от монокристаллических солнечных панелей составляет около 15-17%.

Поликристаллические панели

При медленном охлаждении кремниевого расплава, из него получается поликристаллический кремний, который в дальнейшем будет использоваться при производстве солнечных панелей из поликристаллов. В данной ситуации кристаллы кремния из расплава вытягивать не нужно, а сам процесс занимает меньше времени, чем при производстве монокристаллического кремния.

Одним из главных недостатков является наличие зернистых границ, ухудшающих его качество.

Поликристаллическая панель

Рамка солнечных модулей производится из алюминия и обрабатывается специальным полимерным веществом, имеющим черный цвет. Такая конструкция имеет высокое качество, которое достигается путем надежного закрепления пленки на обратной стороне каждой рамки и ее герметичным уплотнением по краям. Все части солнечной батареи покрываются специальным составом, который стабилен как к скачкам температур, так и к влиянию осадков.

Для того, чтобы понять, какой из типов кристаллов лучше, нужно сначала понять их различия и сходства.

Отличия «моно» и «поли» кристаллических типов

солнечных батарей:

- самое важное различие этих видов солнечных батарей заключается в их результативности преобразования энергии солнца в электрическую. Сегодня монокристаллические панели при их массовом изготовлении дают эффективность не более 22%, а используемые в космических технологиях - даже до 38%. Это связано с качеством сырья кристаллов кремния, который в этих батареях составляет почти 100%.

У имеющихся в продаже поликристаллических панелей эффективность преобразования солнечной энергии в электрическую намного меньше, чем у монокристаллических панелей и составляет по максимуму - 18%. Такая низкая эффективность у этого типа батарей связана с тем, что для их производства используют не только чистый первичный кремний. Чем выше эффективность преобразования энергии солнца, тем при одинаковой мощности разных типов батарей - их размер будет меньше.

- у монокристаллических деталей солнечных батарей углы сглажены, а поверхность однородна. Округлость их форм связана здесь с тем, что монокристаллический кремний, во время его изготовления получают в цилиндрических заготовках. Поликристаллические элементы солнечных модулей имеют квадратную форму, поскольку их заготовки при производстве - также квадратной формы. По своей структуре - цвет поликристаллов неоднороден, потому что состав поликристаллического кремния также неоднороден и включает в себя множество разнородного кристаллического кремния, а также в незначительном количестве и примеси.

- что касается ценовой политики, солнечные модули из монокристаллического кремния немного дороже (примерно на 10%), нежели цена солнечных батарей из поликристаллического кремния - если брать, конечно же, в пересчете на единицу их мощности. Как вы, наверное, уже поняли, большая цена монокристаллических солнечных батарей, в первую очередь связана с более дорогостоящим процессом производства и очистки исходного монокристаллического кремния.

На рисунке 7 показано размещение солнечных панелей на крыше здания.



Размещение солнечных панелей на крыше здания

Тонкопленочные солнечные батареи

На сегодняшний день порядка 80-85% производства солнечных батарей приходится на кристаллические модули. Но, по мнению экспертов этой области, будущее все-таки за тонкопленочной технологией. Ее главное преимущество, способное обеспечить ей лидирующие позиции, это более низкая себестоимость. Модули, которые производятся с использованием тонкопленочной технологии, получили название гибкие солнечные батареи, благодаря своей гибкости и малому весу позволяют монтировать солнечные модули на любой поверхности и даже вшивать их в одежду.

Для производства гибких модулей используют пленки из полимерных материалов, аморфного кремния, алюминия, теллурида кадмия и других полупроводников. Чаще всего они используются в качестве портативных зарядных устройств, так называемых складных солнечных батарей, для ноутбуков, видеокамер, мобильных телефонов и другой электроники, не требующей большой мощности. Чтобы генерировать значительное количество энергии потребуется и большая площадь модулей.

На рисунке 8 изображен тонкопленочный солнечный фотоэлемент.



Тонкопленочный солнечный фотоэлемент

Особенности тонкопленочных батарей:

- хорошо работают даже при рассеянном свете, поэтому суммарная годовая выработка мощности на 10-15% больше, чем у кристаллических модулей.

- более низкая себестоимость производства, следовательно, данный вид солнечных батарей обойдется Вам дешевле.

- большую эффективность показывают в системах с мощностью более 10кВт.

- с равной степенью мощности, площадь тонкопленочных модулей примерно в 2,5 раза больше, чем у кристаллических.

- требуют использование высоковольтных контроллеров и инверторов.

Случаи, когда применение тонкопленочных модулей оправдано:

- в регионах, где преобладает пасмурная погода. Модули, изготовленные по тонкопленочной технологии, лучше поглощают рассеянный свет.

- в странах с жарким климатом. При высокой температуре тонкопленочные солнечные батареи показывают большую эффективность.

- нужно монтировать панелина дом, либо требуется их использование в качестве дизайнерских задумок или конструкторских решений, например, для отделки фасада.

- потребность в модулях с частичной прозрачностью до 20%.

7.3 Расчет окупаемости проекта

Чтобы оценить срок окупаемости проекта необходимо рассчитать полные затраты (К) и экономию(Э).

Принимаем полные затраты К по данным интернет-источника таким образом, чтобы солнечная панель вырабатывала 50Вт.

Следовательно, затраты по проекту составят 19500 рублей на 1 ГРП.

Эффект экономии будет более заметен при полном отключении от электросетей и рассчитывается по следующей зависимости:

(22)

где К_э - расходы на подземную прокладку кабеля в земле, руб.

Рассчитать К_э можно по формуле:

, (23)

где L - длина линии электропередачи, м.

По данным ОАО «Вологдаоблгаз» k составляет 90 руб. на 1 метр прокладки подземного кабеля.

, руб.

Расчет оплаты за выведение пахотных и других земель из оборота рассчитывается по зависимости:

, руб., (24)

где l - протяженность электрического кабеля;

m - стоимость одного квадратного метра земли в Вологодской области, 12 рублей за м²;

H=5 м (охранная зона).

Возьмем (данные ОАО «Вологдаоблгаз») протяженность электрического 200 м:

, руб.

Стоимость электроэнергии для газорегуляторного пункта:

, руб., (25)

где Р-мощность лампочки на ГРП (50 Вт);

Т-тариф электрический (4,05 руб.•кВт/ч).

К_к=0,001•24•365•4,05•50=1774 руб.

Срок окупаемости данного проекта считается по следующей формуле:

, (26)

года (7,5 месяцев)



Список использованных источников

1. Ионин, А.А. Газоснабжение: учебник для вузов по специальности «Теплогазоснабжение и вентиляция» / А.А. Ионин. - 4-е изд., перераб. и доп. - Москва: Стройиздат, 1989. - 439 с.

2. Газоснабжение района города: методические указания для выполнения курсового и дипломного проектирования по дисциплине «Газоснабжение» для студентов всех форм обучения / сост. Е.В. Сыцянко. - Вологда:, 2017. - 40 с.

3. СП 131.13330.2012. Свод правил. Строительная климатология: актуализированная редакция СНиП 23-01-99: утв. Минрегионом РФ 30.06.2012 №275. - Введ. 01.01.2013. - Москва: ФГУП ЦПП, 2012. -109 с.

4. Строительные нормы и правила. Газоснабжение: СНиП 2.04.08-87*:утв. Госстроем СССР 16.03.87 №54: взамен СНиП II-37-76 м СН 493-77 в части норм проектирования: срок введ. в д. 01.01.88 / Госстрой России; ГУП ЦПП. - Изд.офиц. - Москва, 2001. - 68 с.

5. Газорегуляторные пункты блочные ГРПБ. Технические характеристики [Электронный ресурс]: паспорт. - Режим доступа: http://gazprommash.nt-rt.ru/images/manuals/GRP.pdf

6. СП 62.13330.2011*. Свод правил. Газораспределительные системы: актуализированная редакция СНиП 42-01-2002. С изменением №1: утв. Минрегионом России от 27.12.2010 №780. - Введ. 20.05.2011. - Москва: ФАУ «ФЦС», 2014. - 66 с.

7. Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления: ПБ 12-529-03; Введ. 18.03.2003. - Москва: ИНФРА - Москва, 2009. - 146 с.

Размещено на Allbest.ru