Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Развитие газоснабжающих систем и газовой промышленности в основном определяются масштабами и темпами успешно проводимых геологоразведывательных работ новых газовых месторождений и непосредственно добычей газа. Повысить качество расходуемых теплоносителей позволяет как модернизация, так и автоматизация технологических процессов. В наибольшей мере этим требованиям по сравнению с другими видами топлива удовлетворяет природный газ.

В настоящее время доля природного газа в топливном балансе России значительна, так как газ является высокоэффективным энергоносителем. Кроме того, в условиях экономического кризиса газификация может составить основу социально-экономического развития большинства регионов России, обеспечить улучшение труда и быта населения, а также снижение загрязнения окружающей среды.

Основными задачами при использовании природного газа являются внедрение эффективного газопотребляющего оборудования, использование энергосберегающих технологий, обеспечение на основе природного газа производства теплоты и электроэнергии для тепло- и энергосбережения небольших городов и сельских населенных пунктов. Применение газового топлива позволяет избежать потерь теплоты, связанных с механическим и химическим недожогом топлива, а также способствует улучшению санитарного состояния воздуха населённых мест. В связи с этим очень важным фактором является грамотное газоснабжение потребителей. В Вологодской области на протяжении последних лет осуществляется программа газоснабжения населённых мест.

Распределительные системы являются сложными многокольцевыми системами, проектирование которых может базироваться только на современных методах оптимизации с учетом нестационарного характера функционирования и обеспечения требуемой надежности подачи газа потребителям. Поэтому методики расчета системы построены на базе современных представлений о случайных процессах потребления газа и функционирования элементов системы и использования математических методов оптимизации.

В дипломном проекте разработано газоснабжение коттеджной застройки микрорайона Баскакова в селе Шуйском Междуреченского муниципального района Вологодской области, подбор оборудования газорегуляторного пункта. В экономической части диплома рассмотрены сметы на изыскательные, проектные и строительные работы. Проект разработан в соответствии с действующими нормами и правилами, соответствует требованиям экологических, санитарно-гигиенических и противопожарных норм, действующей на территории РФ и обеспечивает безопасную для жизни и здоровья людей эксплуатацию объекта при соблюдении предусмотренных проектом мероприятий.



1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Настоящим проектом разрабатывается газификация в микрорайоне Баскаково село Шуйское Междуреченского района Вологодской области: прокладка стального газопровода высокого давления до понижающей ГСГО-МВ-00 ф108х5,0 мм и распределительного полиэтиленового газопровода среднего давления по улицам микрорайона улица Новая, улица Зеленая, улица Заречная, улица Баскаковская ф110х10,0, ф 90х8,2, ф75х6,8 мм, установка ГСГО-МВ-00.

Согласно техническим условиям точка подключения - распределительный газопровод высокого давления I категории ГРС «Врагово» - село Шуйское, Междуреченского района ф219х5,0 мм.

Общая протяженность распределительного газопровода высокого давления составляет: 16,4 м.

Общая протяженность распределительного газопровода среднего давления составляет: 2251,9 м.

Общий часовой расход газа на микрорайон - 199,3 м3/час.

В качестве источника газоснабжения принят природный газ по [2].

Газ используется в качестве топлива на нужды пищеприготовления, отопления и горячего водоснабжения.

Максимальное давление в точке подключения - 1,2 МПа, фактическое - 0,42 МПa.

В настоящее время территория сильно преобразована современной деятельностью человека, ввиду интенсивной строительной деятельности. Рельеф рассматриваемой площадки ровный, характеризуется отметками поверхности 109,50-112,37 м (по устьям скважин) с общим уклоном в западном направлении. Техногенная нагрузка на площадке небольшая и приурочена к автодороге. Земляное полотно автодороги имеет однослойную конструкцию. Представлено песками насыпными-гравелистыми. Толщина слоя колеблется в пределaх 1,2-1,5м.

1.1 Климатическая характеристика участка строительства

расчетный часовой газ горелочный

Вологодская область относится ко II климатическому району, подрайону II по. Климат Междуреченского района умеренно-континентальный, с умеренно теплым летом и умеренно холодной зимой. Абсолютная максимальная температура воздуха +370С. Абсолютная минимальная температура воздуха -460С. Количество осадков за зиму выпадает 30-38 см в месяц. Снежный покров устойчив. Характерны частые метели, зимой преобладают ветры западного, юго-западного направления, средняя скорость которых составляет 3-4 м/с. Количество осадков за лето составляет 58-74 см в месяц. Летом преобладают ветры с северной составляющей. Более подробно климатические характеристики по ближайшей к объекту строительства метеостанции приведены в таблицах 1.1 и 1.2 ниже по данным [3]:

Таблица 1.1 - Средняя месячная и годовая температура воздуха, °С

Метеостанция	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	Год
Вологда	-12.6	-11.6	-5.9	2.3	9.6	14.9	16.8	15.0	9.1	2.5	-3.5	-8.9	2.3

Таблица 1.2 - Снеговые, ветровые и гололедные районы

Снеговой район	IV - для всей трассы
Ветровой район	I- для всей трассы
Гололедный район	I - для всей трассы

Вологодская область по классу сейсмической опасности имеет 5 баллов, таким образом, она находится в не сейсмоопасной зоне [4-5]. Климат территории определяется малым количеством солнечной радиации зимой, воздействием северных морей и интенсивным западным переносом воздушных масс. Большая неустойчивость погоды обусловлена сильными переменам воздушных масс атмосферы в данной области строительства.

Климатические параметры холодного периода года предоставлены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Климатические параметры холодного периода года для г. Вологда

Температура воздуха,°С	Средняя суточная амплитуда температурывоздуха наиболее холодного месяца,°С	Продолжительность, сут, и средняя температура воздуха,°С, периода со средней суточной температурой воздуха
Наиболее холодных суток, обеспеченностью	Наиболее холодной пятидневки обеспеченностью
			? 0 °С	? 8 °С	? 10 °С
			продолжительность	средняятемпература	продолжительность	средняятемпература	продолжительность	Средняя температура
0.98	0.92	0.98	0.92
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
-42	-37	-38	-32	7,2	160	-7,7	231	-4,1	250	-3,1

1.2 Инженерно-геологическая характеристика участка строительства

В геологическом строении территории принимают участие отложения четвертичной системы, перекрытые с поверхности современными техногенными и биогенными образованиями и залегающие в следующей стратиграфической последовательности:

Слой-1 (bIV) Почвенно-растительный грунт, на территории, занятой кустарником, с древесными корнями. Толщина слоя 0,1-0,2м.-п.9б

Почвенно-растительный слой мощностью от поверхности до 0,2м лабораторным испытаниям не подвергался. Грунт неравномерно сжимаемый, содержит большое количество органического вещества. Почвы относятся к плодородным и потенциально-плодородным, подлежат срезке с последующей рекультивацией [6].

ИГЭ-2 (tIV) Насыпной песок гравелистый, средней плотности, влажный. Мощность слоя составила 0,90 м.

ИГЭ-3 (lgIII) Суглинок тяжелый пылеватый, песчанистый, тугопластичный, с гнездами песка, с гравием до 5%.

Расчет нормативной глубины сезонного промерзания производится по формуле [7]:

, м, (1.1)

Где Mt - безразмерный коэффициент, численно равный сумме абсолютных значений среднемесячных отрицательных температур за зиму в данном районе [3]. По данным метеостанции Вологда, Mt = 33,1;

d0 - величина, принимаемая равной, для суглинков - 0.23.

, м.

Таким образом, нормативная глубина сезонного промерзания для суглинков - 1,32м.

Морозное пучение выражается в неравномерном поднятии промерзающего грунта, оказывающем воздействие, как на фундаменты, так и на наземные конструкции сооружений. Cуглинки ИГЭ-3 сильнопучинистые [7]. ИГЭ-2 пески гравелистые относятся к непучинистым грунтам [8].

1.3 Инженерно-гидрологическая характеристика участка строительства

Река Шуя пересекает трассу строящегося газопровода на ПК А0+17,55. Она относится к рекам преимущественно снегового питания. Ширина реки на момент проведения инженерно-гидрологических изыскания составляет 3,6 м. Берега реки в районе пересечения с трассой газопровода закустарен. Русло реки Шуя в районе перехода газопровода V-образное. Берега пологие. На участке проектируемого строительства ширина реки в межень 3,50-3,80м, средняя глубина воды 0,70м. Берега и дно реки сложены суглинистыми грунтами. Глубина на участке строительства колеблется от 0,60 до 0,90 м на плесовых участках, до 0,30-0,40м на перекатах. Скорость течения реки Шуя изменяются от 0,6 - 0,8м/с. Вода в реке Шуя характеризуется небольшой мутностью. Средняя годовая мутность воды не более 30г/м3.



2. Расчет Магистральных сетей населенного пункта

2.1 Определение характеристик газа

В соответствии с районом проектирования, заданным в исходных данных, в проекте выбираем магистральный газопровод от газоконденсатного месторождения Ухтинского [9].

Для расчёта сети наружных газопроводов нужно знать: средние значение теплоты сгорания (МДж/м3), плотности (кг/м3) сухого природного газа,

Низшую теплоту сгорания газа определяем по формуле:

, кДж/м3, (2.1)

где - низшая теплота сгорания i-го компонента газа, кДж/м3;

- объемная доля i-го компонента в газе, %.

Плотность газа определяем по следующему выражению:

, кг/м3, (2.2)

Где - плотность i-го компонента газа при нормальных условиях, кг/м3;

- объемная доля i -го компонента газовой смеси, %.

Компонентный состав газа и его характеристики приведены в табл. 2.1.



Таблица 2.1 Состав газового месторождения по компонентам

Наименование компонентов газа	Объёмные доли, %	Плотность при 0°С и 101,325 кПа, кг/м3	Теплота сгорания при 0°С и 101,325 кПа, МДж/м3
Метан CH4	88	0,7168	35,84
Этан C2H6	1,9	1,3566	63,73
Пропан C3H8	0,2	2,019	93,37
Изобутан C4H10	0,3	2,703	121,84
Пентан C5H12	-	-	-
N2 + редкие газы	9,3	-	-
СО2	0,3	1,9768	-

Подставив численные значения в формулы (2.1) и (2.2) получаем значение низшей теплоты сгорания (МДж/м3) и плотности (кг/м3) сухого природного газа Ухтинского месторождения:

2.2 Определение расчетного часового расхода газа по номинальным расходам газовыми приборами

В данном подразделе определяются расчётные расходы газа на все виды потребления. Расчетные расходы газа (максимальные часовые расходы газа) используются для определения диаметров газопроводов. В дипломном проекте они определяются по номинальным расходам газа газовыми приборами.

Способ определения расхода газа по номинальным расходам газовыми приборами применяется в том случае, когда известно количество устанавливаемых приборов и их типы, - при проектировании внутреннего газоснабжения, квартальных сетей и сетей промышленных предприятий.

Номинальные (расчётные) расходы газа газовыми приборами и горелочными устройствами учитываются согласно паспортным данным заводов-изготовителей. Проектом принимается установка в каждом индивидуальном жилом доме 24 кВт отопительного газового котла с расходом газа 2,73 м3/ч и 4-конфорочной газовой плиты ПГ-4 с расходом газа 1,2 м3/ч.

Расчётный расход несколькими приборами на пище приготовление, отопление и горячее водоснабжение жилых домов определены согласно [10] по формуле:

, м3/ч, (2.3)

Где - номинальный расход газа одним или несколькими приборами, м3/ч;

- количество однотипных приборов или групп приборов;

- число приборов или групп приборов;

- коэффициент одновременного действия для однотипных приборов или групп приборов [11];

- низшая теплота сгорания газа, кДж/м3;

- номинальная тепловая производительность прибора, кДж/ч.

2.3 Гидравлический расчет магистральных наружных газопроводов высокого и среднего давления

Диаметры газопроводов определяют посредством гидравлического расчёта, исходя из условия обеспечения бесперебойного снабжения газом всех потребителей в часы максимального его потребления. При проектировании газопроводов определяют диаметр труб на основе значений расчётного расхода газа и удельных потерь давления [12].

Сопротивления движению газа в трубопроводе складывается из линейных сопротивлений трения и местных сопротивлений. Сопротивление трения имеется по всей длине трубопровода. Местные сопротивления образуются в местах изменения скорости и направления движения газа.

Источниками местных сопротивлений являются: переходы с одного размера газопровода на другой, колена, отводы, тройники, крестовины, компенсаторы, запорная, регулирующая и предохранительная арматура, сборники конденсатора, гидравлические затворы и другие устройства, приводящие к сжатию, расширению и изгибу потоков газа.

Наиболее экономичными являются такие тупиковые сети, у которых последовательно соединенные участки имеют одинаковые удельные перепады давления. Расчёт газопроводов выполняется вначале от ГРП до самого удалённого потребителя, а затем рассчитываются ответвления от основного расчётного пути.

Расчетный перепад давления для сетей высокого (среднего) давления следует определять исходя из условия создания при допустимых перепадах давления наиболее экономичной и надежной в эксплуатации системы, обеспечивающей устойчивую работу ГРП и ГРУ. Поэтому начальное давление следует принимать максимальным по [10] для данного вида газопровода, а конечное давление таким, чтобы при максимальной нагрузке сети обеспечивалось минимально допустимое давление газа перед регуляторами ГРП и ГРУ. В большинстве случаев перед ГРП достаточно иметь избыточное давление примерно 0,15-0,2 МПа.

Основными исходными данными для гидравлического расчета газопроводов среднего давления являются: схема сети, расчетные расходы газа всех потребителей и перепад давления в сети, то есть разница давлений на выходе газа из ГРС и в самой удаленной от нее точке потребления по схеме.

Цель гидравлического расчета наружного газопровода среднего давления - определение диаметров газопроводов, которые должны быть такими, чтобы суммарные потери давления от точек врезок до самого удаленного дома не превысили располагаемый перепад давлений, принимаемый 0,245 МПа.

Используя расчетный расход газа и удельную потерю давления на участке, определяют диаметры участков и уточняют потери давления на них.

Гидравлический расчет газопроводов среднего давления, в которых перепады давления значительны, изменение плотности и скорости движения газа необходимо учитывать, поэтому потери давления на трение по всей области турбулентного режима движения газа проводят по формуле [11]:

, (2.4)

Где и - абсолютное давление газа в начале и конце газопровода, МПа;

- длина рассчитываемого участка, м;

- внутренний диаметр газопровода, см;

- плотность газа, кг/м3, при температуре 0 °С и давлении 101,3 кПа;

- 0,101325 МПа;

- коэффициент гидравлического трения;

- расход газа, нм3/ч.

Расчет с использованием приведенной формулы требует значительного времени и довольно затруднителен. Потери давления в местных сопротивлениях рекомендуется учитывать путем увеличения действительной длины газопроводов на 10%, т.е. приведенная длина расчетного участка больше действительной в 1,1 раза.

Внутренний диаметр газопровода принимается из стандартного ряда внутренних диаметров трубопроводов [11].

Коэффициент гидравлического трения ? находиться в зависимости от режима движения газа по газопроводу и, характеризуемого числом Рейнольдса:

, (2.5)

где - коэффициент кинематической вязкости газа, м2/см, при нормальных условиях;

- внутренний диаметр газопровода, см;

- расход газа, нм3/ч.

Так же учитываем гидравлическую гладкость внутренней стенки газопровода, определяемой из условия:

, (2.6)

где - эквивaлентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая равной для новых стальных - 0,01 см, для бывших в эксплуатации стальных - 0,1 см, для пoлиэтиленовых не зависимо oт времени эксплуатации - 0,0007 [13];

- внутренний диаметр газoпровода, см.

В зависимости от полученных значений кoэффициент гидравлического трения :

- для ламинарного режима течения газа при :

; (2.7)

- для критического режима движения газа при :



. (2.8)

Число Рейнольдса в диапазоне при выполнении условия (2.6) (для гидравлически гладкой стенки оно справедливо) расчет ведем по формуле:

(2.9)

- при :

. (2.10)

Для шероховатых стенок (неравенство (2.6) несправедливо) :

. (2.11)

Как мы можем заметить, при проведении гидравлического расчета газораспридилительной сети учитывается как материал газопровода, так и процесс старения трубы, который в свою очередь выражается в увеличении шероховатости (потери давления) и зарастании стальных труб и неизменности шероховатости во время эксплуатации и ползучести полиэтиленовых труб. Ползучесть - увеличение внутреннего диаметра трубы из-за внутреннего давления, в результате уменьшения толщины стенки трубы. В сумме все эти факты определяют пропускную способность трубы.

В завершении гидравлического расчета сравниваем суммарные потери давления по участкам с располагаемым перепадом давления :

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

при уменьшаем диаметр газопровода;

при следует увеличить диаметр газопровода, так как в противном случае потери давления от ГРП до последнего потребителя превысит располагаемый перепад давления, и потребители не получат газ заданного давления, что приведёт к нарушению надёжности газоснабжения.

2.4 Расчетная характеристика материала газопровода

Особенность труб из полиэтилена в том, что они изготавливаются из материала различной плотности, а именно средней - ПЭ 80, высокой ПЭ-63 (не используются в настоящий момент времени), и на основе бимодального сополимера - ПЭ 100.

Исходя из выше перечисленных факторов выбираем полиэтиленовые трубы типа ПЭ 100 ГАЗ SDR11.

Вычисляем коэффициент запаса прочности по формуле:

, (2.12)

Где MRS - показатель минимальной длительной прочности полиэтилена, использованного для изготовления труб и соединительных деталей, МПа (для ПЭ100 равен 10,0 Мпа) [14];

MOR - максимальное рабочее давление газа, МПа, соответствующее максимальному значению давления для данной категории газопровода, МПа;

- стандарное размерное соотношение внутреннего диаметра трубы к ее толщине стенки :



, (2.13)

.

При применении труб с коэффициентом запаса прочности не менее 2,8 разрешается прокладка полиэтиленовых труб не зависимо от давления в газопроводе и значения проектной местности [14].

Напряжения в стенке трубы определяются по формуле:

, Мпа, (2.14)

Где р - рабочее давление, МПа.

, МПа.

Модуль ползучести материала труб для срока службы газопровода 50 лет принимается в зависимости от температуры эксплуатации по [15], приведенным на рисунке 3. При температуре 0оС Е(tе)= 366 МПа.

Коэффициент линейного теплового расширения материала труб принимается равным: , (°С-1).

Коэффициент Пуассона материала труб принимается равным =0,43.



3. Подбор оборудования ГРПШ

В последние годы с целью снижения продолжительности работ по монтажу ГРПШ населённых мест и повышению их качества принимают ГРПШ блочного типа. ГРПШ блочного типа выпускают по заказам монтажных организаций по типовым чертежам. Имеющая в типовых чертежах компоновка предусматривает то, что установка занимает минимальную площадь и удобность для обслуживания.

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 ГРПШ 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 [16].

Газорегуляторный пункт, который смонтирован в контейнере блочного типа, собирают и испытывают в заводских условиях.

Для шкафных газорегуляторных пунктов характерно размещение технологического оборудования в контейнерах шкафного типа.

В состав технологического оборудования регуляторных пунктов входят следующие элементы:

- регулятор давления, понижающий или поддерживающий постоянным давление газа независимо от его расхода;

- предохранительный запорный клапан (ПЗК), прекращающий подачу газа при повышении или понижении его давления после регулятора сверх заданным значениям;

- предохранительное сбросное устройство (ПСК), предназначенное для сброса излишков газа, чтобы давление не превысило заданное в схеме регуляторного пункта;

- фильтр газа, служащий для его очистки от механических примесей;

- контрольно-измерительные приборы (КИП), которые фиксируют: давление газа до и после регулятора, а также на обводном газопроводе (манометр); перепад давления на фильтре, позволяющий судить о степени загрязнения (дифманометр); расход газа (расходомер); температуру газа (термометр);

- импульсные трубопроводы, служащие для присоединения регулятора давления, предохранительно-запорного клапана, предохранительного сбросного устройства и контрольно-измерительных приборов.

Оборудование на технологической линии ГРП располагают по ходу движения газа в следующей последовательности: запорное устройство, фильтр, предохранительный запорный клапан, регулятор давления, запорное устройство. Кроме того, ГРП имеет предохранительные сбросные устройства, выводящиеся на 1 м выше крыши ГРП и имеющие на конце устройства, защищающие их от попадания атмосферных осадков. Трубопроводы, отводящие газ от ПСК шкафных регуляторных установок, выводятся на высоту не менее 4 м от земли. На вводах и выводах газопроводов из здания ГРП в колодцах устанавливают отключающие устройства не ближе 5 и не дальше 100 м от здания ГРП. Измерительный комплекс устанавливается 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.

Выбор оборудования ГРПШ заключается в подборе регулятора давления, предохранительного запорного клапана, газового фильтра и предохранительного сбросного клапана.

В данном дипломном проекте производится подбор регулятора давления в зависимости от его пропускной способности, а также предохранительного запорного клапана и газового фильтра, условный диаметр которых должен соответствовать диаметру регулятора давления; подбираются также тип ПСК, диаметр байпаса и отключающая арматура.

В дипломном проекте запроектирован шкафной газорегуляторный пункт (ГСГО), предназначен для снижения давления газа и автоматического поддержания его в заданных параметрах. Типовая конструкция газорегуляторного пункта рассчитана на применение его в климатических условиях средней полосы России и соответствует климатическому использованию [17] (от -45 до +50). ГРП шкафной представляет собой металлический шкаф. В шкафу размещено технологическое оборудование. Для удобства обслуживания в шкафу имеются двери, обеспечивающие доступ к технологическому оборудованию. Для обогрева ГРП шкафного в холодное время года предназначен обогреватель, газ к которому подводится по газопроводу. Блок-контейнер состоит из технологического помещения противопожарной категории (А). С помощью жалюзийных решёток и дефлектора обеспечивается трёхкратный воздухообмен. Для снабжения газом потребителей в период ревизии и ремонта ГРП сооружается обводной газопровод (байпас) или вторая (запасная) нитка редуцирования. Диаметр обводного газопровода в соответствии с требованиями СНиП [10] должен быть не менее диаметра седла клапана регулятора давления газа. Для контроля параметров, наблюдение за которыми необходимо при эксплуатации газовых котлов, предусматриваются показывающие и суммирующие приборы. Показывающими приборами контролируются параметры, наблюдение за которыми необходимо для правильного ведения технологического процесса. По месту устанавливаются термометры показывающего типа Показывающими приборами контролируются параметры, наблюдение за которыми необходимо для правильного ведения технологического процесса. По месту устанавливаются термометры показывающего типа МТ-16.

Технические характеристики газорегуляторной установки сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Технические характеристики газорегуляторных установок

Характеристика	Газорегуляторный пункт
Расчётный расход газа, м3/ч	199,3
Исполнение	ГСГО-МВ-00
Давление на входе (фактическое),МПа	0,42
Давление на выходе, МПа	0,3
Газорегуляторное оборудование	РДБК1П-50/25
Диаметр седла,мм	25
Газовый фильтр	ФГС-50
Кран предохранительный запорный	КПЗ-50В
Пропускная способность при 0,3 Мпа,м3/ч	546
Тепловая мощность обогревателя, кВт, при давлении газа 2000 Па	0,96
Тепловая мощность обогревателя, кВт, при давлении газа 2000 Па	0,96
Количество ниток редуцирования	2 нитки
Габаритные размеры, мм:
длина	1955
ширина	660
высота	1510
Масса, кг	535

3.1 Регулятор давления газа РДБК1П-50/25

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.

Пропускная способность регулятора давления зависит от его типоразмера, величины входного давления, перепада давления газа, плотности газа.

Подбор формулы для нахождения скорости истечения газа производится исходя из отношения .

Давление газа после регулятора находится по следующей формуле:

, Мпа, (3.1)

где - давление газа на выходе из ГРП, МПа;

- абсолютное давление равное 1 атмосфере, МПа.

, МПа.

Давление газа перед регулятором находится по следующей формуле:

, Мпа, (3.2)

где - давление газа на входе, Мпа;

- максимально допустимое сопротивление на загрязненном фильтрующем элементе, МПа. Для сетчатых фильтров , МПа;.

- сопротивление ПЗК, МПа. , МПа;

- сопротивление диафрагмы. МПа.

, МПа;

.

Так как условия работы регулятора отличаются от паспортных, делают пересчёт производительности на рабочие условия.

Пересчет производится по следующим формулам[18]:

- при критической скорости истечения газа через седло и :



, м3/ч, (3.3)

Где индекс - значение параметра по паспортным данным прибора;

и - пропускная способность регулятора, м3/ч;

- плотность газа Ухтинского месторождения, кг/м3;

и - абсолютное входное давление газа, Мпа.

, м3/ч.

Нормальная работа регулятора давления газа обеспечивается при условии, когда его фактическая пропускная способность выполняет условия:

, (3.4)

,

.

Следовательно, подбираем регулятор давления РДБК1П-50/25: Dу = 50, входное давление не более 1,2 МПа, максимальное выходное давление 0,6 МПа,

Технические характеристики регулятора давления приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Технические характеристики РДБКП-50/25

Наименование характеристики	Показатели
Диаметр условного прохода входного фланца, мм	50
Максимальное входное давление, МПа (кгс/см?)	1,2(12)
Диапазон настройки выходного давления, кПа (кгс/см?)	30-600
Диаметр седла, мм	25
Пропускная способность при входном давлении 0,1 МПа, м?/ч, не менее	320
Эффективная площадь мембраны регулирующего клапана, см?	500
Площадь условного прохода входного фланца, см?	19,6
строительная длина	230
ширина	466
высота	278
Фланцы (конструкция и размеры) по ГОСТ 12815-80 на условное давление, МПа	1,6
Масса, кг, не более	36

На рисунке 3.1 показана схема регулятора давления газа.

Рисунок 3.1 - Функциональная схема регулятора давления газа РДБК1П-50-25: 1 - регулирующий клапан; 2 - регулятор управления прямого действия; 3, 4 - регулируемый дроссель; 5 - дроссель

Регулятор в исполнении РДБК1П-50/25 работает следующим образом. Газ входного давления поступает к регулятору управления прямого действия 2. От регулятора управления газ через регулируемый дроссель 4 поступает в подмембранную камеру, а через дроссель 3 - в надмембранную камеру регулирующего клапана. Через дроссель 5 надмембранная камера регулирующего клапана связана с газопроводом за регулятором. Давление в подмембранной камере регулирующего клапана при работе регулятора всегда будет больше выходного давления. Надмембранная камера регулирующего клапана находится под воздействием выходного давления. Благодаря наличию в обвязке регулятора управления прямого действия, поддерживающего собой постоянное давление, давление в подмембранной камере регулирующего клапана также будет постоянным.

Любые отклонения выходного давления от заданного вызывают, в свою очередь, перемещение основного клапана в новое равновесное состояние, соответствующее новым значениям входного давления и расхода. При этом восстанавливается выходное давление газа.

3.2 Подбор предохранительных клапанов

В ГРП устанавливают два предохранительных клапана запорный и сбросной. Запорный клапан устанавливают до регулятора давления по ходу газа и настраивают на предельно допустимое повышение и понижение давления газа за регулятором. Запорный клапан автоматически отключает подачу газа перед регулятором в случае резкого повышения или понижения давления газа за регулятором.

Так как мы приняли регулятор давления РДБК1П-50-25, обеспечивающий после себя низкое давление и имеющий диаметр прохода 50 мм, то принимаем ПЗК низкого давления диаметром 50 мм, а именно КПЗ-50В [19].

На рисунке 3.2 показана принципиальная схема запорного клапана серии КПЗ-50В.



Рисунок 3.2 - Основные элементы КПЗ-50В: 1 - корпус; 2 - клапан; 3 - ось; 4,5 - пружины; 6- рычаг; 7 - механизм контроля; 8 - мембрана; 9 - шток; 10,11 - пружины; 12 - упор; 13,14 - втулки; 15 - наконечник; 16 - рычаг

Нормативные размеры запорного клапана данной конструкции приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Габаритные размеры клапана запорного

Изделие	Размеры,мм	n
	L	B	H	Д
КПЗ-50	238	263	391	125	4

Клапан предохранительный-запорный в соответствии с рисунком 1 состоит из литого корпуса 1. Внутри корпуса находится седло, которое перекрывается клапаном 2 с резиновым уплотнителем. Клапан 2 закреплен на оси 3, которая размещена в корпусе 1. На оси 3 установлены пружины 4,5, один конец которых упирается в корпус 1, другой - в клапан 2. На конце оси 3, выходящей наружу, жестко закреплен поворотный рычаг 6, который упирается в рычаг 16. На корпусе 1 закреплен механизм контроля 7, который имеет мембрану 8, шток 9 и жестко закрепленный на штоке 9 наконечник 15. Наконечник 15 входит в зацепление с упором 12 рычага 16 и не дает ему провернуться. Мембрана уравновешивается контролируемым давлением и пружинами 10, 11, усилия которых регулируются втулками 13, 14.

Клапан КПЗ работает следующим образом: Контролируемое давление подается в подмембранную полость механизма контроля 7, обуславливая положение наконечника 15 в среднем положении. При повышении или понижении давления в подмембраиной полости сверх пределов настройки происходит перемещение наконечника 15 влево или вправо, и упор 12, установленный на рычаге 16, выходит из зацепления с наконечником 15, освобождает связанные между собой рычаг 16,и поворотный рычаг 6 и дает возможность оси 3 повернуться. Усилие от действия пружин 4,5 передается клапану 2, который закрывает проход газа. Приведение клапана 2 в рабочее состояние после срабатывания производится вручную поворотом рычага 6, при этом перепускной клапан, встроенный в клапан 2 открываемся в первую очередь. После выравнивания давления до и после клапана 2 производится дальнейший подъем рычага 6 до зацепления с рычагом 16 и фиксации их с наконечником 15, при этом клапан 2 должен удерживаться в открытом положении.

Настройка пределов срабатывания отключающего устройства:

- верхний предел - 125% от ;

- нижний предел - 10% от .

, МПа, (3.5)

, МПа, (3.6)

Где - выходное давление после регулятора, МПа.

, МПа,

, МПа.

Предохранительный сбросной клапан ПСК - 25В 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 из выражения:

,

, м3/ч, (3.7)

, м3/ч.

ПСК настраивается на срабатывание при достижении значения 115% от :

, МПа, (3.8)

, МПа.

Принимаем к установке клапан предохранительный сбросной ПСК-25В и его настройке на давление 0,345 Мпа.

Сбросной клапан предназначен для предотвращения срабатывания запорного клапана при незначительном повышении давления за регулятором. Его технические характеристики приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4- Технические характеристики предохранительного сбросного клапана ПСК

	ПСК-25В
Регулируемая среда	неагрессивный природный газ
Диапазон настройки клапана, кПа	100-1000
Условный проход Ду	25
t окружающей среды, °С	от -10 до +35
Габариты, мм:
D	160
H	200
А	78
В	30
Масса, кг	5



Устройство и принцип работы ПСК 25В. Корпус клапана ПСК-25 выполнен в виде усеченного конуса с фланцем, седлом и двумя отверстиями с резьбой трубной цилиндрической 2 дюйма. Седло перекрывается клапаном с резиновым уплотнением. Клапан собран с мембраной, которая жестко закреплена между клапаном и тарелкой. В свою очередь, мембрана закреплена между корпусом и крышкой. Пружина зажата между тарелками мембраны и регулировочного винта. Путем вращения регулировочного винта перемещается нижняя тарелка, изменяя, таким образом, усилия пружины, которая определяет настройку клапана на давление в заданных пределах. На рисунке 3.6 показана схема предохранительно-сбросного клапана.

Рисунок 3.3 - Основные конструктивные элементы ПСК-25В: 1 - Корпус; 2 - Крышка; 3 - Клапан; 4 - Пружина; 5 - Винт; 6 - Мембрана; 7 - Тарелка; 8 - Опора; 9 - Шток

В качестве устройства для очистки газа от механических примесей (пыли, ржавчины, смолистых веществ и других твердых веществ) применяют фильтры газовые типа ФГС - 50. Устройство должно пропускать вещество , не перегибая максимально возможный предел по потере давления, указанный в паспорте.

В нашем случае используется фильтр сетчатый с плетеной металлической нержавеющей сеткой , с ячейкой в свету 0,25?0,25 мм, которая сохраняет все технические характеристики при температуре окружающей среды от -30 до +50 °С., стальной сварной. По направлению движения газа через основной конструктивный элемент арматура является прямоточной из стального сварного материала. Подобранный фильтр отличается повышенной эффективностью и интенсивностью очистки. По прохождению длительного срока эксплуатации, по мере засорения сетки увеличивается тонкость фильтрации, к отрицательному моменту можно приурочить уменьшение пропускной способности фильтра.

Для достижения необходимой степени очитки газа без уноса примесей и непосредственно самого рабочего материала скорость газовой смеси лимитируется и уточняется максимально возможным перепадом давления на сетке. Для нашего случая максимальный перепад давления не должен переходить за 5 кПа.

В новом фильтре или после его очистки этот перепад равняется 2,5 кПа. В конструктивном решении фильтра приняты к исполнению штуцеры для присоединения приборов, необходимых для выяснения величины падения давления в них в зависимости от пропускной способности. Во избежание поломки изделия в новом фильтре не должно превышать 5 кПа, а для уже использующихся и бывших в эксплуатации 10 кПа.

На рисунке 3.4 показан конструктивный чертеж фильтра газового ФГС-50.



Рисунок 3.4 - Схема-разрез газового фильтра: 1 - корпус; 2 - кассета; 3 - фильтрующий элемент; 4 - фланцы; 5 - штуцер; 6 - патрубок

Технические характеристики газового фильтра приведены в таблице 3.5.

Таблица 3.5 - Технические характеристики предохранительного сбросного клапана ПСК

	ФГС-50
Регулируемая среда	природный газ по ГОСТ 5542-87 сжиженный газ по ГОСТ 20448-90
Рабочее давление, МПа	1,6
Пропускная способность, м?/ч, при перепаде давления Р=500 мм вод. ст. при Р:
1,6 МПа	6900
1,2 МПа	5800
0,6 МПа	3900
0,3 МПа	2900
0,1 МПа	2000
Ду, мм	50
Соединение	фланцевое по ГОСТ 12820-80
Габаритные размеры, мм:
длина	344
ширина	217
высота	159
Масса, кг	20



4. Экономика строительного производства

Особенностями рыночных отношений в строительстве является то, что они возникли задолго до того, как продукция приобрела конечную форму. Товаром в данном случае является полностью завершённый объём строительства, подготовленный к функционированию, производственному или гражданскому.

Как и в любой производственной отрасли, в строительстве существует система ценообразования. Цена представляет собой стоимость единицы строительной продукции. Цена строительной продукции определяется по сметной стоимости, затем формулируется договорная цена.

Сметная стоимость строительства - стоимость выражения затрат на его осуществление в соответствии с проектом, а также плановое накопление, утвержденные в установленном порядке. Она составляет основу договорной цены, по которому производится расчёт между подрядчиком и заказчиком. Распределение общей сметной стоимости строительства по отдельным группам (видам) затрат в процентном отношении характеризует её структуру (затраты на производство строительно-монтажных работ, монтаж оборудования, затраты на приобретение оборудования).

Чем выше уровень удельного веса затрат оборудование в стоимости объекта, тем эффективнее структура сметной стоимости. Сметная стоимость строительно-монтажных работ по экономическому содержанию подразделяются на прямые затраты, накладные расходы и плановые накопления.

Определение договорной цены осуществляется следующим образом: для определения договорной цены следует по приведённым процентам по каждой позиции приведенных затрат определить их стоимостную величину, взяв процент от базисной сметной стоимости (по объектной смете) будет являться договорной ценой на заданный вид работ.



4.1 Составление локальной сметы

Локальные сметы являются первичными сметными документами. Составляются для определения сметной стоимости отдельных видов работ и затрат в составе рабочего проекта или рабочей документации.

Для определения сметной стоимости строительства в настоящее время используются ресурсный, ресурсно-индексный или базисно-индексный методы.

При базисно-индексном методе стоимость работ и затрат в базовом уровне цен умножается на соответствующие коэффициенты - индексы пересчета. Стоимость работ определяется на основе объемов работ и единичных расценок.

Составление смет с применением указанных расценок осуществляется в базисном и текущем уровне цен.

Сметная (базисная) стоимость проекта «Газификация микрорайона Баскаково в селе Шуйском Междуреченского муниципального района Вологодской области» определена в уровне цен базисного территориального района (Вологодская область) по состоянию на 01.01.2000г. (эталонная база) в редакции 2009г. с дополнениями и изменениями 3.

Сметная документация составлена в соответствии с [20].

Сметная стоимость определена по сборникам территориальных единичных расценок по ТЕР-2001 (редакции 2009г.) на строительные работы, ТЕРм-2001 (редакции 2009г.) на монтаж оборудования. Сборники ТЕР-2001 разработаны в уровне цен базисного территориального района (Вологодская область) по состоянию на 1 января 2000 г. Сборники расценок и цен - дополнения и изменения 3 к территориальной сметно-нормативной базе (ТЕР-2001) Вологодской области, введенные в действие приказом № 171/пр Департамента развития муниципальных образований Вологодской области от 13.03.2015 г.

Накладные расходы приняты по [21]. Сметная прибыль по [22].

Затраты на проведение государственной экспертизы проектной документации приняты согласно постановления Правительства РФ от 5.03.2007 г. №145.

Источником финансирования является областной и местный бюджеты.

Сметная стоимость строительно-монтажных работ включает в себя прямые затраты (ПЗ), накладные расходы (НР) и нормативную прибыль (НП), представляющие формулу цены строительной продукции (Ц):

Ц = ПЗ + НР + НП. (4.1)

При этом прямые затраты определяются по формуле:

ПЗ = См + Эм + Зпл, (4.2)

где См - стоимость материалов;

Эм - затраты на эксплуатацию строительных машин и механизмов;

Зпл - заработная плата рабочих (строителей и механизаторов).

Порядок выполнения сметных расчётов следующий:

1. В локальных сметах производится группировка расчетов в разделы по отдельным видам работ и устройств.

2. Прямые затраты включают в себя стоимость материалов, затраты на эксплуатацию машин и механизмов и основную заработную плату рабочих. В конце каждого раздела производится подсчет суммы накладных расходов и сметной прибыли по итого по разделу.

3. Накладные расходы как часть сметной себестоимости строительно-монтажных работ представляют собой совокупность затрат, связанных с созданием общих условий строительного производства, его организацией, управлением и обслуживанием. Нормативы накладных расходов устанавливаются в процентах от выбранной базы исчисления. В настоящее время основной базой являются средства на оплату труда рабочих в составе прямых затрат (фонд оплаты труда, или ФОТ).

4. Сумма прямых затрат и накладных расходов по всем разделам сметы является себестоимостью строительно-монтажных работ.

5. Сметная прибыль как часть сметной стоимости строительной продукции (сверх себестоимости работ) предназначена для уплаты налогов, покрытия убытков, развития производства, социальной сферы и материального стимулирования работников. Сметная прибыль рассчитывается по нормативам в процентах от принятой базы исчисления. В качестве базы для определения сметной прибыли принимается величина средств на оплату труда рабочих-строителей и механизаторов в текущих ценах в составе прямых затрат.

6. В конце сметы производится подсчет Итого прямых затрат по смете, путем сложения итого прямых затрат по разделам сметы.

7. Затем определяются Итого накладные расходы по смете, путем сложения итого накладных расходов по разделам сметы.

8. Итого сметная себестоимость строительно-монтажных работ определяется как сумма прямых затрат и накладных расходов по смете.

9. Итого сметная прибыль определяется путем сложения Итого сметной прибыли по разделам сметы

10. Итого сметная стоимость строительно-монтажных работ определяется как сумма себестоимости СМР и сметной прибыли.

11. Укрупненные сметные нормы разрабатываются на укрупненные измерители: типовое здание и сооружение в целом, 100 м2 площади типового здания, 1 км трубопровода, и т.д.

В объектной смете суммируются данные из локальных смет с группировкой работ и затрат по соответствующим графам - сметная стоимость строительных работ монтажных работ, оборудования, мебели и инвентаря, прочих работ с последующим добавлением лимитированных и других затрат. Смета составляется в базисном или текущем уровне цен.

К лимитированным затратам относят:

- затраты на строительство временных зданий и сооружений;

- дополнительные затраты при производстве СМР в зимнее время;

- резерв средств на непредвиденные работы и затраты.

Объектная смета определяет сметный лимит стоимости объекта, формирует свободную договорную цену на строительную продукцию.

По объектной смете осуществляются расчеты за выполненные строительные и монтажные работы между подрядчиком и заказчиком.

Резерв средств на непредвиденные расходы определяется по согласованию между заказчиком и подрядчиком. При расчетах между заказчиком и подрядчиком принимается резерв в размерах:

- 1% - для жилых и общественных зданий;

- 1,5% - для прочих объектов и сооружений.

Выделяются средства на оплату труда по всем видам работ и затрат. Сметная заработная плата используется для планирования фонда оплаты труда и формируется из следующих частей:

Зсм = Злс + Звр + Ззу + Зрс, (4.3)

Где Злс - заработная плата по соответствующим локальным сметам, включая заработную плату рабочих, учтенную в сметных накладных расходах;

Звр - заработная плата рабочих в составе стоимости возведения временных зданий и сооружений. Сметная заработная плата рабочих, выполняющих работы по возведению временных зданий и сооружений определяется по формуле:

Звр = 0.19 ? Свр, (4.4)

Где 0,19 - доля заработной платы рабочих в затратах на временные здания и сооружения;

Свр - сумма затрат на возведение временных зданий и сооружений;

Ззу - заработная плата рабочих, учтенная в составе зимних удорожаний, которая рассчитывается по формуле:

Ззу = к ? Сзу, (4.5)

Где к - коэффициент перехода от сметной стоимости зимних удорожаний по видам строительства к сметной заработной плате рабочих в составе этих удорожаний (принимается в размере 0.5);

Сзу - сумма удорожания строительных и монтажных работ в зимнее время (по объектной смете);

Зрс - сметная заработная плата в составе резерва средств на непредвиденные работы и затраты. Определяется путем применения норматива резерва к предыдущему итогу средств на оплату труда.

Смета пересчитывается в текущие цены на момент выполнения дипломного проектирования с применением индекса изменения сметной стоимости, рекомендованного Саратовским региональным центром ценообразования в строительстве.

Сумма налога на добавленную стоимость определяется путем умножения сметной стоимости СМР в текущих ценах на базовую ставку налога на добавленную стоимость.

Расчет локальной сметы на наружные газопроводы села Шуйского предоставлен в Приложении 3. Сметная стоимость строительства по таблице 4.1 составила 9 909,314 тыс. руб. Локальные сметы на отдельные виды работ предоставлены в табличной форме на диске прилагаемому к ВКР.

Таблица 4.1- Сводный сметный расчет стоимости строительства

№ п/п	Наименование глав, объектов, работ и затрат	Сметная стоимость, тыс. руб.	Общая сметная стоимость, тыс. руб.
		строительных работ	монтажных работ	оборудования, мебели, инвентаря	прочих затрат
1	Подготовка территории строительства
1.1	Вынос трассы газопровода в натуру					3,584	3,584
1.2	Рекультивация		3,468				3,468
1.3	Вырубка и посадка деревьев и кустов		1,975				1,975
	ИТОГО		5,443			3,584	9,027
2	Наружные сети, канализация, сооруж.водо-, тепло-, газо-снабжения
2.1	Наружные газопроводы		742,238	61,921	11,333		815,492
	ИТОГО ПО ГЛАВЕ 6:		742,238	61,921	11,333		815,492
	ИТОГО ПО ГЛАВАМ 1 - 7		747,681	61,921	11,333	3,584	824,519
3	Временные здания и сооружения
3.1	Средства на возведение, разборку временных зданий, сооружений	1,5%	11,215	0,929			12,144
	ИТОГО ПО ГЛАВЕ 8:		11,215	0,929			12,144
	ИТОГО ПО ГЛАВАМ 1 - 8:		758,896	62,850	11,333	3,584	836,663
	в т.ч. строительно-монтажных работ		758,896	62,850			821,746
4	ПРОЧИЕ РАБОТЫ И ЗАТРАТЫ
4.1	Возмещение дополнительных затрат при производстве строительно-монтажных работ в зимнее время	2,53%	19,200	1,590			20,790
4.2	Возмещение затрат, связанных с командированием работников подрядных организаций на стройки					54,554	54,554
4.3	Пусконаладочные работы					8,098	8,098
	ИТОГО ПО ГЛАВЕ 9:		19,200	1,590		62,652	83,442
	ИТОГО ПО ГЛАВАМ 1 - 9:		778,096	64,440	11,333	66,236	920,105
5	СОДЕРЖАНИЕ ДИРЕКЦИИ
5.1	Строительный контроль	2,14%				19,690	19,690
	ИТОГО ПО ГЛАВЕ 10:					19,690	19,690
6	ПРОЕКТНЫЕ И ИЗЫСКАТЕЛЬСКИЕ РАБОТЫ, АВТОРСКИЙ НАДЗОР
6.1	Проектные работы					95,499	95,499
6.2	Изыскательские работы					100,641	100,641
6.3	Проведение землеустроительных работ. Кадастровый учёт					41,425	41,425
6.4	Проведение государственной экспертизы проектной документации	29,25%				57,371	57,371
6.5	Авторский надзор	0,2%				1,840	1,840
	ИТОГО ПО ГЛАВЕ 12:					296,776	296,776
	ИТОГО ПО ГЛАВАМ 1 - 12:		778,096	64,440	11,333	382,702	1 236,571
7	Резерв на непредвиденные работы и затраты	2%	15,562	1,289	0,227	7,654	24,732
	ВСЕГО ПО СВОДНОМУ РАСЧЕТУ:		793,658	65,729	11,560	390,356	1 261,303
	ИТОГО С ИНДЕКСАМИ ПЕРЕСЧЕТА В ТЕКУЩИЕ ЦЕНЫ		5 984,181	495,597	87,162	1 830,784	8 397,724
	в том числе:
	СМР, содержание дирекции и авторский надзор	7,54	5 984,181	495,597	87,162	674,991	7 241,931
	Проектные работы	3,73				356,210
	Изыскательские работы	3,79				381,429
	Проведение землеустроительных работ. Кадастровый учёт	3,79				157,000
	Экспертиза проектов	4,157				238,491
	Итого с непредвиденными (кроме СМР, технадзора и авторского надзора):					1 155,793	1 155,793
	Затраты, связанные с уплатой налога на добавленную стоимость (НДС)	18%	1 077,153	89,207	15,689	329,541	1 511,590
	ВСЕГО С УЧЁТОМ НДС:		7 061,334	584,804	102,851	2 160,325	9 909,314

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:

а) регулирование (в частности стабилизация) параметров;

б) контроль и измерение параметров;

в) управление работой оборудования и агрегатов;

г) 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 газорегуляторного пункта, в соответствии с разделом "Автоматизация" подобраны измерительные и регистрирующие приборы (температуры и давления) и автоматические регуляторы с исполнительными механизмами и регулирующими клапанами. В последующих подразделах приводятся проектные решения, позволяющие решить задачи автоматизации на современном уровне развития. Функциональная схема автоматизации выполнена в соответствии с [23].

5.2 Контрольно-измерительные приборы

Для контроля параметров, наблюдение за которыми необходимо при эксплуатации газорегуляторного пункта с газовым обогревом, предусматриваются показывающие и суммирующие приборы.

Показывающими приборами контролируются параметры, наблюдение за которыми необходимо для правильного ведения технологического процесса. По месту устанавливаются манометры показывающие типа МТ-16, при необходимости так же можно уставить показывающие термометры.

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) поддержание в каждый данный момент необходимого заданного давления газа при определенных его параметрах температуры и расхода (см. функциональную схему автоматизации);

2) надежности, т.е. установления и сохранения нормальных условий работы регуляторной станции, исключающих возможность неполадок и аварий;