Проект газоснабжения распределительного газопровода низкого давления

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Главное образовательное учреждение высшего образования

АЛТАЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМ. И.И. ПОЛЗУНОВА

Кафедра: Теплогазоснабжение и вентиляция

Курсовой проект

по дисциплине: Газоснабжение

Проект газоснабжения распределительного газопровода низкого давления

Выполнили:

Курлаева О.Г.

Барнаул, 2013 год



Введение

Природный газ - основной источник газоснабжения, применяемый во многих звеньях народного хозяйства страны. Благодаря природному газу производят, около 95% стали и чугуна, более 60% цемента, более 90% минеральных удобрений.

Доля природного газа в топливном балансе России составляет 60%. Так как природный газ является высокоэффективным энергоносителем, в условиях экономического кризиса газификация может составить основу социально-экономического развития регионов России.

Обеспечить улучшение условий труда и быта населения, а также снижение загрязнения окружающей среды.

По сравнению с другими видами топлива природный газ имеет следующие преимущества:

- низкую себестоимость, высокую теплоту сгорания;

- обеспечивающую целесообразность транспортирования его по магистральным газопроводам на значительные расстояния;

- полное сгорание, облегчающее условия труда персонала, обслуживающего газовое оборудование и сети;

- отсутствие в его составе оксида углерода, что особенно важно при утечках газа, возникающих при газоснабжении коммунальных и бытовых потребителей;

- возможность автоматизации процессов горения и достижения, высоких КПД.

Кроме того, природный газ является ценным сырьем для химической промышленности. Использование газового топлива позволяет внедрять эффективные методы передачи теплоты, создавать экономичные и высокопроизводительные тепловые агрегаты с меньшими габаритными размерами, стоимостью и высоким КПД, а также повышать качество продукции.

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

Основной задачей при использовании природного газа является его рациональное потребление, т. е., снижение удельного расхода посредством внедрения экономичных технологических процессов, при которых наиболее полно реализуются положительные свойства газа.

Применение газового топлива позволяет избежать потерь теплоты, определяемых механическим и химическим недожогом. Уменьшение потерь теплоты с уходящими продуктами горения достигается сжиганием газа при малых коэффициентах расхода воздуха. При работе агрегатов на газовом топливе возможно также ступенчатое использование продуктов горения.



1. Климатические показатели

Климат района - резко континентальный, характеризуется холодной продолжительной зимой и коротким, но жарким летом.

Основные климатические показатели района приведены в таблице 1.

Таблица 1. - Климатические показатели района:

Район строительства относится к первому строительно-климатическому району, направление господствующих ветров - юго-западное. Нормативное значение веса снегового покрова на 1 м. кв. горизонтальной поверхности земли 1,68 кПа.

Нормативное значение ветрового давления 0,38 кПа.

Грунты площадки:

а) почва 0,5 м.;

б) супесь твердая, лессовидная, просадочная I типа.

в) нормативная глубина промерзания 2,3 м.;

г) коррозионная активность грунтов к углеродистой стали по лабораторным данным, средняя.

Для газоснабжения используется природный газ на хозяйственные нужды, отопление, горячее водоснабжение.



2. Источник газоснабжения

Источником газоснабжения принят магистральный газопровод Омск-Новосибирск-Барнаул. Отвод от ГРС 2 газопровод высокого давления.

Таблица 2. - Состав природного газа:

Количество теплоты, которое выделяется при полном сгорании 1 м. куб. или 1 кг. газа называется теплотой сгорания. Различают высшую и низшую теплоту сгорания:

Qн = 35128 кДж;

Qв = 39061 кДж;

Высшая теплота сгорания газового топлива соответствует условию при котором водяные пары продуктов сгорания доводят до жидкого состояния. Понятие низшей теплоты сгорания относится к тем газам, которые при сгорании выделяют водяные пары.



3. Основные проектные решения

Источником запитки городской распределительной сети является ГРПШ расположенная на окраине города за пределами городской застройки.

Городские газораспределительные газопроводы прокладываются от ГРПШ по уличным проездам и подразделяются на газопроводы низкого давления.

Система газоснабжения двухступенчатая, т. е., снижение давления осуществляется с высокого давления на низкое.

Жилые дома, коммунально-бытовые предприятия и предприятия не производственного характера присоединяются к распределительному газопроводу низкого давления. Характер подключения этих потребителей к газовой сети равномерно распределенный. Распределительные сети низкого давления тупиковые разветвленные.



4. Определение численности населения

Численность населения микрорайона устанавливается по укрупненной методике в зависимости от площади жилой застройки и плотности жилого фонда.

А также норм общей площади квартиры, приходящейся на одного человека.

Численность населения проживающего в микрорайоне определяется для каждого квартала по формуле:

Где:

N - численность населения квартала, (чел);

F - площадь застройки квартала, (га);

S - плотность населения квартала, (чел/га).

Для двухэтажной застройки S = 150 чел/га;

Для пятиэтажной застройки S = 250 чел/га;

Для девятиэтажной застройки S = 350 чел/га.

Эти расчетные показатели взяты из среднестатистических данных.

Численность всего микрорайона определяется по формуле:

Где:

m - количество кварталов.

Данные по определению численности населения микрорайона сводим в таблицу.



Таблица 3. - Численность населения микрорайона:



5. Определение годовых расходов газа

5.1 Исходные данные для расчета годового расхода газа

Микрорайон со 100% центральным горячим водоснабжением, 100% газифицирован. Нормы расхода газа приведены в таблице 4.

Таблица 4. - Нормы расхода газа:

Эти расчетные показатели взяты из среднестатистических данных.

5.2 Назначение расходуемого газа

Нормы для определения годового расхода газа приведены в таблице 5.



Таблица 5. - Нормы годового расхода газа:

Эти расчетные показатели взяты из среднестатистических данных.



6. Расчет часового расхода газа

Часовой расход газа:

Где:

Ri max - коэффициент часового максимума;

Qi год - годовой расход газа различных потребителей.

Результаты расчета часового расхода газа сводим в таблицу 6.

Таблица 6. - Расчет часового расхода газа:



7. Гидравлический расчет уличных распределительных газопроводов низкого давления

1) Давление в начальной точки 1 принимаем равное 1,8 кПа (0,002 кПа), а в конечной точки 8 принимаем 1,05 кПа (0,001 кПа) - определяется минимально необходимым давлением для работы бытовых газовых приборов.

Определяем потери давления по основному газопроводу:

2) Целью гидравлического расчета является определение расчетных расходов газа, подбор диаметров газопровода, а также расчет потерь давления по всей длине газопровода (сети низкого давления).

3) Определяем удельный расход газа по всей территории газоснабжения по формуле:

4) Вычисляем расход газа потребляемый каждым жилым кварталом:

5) Определяем удельный расход газа на 1 м.:

Данные расчета газопроводов сводим в таблицу 7.



Таблица 7. - Расчет расхода газа в каждом жилом квартале:

1) Удельный расход на участке равен сумме расходов прилегающих кварталов;

2) Путь рассчитывается как произведение длинны участка на его расход;

3) Транзитное количество газа которое не расходуется на данном участке, а расходуется на последующем. Его расчет начинают выполнять с конечной точки участка;

4) Расчетное число:

Qрасчетное = 0,5 Ч Qпутьевое + Qтранзитное

5) Диаметр вычисляется по таблице 8.



Таблица 8. - Гидравлический расчет разветвленной тупиковой сети:



8. Подбор газорегуляторных пунктов шкафного типа - ГРПШ

При выборе типа ГРПШ следует учитывать следующие факторы:

а) влияние климатической зоны, где будет эксплуатироваться ГРПШ;

b) влияние отрицательных температур наружного воздуха;

c) температуру точки росы природного газа, при которой из него выпадает конденсат.

Основные технические характеристики необходимого оборудования приведены в таблице 9.

Таблица 9. - Технические характеристики необходимого оборудования:

8.1.Подбор оборудования для ГРПШ

Необходимое для выбора основного оборудования исходная информация о давлениях газа и диаметров газопровода на входе и выходе сетевых ГРПШ принимается по результатам гидравлических расчетов сети низкого давления.

К основному оборудованию относится: газовые фильтры, предохранительно запорные и сбросные клапаны и регуляторы давления. Газовые фильтры, ПЗК и ПСК подбираются по справочным данным по пропускной способности давлению на входе в ГРПШ и на выходе из ГРПШ и диаметру. Пригодность предварительно выбранных регуляторов давления проверяется сопоставление их пропускной способности в рабочих условиях с расчетным часовым расходом газа, проходящим через ГРПШ.

Согласно требованиям регулятор считается выбранным правильно если его пропускная способность на 15-20% больше максимального расчетного расхода газа.

В состав оборудования ГРП, ГРУ, ГРПБ и ШРП входят: СП 101:

1) запорная арматура;

2) регуляторы давления;

3) предохранительно-запорные клапаны (далее - ПЗК);

4) предохранительные сбросные клапаны (далее - ПСК);

5) приборы замера расхода газа;

6) приборы КИП.

В качестве регулирующих устройств могут применяться:

1) регуляторы давления газа с односедельным клапаном;

2) клапаны регулирующие двух седельные;

3) поворотные заслонки с электронным регулятором и исполнительным механизмом.

При выборе оборудования ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ необходимо учитывать:

- рабочее давление газа в газопроводе, к которому подключается объект;

- состав газа, его плотность, температуру точки росы, теплоту сжигания (Qн);

- потери давления на трение в газопроводе от места подключения до ввода его в ГРП или подвода к ГРУ;

- температурные условия эксплуатации оборудования и приборов КИП ГРП и ГРУ.



8.2 Выбор регулятора давления

При подборе регулятора следует руководствоваться номенклатурой ряда регуляторов, выпускаемых промышленностью.

Согласно техническим характеристикам ГРПШ-07-2У1 определён регулятор давления типа РДНК-1000 односедельный со встроенным предохранительно-запорным клапаном.

Регулятор давления газа РДНК-1000 состоит из непосредственно регулятора давления и автоматического отключающего устройства. РДНК-1000 имеет встроенный предохранительный сбросной клапан, расположенный в мембранном узле регулятора с настройкой 1,15Рвых. Седло 13 регулятора, расположенное в корпусе 11, является одновременно седлом рабочего 12 и отсечного 28 клапанов.

Рабочий клапан посредством штока 31 и рычажного механизма 32 соединен с рабочей мембраной 4. Сменная пружина 6 и нажимная гайка 7 предназначены для настройки выходного давления. Отключающее устройство 19 имеет мембрану 18, соединенную с исполнительным механизмом 41, фиксатор 15 которого удерживает отсечной клапан 28 в открытом положении. Настройка отключающего устройства осуществляется сменными пружинами 20 и 21.

Рисунок 1:



Регулятор давления газа РДНК:

1 - импульсная трубка;

6, 20, 21, 27, 33 - пружины;

4, 18 - мембрана;

7 - нажимная гайка;

8 - стакан;

9 - мембранная камера;

10 - хомут;

11 - корпус;

12 - рабочий клапан;

13 - седло;

Т - выходной патрубок;

15 - фиксатор;

19 - отключающее устройство;

22, 23 - регулировочные гайки;

25 - пробка;

26, 31 - штоки;

28 - отсечной клапан;

29 - тройник;

32 - рычажной механизм;

41 - исполнительный механизм;

Н - входной патрубок.

8.3 Выбор фильтра

Пропускная способность фильтра должна определяться исходя из максимального допустимого перепада давления на его кассете, что должно быть отражено в паспорте на фильтр. Фильтры, устанавливаемые в ГРП (ГРУ) для защиты регулирующих и предохранительных устройств от засорения механическими примесями, должны соответствовать данным, приведенным более подробно в таблице 10 (технические характеристики газовых фильтров).

Таблица 10. - Технические характеристики газовых фильтров:



9. Защита газопроводов от коррозии

Коррозией металлов называется постепенное разрушение их поверхности под влиянием химического и электрохимического воздействия окружающей среды. Внутренние поверхности стальных газопроводов могут подвергаться химической коррозии при недостаточной очистке газа от кислорода, влаги, сероводорода и других агрессивных компонентов, а иногда и от воздействия воды, оставшейся в газопроводе после строительства. Наружные поверхности подземных стальных газопроводов подвергаются более опасной почвенной коррозии, вызываемой электрохимическим воздействием окружающего грунта и блуждающих токов.

Почвенная коррозия - электрохимическое разрушение стальных газопроводов, вызванное действием почвы, грунтов, грунтовых вод. Процесс электрохимической коррозии в грунте или почве показан на рисунке 2.

Рисунок 2. - Процесс почвенной коррозии:

Металлический газопровод выполняет роль электрода, а агрессивные растворы являются электролитом. Вблизи участка газопровода, где происходит процесс растворения металла с выходом ионов образуется анодная зона. Там, где процесс растворения происходит медленнее образуется катодная зона. Таким образом на поверхности трубы образуется гальваническая пара, в которой ток по металлу трубы течет от катодной зоны к анодной, а в электролите от анодной к катодной. В местах выхода тока (в анодной зоне) будет происходить разрушение металла.

Коррозией блуждающими токами называется электрохимическое разрушение металла трубопровода, вызванное действием утечек постоянного тока с рельсов электрифицированного транспорта (трамвая, метрополитена, электрифицированных железных дорог).

Постоянные токи, возвращающиеся по рельсам к отрицательной шине тяговой подстанции, из-за несовершенства изоляции рельсов от земли и нарушения контактов на стыках рельсов частично стекают в грунт. Эти блуждающие токи через повреждения изоляционного покрытия попадают на газопроводы, электрическое сопротивление которых значительно ниже сопротивления окружающего их грунта.

На участках приближения газопроводов к тяговым подстанциям и отсасывающим пунктам блуждающие токи стекают с газопровода через грунт обратно в рельсовую цепь.

В зоне входа блуждающих токов газопровод поляризуется катодно, а в зоне выхода. Последнее сопровождается сосредоточенным разрушением металла. Коррозия блуждающими токами опаснее почвенной коррозии, так как стекание токов с анодных участков сопровождается местным разрушением металла в виде глубоких каверн и даже сквозных отверстий. С увеличением силы тока, стекающего с единицы поверхности газопровода, скорость коррозии возрастает. Известны случаи сквозной коррозии газопроводов в течение нескольких месяцев после завершения их строительства.

На основании данных о коррозионной агрессивности грунтов и результатов измерений на трассе решается вопрос о защите газопровода от коррозии пассивными средствами в виде противокоррозионных покрытий и активными электрическими средствами. В последнем случае должно быть принято решение о комплексной электрической защите газопровода и смежных металлических подземных сооружений (водопровода, теплопровода, освинцованных кабелей), так как электрозащита одного газопровода может отрицательно повлиять на другие сооружения.

Электрическими методами городские подземные газопроводы защищают от коррозии блуждающими токами и реже - от почвенной. Основными методами электрической защиты являются: электрический дренаж, катодная и протекторная защиты. Выбор метода осуществляется в зависимости от местных условий и результатов электроизмерений.

Электрическим дренажем называется организованный отвод блуждающих токов из защищаемого газопровода к источнику этих токов. Электрическая схема универсального поляризованного дренажа показана на рисунке 3.

Рисунок 3. - Электрическая схема поляризованного дренажа:

Где:

1 - газопровод;

2 - предохранитель на 350А;

3 - сопротивление;

4 - предохранитель на 15А;

5 и 7 - контакты;

6 - диод;

8 - дренажная обмотка;

9 - включающая обмотка;

10 - шпунт амперметра;

11 - амперметр;

12 - рубильник;

13 - рельс.

Различают три вида электрического дренажа: прямой, поляризованный и усиленный. Каждый из дренажей осуществляется путем электрического соединения подземного газопровода через дренажное устройство с отрицательной шиной тяговой подстанции, или отсасывающим пунктом, или с рельсами электрифицированного транспорта.

Прямой (простой) электродренаж обладает двусторонней проводимостью и применим лишь на участках с устойчивым анодным потенциалом, где исключена возможность стекания токов с рельсов или отрицательной шины тяговой подстанции в газопровод. Обычно его подключают к отсасывающим пунктам или к рельсу не далее 50 м. от отсасывающего пункта. Поляризованный дренаж обладает односторонней проводимостью за счет включения в его схему релейно-контактной аппаратуры (для автоматического включения установки при прямых токах и отключения при обратных) или за счет установки полупроводниковых диодов, обладающих односторонней проводимостью. Поляризованный электродренаж обычно подключают к рельсам электрифицированного транспорта, но его можно подключать и к отсасывающим пунктам. Усиленный поляризованный электродренаж также обладает односторонней проводимостью, но в его схему для увеличения эффективности работы дополнительно включен источник постоянного тока, повышающий разность потенциалов «газопровод - рельс». Усиленные дренажи применяют для защиты от коррозии, вызываемой несколькими источниками блуждающих токов, при значительном удалении газопровода от рельсов электрифицированного транспорта, при незначительных и знакопеременных потенциалах на рельсах и в ряде других подобных случаев. Применение усиленных дренажей позволяет значительно уменьшить сечения дренажных кабелей. Дренажные установки, размещаемые в небольших металлических шкафах, являются удобным и эффективным методом защиты городских газопроводов от коррозии. Одна дренажная установка способна защитить до 5-6 км. газопровода.

Катодной защитой называется способ защиты газопроводов от подземной коррозии за счет их катодной поляризации с помощью тока от внешнего источника. Схема катодной защиты показана на рисунке 4.

Рисунок 4. - Схема катодной защиты:

Где:

1 - защищаемый газопровод;

2 - источник постоянного тока;

3 - соединительный кабель;

4 - заземлитель.

Установка катодной защиты состоит из источника постоянного тока (катодной станции), анодного заземления и соединительных электрокабелей. Отрицательный полюс источника тока подключается к защищаемому газопроводу, а положительный - к анодному заземлителю. В образовавшейся замкнутой электрической цепи ток течет от положительного полюса источника через анод и грунт к газопроводу, а с него возвращается к отрицательному полюсу источника. В результате газопровод, являющийся в схеме катодом, не коррозирует, а анодный заземлитель вследствие электрохимического процесса постепенно разрушается. В качестве анодных заземлителей могут быть использованы обрезки стальных труб или профильного металла, но они быстро разрушаются. Поэтому лучше применять более стойкие графитовые, а еще лучше железокремниевые заземлители в упаковке из коксового активатора. Для уменьшения сопротивления растеканию тока вместо одиночных заземлителей применяют групповые. Катодная защита эффективна на магистральных газопроводах, где допустим высокий защитный потенциал, а в городских условиях при ограниченном защитном потенциале защитная зона одной станции катодной защиты не превышает нескольких сотен метров.

Протекторная защита заключается в том, что катодная поляризация защищаемого газопровода достигается подключением к нему анодных заземлителей из металла, обладающего в данной грунтовой среде более отрицательными электрохимическим потенциалом, чем металл газопровода. Протекторная установка состоит из протектора 1 (анодного заземлителя), изолированного соединительного кабеля 2 и контрольного пункта 4, защищаемый газопровод 3. Протектор представляет собой сплошной цилиндр из сплава алюминия, магния, цинка и марганца, в центре которого размещен стальной сердечник с выступающим концом для подключения провода. Активатор (заполнитель) состоит из смеси сернистых солей магния, натрия или кальция с глиной и создает вокруг протектора оболочку, растворяющую продукты коррозии протектора и снижающую переходное электрическое сопротивление от протектора к грунту. Контрольный пункт, устанавливаемый на отдельных протекторных установках, позволяет периодически контролировать действие установки.

Для облегчения монтажа протекторных установок промышленностью выпускаются протекторы типа ПМ и ППА в упаковке из порошкообразного активатора, снабженные соединительным проводом. Защитная зона одного протектора в зависимости от грунта от 1 до 70 м.

Рисунок 5. - Схема протекторной защиты:

При массе протектора 5-10 кг. срок службы его колеблется от 8 до 10 лет. Протекторы целесообразно ставить для защиты от почвенной коррозии тонкостенных вводов газопроводов или неизолированных футляров, но в грунтах с омическим сопротивлением не более 80 Ом/м.

Надежность действия защитных установок с измерением потенциалов на контактных устройствах проверяется не реже:

- четырех раз в месяц на дренажных установках;

- двух раз в месяц на катодных установках;

- одного раза в месяц на протекторных установках.

Для подземных газопроводов наиболее эффективна комплексная защита от коррозии, сочетающая пассивную защиту в виде изоляционных покрытий с активными электрическими методами защиты. В городских условиях при наличии разветвленной сети подземных металлических сооружений целесообразна и экономична совместная электрическая защита их вместе с газопроводами.



10. Оборудование и арматура для газопроводов

Для сооружения подземных и внутридомовых газопроводов применяю стальные трубы, изготовленные из хорошо сваривающихся малоуглеродистых сталей. Для подземных, надземных и внутренних газопроводов среднего и высокого давления применяют стальные трубы из спокойной стали.

Для подземных, надземных и внутренних газопроводов низкого давления применяют стальные трубы из кипящей полуспокойной или спокойной стали. По способу изготовления стальные трубы подразделяют на бесшовные и сварные. После изготовления трубы подвергаются гидравлическим испытаниям.

Полиэтиленовые трубы наиболее легкие, обладают высокой коррозийной устойчивостью и хорошими диэлектрическими качествами, имеют малую массу и легки в обработке.

Арматура трубопроводная - это устройство, предназначенное для включения, отключения, распределения и регулирования газовых потоков в газопроводе.

Виды газовой арматуры:

1) запорная - для периодических герметичных отключений отдельных участков газопровода;

2) предохранительная - для предупреждения повышения давления в газопроводе сверх установленных пределов;

3) обратного действия - для предотвращения движения газа в обратном направлении;

4) аварийная или отсечная - для автоматического прекращения движения газа к аварийному участку при нарушении заданного режима;

5) конденсат отводящая - для удаления конденсата из сборника.

Вся промышленная арматура стандартизирована, шифр каждого типа арматуры состоит из 4-х частей:

a) вид арматуры;

b) материал корпуса;

c) порядковый номер изделия;

d) тип уплотнения.

В качестве запорных устройств в газопроводе применяют краны и задвижки, а также вентили для газопроводов небольших диаметров. Для газопроводов низкого давления гидравлические затворы.

Краны используют для регулирования потоков газа в горелках. Их изготавливают из бронзы, латуни и чугуна. Для надземных и подземных газопроводов применяют краны чугунные с давлением 0,6 МПа и стальные с давлением 0,4 МПа.

Задвижки используют на газопроводах всех давлений, а также для регулирования подачи газа в горелки котлов и печей. На газопроводах большего давления применяют задвижки с электроприводами.

На подземных газопроводах отключающую арматуру устанавливают в железобетонных кольцах.



11. Надземные газопроводы

Надземная прокладка газопроводов допускается:

- на участках переходов через естественные и искусственные преграды;

- по стенам зданий внутри жилых дворов и кварталов;

- для межпоселковых газопроводов, расположенных в районах распространения скальных, вечномерзлых грунтов, при наличии оползней, горных выработок, карстов и т. д., где при подземной прокладке по расчетам возможно образование провалов, трещин с напряжениями в газопроводах, превышающими допустимые.

Прокладка газопроводов на опорах по территории поселений, за исключением промышленных зон, не рекомендуется.

При проектировании надземного газопровода необходимо предусматривать технические решения, защищающие газопровод от наезда автотранспорта.

Газопроводы по стенам зданий рекомендуется прокладывать без нарушений архитектурных элементов фасада на высоте, обеспечивающей возможность осмотра и ремонта газопроводов и исключающей возможность их механического повреждения.

Расстояние по горизонтали (в свету) от газопроводов до дверных и оконных проемов зданий рекомендуется принимать не менее 0,5 м. Размещение отключающих устройств на газопроводах под проемами и балконами, расположенными на расстоянии менее 3 м. от газопровода, не рекомендуется.

При прокладке газопровода на опорах вдоль зданий, расстояние до которых не нормируется, опоры и газопровод не должны препятствовать открыванию оконных и дверных блоков.

Высоту от уровня земли до низа трубы (или изоляции) газопровода, прокладываемого на опорах, в соответствии с требованиями СНиП II-89 следует принимать в свету, не менее:

а) в непроезжей части территории, в местах прохода людей - 2,2 м.;

б) в местах пересечения с автодорогами (от верха покрытия проезжей части) - 5 м.;

в) в местах пересечения с внутренними железнодорожными подъездными путями и путями общей сети - в соответствии с требованиями ГОСТ 9238;

г) в местах пересечения с трамвайными путями - 7,1 м. от головки рельса;

д) в местах пересечения с контактной сетью троллейбуса (от верха покрытия проезжей части дороги) - 7,3 м.

В местах нерегулярного проезда автотранспорта (внутренние подъезды к домовладениям и т. д.) высоту прокладки надземных газопроводов допускается сокращать, но не более чем до 3,5 м.

При этом на газопроводе следует устанавливать опознавательные знаки, ограничивающие габариты транспорта.

На свободной территории в местах отсутствия проезда транспорта и прохода людей допускается прокладка газопровода на высоте не менее 0,35 м. от поверхности земли до низа трубы (при ширине группы труб до 1,5 м.) и не менее 0,5 м. (при ширине группы труб более 1,5 м.).

Расстояние между опорами (креплениями) газопроводов следует принимать в соответствии с требованиями подраздела "Расчет газопроводов на прочность и устойчивость".

С целью уменьшения перемещений и снижения напряжений в газопроводе от температурных и других воздействий по трассе следует предусматривать, кроме промежуточных опор (скользящих, гибких, маятниковых и т. д.), неподвижные опоры на газопроводе и установку между ними компенсаторов (линзовых), а также само-компенсацию за счет изменения направления трассы.

Расстояния в свету между надземными газопроводами и трубопроводами инженерных коммуникаций при их совместной прокладке следует принимать исходя из условий монтажа, осмотра и возможности ремонта. Допускается крепление газопроводов к газопроводам и трубопроводам других инженерных коммуникаций (за исключением трубопроводов, транспортирующих агрессивные жидкости) по согласованию с организациями, в ведении которых находятся данные инженерные коммуникации. При прокладке газопроводов по мостам должен быть обеспечен свободный доступ для их осмотра и ремонта.



Заключение

В курсовом проекте были рассчитаны следующие характеристики:

1) общая численность населения составила N = 7964 человек;

2) годовой расход газа равен Qг = 1738.55*103 м. куб./год;

3) часовой расход газа составляет Qчас = 607 м. куб./час;

4) давление в начальной точке Рн = 1,8 кПа;

5) давление в конечной точке Рк = 1,05 кПа;

6) потери давления по главной магистрали на всем участке равно Р = 0,241 кПа, что меньше 0,75 кПа допустимых потерь.

В процессе расчета для безопасной подачи газа было подобрано оборудование для газораспределительного пункта шкафного типа.



Список используемой литературы

1. Гордюхин А.И. «Газовые сети и установки»: - М.: 1982.

2. Ионин А.А. «Газоснабжение»: учебник для вузов. - М.: Стройиздат, 1989. - 439 с. строительный климатический газоснабжение

3. Стаскевич Н.Л. «Справочник по газоснабжению».

4. СНиП 2.04.08-87 «Газоснабжение».

5. СНиП 23.01.99 «Строительные нормы и правила. Строительная климатология и геофизика».

6. СП 42-101-2003 «Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных сетей из металлических и полиэтиленовых труб».

7. СП 42-103-2003 «Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов».

8. СП 42-102-2004 «Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб».

Размещено на Allbest.ru

...