Проект газоснабжения жилой застройки поселка городского типа Вохтога

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Краткая характеристика газифицируемого объекта

1.1 Общее описание месторасположения поселка Вохтога. Определение климатических данных

1.2 Проектирование подземных газопроводов. Нормативно-технические требования

1.3 Технологические параметры при строительстве газопровода низкого давления

1.4 Обоснование выбора материала газопровода

1.5 Охранная зона газопровода низкого давления и специальные маркировки, знаки для безопасной эксплуатации газопровода

1.6 Выбор территории под строительство газопровода низкого давления

2. Определение характеристик газа

2.1 Определение плотности и теплоты сгорания природного газа

3. Определение годового и расчетного часового расхода газа

3.1 Бытовое потребление газа

3.2 Потребление газа на нужды хлебопекарни и учреждений общественного питания

3.3 Потребление газа на отопление и вентиляцию зданий

3.4 Потребление газа на централизованное горячее водоснабжение зданий

3.5 Определение годовых и расчетных расходов газа

4. Гидравлический расчет наружных газопроводов низкого давления

5. Гидравлический расчет внутридомовой газовой сети

6. Оборудование газорегуляторных пунктов и их подбор в зависимости от объектов газификации

6.1 Газорегуляторный пункт

6.1.1 Выбор и обоснование газорегуляторного пункта

6.2 Устройство и принцип работы регулятора давления газа РДП-50

6.3 Устройство и принцип работы предохранительно-запорного клапана КПЗ -50

6.4 Устройство и принцип работы предохранительно-сбросного клапана ПСК-50

7. Экономическая целесообразность выбора размещения газорегуляторного пункта в зависимости от проектных задач

7.1 Экономическое обоснование выбора ПГБ-50Н для данного проекта по сравнению со стационарным газорегуляторным пунктом

7.2 Оценка экономической целесообразности установки ПГБ-50Н

8. Безопасность жизнедеятельности при проведении газоопасных работ

8.1 Общие требования охраны труда

8.2 Требования охраны труда перед началом газоопасных работ

8.3 Требования охраны труда во время газоопасных работ

8.3.1 Дополнительные меры безопасности при проведении газоопасных работ

8.4 Охрана труда и техника безопасности при сварке газопроводов

8.4.1 Требования к безопасности при сварке газопровода в ГРП

9. Экологические преимущества при прокладке полиэтиленовых труб низкого давления в сельскохозяйственных поселениях

Заключение

Список использованных источников

Приложение 1. Результаты расчета расходов газа на участках газопровода

Приложение 2. Результаты гидравлического расчета наружных газопроводов низкого давления

Приложение 3. Гидравлический расчет внутридомовой газовой сети

Приложение 4. Газовая плита GEFEST 6500-04 0069

Приложение 5. Технические характеристики ПГБ-50Н (ГРПБ-50Н)



ВВЕДЕНИЕ

После победы в Великой Отечественной Войне в стране восстанавливается народное хозяйство и начинается строительство новых крупных промышленных объектов, которым необходим большой энергетический потенциал. В стране в 1960 году образовывается Специальное конструкторское бюро по приборостроению и средствам автоматизации и телемеханизации магистральных трубопроводов - СКБ «Газприборавтоматика». Эту организацию можно назвать родоначальником технического прогресса по автоматизации газовой отрасли.

В Вологодской области проведены необходимые изыскания и начато строительство промышленных объектов, для функционирования которых необходим природный газ. Вологодский областной совет депутатов трудящихся 19 марта 1953 года принял решение о начале массовой газификации области. газопровод давление маркировка проектный

В СССР в 1964 году было открыто Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение. С 1967 года организовано Газопромысловое управление «Комигазпром», которое начало осуществлять строительство газопровода «Сияние Севера» по маршруту «Вуктыл - Ухта - Торжок». В 1969 году началась эксплуатация первой очереди этого газопровода, по которому Вуктыльский газ поступил на Череповецкий металлургический комбинат. В дальнейшем были разработаны и реализованы программы по вводу новых мощностей и введены в эксплуатацию компрессорные станции, позволяющие значительно увеличить производительность магистральных газопроводов, что позволило реализовать планы по газификации народного хозяйства и реализовать планы пуска в эксплуатацию Северо - Европейского газопровода. Основной причиной бурного развития газификации в период с 1946 года по настоящее время является высокая экономическая эффективность газа по отношению к другим видам топлива: стоимость добычи природного газа значительно ниже; производительность труда при его добыче выше, чем при добыче нефти и угля. Транспортировка в газопроводе позволяет непрерывно и относительно недорого поставлять газ на значительные расстояния. Еще одним преимуществом использования газа является его экологичность, так как продукты горения не засоряют окружающую среду. Газ имеет широкий спектр применения: в промышленности; в быту и может использоваться как автомобильное топливо. Другим достоинством использования природного газа является высокая степень защищенности от промышленных аварий и их последствий. Это достигается тем, что при утечках газа, газ поднимается вверх, так как он в 1,8 раз легче воздуха. Учитывая преимущества газа перед другими видами топлива целесообразно проводить газификацию небольших поселков городского типа.

В настоящее время в Вологодской области магистральным природным газом обеспечено 15 муниципалитетов из 26. Уровень газификации региона составляет 63%, что ниже средне - российского показателя в 67,2%. К 2025 году уровень газификации Вологодской области должен достичь 72%. Эти данные озвучил 1 ноября 2017 года губернатор Олег Кувшинников по итогам встречи с гендиректором «Газпром межрегионгаз» Кириллом Селезневым. В рамках реализации этих планов в моем дипломном проекте рассматривается вопрос газификации жилой застройки поселка городского типа Вохтоги.

Задачей дипломного проекта являлось определение расхода газа на хозяйственно - бытовые нужды населения, потребление предприятий, отопление и вентиляцию, централизованное горячее водоснабжение. Также произведен гидравлический расчет газопровода и подобраны оптимальные диаметры труб и запорная арматура, позволяющая производить безопасную и бесперебойную подачу газа в жилые дома при соблюдении всех норм безопасности.



1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗИФИЦИРУЕМОГО ОБЪЕКТА

1.1 Общее описание месторасположения поселка Вохтога. Определение климатических данных

Вохтога - поселок городского типа в Грязовецком районе Вологодской области России, центр Вохтожского муниципального образования. Население поселка по статистическим данным на 2010 год составляло 6376 человек. Поселок расположен в 76 километрах к юго - востоку от областного центра города Вологды.

Газификация Вохтоги проходила в рамках масштабной программы развития Монзенского промышленного узла, целью которой было расширение деятельности промышленных предприятий региона и газификация жилых домов. С 2004 года со строительством газопровода Грязовец - Буй проводятся работы по газификации поселка. На сегодняшний день газифицировано свыше 300 квартир и в дальнейших планах полная газификация поселка.

Территориальная близость к областному центру позволяет применить климатические данные для расчетов поселка Вохтога, согласно СП 131.13330.2012. Строительная климатология. Актуализированная редакция СНиП 23-01-99*.

По данным СНиП:

Среднегодовая температура воздуха - 2,9 ⁰С.

Самый холодный месяц - январь, со среднемесячной температурой воздуха - -11,7 ⁰С.

Самый теплый месяц - июль, со среднемесячной температурой - 17,3 ⁰С.

Средняя температура наружного воздуха наиболее холодной пятидневки t_н.о = -32 ⁰С.

Средняя температура наружного воздуха за отопительный период

t_ср.о = -4 ⁰С.

Продолжительность отпительного периода n_o = 228 день [1].

В виду того, что поселок имеет неравномерную застройку, удаленные от центра поселка участки не газифицированы. В соответствии с утвержденной программой развития газоснабжения и газификации Вологодской области на период с 2016 по 2020 год инвестиции ПАО «Газпром» запланированы в размере более 13,3 млрд. рублей. В эту программу может войти и газификация части поселка Вохтога. Для включения в программу необходимо предоставить соответствующую документацию и экономические расчеты.

1.2 Проектирование подземных газопроводов. Нормативно - технические требования

При проектировании газопроводов необходимо выполнять требования нормативных документов:

- СП 131.13330.2012 «Строительная климатология»;

- СП 42-101-2003 «Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб»;

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

- СП 62.13330.2011 «Газораспределительные системы»;

- ПБ 12-529-03 «Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления».

- «Правила техники безопасности и природоохранные мероприятия при строительстве и эксплуатации газораспределительных сетей»:

- ГОСТ 21.610-85 СПДС «Газоснабжение. Наружные газопроводы. Рабочие чертежи»;

- ОСТ 153-39.3-051-2003 «Техническая эксплуатация газораспределительных сетей»;

- СП 72.13330.2011 «Защита строительных конструкций и сооружений от коррозии».

1.3 Технологические параметры при строительстве газопровода низкого давления

В связи с тем, что в настоящее время жители удаленного района поселка Вохтога вынуждены пользоваться газовыми баллонами бытового применения, что вызывает значительные неудобства и небезопасно. Необходимо провести газификацию для повышения уровня и качества жизни населения, а также создать благоприятные экономические условия для ведения малого и среднего бизнеса.

При проектировании необходимо учитывать, что почвы преимущественно глинистые, тяжелые суглинки и подзолистые, в районах низин различные варианты болотных и заболоченных почв. Также необходимо учитывать близость крупного железнодорожного узла и наличие железных дорог. Другим осложняющим фактором является существующая стесненная застройка, что создает неблагоприятные условия при проведении строительных работ: многочисленные согласования с различными инстанциями, а также необходимость использования земельных участков с владельцами частных земельных участков.

Проектируемый газопровод относится к газопроводу низкого давления до 0,005 МПа.

При прокладке газопроводов необходимо учитывать нормативную глубину сезонного промерзания грунта. Нормативная глубина сезонного промерзания грунта при отсутствии данных многолетних наблюдений следует определять на основе теплотехнических расчетов. Для районов, где глубина промерзания не превышает 2,5 метров, её нормативное значение допускается определять по формуле (1.1) [11]:

(1.1)

где d₀ - величина, принимаемая равной для суглинков и глин 0,23 м; супесей, песков мелких и пылеватых - 0,28 м; песков гравелистых, крупных и средней крупности - 0,30 м; крупнообломочных грунтов - 0,34 м;

M_t - безразмерный коэффициент, численно равный сумме абсолютных значений среднемесячных отрицательных температур за год.

Сумма абсолютных значений среднемесячных отрицательных температур за год будет суммироваться из следующих данных по СП 131.13330.2012. Строительная климатология. Актуализированная редакция СНиП 23-01-99*:

Январь - -11,7 ⁰С;

Февраль - -10,5 ⁰С;

Март - -4,0 ⁰С;

Ноябрь - -3,4 ⁰С;

Декабрь - -8,7 ⁰С.

Так как почвы преимущественно глинистые, то величину d₀ принимаем для суглинков и глин - 0,23 м.

Таким образом, нормативная глубина сезонного промерзания грунта равна по формуле (1) [11]:

Глубину залегания проектирования газопровода принимаем равной 1,5 метра.

Целесообразно вести прокладку газопровода вдоль существующих дорог. Все работы планируются производить согласно проекту и согласовываются с соответствующими инстанциями.

Выбор системы распределения газа в газопроводах зависит от способа подачи газа потребителям. В случае если подача газа осуществляется только одним давлением, как правило, низкого - однуступенчатая. При комбинированной подаче: среднего и низкого или высокого и низкого применяется двухступенчатая система, а в случаях трех категорий давления: низкого, среднего и высокого - трехступенчатая. Как правило многоступенчатая подача может быть рекомендована для больших городов. В рассматриваемом случае целесообразно применение одноступенчатой системы, так как проектируемый газопровод низкого давления.

По принципу построения системы газопроводов подразделяются на кольцевые, тупиковые и смешанные. Рекомендуется для газификации небольших населенных пунктов выбирать тупиковую систему - это сеть газопроводов, расходящихся в разные стороны от основного источника. Преимуществом тупиковых газовых систем является то, что для понижения давления достаточно прикрыть или закрыть только одну задвижку, расположенную перед «по ходу газа» местом присоединения. При эксплуатации необходимо учитывать существующий недостаток этой системы - неравномерность давления газа. Еще одним определяющим фактором при выборе системы является экономичность.

Классификация газопроводов по своему расположению делится на прокладываемые подземные, надземные, наружные и внутренние. В рассматриваемом регионе в зимний период высока вероятность низких температур, следовательно, проектируем подземную прокладку коммуникаций. Наружные газопроводы используются непосредственно в местах подвода газа к зданиям. Эти участки имеют незначительные длины.

Для соблюдения безопасной эксплуатации газопровода, а также в случае профилактических и ремонтных работ необходимо разместить отключающие устройство. Их следует размещать на входах и выходах из ГРП, на вводах в здание и сооружение, на ответвлениях от главного газопровода к отдельным районам. В местах подвода к зданиям в проекте предусматривается установка отключающего устройства - кран шаровый латунно-муфтовый 11Б27П. Отключающие устройство устанавливается на высоте не менее 2,0 метров от земли, не менее 0,5 метра от окон и дверей жилого дома. На конечных участках ответвлений в проекте предусмотрена установка заглушек, так как трасса проектируемого газопровода предполагает в перспективе дальнейшее удлинение газопровода.

1.4 Обоснование выбора материала газопровода

В проекте предусмотрен материал - полиэтиленовые трубы. Выбор полиэтиленовых труб обусловлен их надежностью, устойчивостью к коррозии, в том числе химической, длительным сроком службы. Важным фактором является удобство транспортировки и монтажа данных труб. Полиэтиленовые газопроводы не пропускают через свои стенки газ в отличие от полипропиленовых. Преимуществом полиэтиленовых труб от стальных - это малый вес, что практически не создает нагрузки на конструкции, а их гибкость позволяет использовать трубы в любых ситуациях. При укладке нет необходимости применять специальные кожухи, защитные средства, электрохимическую защиту. Транспортировка рабочей среды очень проста, внутренняя поверхность довольно гладкая, на ней не остается никакой накипи. При этом при монтаже не нужна гидроизоляция, что экономически целесообразно и уменьшает срок монтажа. Учитывая, что в современных условиях важную роль отводится экологии, то преимущество полиэтиленовой трубы дает ей ощутимое преимущество перед трубами из других материалов. В проекте предусмотрена прокладка полиэтиленовых труб марки ПНД ПЭ-80 SDR 11.

Однако учитывая, что полиэтиленовая труба чувствительна к ультрафиолету и при монтаже на открытой местности может быстро разрушаться, в проекте в местах подвода к жилым домам выбраны стальные трубы. Следует учесть, что данные участки имеют незначительную протяженность. В местах соединения полиэтиленовой трубы со стальной предусматривают неразъемные соединения «полиэтилен-сталь». Для создания газовых труб применяется сталь высокого качества с не высоким содержанием углерода не более 0,25%, серы не более 0,056% и фосфора до 0,046%. В системах с низким давлением допустимо использование тонкостенных стальных труб. Их преимущество перед толстостенными: небольшой вес и достаточная гибкость. Стальные газовые трубы защищаем несколькими слоями масляной краски.

1.5 Охранная зона газопровода низкого давления и специальные маркировки, знаки для безопасной эксплуатации газопровода

В связи с тем, что газопровод является объектом повышенной опасности к его проектированию, размещению и дальнейшей эксплуатации применяются повышенные требования. Эти требования строго регламентируются нормативными документами, при вводе и дальнейшей эксплуатации регулярно контролируются соответствующими инстанциями. Границы охранных зон газораспределительных сетей, условия использования земельных участков, расположенных в их пределах и ограничения ведения иной хозяйственной деятельности, которая несовместима с нахождением вблизи газовых сетей регламентируется ФЗ «О газоснабжении в Российской Федерации» (в редакции постановлений Правительства от 17.05.2016 г. № 444).

В проекте с применением труб из полиэтилена используются по «ГОСТ Р 50838-2009». Полиэтиленовая труба для газа имеет черный цвет с желтыми продольными маркированными полосами в количестве не менее трех, равномерно распределенными по окружности трубы. В местах прокладки газопроводов необходимо учитывать рельеф местности, почвы и близость других промышленных объектов, а также автомобильных и железных дорог. В случаях, когда в проекте эти объекты имеются, необходимо провести согласование со всеми организациями, которые эксплуатируют данные объекты. Охранная зона имеет расстояние 2,0 метра с каждой стороны газопровода.

На основании требований к монтажу и размещению ГРП, расстояния от ограждений до зданий и сооружений принимается в зависимости от класса входного газопровода: с входным давлением Р = 1,2 МПа - 15 метров; с входным давлением Р = 0,6 МПа - 10 метров. Встроенные ГРП разрешается устанавливать в зданиях степеней огнестойкости I-II класса конструктивной пожарной безопасности. Помещение должно быть оборудовано противопожарными газонепроницаемыми ограждающими конструкциями и иметь самостоятельный выход из здания наружу. Соблюдение требований по монтажу в соответствии с СП 42-101-2003, СП 62.13330.2011.

При ведении работ по монтажу трассы газопровода устанавливаются опознавательные знаки (в соответствии с положением СП 42-101-2003) и укладывается сигнальная лента по всей длине трассы, а для межпоселковых газопроводов возможна (при отсутствии постоянных мест привязки) прокладка вдоль присыпанного (на расстоянии 0,2-0,3 метра) газопровода изолированного алюминиевого или медного провода сечением 2,5-4 мм² с выходом концов его на поверхность под ковер или футляр вблизи от опознавательного знака. Допускается применение сигнальной ленты с вмонтированным в нее электропроводом - спутником или полосой металлической фольги позволяющей определить местонахождение газопровода приборным методом. Пластмассовая сигнальная лента желтого цвета шириной не менее 0,2 метра с несмываемой надписью «Осторожно! Газ» (ТУ 2245-028-00203536) укладывается на расстоянии 0,2 метра от верха присыпанного полиэтиленового газопровода. При пересечении с подземными инженерными коммуникациями лента укладывается вдоль газопровода дважды на расстоянии не менее 0,2 метра между собой и на 2,0 метра в обе стороны от пересекаемых сооружений в соответствии с проектом.



1.6 Выбор территории под строительство газопровода низкого давления

При выборе земляного участка для строительства газопровода низкого давления необходимо привести в соответствие технические условия выполнив требования СН 452-73 «Нормы отвода земель для магистральных трубопроводов» с учетом принятых проектных решений по строительству газопровода и схем расстановки механизмов.

Земельный участок для размещения объектов и сооружений инфраструктуры, необходимо оформить в бессрочное пользование балансодержателю объекта. На время проведения строительных и монтажных работ, площадки и временные дороги, находящиеся в составе земель населенных пунктов оформляются в краткосрочное пользование на период строительства.



2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК ГАЗА

2.1 Определение плотности и теплоты сгорания природного газа

В поселке городского типа Вохтоге Вологодской области используется газ Ухтинского месторождения республики Коми.

Ухтинское месторождение относится к Тимано - Печерской нефтегазонасосной провинции. Месторождение объединяет группу небольших месторождений, из которых наиболее известное Ярегское (открыто более 100 лет назад).

Газообразное топливо представляет собой смесь горючих и негорючих газов, поэтому в практических расчетах пользуются средними значениями теплоты сгорания (МДж/м³) и плотности (кг/м³) сухого природного газа, которые при нормальных условиях (температуре 0°С и давлении 101,325 кПа) определяют соответственно по формулам (2.1) и (2.2) [3].

Плотность природного газа при нормальных условиях определяется как плотность газовой смеси в зависимости от содержания и плотности отдельных компонентов по формуле (2.1):

(2.1)

где - объемная доля i-го компонента газовой смеси, % ;

- плотность i-го компонента при нормальных условиях, кг/м³.

Плотность газообразного топлива определяем по выражению (2):

Низшая теплота сгорания природного газа при нормальных условиях определяется как теплота сгорания газовой смеси в зависимости от содержания и теплоты сгорания отдельных компонентов смеси по формуле (2.2):

(2.2)

где - объемная доля i-го горючего компонента газовой смеси, %;

- теплота сгорания i-го компонента, МДж/м³.

Низшую теплоту сгорания природного газа определяем по формуле (3):

Результаты расчета характеристик природного газа приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Характеристики природного газа

Состав газа	Процентное содержание ri,%	Теплота сгорания Q нс, МДж/м3	Плотность газа при нормальных услови-ях со, кг/м3
Метан СН4	96,76	35,840	0,7168
Этан С2Н6	1,95	63,730	1,3566
Изобутан С4Н10	0,057	121,840	2,668
Н-бутан С4Н10	0,05	123,770	2,703
Пентан С5Н12	0,0153	146,340	3,221
Гексаны С6Н14	0,003	-	-
Диоксид углерода СО2	0,182	-	1,9768
Азот N2	0,64	-	1,2505
Кислород O2	0,006	-	1,429
Водород H2	0,0015	10,800	0,08999
Гелий He	0,015	-	-
У	36,075	0,735



3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГОДОВОГО И РАСЧЕТНОГО ЧАСОВОГО РАСХОДА ГАЗА

Для определения требуемого количества газа, которое необходимо доставить жителям населенного пункта, используют годовые расходы. Расчетные расходы газа необходимы для определения оптимальных диаметров газопроводов.

Расход газа зависит от теплоты сгорания газа, степени благоустройства, числа жителей, наличия промышленных объектов, коммунально - бытовых потребителей. При этом необходимо учесть запланированные в перспективе объекты, которые требуют потребления природного газа.

Можно выделить несколько способов определения годового и расчетного расходов газа;

- по укрупненным показателям;

- по нормам годового расхода потребителями;

- по тепловой производительности установок;

- по номинальным расходам газа газовыми приборами.

Следует учесть, что любой способ имеет математическую погрешность. В связи с этим максимальный расход газа в расчетах будет принят чуть выше практических расходов, чтобы исключить нехватки природного газа потребителям.

В жилой застройке поселка Вохтога имеется 112 зданий. Из них 110 - индивидуальные жилые здания и два здания, которые потребляют газ на нужды торговли: кафе и хлебопекарня. Индивидуальные жилые дома делятся на одноквартирные в количестве - 4, двухквартирные - 47, трехквартирные - 11, четырехквартирные - 45, восьмиквартирные - 2. Также имеется двухэтажный дом, в котором четырнадцать квартир. В проекте принимаем среднее количество жителей - 3,5 чел. Газ потребляется только на пищеприготовление.



3.1 Бытовое потребление газа

Охват населения газоснабжением в большинстве населенных пунктов может быть близок к 1. Степень охвата (у_кв) будет меньше 1, если присутствуют дома, где установлены электрические плиты.

Годовое потребление газа на использование его в квартирах находится по формуле (3.1):

Q_кв =у_кв ·N(Z₁·q₁+Z₂·q₂ + Z₃·q₃),МДж/год, (3.1)

гдеN - расчетное количество жителей в населенном пункте;

Z₁ - доля людей которые, проживают в квартирах с централизованным ГВС;

Z₂ - доля людей, которые проживают в квартирах с горячим водоснабжением от газовых водонагревателей;

Z₃ - доля людей, проживающих в квартирах без горячего водоснабжения;

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

q₂ - норма расхода газа для людей, которые проживают в квартирах с горячим водоснабжением от газовых водонагревателей, МДж/(год·чел);

q₃ - норма расхода газа для людей, которые проживают в квартирах без горячего водоснабжения, МДж/(год·чел);

у_кв - степень охвата газоснабжением населения города.

Таким образом, годовое потребление газа на использование его в квартирах находим по выражению (3.1):

Q_кв =1•1194•(1•4100) = 4895400 МДж/год.



3.2 Потребление газа на нужды хлебопекарни и учреждений общественного питания

Расходы газа за год 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 находятся по формуле (3.2):

Q_мп= 0,05•Q_кв, МДж/год, (3.2)

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

Q_мп= 0,05•4895400=244770 МДж/год.

Для определения годового расхода для хлебозаводов и пекарен Q_хлеб нужно учитывать, что объём суточной выпечки на 1000 жителей составляет 0,6-0,8 тонны и использовать усредненную норму расхода теплоты q_хлеб^ср, МДж/(год на 1тонну выпечки). Годовое потребление теплоты по нормам потребления на использование газа хлебопекарнями вычисляется по формуле (3.3):

(3.3)

Для вычисления годового расхода теплоты на предприятия общественного питания Q_общ по нормам расхода теплоты q_общ , МДж/( в год на 1обед+1завтрак или ужин) учитывают охват обслуживанием населения z_общ в размере 25% от всей численности населения, учитывая при этом, что каждый человек, регулярно пользующихся столовыми и ресторанами, потребляет в день примерно 1 обед и 1 ужин (завтрак). Годовое потребление газа на нужды предприятий общественного питания вычисляется по формуле (3.4) [3]:

(3.4)

Годовое потребление газа на нужды предприятий общественного питания находим по формуле (3.4) [3]:

3.3 Потребление газа на отопление и вентиляцию зданий

Годовой расход газа на отопление жилых и общественных зданий, коммунально-бытовых предприятий определяется по формуле (3.5) [3]:

(3.5)

где t_вн , t_р.о ,t_р.в ,t_ср.о - температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, расчётная наружная температура для проектирования отопления, расчётная наружная температура для проектирования вентиляции, средняя температура наружного воздуха за отопительный сезон, ^оС ;

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

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

F - жилая площадь отапливаемых зданий, м²;

з_о - 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, кДж/ч.

Таким образом, годовой расход газа на отопление жилых и общественных зданий, коммунально-бытовых предприятий определим по формуле (3.5) [3]:

3.4 Потребление газа на централизованное горячее водоснабжение зданий

Годовой расход газа на ГВС жилых и общественных зданий, коммунально-бытовых предприятий определяется по формуле (3.6) [3]:

МДж/год,(3.6)

где q_г.в - укрупнённый показатель среднечасового расхода теплоты на горячее водоснабжение жилых зданий, 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);

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

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

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

Годовой расход газа на ГВС жилых и общественных зданий, коммунально-бытовых предприятий определяем по выражению (3.6):



3.5 Определение годовых и расчетных расходов газа

Значение годового расхода на коммунально-бытовые нужды Q_год используется для определения годового расхода газа. Годовой расход газа в м³/ч для любого потребителя посёлка или района определяется по следующему выражению (3.7):

м³/ч

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

Q_н^p - низшая теплота сгорания газа, кДж/м³.

Тогда, по выражению (10) получим:

Расчетный расход находится по формуле (3.8), м³/ч:

м³/ч, (3.8)

гдеK_m - коэффициент часового максимума, который принимается для различных видов потребителей, в соответствии с [3], по таблицам 1.2, 1.3 приложения 1.

Коэффициент часового максимума расхода газа принимается дифференцированно по каждой обособленной зоне газоснабжения, снабжаемой от одного источника. Данный коэффициент принимается в зависимости от общей численности населения, обслуживаемого данными газовыми сетями, одинаковыми для всех районов, гидравлически связанных между собой. Для районных сетей, гидравлически не связанных между собой, K_m принимается отдельно для каждого района.

Значения коэффициента часового максимума при расчете расхода газа нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения зависит от климатических значений объекта проектирования и находится по формулам (3.9) и (3.10):

(3.9)

(3.10)

где m - количество часов включения газовых приборов в периоды максимального использования газа.

Подставляя в выражение (3.9) найдем количество часов включения газовых приборов:

Выражая из формулы (3.10) получим значение коэффициента часового максимума:

Полученные расчетные значения годовых и расчетных расходов газа на бытовые и коммунальные нужды сводятся в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Годовые и расчетные расходы газа на бытовые и коммунальные нужды района жилой застройки

№	Виды потребления	Годовой расход теплоты МДж/год	Годовой расход газа м3 /год	Коэффициент часового максимума Кm	Часовой расход газа, м3/ч
1	На бытовые нужды	4895400	135699	1/1839	74
2	На нужды МКП	244770	6785	1/1839	4
3	На предприятие общественного питания	676998	18766	1/2000	9
4	На хлебопекарню	4789552	132765	1/6000	22
5	На отопление и вентиляцию зданий	67414352	1868707	1/2526	740
6	На горячее водоснабжение зданий	12506312	346671	1/2526	137
Всего расчетный расход газа на район жилой застройки поселка, м3/ч	986



4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ НАРУЖНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ

Целью гидравлического расчета газопроводной сети является определение оптимальных диаметров газопроводов. При правильном подборе диаметров и допустимых перепадах давления, газопроводы пропускают необходимое количество газа потребителям. Правильность подбора диаметров должна быть такой, чтобы общие потери давления от ГРП до самого удаленного дома не были выше располагаемого перепада давления.

Гидравлический расчет ведется из максимально возможных расходов, в часы наибольшего потребления. При этом учитываются часовые расходы газа на индивидуально-бытовые нужды населения (отопление, горячее водоснабжение), нужды коммунально-бытовых потребителей, а также на нужды производственных (промышленных и сельскохозяйственных потребителей).

Методику гидравлического расчета тупиковых наружных газопроводов низкого давления можно разделить на следующие пункты:

1. Для выполнения гидравлического расчета составляется плоскостная схема газопроводов, прокладываемых от ГРП к потребителям газа. Направления движения потоков газа выбирают таким, чтобы газ от точки питания подавался ко всем потребителям по кратчайшему пути. При этом диаметры сети будут наименьшими.

2. Намечается путь газа от ГРП до самого удаленного потребителя, весь путь разбивается на участки с неизменным расходом газа;

3. Для каждого участка определяются длина участка и расход газа;

Расход газа отдельными жилыми домами и группами жилых домов определяется с помощью коэффициентов одновременности по формуле (4.1):



(4.1)

гдеk_о - коэффициент одновременности, в соответствии с [3], принимаемый по таблице 2.1 Приложения 2 [2];

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

n - число однотипных приборов или групп приборов;

m - число типов приборов или групп приборов.

Номинальный расход газа на прибор (газовую плиту) определяется по формуле (4.2), м³/ч:

,(4.2)

гдеQ_ном-тепловая производительность газового прибора (газовой плиты), кДж/ч, принимается в соответствии от типа выбранного прибора;

-низшая теплота сгорания природного газа, кДж/м³.

Чтобы определить номинальный расход газа на прибор необходимо найти расход газа газовых плит. В каждой квартире установлена газовая плита марки «Gefest ПГ 6500-04 0069» (дополнительные данные плиты в приложении 4), которая имеет четыре горелки: вспомогательная горелка мощностью - 1 кВт; две горелки полубыстрого действия - 1,75 кВт; горелка быстрого действия - 3 кВт. Также плита имеет основную горелку духовки мощностью - 3,1 кВт и горелку для грили мощностью 1,9 кВт. Мощность газовой плиты будет равна сумме мощностей всех горелок:

Номинальный расход газа плитой найдем по формуле (4.2):

.

Тогда расход газа отдельными жилыми домами и группами жилых домов для участка 0-1 главной магистрали с учетом расхода газа коммунальным и общественным сектором определим по формуле (4.1):

Результаты расчета расходов газа на участках газопровода представлены в таблице П1.1 приложения 1.

4. Задавая ориентировочные потери давления от местных сопротивлений в газопроводах равными 10% от потерь давления от трения, находят допустимые удельные потери давления от трения по выражению (4.3):

(4.3)

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

- длина i-го участка, м;

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

- допустимые потери давления, Па.

Допустимые удельные потери давления для главной магистрали по формуле (4.3) составят:

Суммарные допустимые потери давления (расчетный перепад давления) принимают в соответствии с нормами, исходя из типа газовых сетей, и составляют 200Па в качестве потерь во внутридворовых и квартальных газопроводах.

5. Зная расчетный расход газа V_р, м³/ч на участке и допустимые удельные потери давления (?Р/l), Па/м с помощью формул 15 и 16 [4] задаются диаметром участка газопровода, мм по таблице Б.1 [4];

6. Для принятого диаметра газопровода с помощью формулы 15 [4] находят действительные удельные потери (?Р/l)_дейст, Па/м.

7. Для каждого участка определяют потери давления как:

(4.4)

Для участка 0-1 главной магистрали потери давления составят по (4.4):

Затем суммируютя потери давления на всех участках от ГРП до самого удаленного потребителя и сравнивают полученное значение P_уч с располагаемым перепадом P_р.

8. Выполняют проверку правильности расчета.

Если величина лежит в пределах от 0 до 0,1, расчет считается верным.

Если величина , то нужно уменьшить принятые диаметры газопроводов.

Если величина , то диаметры нужно увеличить, так как иначе потери давления от ГРП до последнего потребителя превысят располагаемый перепад давления, и потребители не получат газ.

Проверка гидравлического расчета для главной магистрали:



для магистрали №1:

для магистрали №2:

для магистрали №3:

для магистрали №4:

для магистрали №5:

для магистрали №6:

для магистрали №7:

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

9. После подсчета основного газопровода выполняется расчет ответвлений по такой же методике. Однако располагаемый перепад давления для каждого ответвления будет разным и находится по формуле (4.5):

,(4.5)

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

Полученные результаты гидравлического расчета наружных газопроводов низкого давления представлены в таблице П2.1 приложения 2.



5. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВНУТРИДОМОВОЙ ГАЗОВОЙ СЕТИ

Гидравлический расчет внутридомовой газовой сети должен обеспечить безопасное и бесперебойное газоснабжение всех потребителей в периоды пиковых нагрузок. Для этой цели производится подбор диаметров труб и устанавливается необходимая арматура, обеспечивающая выполнение поставленных задач. Подбор диаметров осуществляется с целью, чтобы суммарные потери давления от точки врезки до самой удаленной газовой горелки самого удаленного газового прибора не превышали располагаемого перепада давления (ДР_расп). Расчетный перепад давления (ДР_расп) для внутридомовых сетей - 400 Па.

Для применения гидравлического расчета в жилой застройке поселка Вохтога возьмем двухэтажный 14 - квартирный жилой дом.

Методика гидравлического расчета внутридомовой газовой сети заключается в следующем:

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

2. Составляется аксонометрическая схема разводки внутридомовых газопроводов;

3. Схема газопроводов разбивается на участки с неизменным расходом газа;

4. Для каждого участка определяется расход газа и длина газопровода. Расходы газа на участках определяют с применением коэффициентов одновременности по формуле (4.1).

Для участка 0-1 самой протяженной сети расход составит:

Результаты расчета расходов газа на участках внутридомовой газовой сети представлены в таблице 5.1.



Таблица 5.1 - Результаты расчета расходов газа на участках внутридомовой газовой сети

№ участка	Квартиры с ПГ-4	Расчетный расход газа на участках Vуч, м3/ч
	qном,м3/ч	n	К0
1	2	3	4	5
Ветка №1
0-1	1,25	14	0,243	4,24
1-2	1,25	6	0,280	2,10
2-3	1,25	4	0,350	1,75
3-4	1,25	2	0,650	1,62
4-5	1,25	1	1,000	1,25
Ответвления
4-6	1,25	1	1,00	1,25
Ветка №2
1-7	1,25	8	0,265	2,64
7-8	1,25	6	0,280	2,10
8-9	1,25	4	0,350	1,75
9-10	1,25	2	0,650	1,62
10-11	1,25	1	1,000	1,25
Ответвления
10-12	1,25	1	1,000	1,25

5. Определяются допустимые удельные потери давления (?Р/l)_доп, от ввода газопровода до самой удаленной горелки самого удаленного потребителя по формуле (4.3).

Для участка 0-1 допустимые удельные потери давления:

6. Зная расчетный расход газа V_р на участке и допустимые удельные потери давления (?Р/l)_доп, с помощью таблиц 3.2, 3.3, 3.4 Приложения 3 [3] задаются диаметром участка газопровода и его эквивалентной длиной l_экв, мм.

7. Находят действительную удельную потерю давления (?Р/l)_дейст при расходе газа на участке V_уч;

8. С помощью таблицы 3.1 Приложения 3 [3], определяют коэффициенты местных сопротивлений участков _уч.

Полученные результаты коэффициентов местных сопротивлений для первой и второй ветки сводим в таблицу 5.2 и 5.3.

Таблица 5.2 - Ведомость коэффициентов местных сопротивлений для 1 ветки

№ участка	Наименование сопротивления	Значение КМС	Количество КМС	Сумма КМС на участке,, xуч
1	2	3	4	5
0-1	Кран шаровой	2	1	3,5
	Тройник на ответвление	1,5	1
1-2	Поворот на 900	0,3	1	1,3
	Тройник на проход	1	1
2-3	Тройник на проход	1	1	1
3-4	Тройник на ответвление	1,5	1	5
	Поворот на 900	0,3	5
	Кран шаровой	2	1
4-5	Внезапное сужение	0,35	1	21,95
	СГБ	11	1
	ТЗК	6	1
	Кран шаровой	2	2
	Поворот на 900	0,3	2
4-6	Внезапное сужение	0,35	1	21,35
	СГБ	11	1
	ТЗК	6	1
	Кран шаровой	2	2

Таблица 5.3 - Ведомость коэффициентов местных сопротивлений для 2 ветки

№ участка	Наименование сопротивления	Значение КМС	Количество КМС	Сумма КМС на участке,, xуч
1	2	3	4	5
1-7	Тройник на проход	1	1	1,3
	Поворот на 900	0,3	1
7-8	Тройник на проход	1	1	1
8-9	Тройник на проход	1	1	1
9-10	Тройник на ответвление	1,5	1	4,1
	Поворот на 900	0,3	2
	Кран шаровой	2	1
10-11	Внезапное сужение	0,35	1	21,95
	СГБ	11	1
1	2	3	4	5
	ТЗК	6	1
	Кран шаровой	2	2
	Поворот на 900	0,3	2
10-12	Внезапное сужение	0,35	1	21,35
	СГБ	11	1
	ТЗК	6	1
	Кран шаровой	2	2

9. Для каждого участка определяют расчетную длину участка по формуле (5.1):

, , ((5.1)

где l_р - расчетная длина участка, м;

l_уч - расчетная длина участка, м;

-сумма коэффициентов местных сопротивлений на участке;

l_э - эквивалентная длина участка, м.

10. Для каждого участка находят потери давления от трения P_тр, и потери давления в местных сопротивленийP_м.с,;

11. Для вертикальных участков находят дополнительное избыточное давление P_доп, возникающее на вертикальных участках газопроводов из-за разности плотностей воздуха и транспортируемого газа, при движении вверх считается с + (плюсом), при движении вниз с - (минусом), и находится по выражению (5.2):



, , (5.2)

где H - высота вертикального участка, м;

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

r_в - расчетная плотность воздуха, кг/м³;

r_г - плотность газа, кг/м³.

Избыточное давление для участка 0-1 составит:

12. Определяют потери давление на участке. Для определения потерь давления на участке пользуются выражением (5.3):

, .(5.3)

Потери давления на участке 0-1 по формуле (5.3):

13. Определяются суммарные потери давления от ввода газопровода до самой удаленной горелки самого удаленного потребителя P_уч;

14. К полученным потерям давления P_уч; прибавляют сопротивление газового прибора. Сопротивление газовой плиты принимается в пределах 40ч60 Па [3].

Также в гидравлическом расчете предусмотрено сопротивление газового счетчика марки СГБ-G2,5 «Сигнал», которое в пределах до 200 Па.

15. Выполняют проверку гидравлического расчета.

Проверка гидравлического расчета для ветки №1:



для ветки №2:

Расчет считается верным, т.к. разница между необходимым давлением 400 Па и суммой потерь на участках меньше 10%.

Полученные результаты гидравлического расчета внутридомовой газовой сети представлены в таблице П3.1 приложения 3.



6. ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫХ ПУНКТОВ И ИХ ПОДБОР В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ОБЪЕКТОВ ГАЗИФИКАЦИИ

6.1 Газорегуляторный пункт

Газорегуляторные пункты служат для дополнительной очистки газа от механических примесей, понижение давления газа после газораспределительной станции и поддержание его в рабочем режиме по заданным параметрам с последующей бесперебойной и безаварийной эксплуатацией сетей.

Газорегуляторные пункты, обслуживающие группу потребителей называются центральными, а обслуживающие объекты одного потребителя - объектовыми. ГРП подразделяются в зависимости от избыточного давления газа на входе: среднего (до 0,3 МПа) и высокого (0,3 - 1,2 МПа). По выходному давлению выделяется ГРП: низкого, среднего и высокого давления. По количеству ступеней понижения давления газа: одно и многоступенчатые ГРП. По количеству линий редуцирования: однониточные и многониточные. По типу схемы газоснабжения потребителя газа: тупиковые и закольцованные ГРП. По наличию резервной нитки редуцирования: ГРП с резервной линией и без неё.

С целью увеличения ресурса работы ГРП, а также в целях экономии времени по его монтажу устанавливаются ГРП блочного типа. Преимуществом этих ГРП является возможность исполнения по индивидуальным заказам и типовым чертежам организаций заказчика. Это позволяет максимально полезно использовать имеющие площади при дальнейшей его эксплуатации.

По мимо блочных ГРП выпускаются шкафные регуляторные пункты, которые устанавливаются на отдельных несгораемых опорах при давлении газа более 0,6 МПа. Если давление газа менее 0,6 МПа, их можно крепить к глухим огнестойким стенам газифицируемых зданий. Отличие шкафного регуляторного пункта: он компактен и может размещаться в не капитальных зданиях. Преимуществом ГРП является возможность оборудования системы телеметрии, а также по необходимости возможно установить дополнительное оборудование.

Для контроля за работой ГРП И ШРП устанавливаются приборы регистрации, которые позволяют поддерживать заданный режим. Регулятор давления - это автоматически действующие автономное устройство, предназначенное для понижения давления и поддержания по заданным параметрам независимо от изменения потребляемого расхода. Регулятор давления состоит из регулирующего клапана, снабженного приводом и управляемым чувствительным элементом, реагирующим на давление рабочей среды, без применения постороннего источника энергии.

Выпускаются клапаны типа ПНК и ПКВ укомплектованные регуляторами давления газа, что позволяет исключить повышение давления газа в сети после ГРП.

Предохранительно запорный клапан устанавливается по ходу движения газа перед регулятором давления. Тип ПЗК определяется в зависимости от параметров газа, проходящего через регулятор давления: максимальное давление на входе и диаметр входного патрубка. Основная функция ПЗК - это герметичное закрытие подачи газа в регулятор в случаях превышения или снижения давления от заданных параметров. Согласно «Правилам безопасности в газовом хозяйстве» верхний предел срабатывания ПЗК не должен превышать максимальное рабочее давление газа после регулятора более чем на 25 %.

После регулятора давления устанавливают предохранительный сбросной клапан (ПСК). Предохранительно сбросной клапан (ПСК-50) служит для защиты газовой аппаратуры от максимально допустимого повышения давления в сети. Сброс газа осуществляется в атмосферу. Предохранительно сбросной клапан и встроенный в него регулятор давления газа обеспечивают сброс при превышени...