n=5 шт.

Rа.э.=0,49 Ом

R каб=0,49 Ом

Тип преобразователей для катодной установки выбирается с расчётом, чтобы допустимое значение напряжения было на 30% выше расчётного, с учётом перспективы развития сети трубопроводов, старения защитных покрытий и анодных заземлителей.

Vвых = 20*(0,49+0,49)=19,6 В

2.5 Гидравлический расчет внутридомового газопровода

Газоснабжению подлежит пятиэтажный двухсекционный жилой дом с вводом в каждую секцию. Газопровод проложен открыто по фасаду с вводом в кухни первых этажей, далее по стоякам с подводкой к газовым приборам.

Гидравлический расчет внутридомового газопровода согласно методике выполняется в следующей последовательности:

1. Разбиваем трассу на участки, от самого удалённого прибора во внутридомовой сети до крана на газовом вводе.

2. Определяем фактические длины участков учитывая масштаб аксонометрической схемы, [м]:

lф 1-2=1,2 м.

lф 2-3=6 м.

lф 3-4=3,5 м.

lф 4-5=3,5 м.

lф 5-6 =2,7 м.

lф 6-7=5,9

lф 7-8=6,4

Уlф=29,2

3. Определяем количество приборов или групп приборов снабжаемых газом через участок:

n1-2=1( ПГ-4)

n2-3=1 гр. пр. ( ПГ-4 +2КК)

n3-4=2 гр. пр. ( ПГ-4 +2КК)

n4-5=3 гр. пр. ( ПГ-4 +2КК)

n5-6=4 гр. пр. ( ПГ-4 +2КК)

n6-7=5 гр. пр. ( ПГ-4 +2КК)

n7-8=10 гр. пр. ( ПГ-4 +2КК)

4. Определяем коэффициент одновременности для приборов и групп приборов на каждом участке:

k0 1-2=1

k0 2-3=0,700

k0 3-4=0,560

k0 4-5=0,480

k0 5-6=0,430

k0 6-7=0,400

K0 7-8=0,340

5. Определяем расход газа на последний прибор и группу приборов в кухнях жилого дома, [м3/час]:

qi = Qп/Qнр (2.23)

где Qп - тепловая нагрузка прибора или групп приборов, [ккал/час]

Qнр - теплота сгорания газа [ккал/час]

Q2кк=120000 ккак/час

Qпг-4=19500 ккак/час

qпг-4 = 19500/33520=0,58 м3/час

qпг-4+2кк = 19500+120000/33520=4,16 м3/час

6. Определяем расчётный расход газа на каждом участке, [м3/час]:

Bр = n*k*q (2.24)

Bр 1-2=1*1*0,58=0,58 м3/час

Bр 2-3=1*0,700*4,16=2,91 м3/час

Bр 3-4=2*0,560*4,16=4,65 м3/час

Bр 4-5=3*0,480*4,16=5,99 м3/час

Bр 5-6=4*0,430*4,16=7,15 м3/час

Bр 6-7=5*0,400*4,16=8,32 м3/час

Bр 7-8=10*0,340*4,16=14,14 м3/час

7. Средние потери давления определяются по формуле, [Па/м]:

ДHср = ДHдоп/ ДHср (2.25)

где ДHдоп - допустимые потери давления во внутридомовой сети.

ДHдоп=350 Па/м

ДHср=350/29,2=11,98 Па/м

На основании данных расчётов по номограмме определяем оптимальный диаметр труб. Результат сводим в таблицу гидравлического расчёта (Таблица 2.2)

8. Определив диаметр труб по номограмме необходимо вычислить эквивалентную длину каждого участка.

9. Определяем виды местных сопротивлений с учётом переходов между диаметрами.

10. Вычисляем расчётные длины, [м]:

lр = lф+?ж*lэ (2.26)

lр 1-2 =1,2+1,95*0,22=1,62

lр 2-3 =6+5,2*0,6=9,12

lр 3-4 =3,5+1*0,55=4,05

lр 4-5 =3,5+1,35*0,57=4,26

lр 5-6 =2,7+1,5*0,75=3,71

lр 6-7 =5,9+1,8*0,95=7,61

lр 7-8 =6,4+1,2*0,1,4=8,08

11. Для определения суммарных потерь давления необходимо вычислить гидростатический напор на участках внутридомовой сети, [Па]:

Hг.н. = Z*( сг- св)*q (2.27)

где Z сумма длин вертикальных участков по расчётному направлению внутридомовой сети.

Z=16,1 м.

сг - плотность газа.

сг =072 кг/м3

св - плотность воздуха.

св=1,29 кг/м3

q - ускорение свободного падения (9,8 м/с)

Hг.н.=16,1(072-129)*9,8=-89,9 Па

Следовательно суммарные потери можно определить по формуле,[Па]:

?H =?( ДНф*lр)+Hп+Hсч+Hг.н. ?350 Па (2.28)

где Hп - потери давления перед последним газовым прибором, для

HПГ4=50 Па;

Hсч - потери давления на счётчике.

Так как кухни оборудованы счётчиками G-2,5, Нсч=50 Па

?H=153,67+50+50-89,9=163,77 Па?350 Па

Так как суммарные потери не превышают допустимых потерей. Гидравлический расчёт выполнен верно.

2.6 Определение расходов газа на технологические нужды

Годовой баланс газораспределительных организаций может быть предоставлен в виде уравнения, связывающего статьи прихода и расхода газового топлива, [м3] .

Qп= Qсн + Qтн + Qав + Qпт + Qпр (2.29)

где Qп - количество поступающего газа от поставщика.

Qсн - количество газа расходуемое на собственные нужды.

Qтн - количество газа расходуемое на технические нужды.

Qав - количество газа на проведении аварийных работ.

Qпт - количество газа расходуемое на потери в системах газораспределения.

Qпр - количество газа реализованного газораспределительной организацией промышленным потребителям и населению.

Расходы газа на проведение регламентных (плановых) работ предусмотренными действующими в РФ нормативно техническим документам по газоснабжению:

1. Продувка газом газопроводов и оборудования при в воде в эксплуатацию (в том числе и после текущего, капитального ремонта) наружных и внутренних газопроводов, ГРП, ШРП, ГРУ, внутридомового газового оборудования, газифицированных катальных, технического оборудования ГНС, АГЗС, групповых резервуарах и баллонных установок;

2. Периодическое техническое обслуживание оборудования ГРП, ШРП, ГРУ (проверка параметров настроек запорных и сбросных клапанов);

3.Переодическое техническое обслуживание газового оборудования, котельных, и оборудования ГНС, АГЗС, групповых резервуарных установок и т.д.

Расход газа на проведения аварийных работ:

1. Ремонт и пуска наладка на наружных газопроводах.

2. Ремонт и пуска наладка на внутридомовых газопроводах.

3. Ремонт газопроводов и оборудования ГРП, ГРУ и котельных.

4. Ремонт газопроводов и технологического оборудования ГНС, АГЗС, групповых резервуарных и баллонных установок.

При в воде газопроводов и оборудования в эксплуатацию следуют проводить продувку газом до полного вытеснения всего воздуха.

Расход газа для продувки определяется, [м3]:

Qпр =(0,0029*Vc*k(Pa+Pt))/(273+tг) (2.30)

Vc - внутренний объём продуваемых газопроводов и оборудования, [м3] .

V=(Пd2/4)*L

Vc=(П*(dH -2S)2/4)*L

Vc159 =(3,14*(0,159-0,004*2)2/4)*361,5=6,47 м3

Vc108 =(3,14*(0,108-0,004*2)2/4)*79,7=0,63 м3

Vc89=(3,14*(0,089-0,003*2)2/4)*38,2=0,21 м3

Vc76=(3,14*(0,076-0,003*2)2/4)*123=0,47 м3

Vc57=(3,14*(0,057-0,003*2)2/4)*38,4=0,08 м3

УVc=6,47+0,63+0,21+0,47+0,08=7,86 м3

k - поправочный коэффициент 1,06.

Pa - атмосферное давление101325 Па

Pt - избыточное давление газа в газопроводе при продувке (для сетей низкого давления не более 0,1 мПа) 100000 Па.

tг - температура газа при продувке не менее 50С (принимаем 100С)

Qпр =(0,0029*7,86*1,06(101325+100000)/(273+10) =17,188 м3

Определение расхода газа на ремонтные работы связанные с отключением оборудования и участков газопроводов складывается из количества газа удаляемого из оборудования и газопровода , а также расхода газа на их последующее заполнение, продувку и определение по формуле, [м3]:

Qпр =(0,0029*(1+К)*Vc*(Pa+Pt))/(273+tг) (2.31)

Qпр =(0,0029*(1+1.06)*7,86*(101325+100000))/(273+10) =33,40 м3

Поправочный коэффициент k - учитывает реальное увеличение расхода газа на продувку связанное со сложностью определения момента завершение продувки. Коэффициент может быть уменьшен в зависимости от технической оснащенности эксплуатационной организации и квалификации персонала (при использовании переносных газоанализаторов).

Определение расхода газа на регулировку и настройку газового оборудования перед в вводом его в эксплуатацию определяется, [м3]

Qшрп =((9,24*d2* ф*(Pг/ с)0,5*(Pа+Pг))/(273+tг) (2.32)

где d - внутренний диаметр продувочной свечи, [м]

ф - время регулировки и настройки, [час];

с - плотность газа, [кг/м3] ;

Pг - давление газа для настройки оборудования (избыточное), [Па];

tг - температура газа в ШРП.

Принимаем избыточное давление для регулировки оборудования 2 200 Па.

Pг=2200 Па

tг шрп=120С

Время регулировки и настройки составляет 15 минут (0,25 часа)

ф =0,25 час.

dпр св=26,8х2,8 следовательно d=26,8*5,6=21,2 мм. (0,0212 м.)

с=0,72 кг/м3

Qшрп =(9,24*0,02122*0,25*(2200/0,72)0,5*(101325+2200))/273+12 =20,8 м3

Потери газа при проведении аварийно-восстановительных работ на наружных сетях внутридомовых газопроводов и ГРП во время ликвидации аварий связанных с разгерметизацией газопроводов и оборудования определяется, [м3]:

Qпр =(0,0029*Vc*k(Pa+Pt))/(273+tг) (2.33)

l21,3х2,8=2,4*5=12,0 м.

l26,8х2,8=25,7+27,7=55,0 м.

l33,5х3,2=5,0 м.

l42,3х3,2=5,5 м.

l57х3=6,6 м.

V21,3х2,8=(3,14*(0,0213-0,0028*2)2/4)*12=0,0023 м3

V26,8х2,8=(3,14*(0,0268-0,0028*2)2/4)*55=0,019 м3

V33,5х3,2=(3,14*(0,0335-0,0032*2)2/4)*5=0,0028 м3

V42,3х3,2=(3,14*(0,0423-0,0032*2)2/4)*5,5=0,0055 м3

V57х3==(3,14*(0,057-0,003*2)2/4)*6,6=0,013 м3

УVc=0,0426 м3

Qвдго=(0,0029*0,0426*1,06*(101325+100000))/(273+10)=0,09 м3

При определении расходов газа на аварийно-восстановительные работы учитываем:

1. Диаметр продуваемых свечей

Ду=32 мм.

2. Температуру газа

t=100C

3. Общую длину продуваемых участков

l=9,5 м.

Vс шрп ав. в. раб.=(3,14*(0,0322)/4)*9,5 =0,008 м3

Qшрп ав. в. раб.=(0,0029*0,008*1,06*(101325+100000))/(273+10)=0,017 м3

2.7 Прогнозная модель отказов на участке распределительных газопроводов

Расчёт показателей надёжности системы газораспределения осуществляется на основе данных о вероятных отказах элементов системы газораспределения.

Рассматриваемый газопровод условно разбиваем на участки характеризующиеся постоянным диаметром, сроком службы, способом и условиями эксплуатации. Для каждого участка определяем значение локальной интенсивности отказов.

Для расчёт локальной интенсивности отказа участка распределительной сети разработана прогнозная модель.

Прогнозная модель отказов - это набор методов, алгоритмов и данных которые в зависимости от характеристик участка газопровода позволяют рассчитать значение интенсивности отказов.

Для целей расчёта отказа прогнозной модели по причине возникновения фактора классифицируются следующим образом.

1. Фактор антропогенного воздействия (наезды транспорта, повреждения при строительных работах;

2. Природного воздействия (землетрясения, паводки, ледяные закупорки);

3. Коррозия;

4. Дефекты (заводской брак, низкое качество строительных работ, нарушение режимов эксплуатации)

В случае коррозии прогнозная модель выражается:

щ=0,00524*(1,4*10-7*x3-4,9*10-6*x2+9,3*10-5*x)/0,00141 (2.34)

где x = Tэкс*Bкор

Tэкс - срок эксплуатации газопровода (принимаем за 40 лет)

Tэкс=40 лет

Bкор - коэффициент коррозийной активности среды

Bкор=1,25

x=40*1,25=50

щкор=0,00524*(1,4*10-7*503-4,9*10-6*502+9,3*10-5*50)/0,00141=0,037 км/г

В результате антропогенного воздействия выражается:

щ=0,00344*(1,4*10-7*x3-4,9*10-6*x2+9,3*10-5*x)/0,00141 (2.35)

щантроп=0,00344*(1,4*10-7*503-4,9*10-6*502+9,3*10-5*50)/0,00141=0,024 км/г

В результате природного воздействия выражается:

щ=0,00017*(1,4*10-7*x3-4,9*10-6*x2+9,3*10-5*x)/0,00141 (2.36)

щприрод=0,00017*(1,4*10-7*503-4,9*10-6*502+9,3*10-5*50)/0,00141=0,0011 км/г

В результате дефектов выражается:

щ=0,00107*(1,4*10-7*x3-4,9*10-6*x2+9,3*10-5*x)/0,00141 (2.37)

щприрод=0,00107*(1,4*10-7*503-4,9*10-6*502+9,3*10-5*50)/0,00141=0,0075 км/г

2.8 Расчет и построение графика ППР ВДГО

Определяем общий объём работ выполненных в у.е.

ПГ-4 - 1 у.е

2КК - 3 у.е.

Объём работ по обслуживанию составляет:

V=n*k

где n - количество квартир в доме;

k - норма времени в у.е.

V=405*(1+3)=1620 у.е.

Работы производятся в течение месяца апреля, в месяце 21 рабочий день.

Работы ведутся в квартале по следующим улицам:

ул. Ясная

ул. Крайняя

пер. Орловский

Выполняем подсчёт работ по обслуживанию по каждой улице.

Vул. Ясная=(60+60)*4=480

Vул. Крайняя=(30+60+60+75)*4=900

Vпер. Орловский=60*4=240

Определяем дневной объём работ, [у.е.]:

N = Vобщ/nдней (2.34)

N=1620/21=77,14 =>78 у.е.

Принимаем состав бригады слесарей исходя их средней нормы выработки слесаря.

Средняя дневная норма выработки слесарей:

слесарь 2-го разряда - 13 у.е.

слесарь 3-го разряда - 15 у.е.

слесарь 4-го разряда - 17 у.е.

слесарь 5-го разряда - 19 у.е.

Распределяем слесарей в течение всего месяца так, чтобы она бригада в среднем в день вырабатывала не менее чем определённый дневной объём работ.

Бригада состоит из:

слесарь 2-го разряда - 1 чел

слесарь 3-го разряда - 1 чел.

слесарь 4-го разряда - 1 чел

слесарь 5-го разряда - 1 чел.

Всего 64 у.е.

Определяем количество дней работы бригады на каждом объекте, [дн]:

tул.=V/N (2.35)

tул. Ясная=480/78=6 дн.

tул. Крайняя=900/78=12 дн.

tул. Ясная=240/78=3 дн.

Составляем месячный график для бригады слесарей.

2.9 План локализации и ликвидации аварии

Работы по локализации и ликвидации аварий и аварийных ситуаций должны производиться в соответствии с "Планом локализации и ликвидации возможных аварий", разрабатываемым для АДС и ее филиалов, дежурных бригад газовых служб предприятий, эксплуатационного персонала, участвующего в выполнении аварийных работ применительно к местным условиям. При организации дежурства работников филиалов АДС и газовых служб на дому дополнительно должна быть разработана система оповещения и сбора руководителя и членов аварийной бригады к месту аварии (аварийной ситуации) в течение 40 минут.

План локализации и ликвидации возможных аварий предусматривает:

- охват возможных аварийных ситуаций, связанных с использованием газа;

-четкое описание действий персонала АДС, работников эксплуатационных служб при выполнении работ по локализации и ликвидации каждого возможного вида аварий, аварийной ситуации;

- мероприятия по спасению людей и материальных ценностей;

-условия взаимодействия АДС с эксплуатационными службами эксплуатационной организации и других ведомств (организаций);

- штатный состав службы, бригады и подготовку работников.

При аварийных вызовах "Запах газа" в плане следует предусмотреть использование современных приборов для локализации аварий с целью:

- контроля фоновой концентрации углеводородных газов для обнаружения зон с опасной концентрацией 0,5% по объему, сигнализаторами взрывозащищенного исполнения с диапазоном измерения 0,3% по объему и предупредительной сигнализацией на 1% по объему. Сигнализаторы должны сохранять работоспособность в диапазоне температур от минус 45 °С до 45 °С (в зависимости от климатических зон);

- определения мест утечек газа в замкнутом пространстве из наружных газопроводов и газопотребляющих установок приборами взрывозащищенного исполнения с диапазоном измерения от 0,01 до 2,5% по объему с предупредительной сигнализацией 1,0% по объему;

- выявления утечки газа из подземного газопровода высокочувствительными газоиндикаторами с принудительным пробоотбором и максимальной чувствительностью не ниже 0,001% по объему с сохранением работоспособности в диапазоне температур от минус 20 °С до 45 °С;

- определения мест утечек газа из подземных газопроводов методом зондового бурения. Для замера концентрации газа в каждой бурке применяются приборы с диапазоном измерения 0-100% по объему. Бурка, где накапливается наибольшая концентрация газа за заданное время, находится ближе к месту повреждения газопровода;

- определения места для отключения газопровода (крышек колодцев, коверов, скрытых под слоем грунта, снега, асфальта), аппаратурой для определения трассы и глубины заложения газопровода (металлоискателями). Приборы должны сохранять работоспособность в интервале температур от минус 20 °С до 45 °С;

- определения природы метана переносным хроматографом, определяющим в пробах с концентрацией метана до 0,5 % по объему наличие тяжелых углеводородов.

Работы по локализации и ликвидации аварий (аварийных ситуаций) выполняются в любое время суток под руководством специалистов. Способы временного устранения утечек из газопроводов при локализации аварий устанавливаются требованиями ПБ 12-529 и настоящим OCT. 153-39.3-051-2003

При выполнении работ бригадами АДС составление наряда-допуска на выполнение газоопасных работ не требуется.

Дежурный персонал АДС, принявший аварийную заявку, информирует заявителя о необходимых мерах по обеспечению безопасности до прибытия аварийной бригады и высылает на объект бригаду.

На месте аварии (аварийной ситуации) руководитель работ должен:

- ознакомившись с обстановкой, немедленно приступить к выполнению мероприятий, предусмотренных оперативной частью плана ликвидации аварии и руководить работами по ликвидации аварии;

- проверить, вызваны ли необходимые технические средства, службы города, оповещены ли должностные лица;

- обеспечивать выполнение мероприятий, предусмотренных оперативной частью плана;

- докладывать в АДС об обстановке и при необходимости просить вызывать дополнительные средства.

При повреждениях подземных газопроводов (ввода или распределительного) или сооружений на них, сопровождающихся выходом газа, аварийная бригада должна провести тщательное обследование всех прилегающих к месту утечки подземных сооружений и зданий, расположенных в радиусе 50 м от места утечки с целью проверки на загазованность. При наличии газа должны быть приняты следующие первоначальные меры:

- снижение давления газа в сети;

- прекращение подачи газа потребляющим агрегатам и установкам;

- отключение от действующей сети поврежденного участка газопровода;

- вентиляция естественная или принудительная загазованных помещений и сооружений;

- недопущение в загазованных зонах, помещениях включения и выключения электроприборов, пользования открытым огнем, нагревательными приборами;

- ограждение и охрана загазованных помещений, зон с целью предотвращения проникновения туда посторонних лиц и внесение открытого огня.

Наличие газа в загазованных помещениях, а также зданиях и подземных сооружениях в радиусе 50 м должно проверяться прибором периодически в течение всего времени ликвидации аварийной ситуации.

При обнаружении утечки газа в арматуре газопроводов, установленной в газовых колодцах, должна быть организована вентиляция колодца и контроль на загазованность колодцев смежных коммуникаций и подвалов зданий, расположенных в 15-метровой зоне от колодца с утечкой газа.

Отбор проб воздуха следует производить из верхних зон для природного газа и из нижних зон (на высоте 30 см от пола) для СУГ.

Если при выполнении работ по устранению утечки из газопровода или газоиспользующего оборудования производилось отсоединение участка газопровода от газораспределительной сети или были приняты меры по временному устранению утечки, то последующее присоединение этого участка газопровода к действующей газораспределительной сети и возобновление подачи газа должна производить специализированная ремонтная (эксплуатационная) служба ГРО.

Если газовые приборы и оборудование отключались АДС, то после ликвидации аварии эта служба должна подключить их вновь.

При прибытии очередной смены АДС для продолжения работ по устранению аварии руководитель работающей смены должен проинформировать руководителя прибывшей смены о характере аварии и принятых мерах по ее ликвидации.

Работы по ликвидации аварии или аварийной ситуации считаются законченными после выявления утечки газа и исключения возможности проникновения его в помещения и сооружения.

Аварийно-восстановительные работы (при необходимости) и подключение отключенных АДС объектов выполняет ремонтная бригада эксплуатационной организации.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. РД 153-39.4-079-01 методика определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства

2. Р Газпром 2-2.3-485-2010 Расчет показателей надежности системы газораспределения

3.ФЗ№184 от 27.12.2002 « О техническом регулировании»

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

5.ОСТ 153-39.3-051-2003 Техническая эксплуатация газораспределительных систем

6. Типы коррозии и защиты трубопроводных сетей Волгоград 2004 В,Н. Ткаченко

7. Методические указания по выполнению курсового проекта на тему: «Реализация технологических процессов эксплуатации систем газораспределения» разработаны в соответствии с требованиями государственного образовательного стандарта третьего поколения среднего профессионального образования к качеству подготовки специалистов специальности 270841 «Монтаж и эксплуатация оборудования и систем газоснабжения».

8. ГОСТ Р 54983-2012

9. ГОСТ Р 54983-2012

10. ГОСТ Р 54983-2012

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Коэффициент одновременности действия приборов вычисляем с применением формулы интерполяции по таблице

К(а) =((d-c) /(y-x)) * (a-x) + c

К(а 3-4) =((0,150-0,185) /(400-100)) * (120-100) + 0,185 = 0,182

К(а 4-5) =((0,150-0,185) /(400-100)) * (150-100) + 0,185 = 0,179

К(а 5-6) =((0,150-0,185) /(400-100)) * (165-100) + 0,185 = 0,177

К(а 6-7) =((0,150-0,185) /(400-100)) * (180-100) + 0,185 = 0,175

К(а 7-8) =((0,150-0,185) /(400-100)) * (195-100) + 0,185 = 0,173

К(а 8-9) =((0,150-0,185) /(400-100)) * (210-100) + 0,185 = 0,172

К(а 9-10) =((0,150-0,185) /(400-100)) * (225-100) + 0,185 = 0,170

К(а 10-11) =((0,150-0,185) /(400-100)) * (225-100) + 0,185 = 0,170

К(а 11-12) =((0,150-0,185) /(400-100)) * (255-100) + 0,185 = 0,166

К(а 12-13) =((0,150-0,185) /(400-100)) * (375-100) + 0,185 = 0,152

К(а 16-17) =((0,215-0,230) /(50-40)) * (45-40) + 0,230 = 0,222

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Расчетный расход газа на каждом из участков сети, м3/ч:

Вр1-2 = 4,16 * 0,203 * 60 = 50,66 м3/ч

Вр2-3 = 4,16 * 0,187 * 90 = 70,01 м3/ч

Вр3-4 = 4,16 * 0,182 * 120 = 90,85 м3/ч

Вр4-5 = 4,16 * 0,179 * 150 = 111,69м3/ч

Вр5-6 = 4,16 * 0,177 * 165 = 121,49м3/ч

Вр6-7 = 4,16 * 0,175 * 180 = 131,04м3/ч

Вр7-8 = 4,16 * 0,173 * 195 = 140,33м3/ч

Вр8-9 = 4,16 * 0,172 * 210 = 150,25м3/ч

Вр9-10 = 4,16 * 0,170 * 225 = 159,12м3/ч

Вр10-11 = 4,16 * 0,170 * 225 = 159,12м3/ч

Вр11-12 = 4,16 * 0,166 * 255 = 176,09м3/ч

Вр12-13 = 4,16 * 0,152 * 375 = 237,12м3/ч

Вр13-14 = 4,16 * 0,150 * 405 = 252,72м3/ч

Вр15-16 = 4,16 * 0,250 * 30 = 31,2м3/ч

Вр16-17 = 4,16 * 0,222 * 45 = 41,55м3/ч

Вр17-12 = 4,16 * 0,182 * 120 = 90,85м3/ч

Вр18-19 = 4,16 * 0,250 * 30 = 31,2м3/ч

Вр19-17 = 4,16 * 0,203 * 60 = 50,66м3/ч

ПРИЛОЖЕНИЕ В

Согласно масштабу генплана М1:500, определяем фактические длины каждого из участков сети:

lф 1-2 = 43,1 м;

lф 2-3 = 32,3 м;

lф 3-4 = 36,3 м;

lф 4-5 = 32,3 м;

lф 5-6 = 20,6 м;

lф 6-7 = 15,8 м;

lф 7-8 = 15,8 м;

lф 8-9 = 15,8 м;

lф 9-10 = 15,8 м;

lф 10-11 = 94,9 м;

lф 11-12 = 7,8 м;

lф 12-13 = 24,4 м;

lф 13-14 = 49,8 м;

lф 15-16 = 32,3 м;

lф 16-17 = 7,6 м;

lф 17-12 = 34,8 м;

lф 18-19 = 32,3 м;

lф 19-17 = 40,4 м;

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

Расчетная длина участка составит:

lр 1-2 = 43,1*1,1= 47,4 м;

lр 2-3 = 32,3*1,1= 35,5 м;

lр 3-4 = 36,3*1,1= 39,9 м;

lр 4-5 = 32,3*1,1= 35,5 м;

lр 5-6 = 20,6*1,1= 22,6 м;

lр 6-7 = 15,8*1,1= 17,3 м;

lр 7-8 = 15,8*1,1= 17,3 м;

lр 8-9 = 15,8*1,1= 17,3 м;

lр 9-10 = 15,8*1,1= 17,3 м;

lр 10-11 = 94,9*1,1= 104,3 м;

lр 11-12 = 7,8*1,1= 8,58 м;

lр 12-13 = 24,4*1,1= 26,8 м;

lр 13-14 = 49,8*1,1= 54,7 м;

lр 15-16 = 32,3*1,1= 35,5 м;

lр 16-17 = 7,6*1,1= 8,36 м;

lр 17-12 = 34,8*1,1= 38,2 м;

lр 18-19 = 32,3*1,1= 35,5 м;

lр 19-17 = 40,4*1,1= 44,4 м;

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

По номограмме по средним потерям давления и расчетному расходу газа выбираем оптимальный диаметр трубы для каждого из участков тупиковой сети, после чего определяем фактическую потерю давления на единицу длины участка. Средняя потеря давления на единицу длины расчетного направления составляет, Па/м:

ДНср1-2-3-4-5-6-7-8-9-10-11-.12-13-14 = 250 / 444,4= 0,56 Па/м;

ДНср15-16-17-12 = (250 - (18,76+43,76) / 82,06 = 2,28Па/м;

ДНср18-19-17 = (250 - (95,5+18,76+43,76)) / 79,9= 1,15Па/м;

Размещено на Allbest.ru

...