Скачать

Проект производства работ на монтаж газопровода частного сектора

Программа "Газификация Удмуртской Республики" разработана с учетом контрольных цифр федеральной целевой программы "Газификация России". В нее входит осуществление комплексных мероприятий по обеспечению большей части населения, объектов промышленности, энергетики и жилищно-коммунального хозяйства, других потребителей топлива природным газом, направленных на повышения уровня жизни населения, на сокращение расходов бюджета, связанных с оплатой энергетических ресурсов для отраслевой социальной сферы и населения, а также на создание условий для оздоровления и дальнейшего развития народного хозяйства республики за счет использования эффективных топливно-энергетических ресурсов максимально возможным числом потребителей.

Улучшение экологической обстановки в городах и населенных пунктах за счет сокращения вредных выбросов в атмосферу.

Состояние и уровень газификации городов и районов республики оказывают существенное влияние на социальное и экономическое развитие республики на качественный уровень жизни населения, на состояние экономики региона в целом, являясь одним из наиболее значимых факторов повышения эффективности энергоснабжения. В целом по республике только очевидные ежегодные потери от низкого уровня газификации жилья природным газом для республиканского консолидированного бюджета составляют порядка 40 млн.руб.(в новом исчислении) в виде предусматриваемых в бюджете дотаций населению на сжиженный газ, уголь, дрова. Применение природного газа, позволяющее по сравнению с другими видами топлива сократить текущие расходы на энергоресурсы по меньшей мере на одну треть, представляется наиболее эффективным способом устранения дефицита энергоресурсов.

1. Расчетно-технический раздел

1.1 Исходные данные и характеристики объекта

Село Можга городского типа, административно-хозяйственный и культурный центр совхоза "Можга", расположен к северо-востоку от города Можги на железнодорожной магистрали союзного значения Казань-Свердловск. Расстояние по железной дороге от поселка до районного центра г. Можги-17 км, до г. Ижевска-75 км.

Кроме железной дороги рядом с поселком Чумайтло проходит автомагистраль республиканского значения Казань-Можга-Ижевск.

Экономический профиль поселка определяют такие промышленные предприятия : известковый завод, торфопредприятие, хлебопищевой завод, филиал фабрики "Красная звезда".

Село Можга характеризуется умеренно-континентальным климатом с теплым летом продолжительной холодной зимой.

Тип грунта в районе строительства-суглинок.

Для разработки проекта предоставлен топографический план, разработанный в единой государственной системе координат.

В жилой застройке газифицируются 62 одноквартирных жилых дома. В каждом доме установлены бытовые газовые приборы : 4-горелочная плита ПГ4-ВК, проточный водонагревательный аппарат ВПГ-20-1-3-П и отопительный комбинированный аппарат АКГВ-20.

1.2 Характеристика газа и климатические данные

Характеристика природного газа "Уренгойского" месторождения сведена в таблице

Таблица 2.1 Параметры газовой смеси "Уренгойского" месторождения.

Температура холодной пятидневки tп=-34ºС

Продолжительность отопительного периода Zо.п.=222 дня

Средняя температура отопительного периода tср.=-5.6ºС

1.3 Расчет параметров газового топлива.

Определяется плотность газовой смеси по формуле:

ρ = 0,01 ∙ ∑ yi ∙ ρ I, (кг/м³)(2.1)

где, уi – молекулярная концентрация i-го компонента в паровой фазе;

ρi – плотность газа (кг/м³).

Ρ = 0,01 ∙ ∑ уi ∙ ρi = 0,01 (0,3 ∙ 1,977 + 98,40 ∙ 0,717 + 0,1 ∙ 1,356 + 1,2 ∙ 1,251) = = 0,728 (кг/м³);

Определяется низшая теплота сгорания газовой смеси по формуле:

Q_н^р = 0,01 ∑ уi ∙ Q_н^р , (кДж/м³)(2.2)

где, Q_н^р – низшая теплота сгорания газовой смеси (кДж/м³).

Q_н^р = 0,01 ∑ уi ∙ Q_н^р = 0,01 (98,40 ∙ 35832 + 0,1 ∙ 63768) = 35322,46 (кДж/м³).

Определяется теоретически необходимый расход воздуха для горения 1 м³ газовой смеси по формуле:

V_возд = 0,01 ∑ yi ∙ V_воздi, (м³/м³)(2.3)

где, V_воздi – расход воздуха определенного газа, (м³/м³).

V_возд = 0,01 ∑ yi ∙ V_воздi = 0,01 ∙ (98,40 ∙ 9,52 + 0,1 ∙ 16,66) = 9,384 (м³/м³);

Определяется низший предел взрываемости по формуле:

L_н = 100 / ∑ (yi / L_н), (%)(2.4)

где, L_н – нижний предел взрываемости компонента (%).

L_н = 100 / ∑ (yi / L_н) = 100 / (98,40 ÷ 5 + 0,1 ÷ 3) = 5,1 %;

Определяется верхний предел взрываемости по формуле:

L_в = 100 / ∑ (yi / L_в), (%)(2.5)

где, L_в – верхний предел взрываемости компонента (%).

L_в = 100 / ∑ (yi / L_в) = 100 / (98,40 ÷ 15 + 0,1 ÷ 12,5) = 15,2 %;

Определяется балласт по формуле:

б = 0,01 ∙ ∑ yi, (%) (2.6)

где, б – балласт (%).

Б = 0,01 ∙ ∑ yi = 0,01 ∙ (0,3 + 1,2) = 0,015 %;

Определяется низший предел взрываемости с учетом балласта по формуле:

L_н^б = (L_н ∙ (1+(б/1-б)) ∙ 100) / (100 + L_н(б/1-б)), (%) (2.7)

где, L_н^б – низший предел взрываемости балласта (%)

L_н^б = (L_н ∙ (1+(б/1-б)) ∙ 100) / (100 + L_н(б/1-б)) = (5,1 ∙ 1,015 ∙ 100) / (100 + 5,1∙ ∙0,015) = 5,17 %;

Определяется верхний предел взрываемости с учетом балласта по формуле:

L_в^б = (L_в ∙ (1+(б/1-б)) ∙ 100) / (100 + L_в(б/1-б)), (%) (2.8)

где, L_в^б – верхний предел взрываемости балласта (%)

L_в^б = (L_в ∙ (1+(б/1-б)) ∙ 100) / (100 + L_в(б/1-б)) = (15,2 ∙ 1,015 ∙ 100) / (100 + 15,2 ∙ 0,015) = 15,39 %;

Плотность газа = 0,728 (кг/м³)

Таблица 2.2 Основные параметры газовой смеси Уренгойского месторождения

Таблица 3.1 Расчет расхода газа для участков сети

1.4 Расчет потребления газа частным сектором

Расчетный часовой расход газа Q_d^h (м³/ч) определяется по сумме номинальных расходов приборами или группой приборов q_nomi (м³/ч), и определяются по формулам:

Q_d^h = ∑ k_sim ∙ q_nom ∙ n_i , (м³/ч)(3.1)

где, k_simi – коэффициент одновременности действия приборов,

n_i – число однотипных приборов,

q_nom – номинальный расход газа приборами (м³/ч)

q_nom = (N_nom ∙ 3600)/Q_н^р , (кВт)(3.2)

где, N_nom – номинальная тепловая мощность горелки газового прибора (кВт),

Q_н^р – расчетный расход газа местного населенного пункта, снабжаемого природным газом Уренгойского месторождения (м³/ч).

Q_р = 0,55 ∙ Q_n , (м³/ч)(3.3)

где, 0,55 – коэффициент, зависящий от соотношения между путевым и транзитным расходами и числа мелких потребителей, составляющих путевую нагрузку;

Q_n – путевой расход газа, (м³/ч).

Q_т = ∑ Q_п , (м³/ч)(3.4)

где, Q_т – транзитный расход газа (м³/ч),

∑ Q_п – сумма предыдущих путевых расходов (м³/ч)

Q_р = 0,55 ∙ Q_п + Q_т , (м³/ч)(3.5)

Основными приборами являются бытовые приборы: 4-горелочные плиты повышенной комфортности (ПГ4-ВК), газовые проточные водонагреватели (ВПГ-20-1-3-П), отопительные емкостные водонагреватели (АКГВ-20).

Определим расход газа расчетными участками наружного газопровода.

Расчет сводится в таблицу 3.1

Определяется номинальный расход для ПГ4-ВК:

q^ПГ4-ВК_nom = (N_nom ∙ 3600)/Q_н^р = (13,6 ∙ 3600)/35322 = 1,39 (м³/ч);

N_nom = 2 ∙ 1,9 + 2,8 + 0,7 + 0,09 ∙ 70 = 13,6 (кВт);

Определяется номинальный расход газа для ВПГ-20-1-3-П:

q^{ВПГ-20-1-3-П}_nom = (N_nom ∙ 3600)/Q_н^р = (20,93 ∙ 3600)/35322 = 2,13 (м³/ч);

N_nom = 20,93 (кВт);

Определяется номинальный расход газа для АКГВ-20:

q^АКГВ-20_nom = (N_nom ∙ 3600)/Q_н^р = (23,41 ∙ 3600)/35322 = 2,38 (м³/ч);

N_nom = 23 + 0,41 = 23,41 (кВт).

Определяется сумма номинальных расходов приборов:

Q_d^h = ∑ k_sim ∙ q_nom ∙ n_i = 0,1974 ∙ 1,39 ∙ 62 + 0,1974 ∙ 2,38 ∙ 62 + 0,85 ∙ 2,13 ∙ 62 = 158,39 (м³/ч).

Для тупикового участка:

3-9 Q_n = Q_d^h = 0,85 ∙ 2,4 ∙ 17 + 0,292 ∙ (1,4 + 2,1) ∙ 17 = 52,05 (м³/ч),

Q_р = 0,55 ∙ Q_n = 0,55 ∙ 52,05 = 28,63 (м³/ч);

3-4 Q_n = Q_d^h = 0,85 ∙ 2,4 ∙ 18 + 0,288 ∙ (1,4 + 2,1) ∙ 18 = 54,86 (м³/ч),

Q_р = 0,55 ∙ 54,86 = 30,17 (м³/ч);

6-8 Q_n = Q_d^h = 0,85 ∙ 2,4 ∙ 11 + 0,292 ∙ (1,4 + 2,1) ∙ 11 = 33,68 (м³/ч),

Q_р = 0,55 ∙ 33,68 = 18,52 (м³/ч);

6-7 Q_n = Q_d^h = 0,85 ∙ 2,4 ∙ 3 + 0,480 ∙ (1,4 + 2,1) ∙ 3 = 11,16 (м³/ч),

Q_р = 0,55 ∙ 11,16 = 6,14 (м³/ч);

1-5 Q_n = Q_d^h = 0,85 ∙ 2,4 ∙ 6 + 0,392 ∙ (1,4 + 2,1) ∙ 6 = 20,47 (м³/ч),

Q_р = 0,55 ∙ 20,47 = 11,26 (м³/ч);

Для транзитных участков:

2-6 Q_n = Q_d^h = 0,85 ∙ 2,4 ∙ 7 + 0,370 ∙ (1,4 + 2,1) ∙ 7 = 23,34 (м³/ч),

Q_тр = Q_n(6-8) + Q_n(6-7) = 33,68 + 11,16 = 44,84 (м³/ч),

Q_р = 0,55 ∙ Q_n + Q_тр = 12,84 + 44,84 = 57,68 (м³/ч);

2-3 Q_тр = Q_n(3-9) + Q_n(3-4) = 52,05 + 54,86 = 106,91 (м³/ч),

Q_р = 106,91 (м³/ч);

1-2 Q_тр = Q_n(3-9) + Q_n(3-4) + Q_n(6-8) + Q_n(6-7) + Q_n(2-6) = 52,05 + 54,86 + 33,68+ 11,16 + 23,34 = 175,09 (м³/ч),

Q_р = 175,09 (м³/ч);

0-1 Q_тр = Q_n(3-9) + Q_n(3-4) + Q_n(6-8) + Q_n(6-7) + Q_n(2-6) + Q_n(1-5) = 52,05 +54,86 + 33,68 + 11,16 + 23,34 + 20,74 = 195,56 (м³/ч).

1.5 Выбор и обоснование систем газоснабжения

Для газификации поселка принята тупиковая система газоснабжения. Для газопровода подобраны оптимальные диаметры труб в соответствии с расчетным расходом газа жилой застройки. Общая протяженность сетей газоснабжения составило 2002 метров.

Прокладка газопроводов предусмотрена подземная на глубине не менее 0,8 метров. Для стальных газопроводов в местах, где не предусмотрено движение транспорта и сельскохозяйственных машин (межпоселковые газопроводы), глубину прокладки допускается уменьшить до 0,6 метров. Надземные газопроводы следует прокладывать на отдельно стоящих опорах, этажерках и колоннах из негорючих материалов или по стенам зданий. Высоту прокладки надземных газопроводов следует принимать в соответствии с нормативными требованиями. На свободной территории вне проезда транспорта и прохода людей допускается прокладка газопроводов на низких опорах на высоте не менее 0,35 м от земли до низа трубы.

Толщина стенки трубы должна быть не менее 3 мм для подземных и наземных в обваловании газопроводов и 2 мм для надземных и наземных без обвалования. Для строительства систем газоснабжения следует применять стальные прямошовные и спиральношовные сварные и бесшовные трубы, изготовленные из хорошо сваривающейся стали. Для внутридомовых газопроводов допускается применять трубы стальные водогазопроводные по ГОСТ 3262-75. Для наружных газопроводов трубы стальные электросварные прямошовные по ГОСТ 10704-91. При подземной прокладке газопроводов целесообразно применение полиэтиленовых труб с маркировкой "GAZ". Соединительные части и детали для систем газоснабжения следует предусматривать из спокойной стали (литые, кованые, штампованные, гнутые или сварные). Соединительные части и детали систем газоснабжения допускается изготовлять из стальных бесшовных и прямошовных сварных труб или листового проката, металл которых отвечает техническим требованиям. Фланцы, применяемые для присоединения к газопроводам арматуры, оборудования и приборов, должны соответствовать ГОСТ 12820-80 и ГОСТ 12821-80.

В разрабатываемом проекте определены места установки отключающих устройств и их тип. Для безопасной эксплуатации отключающая арматура защищена оградой, выполненной из стального проката и сетки рабица по типовой разработке.

Установка газовых плит в жилых домах предусматривается в помещениях кухонь высотой не менее 2,2 м, имеющих окно с форточкой, вытяжной вентиляционный канал и естественное освещение.

Внутренний объем помещений кухонь должен быть, м³, не менее:

- для газовой плиты с 2 горелками – 8;

- для газовой плиты с 3 горелками – 12;

- для газовой плиты с 4 горелками – 15.

Для горячего водоснабжения устанавливают проточные или емкостные газовые водонагреватели, а для отопления – емкостные газовые водонагреватели, малолитражные отопительные котлы.

Установка водонагревателей, отопительных котлов и отопительных аппаратов предусматривается в кухнях и нежилых помещениях. Установка газовых приборов в ванных комнатах не допускается.

Установка газовых проточных водонагревателей предусматривается на стенках из негорючих материалов на расстоянии не менее 2 см от стены.

1.6 Гидравлический расчет газопроводов низкого давления

Методика расчета тупиковых газовых сетей низкого давления.

Суммарную потерю давления газа от ГРП до наиболее удаленного прибора принимают равной 180 даПа, причем считают, что 120 даПа приходится на уличные и внутриквартирные газопроводы, а 60 даПа – на дворовые и внутренние.

Зная общий расход газа и длину расчетных участков, определяют удельный путевой расход на 1 м распределительной сети.

Путевые расходы находят, перемножая удельные путевые расходы газа на длину соответствующих участков сети.

Удельные потери давления для самой протяженной магистрали рассчитывают по формуле ∆p/1,1∑l.

Потери на местные сопротивления принимают равными 10% от потерь на трение.

Так как точка пересечения линий, соответствующих расходу и удельным потерям давления, на номограмме чаще всего находится между двумя диаметрами, то при постоянном расходе, передвигаясь к ближайшему из них, уточняют значение удельных потерь давления. Полученное значение удельных потерь давления умножают на длину расчетного участка и находят потери давления.

После подбора диаметра труб определяют степень использования расчетного перепада давлений:

∆p_p - ∑ ∆p_i/∆p_p ≤ 0,1(5.5)

где, ∑ ∆p_i – сумма потерь давления от ГРП до самой удаленной точки распределительной газовой сети.

Если это неравенство не соблюдается, то выбирают другой диаметр газовой сети.

При расчете ответвлений из расчетного перепада давлений ∆p_p вычитают сумму потерь давления на общих участках и подбирают диаметры труб для остальных участков на полученную при этом разность.

Таблица 5.1 Гидравлический расчет газопроводов низкого давления