Газоснабжение микрорайона и квартала с котельной

kursovik tabl.doc

Таблица 2.1 – Гидравлический расчет тупикового газопровода

titulniki kursovoy.doc

Федеральное государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования «БФУ им. И.Канта»
ГРАДОСТРОИТЕЛЬНЫЙ КОЛЛЕДЖ
Тема: «Газоснабжение микрорайона и квартала с котельной»
Специальность: 270111 «Монтаж и эксплуатация оборудования и систем
Пояснительная записка

Soderzhanie so shtampom.doc

Газоснабжение микрорайона . 7
1 Характеристика микрорайона 7
2 Определение расхода газа в микрорайоне . 8
3 Гидравлический расчет газопровода микрорайона . 10
Газоснабжение квартала .. 16
1 Характеристика квартала . 16
2 Гидравлический расчет газопровода квартала . 16
3 Построение продольного профиля подземного газопровода .20
Газоснабжение жилого дома 23
1 Характеристика жилого дома .. 23
2 Гидравлический расчет газопровода жилого дома . 23
Газоснабжение котельной . ..27
1 Характеристика котельной .. 27
2 Определение расхода газа котельной и выбор количества котлов .. 27
3 Гидравлический расчет газопровода котельной .28
4 Подбор оборудования газорегуляторной установки котельной .30
5 Гидравлический расчет питающего газопровода котельной ..33
Список используемой литературы 35
Рук. Лиганова Г-41 уз12

2-oy vatman pechat.dwg

Газоснабжение микрорайона квартала с котельной
Генплан М1:500;Продольный профиль
подземного газопровода ПК0-ПК2+0.5;
Нормаль ввода М1:10;Развернутый план
дымовых и вентиляционных 1:50
Конденсатосборник Ду40
Сделать в котельной дымовой канал Дверь шире. Окна без выступов. На асонометрии котельной: на каждой свече по крану. Футляр защищает газопровод при выходе из земли а не над землёй. Тоже на аксонометрии жилого дама. На плане и аксон. жил. дома все подписи приборов и стояков выносят на полочках. Прямыми линиями запрещено. Подключение к ВПГ с низу (в форме буквы П) к плите под 45 - у тебя наоборот. На плане: объём в метрах кубических высота в метрах.
План первого этажа на отм. 0000
Аксонометрическая схема внутридомового газопровода
План котельной М1:50
Аксонометрическая схема котельной М 1:50
Клапан термозапорный Ду20
Плита газовая четырёхкофорочная
Водонагреватель проточный газовый
Аксонометрическая схема
Аксонометрическая схема котельной
Спецификация газоснабжения
Котёл водогрейный газовый
Регулятор давления газа
Предохранительно-запорный клапан
Предохранительно-сбросной клапан
газоснабжения котельной
Газоснабжение микрорайона и квартала nns*;с котельной

poyasnitelnaya.doc

Первый газовый завод в России был построен в 1835 году в
Петербурге. В то время применяли искусственный газ который получали из
каменного угля и использовали для освещения городов. И только в начале
века после изобретения керосиновых ламп газ стали применять для
отопления и приготовления пищи.
С развитием газовой промышленности большое значение приобрел
природный газ увеличилась добыча нефтяного газа. В 1925 году добыча
газа составила 127 млн. м3 а в 1940 году-400 млн. м3.
В 40-х годах развиваются газовые месторождения: в Поволжье в
Саратове Куйбышеве. Примерно в тоже время стали разрабатывать
конструкции газовых плит и водонагревателей. В 1946 году был построен
газопровод Саратов- Москва диаметром 3000 мм. В 40-50 годах геологи
открывают новые месторождения в Поволжье на Украине в 1953 году в
В 1953 году было создано Министерство газовой промышленности.
Ставится вопрос о единой системе газоснабжения. В 60-х годах создаются
газотранспортные системы: Поволжская Украинская Северокавказская
Центральная Сияние Север Уренгойская Ямбургская. Глубина скважин
достигает более 1000 м. Стали применять газоперерабатывающие комплексы
для отчистки и разделения на фракции газа. В Астраханской и Оренбургской
области встречаются сероводород содержащие месторождения.
В 1970 году добыча природного газа составляла 1979 млрд. м3 в
80 году- 435 млрд. м3 а в 1985 году объем добычи газа был доведен до
0 млрд. м3. В это время построили 48 тыс. км. магистральных
газопроводов соорудили ввели в действие 5 мощных магистральных
газопровода которые связали месторождения Сибири с центральными
областями а так же газопровод Уренгой- Ужгород для экспортных нужд.
С производством природного газа так же получило развитие
производства сжиженного газа. Быстрое увеличение добычи газов привело к
возможности широкой газификации жилых домов коммунальных и промышленных
Нет ни одной отрасли народного хозяйства где бы газ ни
использовался в самых разных установках. Построены десятки тысяч
подземных газопроводов для газификации жилых и промышленных комплексов
на которых установлено большое число установок по регулированию
давления газа и защиты от коррозии. Газовое хозяйство стало боле
объемным и сложным в обслуживании поэтому большое внимание сейчас
уделяется квалификации работников газовой промышленности.
При добыче природного газа большое внимание уделяется научно-
техническим достижениям способствующим более экономичной упрощенной
безопасной и автоматизированной добыче природного газа. Используются
новые технологические и технические решения: новые конструкции скважин
применяются металлы для изготовления труб более устойчивые к коррозии
новейшие устройства автоматизации производства что позволяет облегчить
работу и сделать ее наиболее безопасной.
ГАЗОСНАБЖЕНИЕ МИКРОРАЙОНА
Характеристика микрорайона
Жилой микрорайон расположен в городе Архангельске и снабжается газом
от Уренгойского месторождения.
Газ имеет следующий состав:
Таблица 1.1 – Состав газа
Компоненты газа Параметр
Cодержание Низшая расчетнаяПлотность компонента газа
компонента в теплота сгоранияρ кгм3
смеси в долях компонента газа
Метан 0925 35756 072
Пропан 00066 91138 200
Бутан 0005 118530 270
Пентан и выше 00015 146178 346
Углекислый газ 00033 - 198
Азот и редкие газы 0037 - 125
Определяем теплоту сгорания газа кДжм3:
Qнр = Qнр1*х1 + Qнр2*х2 + + Qнрn*хn
где Qнр1 Qнр2 Qнрn – теплота сгорания компонентов газа кДжм3;
х1 х2 хn – содержание компонентов газа в смеси в долях
=0925*35756+002*63652+00066*91138+0005*118530+00015*146178=35760
Определяем плотность газа кгм3:
ρ = ρ1*х1 + ρ2*х2 + + ρn*хn
где ρ1 ρ2 ρn – плотность компонентов газа кгм3
ρ = 0925*072+002*136+00066*2+0005*27+00015*346+00033*198+
Микрорайон снабжается газом низкого давления через кольцевой
газопровод проложенный по улицам от одного ГРП. Газопровод выполнен из
Население микрорайона составляет 10000 человек из них коммунальными
услугами пользуются:
б) прачечными - 15%;
в) столовыми - 10 %.
В жилых домах установлены следующие бытовые газовые приборы: плиты
газовые четырехконфорочные и проточные газовые водонагреватели при наличии
в квартирах централизованного отопления.
2 Определение расхода газа в микрорайоне
Суммарный часовой расход газа на коммунально-бытовые нужды
определяется из расхода газа на бытовые нужды расхода газа в банях
прачечных и столовых.
Расход газа в быту составляет м3ч:
Вчас1 = N*a*kmax1 Qнр (1.3)
где N – число проживающих в микрорайоне чел.;
a – норма расхода тепла для бытовых потребителей пользующихся
газовыми плитами и газовыми проточными водонагревателями a =
00000 кДж(чел.*год)[
Qнр – низшая расчетная теплота сгорания газа кДжм3
Вчас1 = 10000*8000000*1 (35760*2200) = 1016 м3ч
Расход газа банями составляет м3ч:
Вчас2 = N*%1*a1*kmax2 (100*Qнр)
где %1 – процентное количество жителей пользующихся банями от общего
числа проживающих в микрорайоне;
a1 – годовая норма расхода теплоты на одного человека
пользующегося банями из учета 52 помывок на одного человека в
год и расходом тепла на одну помывку равным 40000 кДж
принимаем a1 = 52*40000 = 2080000 кДж(чел.*год);
kmax2 – коэффициент часового максимума (см. прил. Б)
Вчас2 = 10000*5*2080000*1 (2700*100*35760) = 107 м3ч
Расход газа прачечными составляет м3ч;
Вчас3 = N*%2*a2*kmax3 (100*Qнр)
где %2 – процентное количество жителей пользующихся прачечными от
общего числа проживающих в микрорайоне;
a2 – норма расхода тепла в механизированных прачечных на
человека в год из условия что на 1 тонну сухого белья
тратится 8800000 кДж [ii] тепла а в течение года каждый
человек отдает в стирку 01 тонны белья
a2 = 01*8800000 = 880000 кДж(чел.*год);
kmax3 – коэффициент часового максимума (см. прил. Б)
Вчас3 = 10000*15*880000*1 (2900*100*35760) = 127 м3ч
Расход газа столовыми составляет м3ч:
Вчас4 = N*%3*a3*kmax4 (100*Qнр)
где %3 – процентное количество жителей пользующихся предприятиями
общественного питания от общего числа проживающих в
a3 – норма расхода тепла для приготовления пищи на одного
человека в год из условия что в столовых жители получают
трехразовое питание в течение 365 дней в году и на
приготовление завтрака и ужина тратится 2100 кДж
а обеда – 4200 кДж [iii] a3 = (2100 + 4200 + 2100)*365 =
66000 кДж(чел.*год);
kmax – коэффициент часового максимума (см. прил. Б)
Вчас4 = 10000*10*3066000*1 (2000*100*35760) = 429 м3ч
Суммарный часовой расход газа в жилом микрорайоне составит м3ч:
Вчас = Вчас1 + Вчас2 + Вчас3 + Вчас4
Вчас = 1016+107+127+429=10823 м3ч
3 Гидравлический расчет газопровода микрорайона
СХЕМА КОЛЬЦЕВОГО ГАЗОПРОВОДА
По схеме кольцевого газопровода учитывая масштаб определяем
фактические длины участков сети lф м:
Сумма фактических длин участков сети равна lф = 1040 м
Вычисляем расчетные длины участков сети м:
lр1-2 = 40*11 = 44 м
lр2-3 = 60*11 = 66 м
lр3-4 = 50*11 = 55 м
lр4-5 = 40*11 = 44 м
lр5-6 = 70*11 = 77 м
lр6-7 = 40*11 = 44 м
lр7-8 = 60*11 = 66 м
lр8-1 = 100*11 = 110 м
lр7-9 = 80*11 = 88 м
lр9-10 = 140*11 = 154 м
lр10-11 = 160*11 = 176 м
lр11-12 = 120*11 = 132 м
lр12-3 = 80*11 = 88 м
Находим удельный расход газа в сети м3(ч*м):
где lф – сумма фактических длин сети м.
Вуд. = 1082 1040 = 104 м3(ч*м)
Определяем путевые расходы газа для каждого из участков м3ч:
Впут 1-2 = 40*104 = 416 м3ч
Впут 2-3 = 60*104 = 624 м3ч
Впут 3-4 = 50*104 = 52 м3ч
Впут 4-5 = 70*104 = 416 м3ч
Впут 5-6 = 70*104 = 728 м3ч
Впут 6-7 = 40*104 = 416м3ч
Впут 7-8 = 60*104 = 624 м3ч
Впут 8-1 = 100*104 = 104 м3ч
Впут 7-9 = 80*104 = 832 м3ч
Впут 9-10 = 140*104 = 1456 м3ч
Впут 10-11 = 160*104 = 1664 м3ч
Впут 11-12 = 120*104 = 1248 м3ч
Впут 12-3 = 80*104 = 832 м3ч
Сумма путевых расходов равна суммарному часовому расходу газа в
погрешность в 003 м3ч находится в пределах нормы
следовательно промежуточный расчет выполнен верно
Вычисляем узловые расходы газа м3ч:
где Впут – сумма путевых расходов газа входящих или выходящих из
Вуз1 = (Впут2-1 + Впут8-1) 2 = (416+104) 2 = 728 м3ч
Вуз2 = (Впут2-1 + Впут3-2) 2 = (416+624)
Вуз3 = (Впут2-3 + Впут3-4 + Впут3-12) 2 = (624 + 52 + 832) 2=988
Вуз4 = (Впут4-3 + Впут5-4) 2 = (52 + 416) 2 = 468 м3ч
Вуз5 = (Впут4-5 + Впут5-6) 2 = (416 +728 ) 2 = 572 м3ч
Вуз6 = (Впут6-5 + Впут6-7) 2 = (728 +416 ) 2 = 572 м3ч
Вуз7= (Впут6-7 + Впут7-8 + Впут7-9) 2 = (416 + 624 + 832) 2 =
Вуз8 = (Впут7-8 + Впут8-1) 2 = (624 + 104) 2 = 832 м3ч
Вуз9 = (Впут10-9 + Впут7-9) 2 = (832 + 1456) 2 = 1144 м3ч
Вуз10 = (Впут11-10 + Впут10-9) 2 = (1456 + 1664) 2 = 156 м3ч
Вуз11 = (Впут12-11 + Впут11-10) 2 = (1248 + 1664) 2 = 1456 м3ч
Вуз12 = (Впут11-12 + Впут3-12) 2 = (1248 + 832) 2 = 104 м3ч
Сумма узловых расходов равна суммарному часовому расходу газа
Находим расчетные расходы газа м3ч.
Вуз10 = Вр9-10 + Вр10-11
Вр9-10 = Впут9-10 2 = 1456 2 = 728 м3ч
Вр10-11 = Вуз10 - Вр9-10 = 156 + 728 = 832 м3ч
Вр11-12 = Вуз11 + Вр10-11 = 1456 + 832 = 2288 м3ч
Вр3-12 = Вуз12 + Вр11-12 = 104 + 2288= 3328 м3ч
Вр7-9 = Вуз9 + Вр9-10 = 1144 + 1456 = 1872 м3ч
Вуз5 = Вр4-5 + Вр5-6
Вр4-5 = Впут4-5 2 = 416 2 = 208 м3ч
Вр5-6= Вуз5 - Вр4-5 = 572 - 208 = 364 м3ч
ВР3-4 = Вуз4 + Вр4-5 = 468 + 208 = 676 м3ч
Вр2-3 = Вуз3 + Вр3-4 + Вр3-12 = 988 + 676 + 3328 = 4992 м3ч
Вр1-2 = Вуз2 + Вр2-3 = 46 + 1771 = 5512 м3ч
Вр6-7 = Вуз6 + Вр5-6 = 572+364 = 936 м3ч
Вр7-8 = Вуз7 + Вр6-7 + Вр7-9 = 936 + 936 + 1872 = 3744 м3ч
Вр1-8 = Вуз8 + Вр7-8 = 832 + 3744 = 4576 м3ч
ВГРП = Вуз1 + Вр1-8 + Вр1-2 =728 + 4576 + 5512 = 10816 м3ч
Расчетный расход газа через ГРП равен суммарному часовому расходу газа
следовательно расчеты выполнены верно
По имеющимся данным подбираем оптимальные диаметры труб по участкам
сети и определяем потери давления на расчетных направлениях.
Средние потери давления на расчетных направлениях определяются Пам:
ΔНср = ΔНдоп lр (1.12)
где ΔНдоп – величина допустимых потерь давления на расчетном
направлении ΔНдоп = 1200 Па [
lр – сумма расчетных длин участков составляющих направление
ΔНср1-2-3-4-5 = ΔНдоп lр1-2-3-4-5 = 1200 209 = 57 Пам
ΔНср1-2-3-12-11-10 = ΔНдоп lр1-2-3-12-11-10 = 1200 506 = 24 Пам
ΔНср1-8-7-6-5 = (ΔНдоп) lр21-8-7-6-5 = 1200 297 = 4 Пам
ΔНср1-8-7-9-10 = (ΔНдоп) lр1-8-7-9-10 = 1200 418 = 29 Пам
Таблица 1.2 – Гидравлический расчет кольцевого газопровода
№ Расчетный Фактичес Расчетная Наружный УсловныйФактичес Потери
участка расход кая длинадлина диаметр диаметр кие потеридавления
газа на участка участка трубы d*Sтрубы давления на
участке lф м lр м мм Ду мм на единицуучастке
Вр м3ч длины ΔНф*lр
Направление 1-2-3-4-5
-2 5512 40 44 159*4 150 63 2772
-3 4992 60 66 133*4 125 62 4092
-4 676 50 55 76*3 100 32 176
-5 208 40 44 57*3 70 19 836
Направление 1-2-3-12-11-10
-12 3328 80 88 159*4 150 16 1408
-11 2288 120 132 133*4 125 19 2508
-10 832 160 176 133*4 125 035 56
Направление 1-8-7-6-5
-8 4576 100 110 159*4 150 22 242
-8 3744 60 66 133*4 125 41 2706
-7 936 40 44 76*3 70 57 2508
-6 364 70 77 57*3 50 58 2146
Продолжение таблицы 1.2
Направление 1-8-7-9-10
-9 1872 80 88 159*4 150 05 44
-10 728 140 154 76*3 70 539 6006
Вывод: так как при движении газа по каждому направлению (от ГРП до
наиболее удаленной точки каждого из колец сети) потеря давления газа не
превышает максимально допустимого значения (1200 Па) следовательно
гидравлический расчет кольцевого газопровода микрорайона выполнен верно.
ГАЗОСНАБЖЕНИЕ КВАРТАЛА
1 Характеристика квартала
Газоснабжению подлежит квартал из 4 (четырех) 5 (пятиэтажных)
шестисекционных жилых домов. Жилые дома оборудованы четырехконфорочными
газовыми плитами и проточными газовыми водонагревателями.
Внутриквартальный газопровод выполнен из полиэтиленовых труб и
проложен на расстоянии от фундаментов зданий не менее 1 м.
Сеть тупиковая врезка осуществляется в уличную сеть низкого давления.
Для отключения подачи газа в квартал предусмотрена бесколодецная установка
2 Гидравлический расчет газопровода квартала
Гидравлический расчет внутриквартального газопровода производим в
Разбиваем трассу газопровода на расчетные участки в зависимости от
изменения расхода газа определяем количество приборов на каждом участке; в
зависимости от вида и количества приборов определяем коэффициент
одновременности действия приборов для каждого участка сети. Определяем
расход газа группой приборов плита + водонагреватель м3ч:
где Qп – суммарная тепловая нагрузка бытовых газовых приборов для
четырехконфорочной плиты 42000 кДжч для проточного
водонагревателя – 80000 кДжч;
qi = (42000 + 80000) 35760 = 342 м3ч
Вычисляем расчетный расход газа на каждом из участков сети м3ч:
Вр = qi * kо * n (2.2)
где kо – коэффициент одновременности действия приборов (см. прил. Г);
n – число однотипных приборов (групп приборов) на расчетном
Вр1-2 = 342 * 0203 * 60 = 416 м3ч
Вр2-3 = 342 * 0183 * 120 = 751 м3ч
Вр3-4 = 342 * 0176 * 180 = 1083 м3ч
Вр4-5 = 342 * 0169* 240 = 1387 м3ч
Вр6-2 = 342 * 0203 * 60 = 416 м3ч
Вр7-3 = 342 * 0203 * 60 = 416 м3ч
Вр8-4 = 342 * 0203 * 60 = 416 м3ч
Зная масштаб генплана (см. прил. В) – М1:500 определяем фактические
длины каждого из участков сети:
Расчетная длина участка составит (см. формулу 1.8) м:
где lф – фактическая длина участка м
lр1-2 = 58*11 = 638 м
lр2-3 = 33*11 = 363 м
lр3-4 = 95*11 = 1045 м
lр4-5 = 215*11 = 2365 м
lр6-2 = 155*11 = 1705 м
lр7-3 = 155*11 = 1705 м
lр8-4 = 415*11 = 4565 м
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
ΔНср = ΔНдоп lр (2.4)
направлении ΔНдоп = 250 Па [v];
lр – сумма расчетных длин участков направления м.
ΔНср1-2-3-4-5 = ΔНдоп lр = 250 1342 = 186 Пам
ΔНср6-2-3-4-5 = 1287 1705 = 754 Пам
ΔНср7-3-4-5 = 18315 1705 = 107 Пам
ΔНср8-4-5 = 2145 4565 = 47 Пам
Действительные потери давления на каждом участке сети определяются
где ΔНф – фактические потери давления на единицу длины участка
направления находят по номограмме Пам;
lр – расчетная длина участка м
Сумма потерь давления по каждому расчетному направлению ΔНф*lр не
должна превышать допустимого значения ΔНдоп.
Вывод: так как по каждому расчетному направлению (от места врезки в
уличную сеть до каждой наиболее удаленной точки) сумма потерь давления на
участках не превышает максимально допустимого значения (250 Па)
следовательно гидравлический расчет тупикового газопровода квартала
3 Построение продольного профиля подземного газопровода
Построение продольного профиля газопровода включено в курсовой
проект для уточнения размещения конденсатосборников на газопроводе для
наглядного представления о протяженности участков сети имеющих одинаковый
диаметр и выполненных из одного материала (для последующего составления
Профиль подземного газопровода строим от места врезки в уличную сеть
до ввода в жилой дом. Уклон газопровода принимаем из условия возможной
транспортировки по трубопроводу неосушенного газа (например при попадании
в трубопровод грунтовой воды в процессе строительства или эксплуатации и
пр.) равным 2 и более. Уклон газопровода предусматриваем в сторону
уличного газопровода или конденсатосборников расположенных на квартальном
В соответствии с профилем местности разбиваем трассу на участки с
одинаковым уклоном дна траншеи. Длина участка должна находиться в пределах
-100 м. В конечных точках этих участков глубину заложения газопровода
принимаем равной оптимальной. Оптимальная глубина заложения газопровода
Но = k*Hпр + с из + hпост
где k – коэффициент пучения грунта для глин k = 08 для суглинков k
= 07 для песков и супесков k = 10 ;
Hпр – глубина промерзания грунта в районе проектирования
(определяется по карте из СНиП 2.01.01 -82 «Строительная
климатология и геофизика») Hпр = 166 м
с из – наружный диаметр трубы с учетом двойной толщины изоляции
(максимальное значение из таблицы 2.1) = 0110 м;
hпост – толщина песчаной постели (основания) под трубу для
стальных труб принять hпост = 01 м для полиэтиленовых –
Но = 08*166 + 0110 + 02 = 164 м.
Определяем отметки дна траншеи в конечных точках определенных выше
Zдн. тр.н.у. = Zзн.у. – Но
Zдн. тр.к.у. = Zзк.у. – Но
где Zзн.у. Zзк.у. – отметки земли фактическая (поверхности земли) в
начале и в конце участка соответственно м;
Но – значение оптимальной глубины заложения газопровода м.
Zдн. тр.н.у. ПК-0 = 2375 – 164 = 2211 м
Zдн. тр.к.у. ПК-0+31 = 2400 – 164 = 2236 м
Zдн. тр.к.у. ПК-1+7 = 2478 – 164 = 2314 м
Zдн. тр.к.у. ПК-1+225 = 2461 – 164 = 2297 м
Уклоны дна траншеи на каждом участке определяются :
i = 1000*(Zдн. тр.н.у. – Zдн. тр.к.у.) l
где l – длина участка м
i ПК-0 – ПК-0 +31 = 1000*(2211 – 2236) 31 = -806
i ПК-0 +31 – ПК-1 +7 = 1000*(2236 – 2314) 76 = -1026
i ПК-1+7 – ПК-1 + 225 = 1000*(2314 – 2297) 155 = 10967
Находим отметку дна траншеи в промежуточных точках м:
Zдн.тр.пр.т. = Zдн. тр.н.у. – (i*lн.у.-пр.т.) 1000
где Zдн. тр.н.у. – отметка дна траншеи в начале расчетного участка м;
lн.у.-пр.т. – расстояние мот нала расчетного участка до
промежуточной точки м
Zдн.тр.пр.т. ПК-0 + 6 = 2211 – (-806*6.) 1000 = 2215 м
Zдн.тр.пр.т. ПК-0 +215 = 2211 – (-806*215.) 1000 = 2228 м
Zдн.тр.пр.т. ПК-0 +645 = 2236 – (-1026*335) 1000 = 2270 м
Zдн.тр.пр.т. ПК-1 = 2236 – (-1026*69) 1000 = 2307 м
Определяем отметку верха трубы м:
Zв тр. = Zдн.тр. + с из + hпост
Zв тр. ПК-0 = 2211 + 0110 + 02 = 2242 м
Zв тр. ПК-0+6 = 2215 + 0110 + 02 = 2246 м
Zв тр. ПК-0+215 = 2228 + 0110 + 02 = 2259 м
Zв тр. ПК-0+31 = 2236 + 0090 + 02 = 2265 м
Zв тр. ПК-0+645 = 2270 + 0090 + 02 = 2299 м
Zв тр. ПК-1 = 2307 + 0075 + 02 = 2334 м
Zв тр. ПК-1+7 = 2314 + 0075 + 02 = 2341 м
Zв тр. ПК-1+225 = 2297 + 0075 + 02 = 2324 м
Вычисляем глубину заложения газопровода в промежуточных точках м:
где Zзпр.т. – фактическая отметка земли в промежуточной точке м
Н пр.т. ПК-0 +6 = 2380 – 2215 = 165 м
Н пр.т. ПК-0 + 215 = 2393 – 2228 = 165 м
Н пр.т. ПК-0 + 645 = 2450 – 2270 = 180 м
Н пр.т. ПК-1 = 2474 – 2307 = 167 м
При проектировании профиля трассы газопровода следует стремиться к тому
чтобы глубина заложения газопровода во всех точках была близка к
оптимальному значению Но
ГАЗОСНАБЖЕНИЕ ЖИЛОГО ДОМА
1 Характеристика жилого дома
Газоснабжению подлежит 6 (шестисекционный) 5 (пятиэтажный) жилой дом
на каждой лестничной клетке которого проектом предусмотрено по 2 (две)
квартиры. Транспорт газа от газового ввода осуществляется через пофасадную
разводку далее – по стоякам и через поквартирную разводку по опускам – к
каждому газовому прибору.
Кухни оборудованы плитами газовыми четырехконфорочными и проточными
газовыми водонагревателями. Для учета расхода газа на входе газопровода в
помещение кухни размещен бытовой газовый счетчик типоразмер G-25.
Поквартирная разводка выполнена из стальных водогазопроводных труб.
Газопровод проложен открыто. Трубопровод к стенам помещения кухни крепится
на хомутах а к фасаду – на хомутах и кронштейнах. Отключающие устройства
предусмотрены на вводе на стояках перед газовыми счетчиками и перед
каждым газовым прибором. Подводки к газовым приборам приняты стандартные: к
плитам – диаметром 15 мм к водонагревателям – диаметром 20 мм.
2 Гидравлический расчет газопровода жилого дома
Гидравлический расчет внутридомового газопровода проводим в следующей
последовательности. На аксонометрической схеме газопровода (см. прил. Д)
выявляем расчетное направление (от места соединения газового ввода с
внутриквартальным газопроводом до наиболее удаленного стояка) после чего
разбиваем его на расчетные участки начиная с места подключения к
газопроводу наиболее удаленного газового прибора и заканчивая точкой врезки
во внутриквартальный газопровод. Определяем типы газовых приборов и их
количество на каждом из участков. Находим коэффициент одновременности
действия приборов для каждого участка. Зная расход газа группой приборов qi
(см. формула 2.1) по формуле 2.2 вычисляем расход газа на каждом участке
расчетного направления м3ч:
Вр1-2 = 4000035760 * 1 * 1 = 112 м3ч
Вр2-3 = 342 * 07 * 1 = 239 м3ч
Вр3-4 = 342 * 056 * 2 = 383 м3ч
Вр4-5 = 342 * 048 * 3 = 492 м3ч
Вр5-6 = 342 * 043 * 4 = 588 м3ч
Вр6-7 = 342 * 04 * 5 = 684 м3ч
Вр8-9 = 342 * 034 * 10 = 116 м3ч
По аксонометрической схеме газопровода с учетом масштаба (М1:100)
определяем фактические длины участков сети lф м:
По номограмме по расчетному расходу и средним потерям давления
определяем диаметры труб для каждого участка. Средние потери давления
направлении ΔНдоп = 350 Па [v
lф – сумма фактических длин участков направления м
ΔНср = 350 244 = 143 Пам
Зная диаметр каждого участка и расчетный расход газа на нем по
номограмме определяем эквивалентные длины на каждом из участков lэ м.
Вычисляем расчетные длины участков направления с учетом действия как
линейных так и местных потерь давления м:
– сумма местных сопротивлений на участке (см. прил. Е)
lр1-2 = 17 + 039*09 = 230 м
lр2-3 = 52 + 041*52 = 62 м
lр3-4 = 36 + 053*10 = 404 м
lр4-5 = 36 + 055*10 = 405 м
lр5-6 = 36 + 056*10 = 406 м
lр6-7 = 54 + 057*16 = 1522 м
lр7-8 = 13 + 077*16 = 1 м
Находим произведение потерь давления на участке и расчетной
длины участка ΔНф*lр.
Суммарные потери давления на расчетном направлению составляют[vii]
Н = (ΔНф*lр) + Нп. + Нсч. + Нг.н.
определяем по таблице 3.1;
Нп. – потери давления в трубопроводах и запорной арматуре
газового прибора установленного в конце расчетного направления
Па (для газовых плит Нп.=50 Па для водонагревателей Нп.=100
Нсч. – потери давления в бытовом газовом счетчике[ix] для
счетчика типоразмера G-25 Нсч.=50 Па;
Нг.н. – гидростатический напор создаваемый столбом газа
образуемым вертикальными участками направления (газовый ввод
стояк опуск на прибор) Па определяется:
Нг.н. = Z * (ρг. – ρв.) * 10
где Z – высота вертикальных участков на расчетном направлении
м определяется по аксонометрической схеме Z = 171 м
ρг. – плотность газа кгм3;
ρв. – плотность воздуха для учебных расчетов ρв. = 129
Нг.н. = 171 * (078 – 129) * 10 = -8892 Па
Н = 32057 + 50 + 50 + (-8892) = 33165 Па
Вывод: так как по расчетному направлению (от места врезки в квартальный
газопровод до наиболее удаленного газового прибора) сумма потерь давления
не превышает максимально допустимого значения (350 Па) следовательно
гидравлический расчет газопровода жилого дома выполнен верно.
1 Характеристика котельной
Котельная размещена в жилом квартале и предназначена для отопления
жилых домов. Котельная снабжается газом от газопровода среднего давления;
давление в точке подключения составляет 2 МПа.
В котельной установлены однотипные газовые водогрейные котлы марки _KB-
T_ из условия обеспечения теплом жилых зданий при работе оборудования на
номинальной тепловой мощности если температура воздуха в наиболее холодную
пятидневку составляет _-31_. Газ к котлам подводится по трубопроводу
выполненному из стальных труб. Внутри котельной газопровод проложен открыто
на опорах. На входе газопровода в котельную предусмотрена газорегуляторная
установка снижающая давление газа со среднего на низкое.
Здание котельной одноэтажное бесчердачное. Полы выполнены из
безыскрового материала. Котельная имеет приточно-вытяжную вентиляцию из
расчета трехкратного воздухообмена; для притока воздуха предусмотрены
жалюзийные решетки для удаления – дефлекторы. Воздух на горение топлива
забирается из помещения котельной.
2 Определение расхода газа котельной и выбор
Максимальный тепловой поток на отопление жилых зданий квартала
где qо. – укрупненный показатель максимального теплового потока на
отопление 1 м2 общей площади Втм2 (см. прил. Ж);
А – общая площадь жилых зданий м2; определяется по генплану
квартала из учета площади этажа и этажности зданий
Qот. = 87 * 22500 = 1957500 Вт
Расход газа котельной определяется м3ч:
Вкотельной = Qот (Qн.р. * к.
где Qот – тепловой поток на нужды отопления зданий кВт;
Qн.р. – низшая расчетная теплота сгорания применяемого для
газоснабжения котельной газа кДжм3;
к. – КПД выбранного котла к. = 092
Вкотельной = 36*1957500 (35708*092) = 2145 м3ч
Вычисляем количество размещаемых в котельной котлов шт.:
где Qк – номинальная тепловая мощность котла Qк = 800000 Вт
Nк = 1957500 800000 = 244 = 3 шт.
При минимально допустимом количестве котлов в котельной равном 3 шт.
принимаем к установке три газовых водогрейных котла марки КВ-08Т.
3 Гидравлический расчет газопровода котельной
На аксонометрической схеме газопровода котельной (см. прил. К)
выбираем основное направление. Разбиваем направление на расчетные участки
считая таковыми газовый коллектор и опуск к горелке наиболее удаленного от
ГРУ котла. Находим фактические длины участков lф м:
Вычисляем расчетные длины участков направления м:
lр1-2 = 53*13 = 689 м
lр2-3 = 48*13 = 624 м
Определяем расход газа каждым котлом м3ч:
Вк = 2145 2 = 10725 м3ч
Определяем необходимое давление газа на выходе из ГРУ Па:
Рн. = Рп.гор.* (1 + kп.) + ΔР
где Рп.гор. – значение присоединительного давления наиболее удаленной
горелки Па; для горелки марки ГГ-1 Рп.гор. = 1220 Па (см. прил.
kп. – коэффициент учета потерь давления для газопроводов
низкого давления kп.=04-05 [
ΔР – потери давления газа на счетчике (см. подраздел 4.4) ΔР =
Рн. = 1220* (1 + 04) + 5129 = 22209 Па.
Находим средние потери давления на направлении Пам:
ΔРср. = (Рп.гор.* kп. + ΔР) lр.
где lр. – суммарная длина участков направления м
ΔРср. = (1220* 04 + 5129) (689 + 26 + 624) = 11019 Пам
Зная средние потери давления на единицу длины по расчетному
направлению и расчетный расход газа на каждом из участков данного
направления по номограмме определяем диаметр газопровода на каждом участке
направления. Определив диаметры на участках расчетного направления по
номограмме находим фактические потери на единицу длины газопровода ΔРф.
Пам. Зная фактическую потерю давления на единицу длины участка расчетного
направления и расчетную длину данного участка определяем потерю давления
где ΔРф. – фактические потери давления на единицу длины участка
газопровода на расчетном направлении Пам;
lр. – расчетная длина участка газопровода м.
Сумма потерь давления по расчетному направлению (ΔРф*lр.) должна
соответствовать величине Рп.гор.* kп. + ΔР
Таблица 4.1 – Гидравлический расчет газопровода котельной
Вывод: так как по расчетному направлению (от места соединения с ГРУ до
наиболее удаленной горелки) сумма потерь давления на участках соответствует
величине Рп.гор.* kп. + ΔР (1220 * 04 + 5129 = 10009 Па) следовательно
гидравлический расчет газопровода котельной выполнен верно.
4 Подбор оборудования газорегуляторной установки
Для снижения давления газа до заданного уровня и поддержания его на
заданном уровне в период работы котлов в котельной размещена
газорегуляторная установка. В состав оборудования газорегуляторной
установки входят: газовый фильтр предохранительно-запорный клапан
регулятор давления предохранительно-сбросной клапан байпас отключающие
устройства и контрольно-измерительные приборы.
Так как фильтр предохранительно-запорный клапан и регулятор работают
на входном давлении – то для дальнейших расчетов расход газа котельной
пересчитаем приведя его к абсолютному значению входного давления 03 МПа:
Вкотельной вход давлен = 2145 *0103 = 715 м3ч.
Выбор газового фильтра. Для очистки газа от механических примесей
устанавливаем сетчатый фильтр типа ФС-25. Так как при данном входном
давлении газа максимально допустимая величина потерь давления газа на
фильтре (2500 Па) будет соответствовать расходу газа 2145 м3ч [xii] то
при расходе газа 715 м3ч установленный фильтр по величине потерь давления
на нем будет являться незагрязненным следовательно газовый фильтр выбран
Выбор предохранительно-запорного клапана. Для отключения подачи
газа к регулятору давления газа при нарушении параметров газа на линии
редуцирования устанавливаем предохранительно-запорный клапан типа ПКН-50.
Верхний предел настройки давления срабатывания клапана определяется
РсрПЗК = 125 * Рвых.рег.
где Рвых.рег. – давление на выходе за регулятором находим Па:
Рвых.рег. = Рп.гор. + ΔРф*lр + ΔР
Рвых.рег. = 1220 + 416 * 156 + 5129 = 17901 Па.
РсрПЗК = 125 * 17901 = 22376 Па
Нижний предел настройки давления срабатывания клапана принимаем на 10%
меньший величины Рвых.рег.: 17901 – 17901 *01 = 161109 Па.
Выбор регулятора давления газа. К установке принимаем регулятор
давления газа типа РДБК 1-25. Регулятор устойчиво работает в пределах
загрузки 10-80% от своей максимальной пропускной способности следовательно
требуемая максимальная пропускная способность регулятора составит м3ч:
Vр.д. = Вкотельнойвход давлен 02
(число 02 учитывает перспективу расширения котельной)
Vр.д. = 715 02 = 3575 м3ч
Максимальная пропускная способность регулятора давления газа
определяется по формуле м3ч
Vр.д. = 1595 * f * φ * K * P1 * √(1ρн.)
где f – площадь седла клапана см2 (см. прил. Л);
φ – коэффициент зависящий от отношения Р2 Р1 принимаем равным
Р1 – абсолютное давление газа на входе в регулятор;
Р2 – абсолютное давление газа на выходе из регулятора МПа;
K – коэффициент расхода (см. прил. Л);
ρ – плотность используемого газа при нормальных условиях кгм3.
Следовательно требуемое абсолютное давление газа на входе в регулятор
P1 = Vр.д. (1595 * f * φ * K * √(1ρ))
P1 = 3575 (1595 * 267 * 047 * 066 * √(1078)) = 026 МПа
По результатам расчета питающего газопровода фактическое давление газа
на входе в регулятор составляет 280 ата (0280 МПа). Максимальная
пропускная способность регулятора составит при этом м3ч:
Vр.д. = 1595 * 267 * 047 * 066 * 028* √(1078) = 3945 м3ч
Определяем фактическую нагрузку на регулятор %:
(Вкотельной вход давлен Vр.д.)*100
(715 3945)*100 = 181%
Избыточное давление газа на входе в регулятор равно: 028 – 01 = 018
МПа - и согласно заданию находится в диапазоне значений среднего давления
газа (от 0005 до 03 МПа).
Выбор предохранительно-сбросного клапана. Для сброса излишков
давления газа которые могут возникнуть перед горелкой котла за
регулятором давления газа размещаем предохранительно-сбросной клапан.
Определяем давление срабатывания ПСК Па:
Рср.ПСК = 115 * Рвых.рег.
Рср.ПСК = 115 * 17901 = 20586 Па
Определяем требуемую площадь сечения клапана Fкл. [xiii] мм2:
Fкл. = [pic] * VПСК (504 * kр.г.*
где ρ – плотность газа при нормальных условиях ρ = 078 кгм3;
VПСК – необходимая пропускная способность ПСК VПСК находят по
где Dседла – диаметр седла клапана регулятора давления газа (см. прил.
VПСК = 2 * 21 078 = 545 м3ч
kр.г. – коэффициент расхода газа клапаном ПСК для каждой
конструкции клапана определяется экспериментально проектной
организацией (заводом-изготовителем) (см. прил. Л);
В – коэффициент зависящий от показателя адиабаты К и перепада
давления на ПСК для систем газоснабжения[xv] В = 0472 (при
показателе адиабаты К = 13)
Рвх. – максимальное избыточное давление перед ПСК Рвх =
Рвых.рег. = 00017901 МПа.
Fкл. = √078 * 545 (504 * 06* 0472 * √00017901) = 7966 мм2
Требуемый диаметр седла ПСК составляет[xvi] мм:
dседла = 113*√ 7966 = 319 мм
Диаметр седла клапана выбранного в результате расчетов должен быть
по возможности равным или большим расчетного значения dседла но никак не
меньшим его. Определив требуемые диаметр седла dседла и давление
срабатывания клапана по табличным данным выбираем наиболее подходящий ПСК.
Принимаем к установке предохранительно-сбросной клапан типа ПСК-50Н с
диаметром клапана 50 мм (при требуемом 322 мм) и пределом настройки 1-5
кПа (при требуемом 204 кПа).
Выбор газового счетчика. Для учета расхода газа за регулятором
перед ПСК размещают газовый счетчик. По величине расхода газа котельной
Вкотельной = 2145 м3ч и номинальному расходу газа через счетчик (см.
прил. Л) выбираем счетчик типа Elster RVG G-250. Так как расход газа
отличается от номинального (2145 160 м3ч) то методом интерполяции
вычисляем потери давления газа при рабочем расходе: 4874 Па. Потери
давления газа на счетчике при рабочем расходе плотности и давлении газа
ΔР = 3689 * ΔРтабл.* ρн.* Рвх. (273 + t)
где ΔРтабл. – потери давления Па табличные данные (или их пересчет)
ρн. – плотность измеряемого газа при нормальных условиях кгм3;
Рвх. – абсолютное давление газа на входе в счетчик кПа (атмосферное
давление следует принять равным 1013 кПа) Рвх. = 103-104 кПа;
t – температура газа перед счетчиком t = 5С.
ΔР = 3689 * 4874* 078* 103 (273 + 5) = 5129 Па
По результатам расчетом газорегуляторную установку котельной
а) газовым фильтром типа ФС-25;
б) предохранительно-запорным клапаном типа ПКН-50 (верхний и нижний
пределы срабатывания соответственно равны 22376 и 161109 Па);
в) регулятором давления газа типа РДБК 1-25 (нагрузка на регулятор
составит 181%); давление газа на входе в регулятор 026 МПа на выходе –
г) предохранительно-сбросным клапаном типа ПСК-50Н с давлением
срабатывания 20586 Па;
д) газовым счетчиком типа Elster RVG G-250 с номинальной пропускной
способностью 520 м3ч.
5 Гидравлический расчет питающего газопровода
Зная давление газа в точке врезки газопровода в сеть (02 МПа) и
требуемое давление на входе в регулятор (026 МПа) определяем оптимальный
диаметр газопровода питающего котельную.
По формуле 1.8 вычисляем расчетную длину газопровода км:
Средние потери давления на единицу длины расчетного направления
ΔАср. = (Рн.2 – Рк.2) lр.
где Рн. – абсолютное значение давления газа в начале расчетного
направления Рн. = 3 ата;
Рк. – абсолютное значение давления газа перед регулятором
lр. – расчетная длина направления lр. = 242 км.
ΔАср. = (32 – (26)2) 264 = 09 ата2км
Зная величину средних потерь давления ΔАср. и расход газа котельной
по номограмме для расчета газопроводов высокого и среднего давлений[xvii]
определяем диаметр участка направления[xviii] после чего по этой же
номограмме для участка направления находим значение фактических потерь
давления газа на единицу длины газопровода ΔАф. ата2км.
Потери давления газа на участке расчетного направления составляют
Фактическая величина давления газа перед регулятором равна ата:
Рк.факт. = ((Рн.2 – ΔАф.* lр.)
Рк.факт. = ((32 – 09) = 23 ата
Таблица 4.2 – Гидравлический расчет тупикового газопровода среднего
ФактическРасчетнаяРасходНаружныйУсловныйФактическиеПотери Давление газа
ая длина длина газа диаметр диаметр потери давленияата
участка участка Vр.д.трубы натрубы надавления нана
lф км lр км м3ч участке участке единицу участке
d*S мм Ду мм длины ΔАф.*
в начале участка Рн. в конце участка Рк.факт. 20 22
35 76*3 70 09 198 3 264
Вывод: так как давление газа в конце направления Рк.факт. не меньше
требуемой величины (264 ≥ 19 ата) и согласно расчетам регулятора
давления газа обеспечивает устойчивую работу регулятора
следовательно гидравлический расчет тупикового газопровода среднего
давления выполнен верно.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ
СП 42-101-2003. Общие положения по проектированию и строительству
газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб.
СНиП 23-01-99 Строительная климатология.
СНиП 2.01.01-82 Строительная климатология и геофизика.
СНиП 2.04.07–86* Тепловые сети.
СНиП II-35-76 Котельные установки.
Скафтымов Н.А. Основы газоснабжения. – Л. 1975. – 343 с.
Жила В.А. Газовые сети и установки: Учеб. пособие для сред .проф.
образования В.А. Жила М.А. Ушаков О.Н. Брюханов. – М.: Издательский
центр «Академия» 2003. – 272 с.
Шур И. А. Газорегуляторные пункты и установки. И. А. Шур – Л.: Недра
Котов В. М. Руководящий материал по подбору и расчету регуляторов
давления газа предохранительных устройств фильтров расходомерных
Кязимов К.Г. Гусев В.Е. Основы газового хозяйства. – М.: Высшая школа
Кязимов К.Г. Справочник молодого газовика: Справ. пособие. – М.: Высшая
школа 1992. – 304 с.
ПБ 12-529-03 Правила безопасности систем газораспределения и
СП 42-102-2003 Проектирование и строительство газопроводов из
Справочник эксплуатационника газовых котельных под ред. Е. Б.
Столпнера. -Л.: Недра 1976. – 528 с.
Борщов Д. Я. Устройство и эксплуатация отопительных котельных малой
мощности: Учеб. пособие для проф.-тех. училищ. – 2-е изд. испр. и доп. –
М.: Стройиздат 1989. – 198 с.
Брюханов О. Н. Природные и искусственные газы: Учебник для сред проф.
образования О. Н. Брюханов В. А. Жила. – М.: Издательский центр
«Академия» 2004. – 208 с.
Рябцев Н.И. Природные и искусственные газы. – М.: Стройиздат 1978. –
Информационный проспект «PREMAGAS. Мембранный счетчик газа. Тип ВК G-
Руководство по эксплуатации КВа-08 Гн паспорт Кт 360.00.00.000 РЭ.
Руководство по эксплуатации КБМ-0066 РЭ «ЗИОСАБ-2500».
Проспект «Отопительные котлы до 1020 кВт» 12-03D WOLF GmbH.
Технический паспорт «Котел VIESSMANN Vitoplex 300» 5829 205 GUS 42001.
«Паровые котлы типа ДКВр» Техническое описание и инструкция по монтажу
и эксплуатации котлов.
Проспект «Паровой котел низкого давления UNIVERSAL U-NDU-HD» DA001R
издание 6 (0403) LOOS International.
Проспект «Паровой котел высокого давления UNIVERSAL U-HD» DA025
издание 8 (0103) LOOS International.
Проспект Weishaupt 297 RUS
Проспект Weishaupt 198 RUS
Руководство по эксплуатации ЛГТИ.407273.001 РЭ «СЧЕТЧИКИ ГАЗА
РОТАЦИОННЫЕ RVG (G16 – G250)».
Техническое описание и руководство по эксплуатации ЛГТИ.407221.007 ТО
«СЧЕТЧИКИ ГАЗА ТУРБИННЫЕ TRZ (G1600 – G4000)».
Проспект «PREMAGAS: счетчик газа турбинный тип RPT-3»

1-y vatman na pechat.dwg

Газоснабжение квартала и микрорайона с котельной
Генплан М1:500;Продольный профиль
подземного газопровода ПК0-ПК2+0.5;
Нормаль ввода М1:10;Развернутый план
дымовых и вентиляционных 1:50
Конденсатосборник Ду40
П Е С Ч А Н А Я П О Д У Ш К А П Е С Ч А Н А Я П О Д У Ш К А П Е С Ч А Н А Я П О Д У Ш К А
врезка в уличную сеть
ответвление ПК0+21.5
ответвление ПК0+64.5
теплотрасса ПК0+90.5
электрокабель ПК1+11
Газоснабжение микрорайона n квартала с котельной
М1:500 по горизонтали
изоляция нормального типа
ПЭ100 ГАЗ SDR11 90х8.2
ПЭ100 ГАЗ SDR11 75х6.8
П Е С Ч А Н А Я П О Д У Ш К А П Е С Ч А Н А Я П О Д У Ш К А
Газоснабжение микрорайона и квартала nns*;с котельной
Продольный профиль подземного газопровода ПК0-ПК2+0.5;
Нормаль ввода М1:10;
Развернутый план дымовых и вентиляционных каналов 1:50
Продольный профиль подземного газопровода ПК0-ПК2+0.5
Развернутый план дымовых и вентиляционных каналов