Саратовский государственный технический университет

Специальность Теплогазоснабжение и вентиляция

Кафедра Теплогазоснабжение и вентиляция

Дипломный проект

Газоснабжение рабочего поселка на 8.5 тыс. жителей

Пояснительная записка

Проект выполнен

студ. Щербаков Д.А.

Руководитель проекта

Усачев А.П.

Содержание

Реферат

Ведение

Раздел 1. Характеристика объекта газоснабжения и исходные данные

1.1 Природные и инженерно-строительные условия

1.2 Источник газоснабжения

Раздел 2. Основные решения по газоснабжению

2.1 Система газораспределения

2.2 Газопроводы

2.3 Защита газопровода от коррозии

Раздел 3. Расчетные расходы газа

3.1 Годовые расходы газа на бытовые и коммунальные нужды населения

3.2 Нормативные расходы газа

3.3 Годовые расходы газа на бытовые и коммунальные нужды населения

3.4 Годовые расходы газа на отопление и вентиляцию жилых и общественных зданий

3.5 Годовой расход газа на горячее водоснабжение

3.6 Годовые расходы газа на промышленные нужды

3.7 Расчетные часовые расходы газа

3.8 Расчетные часовые расходы газа на бытовые и коммунальные нужды

3.9 Расчетные часовые расходы газа на отопление и вентиляцию жилых и общественных зданий

3.10 Расчетный часовой расход газа на горячее водоснабжение

3.11 Расчетные часовые расходы газа на промышленные нужды

Раздел 4. Гидравлический расчет

4.1 Подбор шкафного газорегуляторного пункта (ГРП)

4.2 Расчет кольцевой сети среднего давления

4.2.1 Гидравлический расчет газопровода в отделении для сушки кирпича

4.3 Гидравлический расчет тупиковой дворовой сети низкого давления

Раздел 5. Патентный поиск

5.1 Вводная часть

5.2 Изучение и анализ конструкций блочных котельных

5.2.1 Конструкция блочной котельной

5.2.2 Конструкция водонагревателя

5.2.3 Конструкция котельной установки

5.3 Выбор блочной котельной

Раздел 6. Технико-экономическое обоснование

6.1 Выявление оптимальной трассировки межпоселкового распределительного газопровода

6.2 Выбор оптимального количества очередей строительства газораспределительной станции

6.3 Определение оптимальной мощности и радиуса действия газорегуляторного пункта

Раздел 7. Газооборудование блочной котельной

7.1 Внутреннее газооборудование сушильного отделения

Раздел 8. Автоматика регулирования и безопасности газовых агрегатов

8.1 Общие положения

8.2 Автоматика и КИП сушильного отделения

Раздел 9. Организация строительства

9.1 Выбор методов производства работ

9.2 Расчет потребности в основных строительных материалах, деталях и оборудовании

9.3 Расчет сетевого графика

9.4 Расчет стройгенплана

9.5 Расчет потребности во временных сооружениях

9.6 Определение потребности строительства в воде, электроэнергии, сжатом воздухе

9.7 Расчет потребности сжатого воздуха для продувки и опрессовки трубопроводов

9.8 Решения по технике безопасности

9.9 Технико-экономические показатели

Раздел 10. Эргономические основы безопасной эксплуатации системы газоснабжения станции

10.1 Анализ возможных опасных и вредных факторов при эксплуатации системы газоснабжения

10.2 Разработка организационных и технических мероприятий по обеспечению безопасной эксплуатации системы газоснабжения

10.3 Техника безопасности

10.4 Пожарная безопасность

Раздел 11. Экономика строительства

Раздел 12. Экологическая экспертиза проекта

12.1 Характеристика объекта

12.2 Воздействие объекта на атмосферный воздух

12.3 Расчет аварийного выброса

12.4. Расчет выбросов загрязняющих веществ при вводе газопровода в эксплуатацию

12.5 Воздействие отходов на состояние окружающей природной среды

12.6 Мероприятия по сокращению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу

Заключение

Список использованных источников

Реферат

Пояснительная записка содержит 127 страниц, 22 таблицы, 8 рисунков, 16 источников литературы, графическая часть содержит 11 листов формата А1.

СХЕМА ГАЗОСНАБЖЕНИЯ, ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЕ, ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ, ОРГАНИЗАЦИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА, НОРМАТИВНЫЕ РАСХОДЫ ГАЗА, ЧАСОВОЙ РАСХОД ГАЗА, ГОДОВОЙ РАСХОД ГАЗА, ГАЗОПРОВОД, ГОЛОВНОЙ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЙ ПУНКТ, РЕГУЛЯТОР ДАВЛЕНИЯ.

Объектом разработки проекта газоснабжения является посёлок на 8,5 тыс. жителей.

Цель проекта – разработка системы газоснабжения для нужд населения, коммунально-бытовых потребителей и промышленных предприятий.

В данном проекте необходимо определить годовые и часовые расходы газа на различные нужды, выполнить гидравлический расчет систем среднего и низкого давления. В проекте выполнено технико-экономическое обоснование проектных решений, включены разделы экономики, организации строительства. Предусмотрены мероприятия по организации и безопасности строительства.

Den Bericht

Der erklrende Zettel enthelt 127 Seiten, 22 Tabellen, 8 Zeichnungen, 16 Quellen der Literatur, der graphische Teil enthelt 11 Bilder des Formates А1.

Die hydraulische Rechnung, die Organisation des Baues, die normativen Kosten(Aufwдnde) des Gases, die Uhrkosten(Aufwand) des Gases, die jдhrliche Kosten(Aufwand) des Gases, das Gasleitungsnetz, den Regler des Druckes(Blutdruck).

Ein Objekt der Erarbeitung des Projektes газоснабжения ist die Siedlung auf 8,5 tausend Bewohner.

Das Zweck des Projektes - die Erarbeitung des Systemes газоснабжения fьr die Bedьrfnisse der Bevцlkerung, der коммунально-haushaltskunden und der industriellen Betriebe.

Im gegebenen(vorliegenden) Projekt braucht man jдhrlich und die Uhrkosten(Aufwдnde) des Gases auf verschiedene Bedьrfnisse zu bestimmen, die hydraulische Rechnung der Systeme des mittleren und niedrigen Druckes(Blutdruck) zu erledigen. Im Projekt ist die technisch-ekonomische Begrindung der Projektbeschille erledigt, es sind die Abteilungen(Teile) der ekonomik, der Organisation des Baues eingeschlossen. Es sind die nahmen nach der Organisation und der Sicherheit des Baues vorgesehen.

Введение

В обеспечении страны необходимым количеством высококачественного топлива ведущая роль, как и прежде будет принадлежать газовой промышленности.

Современные системы газоснабжения представляют собой сложный комплекс, состоящий из газораспределительных станций (ГРС), газовых сетей высокого, среднего и низкого давления, газорегуляторных пунктов и установок (ГРП и ГРУ), и предназначены для обеспечения газообразным топливом населения, коммунально-бытовых, промышленных и сельскохозяйственных потребителей.

Система газоснабжения должна обеспечивать бесперебойную и безопасную подачу газа потребителям, отличаться простотой и удобством в эксплуатации и предусматривать возможность отключения отдельных ее элементов для производства профилактических, ремонтных и аварийно-восстановительных работ.

Масштабы и темпы развития газовой промышленности и газоснабжаемых систем определяет добыча газа, который становится основным потребляемым топливом в стране. Природный газ является наиболее качественным топливом.

Структура энергопотребления в коммунально-бытовом секторе в России по качеству должна стремиться к мировой.

Цель дипломного проекта – углубление и закрепление знаний, полученных при изучении курса «Газоснабжение» и других дисциплин, практическое освоение методики проектирования, освоение навыков работы со СНиПами, ГОСТами, необходимой технической и нормативно-справочной литературой.

Дипломный проект выполнен согласно заданию руководителя проекта выданного 17 марта 2007г.

Раздел 1. Характеристика объекта газоснабжения и исходные данные

1.1 Природные и инженерно-строительные условия

Застройка населенного пункта предусмотрена различной этажности, в основном одно-двухэтажная. Центральная часть населенного пункта застроена трёх-, пятиэтажными домами.

Климатическая характеристика даётся на основании наблюдений метеостанции и [1].

Характерно неравномерное распределение осадков по сезонам года. Зима сухая, холодная с преобладанием ясной погоды. Лето тёплое и влажное с большим количеством осадков, особенно в августе.

Среднегодовое количество осадков составляет 577 мм. В тёплый период выпадает почти 86% осадков, зимой осадков выпадает мало. Средняя высота снежного покрова за зиму составляет 37 см.

Максимальные среднемесячные скорости ветра до 4-5 м/сек.

Основные климатические показатели приведены в таблице 1.1

В геологическом строении района принимают участие среднезернистые песчаники с прослоями алевролитов и глинистых сланцев мощностью 10,0 м.

Под почвенно-растительным слоем, слаборазложившимся торфом или насыпным грунтом мощностью 0,2-0,8 м залегают пылеватые суглинки с включением гравия и гальки до 25%, ниже по разрезу залегают галечнико-гравийные отложения с суглинисто-супесчаным заполнителем от 15 до 50% и включением валунов до 10%.

Грунтовые воды, приуроченные к галечниковым грунтам, залегают на глубине 6-8 м от поверхности, обладают местами напором до 3,0 метров. В интервале глубине 1-4 м встречаются воды типа «верховодка».

Таблица 1.1 - Климатические показатели.

1.2 Источник газоснабжения

Низшая теплота сгорания природного газа 34861 кДж/м³ .Усредненный состав природного газа приведен в таблице 1.2.

Таким образом, низшая теплота сгорания природного газа данного состава составляет , а плотность .

Система газоснабжения поселка принята двухступенчатая. Давление на выходе из ГРС 0,6 МПа. К газопроводу высокого давления 0,6 МПа подключаются все газифицируемые промышленные предприятия, котельные и проектируемые газорегуляторные пункты, через которые осуществляется подача газа населению.

Таблица 1.2 - Состав и характеристика газа.

В многоэтажной застройке схемой газоснабжения предусматривается использование всех существующих внутриквартальных

газопроводов. При этом от проектируемых ГРП по распределительным газопроводам низкого давления природный газ подается в существующие внутридворовые газовые сети с подключением их в местах выхода из групповых установок сжиженного газа. Схема газоснабжения станции Ярославская решена, исходя из расположения газораспределительной станции, планировки поселка и расположения крупных потребителей газа. Распределение газа проектируется по двухступенчатой схеме. К магистральному газопроводу подключаются ряд промышленных потребителей, котельные и газорегуляторные пункты для подачи газа давлением 0,003 МПа на индивидуально – бытовые нужды населения. Прокладка газопроводов низкого давления от газорегуляторных пунктов рекомендуется в основном надземная по фасадам зданий. Схема газоснабжения в основном тупиковая за исключением районов одноэтажной застройки, где предусматривается частичная закольцовка газопроводов низкого давления из условий гидравлического расчета с целью уменьшения диаметров газопроводов.

Подача газа на бытовые нужды отопления одноэтажной застройки осуществляется от ГРП по распределительным и внутриквартальным газопроводам. Использование газа в станции предусматривается:

- населению, проживающему в многоэтажной застройке - на приготовление пищи;

- населению, проживающему в одноэтажной застройке – на приготовление пищи и горячей воды для хозяйственных и санитарно-гигиенических нужд, на нужды отопления;

- промышленным предприятиям – на технологические нужды, отопление и горячее водоснабжение.

Отопление и горячее водоснабжение коммунально– бытовых учреждений и многоэтажной жилой застройки осуществляется централизовано от котельных. Основные технико – экономические показатели по схеме газоснабжения приведены в разделе «Технико – экономическая часть».

Схема газоснабжения станции решена, исходя из расположения газораспределительной станции, планировки поселка и расположения крупных потребителей газа.

Раздел 2. Основные решения по газоснабжению

2.1 Система газораспределения

Схема газораспределения

Схема газораспределения населенного пункта решена исходя из условия расположения головного газорегуляторного пункта (ГГРП), характера планировки и застройки населенного пункта, расположения крупных сосредоточенных потребителей.

Распределение газа по населенному пункту от головного газорегуляторного пункта принятого по двухступенчатой схеме:

I ступень – газопроводы среднего давления PN 0,3 МПа;

II ступень – газопроводы низкого давления PN 0,003 МПа (300 даПа);

К газопроводам среднего давления подключаются газорегуляторные пункты шкафного типа, коммунально-бытовые и промышленные потребители, отопительные котельные.

Схема газопроводов среднего давления принята кольцевая и тупиковая.

К газопроводам низкого давления подключаются жилые дома, мелкие коммунально-бытовые потребители.

Схема газопроводов низкого давления принята тупиковая.

Для снижения давления газа со среднего PN 0,3 МПа до низкого PN 0,3 МПа в населенном пункте предусматривается строительство 12 газорегуляторных пунктов шкафного типа.

Схема распределения газа по потребителям населенного пункта проектируется на основе учета его современной планировки.

2.2 Газопроводы

Проектируемый газопровод среднего давления выполнен подземно из стальных труб, изготовленных в соответствии с требованиями стандартов и отвечающие требованиям [2] «Газораспределительные системы».

Трубы стальные [3] выпускаются отечественными заводами и имеют сертификат качества. Грунты по трассе газопровода относятся к среднепучинистым. Нормативная глубина сезонного промерзания грунта составляет 1,4 - 1,6 м. Глубина прокладки стального газопровода 1,35 м до верха трубы.

Проектируемый газопровод низкого давления выполнен надземно на опорах из стальных труб по [3], изготовленных в соответствии с требованиями стандартов и отвечающие требованиям [2] «Газораспределительные системы».

Для возможности отключения отдельных участков газопровода и ШРП предусматривается установка отключающих устройств. Места их установки представлены на листе 1.

Поземные и надземные стальные газопроводы, внутреннее газооборудование ШРП подлежат испытанию на герметичность.

В соответствии с требованиями правил охраны газораспределительных сетей вдоль трассы газопровода устанавливается охранная зона в виде территории ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии 2 м с каждой стороны газопровода, для ШРП – в виде территории, ограниченной замкнутой линией, проведенной на расстоянии 10м от ШРП

2.3 Защита газопровода от коррозии

Для защиты от атмосферной коррозии надземные участки газопровода покрываются двумя слоями грунтовки ГФ 021 и окрашиваются двумя слоями краски для наружных работ.

Электрохимическая защита газопроводов.

Электрохимическую защиту газопроводов среднего давления на стадии схемы намечается выполнить с помощью установок катодной защиты типа ОПС.

Для повышения эффективности катодной поляризации и увеличения зон действий катодных станций предусматривается установка изолирующих фланцевых соединений (ИФС).

Для систематического контроля и наблюдения за эффективностью систем защиты от коррозии предусматривается устройство контрольно-измерительных пунктов (КИП), которые устанавливаются на газопроводах, прокладываемых на территории населенного пункта через 200 м.

В качестве анодных заземлителей предусматривается использование чугунных труб диаметром 150мм.

Раздел 3. Расчетные расходы газа

3.1 Годовые расходы газа на бытовые и коммунальные нужды населения

Годовой объем потребления газа населенным пунктом является основой для разработки проекта газоснабжения. Расчет газовой потребности следует производить по нормам на конец расчетного периода, с учетом перспектив развития потребителей газа.

Все виды потребления газа в населенном пункте условно разделяются на следующие группы:

1. Расход газа населением в квартирах для приготовления пищи и горячей воды.

2. Расход газа предприятиями коммунального хозяйства (баня, прачечная, больница, хлебопекарня, котельные).

3. Расход газа на отопление и вентиляцию жилых и общественных зданий от различных источников теплоснабжения (котельные, местные отопительные установки).

4. Расход газа на производственные нужды.

Годовой расход газа на бытовые и коммунальные нужды населения зависят, в основном, от числа жителей и уровня благоустройства.

Численность газоснабжаемого населения.

Численность газоснабжаемого населения приведена в таблице 3.1.

3.2 Нормативные расходы газа

Удельные нормативные расходы тепла, отнесенные к различным измерителям, принимаются по [4] (приложение А) и производится их пересчет на газа по формуле

(3.1)

где - удельный расход газа на единицу измерения;

- удельный расход тепла в на условную единицу измерений;

-низшая теплота сгорания газа, , принимается по таблице 1.2

Расчет сводим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Нормативные расходы газа на различные измерители.

3.3 Годовые расходы газа на бытовые и коммунальные нужды населения

На основе данных таблиц 5 и 6, а так же раздела 3.1.1 об охвате горячим водоснабжением, рассчитываются годовые расходы газа на бытовые и коммунальные нужды населения по населенному пункту. К полученному газовому расходу добавляется расход газа на нужды предприятий бытового обслуживания, не указанных в таблице 6, который принимается в размере 5 % от годового расхода газа на индивидуально- бытовые нужды.

Расчет сводим в таблицу 3.2

Таблица 3.2 - Годовой расход газа на бытовые и коммунальные нужды.

Примечания:

1.Мощность механизированных прачечных принимается из условия, что услугами прачечной пользуются 25% всего населения микрорайона и на 1-ого человека в год приходится 150 кг сухого белья. Количество белья, стираемого в год, определяется по формуле (3.2):

Количество белья, стираемого в год, определяется по формуле (3.2):

(3.2)

2. Банями пользуется 25% населения и на одного человека в году приходится 52 помывки. Число помывок в год определяется по формуле (3.3)

(3.3)

3.Число жителей, пользующие услугами предприятий общественного питания составляет 25% всего населения микрорайона. Годовое количество завтраков, обедов и ужинов составляет:

4.Количество мест в больницах не нормируется, а определяется заказчиком. Принимаем 10 мест на 1000 жителей. Тогда количество коек составит:

(3.4)

5.Мощность хлебозавода принимается из расчета выпечки 0,75 кг в день на человека хлеба, хлебобулочных изделий на 1000 человек в год:

(3.5)

6.Расход газа предприятиями торговли и бытового обслуживания населения не производится и принимается в размере 5% от расхода газа жилыми зданиями.

3.4 Годовые расходы газа на отопление и вентиляцию жилых и общественных зданий

Годовой расход газа на отопление и вентиляцию жилых и общественных зданий определяется по формуле:

, (3.6)

где - годовой расход газа на отопление и вентиляцию, ;

- расчетная температура внутреннего воздуха, отапливаемых зданий, принимаемая равной 18 ;

- расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления, принимаемая равной –23 (смотреть таблицу 1.1);

- расчетная температура наружного воздуха для проектирования вентиляции, принимаемая равной –23 (смотреть таблицу1.1);

- средняя температура наружного воздуха за отопительный период, принимаемая равной –1,2 (смотреть таблицу 1.1);

- коэффициенты учитывающие расходы тепла на отопление и вентиляцию общественных зданий, принимаем соответственно 0,25 и 0,4;

- среднее число часов работы системы вентиляции общественных зданий в течении суток, принимается равным 16 часам;

- продолжительность отопительного периода в сутках, принимается равным 173 дням (смотреть таблицу 1.1);

-жилая площадь отапливаемых зданий, принимается равной 18,0 ; .

- КПД отопительной системы, принимается для котельных 0,85, для местных отопительных установок 0,75;

- низшая теплота сгорания газа, принимается по таблице 1.2 и составляет 37446,6 ;

- укрупненный показатель максимального часового расхода тепла на отопление жилых зданий в на 1 жилой площади, принимается по [5] в зависимости от расчетной температуры наружного воздуха для проектирования отопления. В нашем случае принимается =144.

Отапливаемая площадь общественных зданий определяется в размере 25% площади жилых зданий.

Для определения часового расхода на отопление и вентиляцию жилых и общественных зданий предварительно определяем источник теплоснабжения, т.к. они имеют различные КПД и сводим в таблицу 3.3

Таблица 3.3 - Распределение потребления тепла по источникам теплоснабжения.

Расчет годового расхода газа на отопление и вентиляцию жилых и общественных зданий для удобства и простоты целесообразно произвести, расчленив формулу 3.6 на 2 части:

Отопление и вентиляцию, а затем расчеты произвести с учетом источников теплоснабжения, указанных в таблице 3.3. Получим 4 составляющих:

-расход газа на отопление жилых зданий от котельной,тыс. /год

(3.7)

-жилая площадь, отапливаемая от котельной, (принимается по таблице 3.3);

- КПД отопительной системы жилых зданий от котельной (принимается по таблице 3.3)

- коэффициент перевода в

- расход газа на отопление жилых зданий от местных отопительных установок тыс. /год

(3.8)

- жилая площадь, отапливаемая местными приборами, (принимается по таблице 3.3);

- КПД отопительной системы местного отопления жилых зданий (принимается по таблице 3.3)

- расход газа на отопление общественных зданий от котельной, тыс. /год

(3.9)

- коэффициент, учитывающий расход тепла на отопление общественных зданий, в нашем расчете равен 0,25.

При этом - площадь отапливаемых общественных зданий (принимается по таблице 3.3);

- КПД системы отопления общественных зданий от котельной (принимается по таблице 3.3);

- расход газа на вентиляцию общественных зданий от котельной; тыс. /год

(3.10)

- коэффициент, учитывающий расход тепла на вентиляцию общественных зданий. При этом - это вентилируемая площадь общественных зданий.

- КПД системы вентиляции общественных зданий от котельной (принимается по таблице 3.3).

Всего расход газа на отопление и вентиляцию жилых и общественных зданий составляет:

3.5 Годовой расход газа на горячее водоснабжение

Годовой расход газа на централизованное горячее водоснабжение от котельной ( )тыс. /год определяется по формуле:

(3.11)

где - укрупненный показатель среднечасового расхода тепла на горячее водоснабжение в с учетом общественных зданий, в нашем случае составляет 1151 ;

- число жителей, пользующихся горячим водоснабжением от централизованных источников, в нашем случае 8500 человек.

- число дней отопительного периода в сутках, нашем случае составляет 152 суток;

и - температура холодной воды в летний и зимний периоды в , при отсутствии данных принимается равным соответственно 15 и 5 ;

- коэффициент, учитывающий снижения расхода горячей воды в летний период, при отсутствии данных принимается равным 0,8;

- КПД котельной, в нашем случае равен 0,85 (принимается по таблице 3.3);

- теплота сгорания газа, в нашем случае по таблице 1.2 соответствует 37446,6 ;

350 – число суток работы горячего водоснабжения в году.

где - коэффициент перевода в .

Из общего расхода газа на горячее водоснабжение надо выделить расход газа за отопительный сезон ( )тыс. /год и летний период ( )тыс. /год.

(3.12)

(3.13)

3.6 Годовые расходы газа на промышленные нужды

Годовые расходы газа на промышленные нужды определены исходя из технической характеристики устанавливаемого газового оборудования.

Результаты расчетов годовых расходов газа по всем категориям потребителей связаны в таблицу 3.4, по сосредоточенным промышленным потребителям и котельным – в таблицу 3.5.

Таблица 3.4 - Годовые расходы газа по категориям потребителей.

Таблица 3.5 - Годовые и расчетные часовые расходы газа по сосредоточенным коммунально-бытовым потребителям, производственным потребителям и котельным.

3.7 Расчетные часовые расходы газа

Система газопотребления для обеспечения бесперебойности снабжения потребителей должна рассчитываться на максимальный часовой расход газа.

3.8 Расчетные часовые расходы газа на бытовые и коммунальные нужды

Расчетные часовые расходы газа на бытовые и коммунальные нужды ( ), /ч следует определить, как долю годового расхода ( ) по формуле:

(3.14)

где - коэффициент часового максимума (коэффициент перехода от годового расхода к максимальному часовому расходу газа). Значения на бытовые и мелкие коммунальные нужды приведены в таблице 2 [4].

Таблица 3.6 - Расчетный расход газа на бытовые и мелкие коммунальные нужды.

Примечание. Годовой расход определен, как сумма расходов на нужды населения, предприятия общественного питания и предприятия бытового обслуживания и составляет:

Значение коэффициента часового максимума для предприятий коммунального хозяйства принимаются по таблице 3 [4] Расчет максимальных часовых расходов газа по этим потребителям приведен в таблице 3.7.

Таблица 3.7 - расчетные расходы газа для предприятий коммунального хозяйства.

Примечание: для гидравлического расчета газопроводов принимаются расчетные часовые расходы газа по установленному оборудованию в бане и хлебопекарне.

3.9 Расчетные часовые расходы газа на отопление и вентиляцию жилых и общественных зданий

Максимальные часовые расходы газа на отопление и вентиляцию жилых и общественных зданий /ч определяется по формуле:

(3.15)

где - площадь отапливаемых или вентилируемых зданий, (принимается по таблице 3.3);

- укрупненный показатель максимального расхода тепла, , в нашем случае 726 .

- низшая теплота сгорания газа, в нашем расчете 37402,7 ;

- КПД системы, принимается по таблице 3.3.

3.10 Расчетный часовой расход газа на горячее водоснабжение

Расчетный часовой расход газа на горячее водоснабжение определяется по формуле:

; (3.16)

; (3.17)

где - расчетный часовой расход газа на горячее водоснабжение, _;

2 – коэффициент неравномерности;

- среднесуточный расход газа на горячее водоснабжение, определяется делением годового расхода газа за отопительный сезон ( ) на число дней отопительного периода. ( - смотреть по таблице 1.1).

;

.

3.11 Расчетные часовые расходы газа на промышленные нужды

Эти расходы определяются с помощью коэффициента часового максимума, принимаемого в зависимости от режима работы и назначения потребления, приведены в таблице 3.5.

Раздел 4. Гидравлический расчет

4.1 Подбор шкафного газорегуляторного пункта (ГРП)

Газовое топливо должно подаваться потребителю под определенным давлением, поэтому газ подается через автоматические регулирующие устройства, которые поддерживают после себя заданное давление не зависимо от расхода газа, эти регулирующие устройства называются ГРП. Их назначение поддержание связи между газопроводами различных давлений путем автоматического регулирования давления газа, который поступает из газопровода с большим давлением в газопровод с меньшим давлением, и поддержание этого давления постоянным, независимо от колебания давления до ГРП и независимо от расхода газа. Применение ГРП шкафного типа (ШГРП) позволяет сократить протяженность сети низкого давления и увеличить более экономичное по металлоемкости сеть высокого и среднего давлений. Исходными данными для выбора ШГРП является расход газа, давление газа на выходе и на входе в ШГРП. Подбор ШГРП осуществляется для каждого квартала.

Подбор сводится в таблицу 4.1

Таблица 4.1 Подбор ГРП

4.2 Расчет кольцевой сети среднего давления

Газовые сети высокого и среднего давлений являются верхним уровнем системы газоснабжения. Наибольшее распространение получили кольцевые сети. Они имеют следующие преимущества: надежность в работе, большая равномерность потребления и распределение давления газа. В отличие от тупиковых сетей, в кольцевых направление потоков и количество газа протекает по участкам непостоянно. Задачей гидравлического расчета является определение диаметров участков сети, которые бы обеспечили равномерность гидравлического режима сети подачу потребителям требуемого качества газа при заданном перепаде давления. Начальное давление газа принимают максимальное по [2], конечное давление принимается таким, чтобы обеспечить при максимальной нагрузке минимально допустимое давление газа перед регулятором давления. Величина этого давления складывается из максимального давления газа перед горелкой, перепад давления в абонентском и перепадов. В большинстве случаев перепад давления в ГРП достаточно иметь избыточное давление 0,15 – 0,2 МПа. При расчете кольцевой сети необходимо иметь резерв давления для лечения пропускной способности систем при аварийном гидравлическом режиме такие режимы возникают при выключении головных участков сети. Ввиду кратковременности аварийных ситуаций следует допускать снижения качества системы при отказах в ее элементах. Это снижение оценивается коэффициентом обеспеченности (К_об ), который зависит от категории потребителя: - для коммунально-бытовых предприятий К_об = 0,8 – 0,85; для отопительных котельных К_об = 0,7 – 0,75.

Таким образом, количество газа подаваемого потребителям при аварийном гидравлическом режиме не должно быть меньше предельного значения, определяемого соотношением:

Q_ав = К_об ·Q_расч. (4.1)

В газопроводах среднего и высокого давления, перепады давления значительны, поэтому необходимо учитывать изменение плотности и скорости движения газов. Потери давления на преодоление сил трения определяются по формуле:

(4.2)

где P_н , P_к – соответственно давление газа в начале и в конце участка, МПа

l – длина расчетного участка, км

К_э – коэффициент эквивалентной шероховатости

d – диаметр трубопровода, см

ν – коэффициент кинематической вязкости газа, м² /с

ρ – плотность газа кг/м³

Q – расход газа, м³ /ч

Для однокольцевого газопровода аварийных режимов, подлежащих расчету, два:

- при выключении участков сети слева и справа от точек питания. При этом газопровод превращается в тупиковый. Расчет производится в следующей последовательности:

1. Составляется расчетная схема газопроводной сети, нумеруются участки, проставляются длины, выписываются расчетные расходы каждым потребителем.

2. Производится предварительный расчет кольца по формулам:

V_р = 0,59·Σ К_{об i} ·V_i (4.3)

(4.4)

где V_р – расчетный расход газа, м³ /ч

V_i – расчетные расходы газа потребителями, м³ /ч

К_об – коэффициент обеспеченности газом потребителей

P_н , P_к – давление газа в начале и в конце сети,

l_к – протяженность расчетного кольца,

1,1 – коэффициент, учитывающий местные сопротивления,

0,59 – приближенное значение коэффициента при путевой нагрузке.

3. Выполняются два варианта гидравлического расчета аварийных режимов при выключенных головных участков с лева и с права от точки питания. И определяются суммированием расчетные расходы газа каждого участка сети от пика к ГРП.

4. Рассчитывается распределение потребления газа при нормальном режиме работы сети и определяется давление газа во всех узловых точках.

5. Проверяются диаметры ответвлений к сосредоточенным потребителям при расчетном гидравлическом режиме.

Σl = 608 м

Расчетные длины ответвлений.

Таблица 4.3.

Σl_отв = 42 м

По формулам (4.3), (4.4) подбираем диаметр кольца:

V_р = 0,59·0,7·973,94=402,2 м³ /ч

По номограмме среднего давления определяем диаметр кольца d_к = 100мм и оставляем его постоянным на всех участках.

Производим расчет для аварийных режимов при выключении участков 2-3 и 2-16. Для них выполняется гидравлический расчет:

а) отказ участка 2-3:

При отказе участка кольцевая сеть становится тупиковой; расчет ведем влево от ГГРП.

Участок 1-5:

V_р = 0,7·973,94= 681,76 м³ /ч

d = 100мм

По номограмме определяем действительную величину квадрата давления:

Определяем давление в конце участка по формуле:

где P_н – давление газа в начале сети (участка)

Участок 5-1

V_р = 0,7·973,94 = 681,76 м³ /ч;

d = 150мм;

Rд = 8,7 кПа/м;

Аналогично выполняется расчет остальных участков. Данные сводим в таблицу.

Рассчитываем участки ответвлений для аварийных режимов. Из сравнения двух значений начальных давлений для каждого ответвления p_{н отв} выбирается меньшее. Для этого давления подбирается длина ответвления при условии чтобы давление в конце ответвления p_{к отв} было не меньше 100 кПа. Диаметр должен быть не менее 50 мм.

Фактическое значение давления в начале участка ответвления определяется по формуле:

(4.5)

Участок 2-6:

l = 12м;

V_р = 0,7·1455,1 = 1018,6 м³ /ч;

P_н = 299,9 кПа;

P_к = 100 кПа;

d = 15мм;

По номограмме Rд^ф = 66,6 кПа/м, тогда

-

что не меньше 100кПа, значит диаметр оставляем. Аналогично рассчитываем остальные участки ответвлений, данные сводим в таблицу 4.4.

Таблица 4.4 Гидравлический расчет ответвлений в сети среднего давления.

4.2.1 Гидравлический расчет газопровода в отделении для сушки кирпича

Количество газа подаваемого потребителям при аварийном гидравлическом режиме не должно быть меньше предельного значения, определяемого соотношением:

Q_ав = К_об ·Q_расч. (4.6)

Потери давления на преодоление сил трения определяются по формуле:

(4.7)

где P_н , P_к – соответственно давление газа в начале и в конце участка, МПа

l – длина расчетного участка, км

К_э – коэффициент эквивалентной шероховатости

d – диаметр трубопровода, см

ν – коэффициент кинематической вязкости газа, м² /с

ρ – плотность газа кг/м³

Q – расход газа, м³ /ч

Производится предварительный расчет по формулам:

V_р = 0,59·Σ К_{об i} ·V_i (4.8)

(4.9)

где V_р – расчетный расход газа, м³ /ч

V_i – расчетные расходы газа потребителями, м³ /ч

К_об – коэффициент обеспеченности газом потребителей

P_н , P_к – давление газа в начале и в конце сети,

l_к – протяженность расчетного кольца,1,1 – коэффициент, учитывающий местные сопротивления,

0,59 – приближенное значение коэффициента при путевой нагрузке.

Расчетная схема гидравлического расчета сети среднего давления.

Таблица 4.2.

Σl = 58,7 м

По формулам (4.3), (4.4) подбираем диаметр кольца:

V_р = 0,59·0,7·460=190 м³ /ч

По номограмме среднего давления определяем диаметр d_к = 219 мм и оставляем его постоянным на всех участках.

Производим расчет для аварийных режимов при выключении участков 1-2 и 3-4. Для них выполняется гидравлический расчет:

а) отказ участка 1-2:

При отказе участка расчет ведем следующим образом:

Участок 1-2:

V_р = 0,7·460= 322 м³ /ч

d = 219мм

По номограмме определяем действительную величину квадрата давления:

Определяем давление в конце участка по формуле:

где P_н – давление газа в начале сети (участка)

Участок 2-1

V_р = 0,7·460 = 322 м³ /ч;

d = 219мм;

Rд = 131,6 кПа/м;

Аналогично выполняется расчет остальных участков.

Рассчитываем участки ответвлений для аварийных режимов. Из сравнения двух значений начальных давлений для каждого ответвления p_{н отв} выбирается меньшее. Для этого давления подбирается длина ответвления при условии чтобы давление в конце ответвления p_{к отв} было не меньше 100 кПа. Диаметр должен быть не менее 50 мм.

Данные по расчету сводим в таблицу 4.5

4.3 Гидравлический расчет тупиковой дворовой сети низкого давления

Городские сети обычно прокладываются под проезжей частью внутриквартальных проездов и улиц. Ширина проездов должна обеспечивать необходимый разрыв от здания до газопровода. Величина разрывов регламентируется по [2] в зависимости от величины давления в газопроводе. При давлении газа до 5 кПа величина разрыва составляет 2 м. Гидравлический расчет тупиковой дворовой сети низкого давления проводят в следующей последовательности:

1) на генплане квартала проектируют газовые сети по тупиковой схеме;

2) намечают расчетные участки от точки подключения распределительного уличного газопровода до отключающего устройства на вводе в здание;

3) определяют расчетный расход газа м³/ч по участкам по формуле

(4.10)

где - коэффициент одновременности работы газовых приборов по [2]

- номинальный расход газа на прибор, м³/ч

- число однотипных приборов, шт.

Для укрупненных значений можно принять для ПГ-4 – 1,1 м³/ч, для ВПГ – 2,2 м³/ч

4) определяют среднеориентировочные удельные потери давления на

расчетной ветке от точки подключения до наиболее удаленного

газифицируемого здания по формуле

(4.11)

где 250 – нормативный перепад давления;

1,1 – потеря давления на местные сопротивления;

– суммарная длина расчетной ветки, м.

Диаметр участка газопровода определяем по расчетным расходам газа и значениям удельных ориентировочных потерь давления (по номограмме).

По формуле определяем расчетный расход газа на участке:

V_1-2 = 3,8∙2∙12∙0,325=29,64 м³ /ч.

V_2-3 = (7,6∙12∙2+7,6∙28)∙0,217= 85,7 м³ /ч.

V_3-4 = (7,6∙12∙2+7,6∙28∙2)∙0,192 = 116,7 м³ /ч.

V_4-5 = (608+7,6∙12∙2)∙0,1865= 147,4 м³ /ч.

V_5-6 = (790,4+7,6∙12+7,6∙28)∙0,175 = 191,52 м³ /ч.

V_6-7 = (1094,4+7,6∙12)∙0,17 = 201,5 м³ /ч.

V_7-8 = 201,5 м³ /ч..

Данные расчета сводим в таблицу 4.5.

Потери давления,Па на участках определим по формуле:

∆Р = Rд·l, (4.12)

где Rд - действительные удельные потери давления, по номограмме, Па/м

l – длина участка в метрах, м

∆Р_1-2 = 1∙16 = 16 Па

∆Р_2-3 = 2,5∙40 = 100 Па

∆Р_3-4 = 1,6∙33 = 52,8 Па

∆Р_4-5 = 2,2∙24 = 52,8 Па

∆Р_5-6 = 1,5∙40 = 60 Па

∆Р_6-7 = 1,4∙35 = 49 Па

∆Р_7-8 =1,4∙23= 32,2 Па

Средние ориентировочные удельные потери давления:

Данные расчета сводим в таблицу 4.5.

Гидравлический расчёт тупиковой дворовой сети низкого давления Таблица 4.5.

Потери давления на участке не превышают допустимых потерь (250 Па), расчет окончен.

Раздел 5. Патентный поиск

5.1 Вводная часть

В настоящее время в России газификация городов природным газом получила широкое распространение по сравнению с другими видами топлив. Это обусловлено, прежде всего, невысокими капитальными затратами в систему газоснабжения, удобством эксплуатации газовых сетей и приборов, более высоким коэффициентом полезного действия газовых приборов, самым низким уровнем ущерба окружающей среде, возможности полной автоматизации работы сетей и приборов.

При разработке данного дипломного проекта были применены новые запатентованные блочные котельные, описание, достоинства и недостатки которых приведены ниже.

5.2 Изучение и анализ конструкций блочных котельных

5.2.1 Конструкция блочной котельной [6]

Изобретение относится к области теплотехники, в частности к газовым емкостным водонагревателям, и может быть использовано для нагрева воды и негорючих водных растворов в различных отраслях промышленности. Задача изобретения - создание надежного в эксплуатации емкостного газового водонагревателя за счет предотвращения коррозии жаровых труб путем исключения конденсации водных паров внутри каждой из них. Поставленная задача решается в водонагревателе, содержащем резервуар с крышей, внутри которого расположены Г-образные жаровые трубы, горизонтальные участки каждой из которых подключены к горелочному устройству и расположены на опорах, установленных на днище резервуара под вертикальными участками, каждый из которых имеет соосно размещенный с ним патрубок, причем длину горизонтального участка каждой из Г-образных жаровых труб выбирают по заданной зависимости. При этом водонагреватель дополнительно снабжен блоком управления, подключенным к датчику температуры, расположенному внутри резервуара на его стенке, и к горелочному устройству, взрывным клапаном, подогревателями газа, жестко закрепленными в стенке резервуара и расположенными компланарно по отношению к каждому из горизонтальных участков Г-образных жаровых труб.

Рис.1

5.2.2 Конструкция водонагревателя [7]

Известен водонагреватель (см. патент РФ 2028554 по кл. F 24 Н 1/28, опубл. 1983 г.)[9], содержащий корпус, состоящий из верхней и нижней емкостей, расположенных одна над другой, снабженных патрубками дл подвода и отвода нагреваемой жидкости, расположенную в корпусе и погруженную в последний жаровую трубу, выполненную в виде спирально-конического змеевика, состоящего соответственно из нижнего и верхнего участков, соединенных между собой перепускным патрубком, расположенным в верхней емкости, причем один конец змеевика подключен к горелочному устройству. Верхняя емкость корпуса выполнена в виде конусообразной воронки, сливной патрубок расположен в нижней емкости и выполнен по спирали, имеющей направление закрутки, совпадающее с направлением закрутки верхнего участка змеевика, и противоположное направлению закрутки нижнего его участка. Однако конструкция данного водонагревателя сложна в изготовлении и ненадежна в эксплуатации за счет выполнения жаровых труб в виде спирально-конического змеевика. Кроме этого, недостатком данной конструкции является непродолжительный срок службы водонагревателя из-за коррозии жаровой трубы, обусловленной конденсацией в ней водяных паров, а также сложность эксплуатации горелки из-за присутствия сконденсированной влаги в жаровой трубе.

Для решения поставленной задачи в водонагревателе емкостном газовом, содержащем резервуар с крышей, внутри которого расположены Г-образные жаровые трубы, горизонтальные участки каждой из которых подключены к горелочному устройству и расположены на опорах, установленных на днище резервуара под вертикальными участками, каждый из которых имеет соосно размещенный с ним патрубок, согласно изобретению, длину горизонтального участка каждой из Г-образных жаровых труб выбирают из условия:

L=[GC(tвых -tвх)n-1 -KpDH(tст -0,5(tвых +tвх))]:[KpD(tст -0,5(tвых +tвх))], (5.1)

где L - длина горизонтального участка Г-образной жаровой трубы, м;

G - расход нагреваемой воды, кг/с;

С - теплоемкость нагреваемой воды, кДж/(кг,o С);

tвых - температура нагреваемой воды на выходе из резервуара,o С;

tвх - температура нагреваемой воды на входе в резервуар, o С;

n - количество Г-образных жаровых труб;

К - средний коэффициент теплопередачи от стенки жаровой трубы к нагреваемой воды, кВт/(м2 o С);

p=3,14;

D - наружный диаметр жаровой трубы, м;

Н - высота вертикального участка жаровой трубы, смачиваемого жидкостью, м;

tст - средняя температура стенки жаровой трубы, o С.

Кроме того, водонагреватель дополнительно снабжен блоком управления, подключенным к датчику температуры, расположенному внутри резервуара на его стенке, и к горелочному устройству. Устройство дополнительно может содержать взрывной клапан, расположенный на крыше резервуара; подключенные к горелочному устройству подогреватели газа, жестко закрепленные к стенке резервуара и расположенные компланарно по отношению к каждому из горизонтальных участков Г-образных жаровых труб; а опора выполнена в виде опоры скольжения. При выборе длины горизонтального участка каждой из жаровых труб по указанной зависимости, полученной из совместного решения уравнений теплового баланса и теплопередачи, средняя температура стенки жаровой трубы tст принимается на уровне на 5-10o С выше температуры конденсации водяных паров (точки росы по водяным парам) для используемого топлива и для номинального режима эксплуатации жаровых труб. Оптимальная длина горизонтального участка исключает образование конденсата водяных паров в жаровой трубе. Для исключения конденсации водяных паров внутри каждой из жаровых труб, при тепловой нагрузке ниже номинальной, блок управления, обеспечивает дискретное автоматическое управление работой горелок. Расположенный на крыше резервуара взрывной клапан, обеспечивает сброс импульса давления водяных паров внутри резервуара при нештатном режиме его эксплуатации (например, при подаче воды в резервуар при уже включенной жаровой трубе). Предотвращение деформации резервуара при номинальном режиме эксплуатации водонагревателя осуществляется с помощью патрубка на крыше резервуара, обеспечивающего образование кольцевого воздушного зазора между вертикальным участком жаровой трубы и крышей, что, в конечном итоге, приводит к выравниванию давления воздуха внутри и снаружи резервуара.

Для повышения срока службы водонагревателя опора каждой жаровой трубы, выполненная в виде опоры скольжения, допускает только аксиальное перемещение жаровой трубы при ее температурных деформациях, что, в отличие от прототипа, исключает всплытие жаровых труб при заполнении водой резервуара и, следовательно, исключает изгибающие усилия на стенку резервуара, возникающие при использовании опоры качения. Для обеспечения возможности надежной работы водонагревателя, особенно в зимних условиях эксплуатации, для предотвращения отказов работы установленных перед горелками регулятора давления и отсечных клапанов вследствие образования в них газовых гидратов, водонагреватель может дополнительно содержать подогреватели газа, жестко закрепленные в стенке резервуара и расположенные компланарно по отношению к каждому из горизонтальных участков Г-образных жаровых труб.

Изобретение поясняется чертежами, где на рис.1 представлен поперечный разрез водонагревателя; на рис.2 - вид сверху; на рис.3 - вид спереди водонагревателя с двумя жаровыми трубами.

Водонагреватель емкостной газовый содержит цилиндрический теплоизолированный резервуар 1, с крышей 2, в котором расположены жаровые трубы 3 Г-образной конфигурации, состоящие из соединенных друг с другом горизонтальных 4 и вертикальных 5 участков. Горизонтальные участки 4 одним концом закреплены в стенке резервуара 1 и подключены к горелочному устройству 6, а другим концом - размещены на опоре скольжения 7, закрепленной на днище резервуара 1. На крыше 2 резервуара 1 расположены соосно вертикальным участкам 5 жаровых труб 3 патрубки 8, имеющие дефлекторы 9. Взрывной клапан 10 также расположен на крыше 2 резервуара 1. Над крышей 2 размещена дымовая труба 11, являющаяся одновременно продолжением вертикального участка жаровой трубы. Горелочное устройство 6 подключено к блоку управления 12, через отсечной клапан 13. Датчик температуры 14, расположенный на стенке внутри резервуара, подключен также к блоку управления 12. Водонагреватель имеет также подогреватели газа 15, жестко закрепленные в стенке резервуара 1 и расположенные компланарно по отношению к соответствующим горизонтальным участкам 5 Г-образных жаровых труб 3, регул тор давления, расположенный перед отсечным клапаном 13. Подвод воды осуществляется по подпиточному и циркуляционному водоводам, а отвод воды - по отводящему водоводу (не показаны). Подвод воздуха к горелкам осуществляется по отдельному воздуховоду 16.

Водонагреватель емкостной газовый работает следующим образом.

Нагрев жидкости в резервуаре 1 осуществляется за счет передачи теплоты через стенку каждой из жаровых труб 3 от продуктов сгорания, выходящих из горелочных устройств 6. При этом, длину горизонтального участка 4 подбирают таким образом, чтобы исключить образование конденсата водяных паров в жаровой трубе. При этом среднюю температуру стенки жаровой трубы 3 выбирают выше температуры конденсации водяных паров на стенке жаровой трубы 3 или "точки росы по водяным парам".

В качестве примера конкретного исполнения определения оптимальной длины L горизонтального участка Г-образной жаровой трубы в двухтрубном водонагревателе используем следующие исходные данные:

- расход нагреваемой воды G=7,67 кг/с;

- теплоемкость нагреваемой воды С=4,19 кДж/(кг,o С);

- температура нагреваемой воды на выходе из резервуара tвых =15o С;

- температура нагреваемой воды на входе в резервуар tвх =1o С;

- количество Г-образных жаровых труб n=2;

- средний коэффициент теплопередачи от стенки жаровой трубы к нагреваемой воды К=0,2 кВт/(м2 o С);

- наружный диаметр жаровой трубы D=0,53 м;

- высота вертикального участка жаровой трубы, смачиваемого жидкостью, Н= 4,5 м;

- средняя температура стенки жаровой трубы tст =100o С.

При подстановке исходных данных можно определить, что при номинальной теплопроизводительности длина горизонтальных участков каждой из двух жаровых труб должна быть L=2,8 м. При этом водяные пары, образующиеся при сжигании газа, вывод тс с дымовыми газами из жаровых труб 3 и не конденсируются на их внутренней стенке.

Формула изобретения:

1. Водонагреватель емкостный газовый, содержащий резервуар с крышей, внутри которого расположены Г-образные жаровые трубы, горизонтальные участки каждой из которых подключены к горелочному устройству и расположены на опорах, установленных на днище резервуара под вертикальными участками, каждый из которых имеет соосно размещенный с ним патрубок, отличающийся тем, что длину горизонтального участка каждой из Г-образных жаровых труб выбирают из условия (5.1).

2. Водонагреватель емкостный газовый, отличающийся тем, что он дополнительно снабжен блоком управления, подключенным к датчику температуры, расположенному внутри резервуара на его стенке, и к горелочному устройству.

3. Водонагреватель емкостный газовый, отличающийся тем, что он дополнительно содержит взрывной клапан, расположенный на крыше резервуара.

4. Водонагреватель емкостный газовый, отличающийся тем, что каждый из вертикальных участков Г-образных жаровых труб выполнен выступающим за пределы резервуара и патрубка, при этом каждый патрубок снабжен дефлектором, расположен на крыше резервуара и имеет высоту менее одного диаметра Г-образной жаровой трубы.

5. Водонагреватель емкостный газовый, отличающийся тем, что опора выполнена в виде опоры скольжения.

6. Водонагреватель емкостный газовый, отличающийся тем, что он дополнительно содержит подключенные к горелочному устройству подогреватели газа, жестко закрепленные в стенке резервуара и расположенные компланарно по отношению к каждому из горизонтальных участков Г-образных жаровых труб.

Изобретение относится к водяным системам отопления и горячего водоснабжения и может быть использовано для нагрева воды в системах с индивидуальным отоплением. Технический результат, который может быть достигнут с помощью предлагаемого изобретения, сводится к повышению надежности и КПД установки и снижению температуры дымовых газов и давления в системе отопления. Котельная установка состоит из котла, имеющего патрубки прямой и обратной линии воды, дымовую трубу, верхняя часть которой над котлом выполнена в виде вертикального трубчатого кольцеобразного экономайзера, содержащего переливную трубку с запорным устройством, соединенным с котлом через патрубок прямой линии и через патрубок с подающей линией системы отопления, верхняя часть экономайзера выполнена в виде расширительного бака, последний соединен с воздушным ресивером посредством воздушной трубки, на обратной линии патрубка установлены предохранительный клапан и подпиточное устройство (рис.4).

Рис.5.2

5.2.3 Конструкция котельной установки [6]

Известна котельная установка, содержащая снабженный контактными воздухонагревателем и экономайзером котел, параллельно подключенный подвод щей и отвод щей лини ми к греющим трактам тепловой сети и поверхностного теплообменника, нагревающий тракт которого соединен с контактным воздухонагревателем и снабжен регул тором расхода, а экономайзер сообщен с подвод щей линией котла, установка содержит также датчик температуры воздуха (см. а.с. СССР №1666855, кл. F 22 D 1/36)[9]. Недостатком данной котельной установки являются высокие затраты на нагрев воды. Известны также котельные установки, состоящие из котла, в верхней чести соединенного с экономайзером и прямой линией отопления.

Рис.5.3

Эти установки утилизируют тепло отходящих топочных газов котлов, работающих на твердом, жидком и газообразном топливе, одновременно позволяет производить подогрев воды из хозпитьевого водопровода (см. промышленные котлы ДЕ, ДКВР, ЭБ-2-94, ЭБ-1-300). Недостатком данных котельных установок является сложность конструкции, высокая стоимость получения тепла.

Рис.4

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому положительному эффекту и принятый авторами за прототип является жаротрубный вертикальный водогрейный котел, содержащий топку с горелочным устройством, патрубками прямой и обратной воды, при этом верхняя часть котла выполнена в виде бака, содержащего переливную трубку и воздушную трубку с манометром, установленную на высоте, равной или большей отношения увеличения объема горячей воды в системе отопления и площади сечения в верхней части котла между вертикальным пучком жаровых труб и внешней трубой (см. пат. РФ №2150051, кл. F 24 Н 1/28)[14]. Недостатком данного котла является высокая температура дымовых газов после котла (170°С) и необходимость в связи с этим поддерживать высокое давление в системе отопления (8 атм) с целью исключения закипания воды в верхней части котла. Технический результат, который может быть достигнут с помощью предлагаемого изобретения сводится к повышению надежности КПД установки и снижению температуры дымовых газов и давления в системе отопления. Технический результат достигается с помощью котельной установки, содержащей котел с патрубками прямой и обратной линией воды, дымовую трубу, расширительный бак, при этом верхняя часть дымовой трубы выполнена в виде вертикального трубчатого кольцеобразного экономайзера, снабженного переливной трубкой с запорным устройством, соединенным с котлом с помощью патрубка прямой линии, при этом верхняя часть экономайзера выполнена в виде бака, последний соединен с воздушным ресивером посредством воздушной трубки.

Котельная установка состоит из котла 1, имеющего патрубок 2 прямой и патрубок 3 обратной линии воды, дымовую трубу 4, верхняя часть которой над котлом 1 выполнена в виде вертикального трубчатого кольцеобразного экономайзера, содержащего переливную трубку 5 с запорным устройством 6, соединенным с котлом 1 через патрубок 2 прямой линии и через патрубок 7 с подающей линией системы отопления (на фиг. не показано), верхняя часть экономайзера выполнена в виде расширительного бака 8, последний соединен с воздушным ресивером 9 посредством воздушной трубки 10, на обратной линии патрубка 3 установлены предохранительный клапан 11 и подпиточное устройство 12.

Котельная установка работает следующим образом.

Система отопления заполняется холодной водой через подпиточное устройство 12 до уровня переливной трубки 5, после запорное устройство 6 и подпиточное устройство 12 закрываются. Котел 1 включается в работу, вода нагревается в котле 1, поднимается вверх и через патрубок 2 прямой линии воды поступает в верхнюю часть дымовой трубы 4, выполненной в виде вертикального трубчатого экономайзера, и продолжает нагреваться отходящими дымовыми газами от котла 1, при этом уровень воды над переливной трубкой 5 поднимается, возникает циркуляционное давление в системе отопления, вода поступает в систему отопления по патрубку 7 и возвращается в котел 1 по патрубку 3 с предохранительным клапаном 11, температура дымовых газов после экономайзера снижается до 100°С. Поднявшаяся вода над переливной трубкой 5 вытесняет воздух из расширительного бака 6 в воздушный ресивер 9 по воздушной трубке 10, что повышает давление в системе на 0,3-0,5 атм и препятствует вскипанию воды в расширительном баке, обеспечивая надежную работу системы отопления и повышая коэффициент полезного действия котельной установки. Предлагаемое изобретение по сравнению с прототипом и другими известными техническими решениями имеет следующие преимущества: повышение коэффициента полезного действия котельной установки на 7-9%; повышение надежности работы системы отопления; удешевление производства теплоэнергии; снижение затрат на нагрев воды; снижение температуры дымовых газов и давления в системе отопления; биологическая чистота окружающей среды.

Формула изобретения:

Котельная установка, содержащая котел с патрубками прямой и обратной воды, дымовую трубу, расширительный бак, отличающаяся тем, что верхняя часть дымовой трубы выполнена в виде вертикального трубчатого кольцеобразного экономайзера, снабженного переливной трубкой с запорным устройством, соединенным с котлом с помощью патрубка прямой линии, при этом верхняя часть экономайзера выполнена в виде расширительного бака, последний соединен с воздушным ресивером посредством воздушной трубки.

Изобретение предназначено для нагрева воды и может быть использовано в теплоснабжении. Котел содержит газотрубную и водотрубную части, установленные в одном корпусе. Газотрубная часть имеет топку в виде жаровой трубы и газотрубный одноходовой пучок, а водотрубная часть имеет конвективную камеру с теплообменной поверхностью нагрева. Котел снабжен передней поворотной камерой, расположенной на фронте котла, и имеет со стороны фронта дополнительные поверхности нагрева в виде фронтового экрана и переднего кольцевого канала, одновременно выполняющего функции коллекторов фронтовою экрана и тепловой изоляции корпуса котла. В конвективной камере теплообменная поверхность нагрева выполнена в виде съемного конвективного блока с ходом газов сверху вниз, состоящего из плоских секций, представляющих собой трубчато-мембранные панели, соединенные с коллекторами прямоугольной формы. В конвективной камере предусмотрена дополнительная поверхность нагрева в виде заднего кольцевого канала, одновременно выполняющего функции коллекторов раздачи воды в съемный блок и вод ной объем газотрубной части котла, а также тепловой изоляции корпуса котла. Изобретение обеспечивает надежность, ремонтопригодность, эффективность и удобство эксплуатации котла.

Рис.5

Изобретение относится к области теплоснабжения и может быть использовано в стальных водогрейных котлах.

Известны водогрейные газотрубные котлы, содержащие топку, выполненную в виде жаровой трубы или жарового пространства, одноходовой газотрубный конвективный пучок, а также “водотрубные” (возможны при этом щелевые, кольцевые или коробчатые) элементы, по которым вода движется с существенными скоростями, значительно превышающими скорости в вод ной рубашке жаротрубных котлов. При этом все эти элементы находятся внутри общей цилиндрической или коробчатой камеры (см. а.с. СССР №779756, МПК F 24 Н 1/28, бюл. №42, 15.11.80 г.; а.с. СССР №1744378, МПК F 24 Н 1/38, бюл. №24 от 30.06.92 г.; патент РФ №2160874, МПК F 24 Н 1/00 от 20.12.2000 г.) [18].

Недостатком таких конструкций котлов является сложность выполнения таких “водотрубных” элементов, а также то, что определенный элемент, как правило, осуществляет одну или две из следующих функций: распределение воды, или увеличение поверхности нагрева, или повышение надежности работы, или улучшение условий эксплуатации котла, или снижение потерь в окружающую среду.

Наиболее близким аналогом к предлагаемому техническому решению является водогрейный котел, содержащий газотрубную и водотрубную часть, причем газотрубная часть имеет топку в виде жаровой трубы и газотрубный одноходовой пучок, а водотрубная часть имеет конвективную камеру с теплообменной поверхностью нагрева, сообщенной с конвективным пучком и топкой, установленными в одном корпусе (см. патент RU №2162574, МПК F 24 Н 1/32, опубл. 27.01.01 г.).[ ]

Недостатками котла-прототипа являются неразборность, плохая доступность к элементам, следовательно, низкая ремонтопригодность конвективной поверхности нагрева, а также высокое аэродинамическое сопротивление и возможность засорения конвективной поверхности нагрева. Задачей создания изобретения является разработка простой, надежной, ремонтопригодной, эффективной и удобной в эксплуатации конструкции котла.

С помощью кольцевых каналов осуществляется сразу несколько функций: увеличение поверхности нагрева котла, распределение воды, повышение надежности и срока службы котла, увеличение КПД, улучшение условий эксплуатации.

Изобретение поясняется описанием конкретного, но не ограничивающего его примера реализации и прилагаемыми чертежами, где на рис.5 - представлен общий вид котла, продольный разрез по А-А; на рс.6 - поперечный разрез по Б-Б рис.5; на рис.7 - поперечный разрез по В-В рис.5; на рис.8 - разрез Г-Г и вид по “Д”.

Котел содержит топку 1 в виде жаровой трубы, поворотную камеру газов 2 во фронтовой части котла, одноходовой газотрубный конвективный пучок 3, конвективную камеру 4, съемный конвективный блок 5 из плоских секций 6, содержащих трубчато-мембранные панели 7 и коллекторы прямоугольной формы 8, соединительные трубы 9 плоских секций, передний кольцевой канал 10 с разделительными перегородками 11, фронтовой экран 12 с камерой 13 дл горелки и водотрубными элементами 14, задний кольцевой канал 15 с разделительными перегородками 16, перепускной трубопровод 17 из переднего кольцевого канала 10 в задний кольцевой канал 15, перепускные трубопроводы 27 из заднего кольцевого канала 15 в съемный конвективный блок 5, переднюю трубную доску 18, заднюю трубную доску 19 с отверстиями 20 для выхода воды из задней кольцевой камеры в водяной объем 26 газотрубной части котла, выходное окно газов 21, заднюю дверцу котла 22, переднюю дверцу котла 23, собственно корпус котла 28, входной патрубок воды 24, выходной патрубок воды 25. Конвективный блок 5 достается из конвективной камеры котла 4 через заднюю дверцу 22. Передний кольцевой канал 10 соединяется с задним кольцевым каналом 15 перепускным трубопроводом 17.

Котел работает следующим образом: образующиеся при сжигании топлива в топке 1 дымовые газы поступают в поворотную камеру 2, расположенную со стороны фронта котла, далее, проход внутри трубок газотрубного конвективного пучка 3, направляются в конвективную камеру 4, проходят сверху вниз через конвективные плоские секции 6 съемного конвективного блока 5, разворачиваются на 90° и покидают котел через выходное окно 21. Вода из системы трубопроводов котельной поступает в середину переднего кольцевого канала 10 через входной патрубок воды 24, проходит через верх кольцевого канала и на противоположной стороне заходит в трубы 14 фронтового экрана 12, проходит камеру 13 дл горелки, остальные трубные элементы 14 фронтового экрана 12, и снизу переднего кольцевого экрана выходит в перепускной трубопровод 17. Циркуляция в трубных элементах фронтового экрана организуется с помощью разделительных перегородок 11 переднего кольцевого канала 10. Из перепускного трубопровода 17 вода поступает в нижнюю часть заднего кольцевого канала 15, поднимается по нему к конвективному блоку 5, проходит через перепускной трубопровод 27, плоские секции 6, их соединительные трубы 9 и выходит через трубопровод 27 в противоположную сторону заднего кольцевого канала 15, далее через отверстия 20 в задней трубной доске 19 - в водяной объем 26 газотрубной части котла, поднимается по нему вверх и выходит из корпуса котла 28 через выходной патрубок 25 в систему трубопроводов котельной. Циркуляция в заднем кольцевом канале 15 осуществляется с помощью разделительных перегородок 16.

Формула изобретения:

Водогрейный котел, содержащий газотрубную и водотрубную части, установленные в одном корпусе, при этом газотрубная часть имеет топку в виде жаровой трубы и газотрубный одноходовой пучок, а водотрубная часть имеет конвективную камеру с теплообменной поверхностью нагрева, отличающийся тем, что он снабжен передней поворотной камерой, расположенной на фронте котла и имеет со стороны фронта котла дополнительные поверхности нагрева в виде фронтового экрана и переднего кольцевого канала, одновременно выполняющего функции коллекторов фронтового экрана и тепловой изоляции корпуса котла, а в конвективной камере теплообменная поверхность нагрева выполнена в виде съемного конвективного блока с ходом газов сверху вниз, состоящего из плоских секций, представляющих собой трубчато-мембранные панели, соединенные с коллекторами прямоугольной формы, причем в конвективной камере предусмотрена дополнительна поверхность нагрева в виде заднего кольцевого канала, одновременно выполняющего функции коллекторов раздачи воды в съемный блок и вод ной объем газотрубной части котла, а также тепловой изоляции корпуса котла.

Рис.6

Рис.7

Рис.8

На основании изучения и анализа блочных котельных выбрана котельная установка. Изобретение относится к водным системам отопления и горячего водоснабжения и может быть использовано дл нагрева воды в системах с индивидуальным отоплением. Технический результат, который может быть достигнут с помощью предлагаемого изобретения, сводится к повышению надежности и КПД установки и снижению температуры дымовых газов и давления системе отопления.

5.3 Выбор блочной котельной

На основании изучения и анализа выбрана блочная котельная c водогрейный котел, содержащий газотрубную и водотрубную часть, причем газотрубная часть имеет топку в виде жаровой трубы и газотрубный одноходовой пучок, а водотрубная часть имеет конвективную камеру с теплообменной поверхностью нагрева, сообщенной с конвективным пучком и топкой, установленными в одном корпусе (см. патент RU №2162574, МПК F 24 Н 1/32, опубл. 27.01.01 г.).[14], как наиболее технически совершенная и имеющая минимальные экономические показатели.

Раздел 6. Технико-экономическое обоснование

6.1 Выявление оптимальной трассировки межпоселкового распределительного газопровода

Выбор оптимального варианта трассы сводится к выявлению такого положения головной магистрали, при котором суммарная металлоемкость ответвлений к потребителям имеет минимальное значение.

В этом случае используется метод математической статистики, который позволяет найти уравнение прямой (кривой) линии, расположенной на минимальном расстоянии от нескольких случайных точек (метод наименьших квадратов).

Суть метода заключается в следующем. На генеральном плане населенного пункта, промплощадки или какой-либо другой территории произвольно наносится система координат XOY и на ней фиксируется положение потребителей (рис. 2).

Поскольку общая металлоемкость ответвлений прямо пропорциональна их суммарной длине и среднему диаметру, при выборе оптимального варианта трассировки головной магистрали необходимо учитывать не только количество и положение потребителей, но и их нагрузка.

Анализ гидравлических режимов эксплуатации систем газо- и теплоснабжения показывает, что диаметр трубопровода при прочих равных условиях определяется расходом транспортируемой среды G в степени m . Показатель степени имеет следующие численные значения:

газопроводы низкого давления m = 0,368;

трубопроводы тепловых сетей m = 0,38;

газопроводы высокого (среднего) давления m = 0,38.

Для определения расчетных координат головной магистрали распределительного трубопровода используется следующее выражение (6.1):

(6.1)

где x, y – расчетные координаты магистрали;

a, b – искомые параметры прямой.

Задача заключается в нахождении наименьшей суммы квадратов отклонений расчетных значений координат по уравнению

(6.2)

где n – количество ответвлений к потребителям;

x_i , y_i – заданные координаты потребителей.

Дифференцируя функцию S по искомым параметрам a и b и приравнивая полученные выражения к нулю, приходим к следующей системе:

(6.3)

решая которую, находим a_opt , b_opt и оптимальную трассировку трубопровода:

(6.4)

В частном случае, когда нагрузки потребителей одинаковы, то есть

G_i = const, целевая функция задачи (6.2) трансформируется в уравнение

(6.5)

Нахождение искомых значений параметров a_opt , b_opt сводится к решению следующей системы:

(6.6)

Пример: Найти оптимальную трассировку распределительного трубопровода на три потребителя с координатами

x₁ = 1,0 км; y₁ = 1,5 км;

x₂ = 3,0 км; y₂ = 2,5 км;

x₃ = 5,0 км; y₃ = 3,0 км;

x₄ = 8,0 км; y₄ = 9,0 км.

Нагрузки потребителей одинаковы.

Подставляя координаты в уравнение (6.6), получим

После преобразований имеем

откуда a_opt = -0,45; b_opt = 1,05.

Таким образом, оптимальное положение головной магистрали распределительного трубопровода определяется уравнением:

(6.7)

В общем случае, когда конфигурация головной магистрали представляет собой ломаную линию, содержащую k линейных участков, задача решается последовательно для каждого участка трубопровода. При этом условие оптимальной трассировки магистрали реализуется следующей системой уравнений:

где j = 1,2,….k . (6.8)

Если при реальном проектировании осуществить оптимальную трассировку не представляется возможным (специфика рельефа местности, особенности застройки населенного пункта и другие обстоятельства), принимаем тот вариант трассы, который обеспечивает максимальное приближение к оптимальному с учетом заданных ограничений.

6.2 Выбор оптимального количества очередей строительства газораспределительной станции

На экономическую эффективность проектного (планового) решения большое влияние оказывает фактор времени.

Согласно нормативной методике, распределенные во времени затраты приводятся к сравниваемому уровню (базисному году) с помощью коэффициента приведения. Сущность этого методического подхода заключается в следующем. Денежные средства, подлежащие затрате в последующий (за базисным годом) период, определенное время используются в других отраслях народного хозяйства, отдаление предстоящих затрат, чем больше их окупаемость, тем меньше та, приведенная к сравниваемому уровню часть этих затрат, которую следует учитывать в экономических расчетах. Если затраты предшествуют базисному году, возникает экономический ущерб от замораживания денежных средств. Чем больше отдаление предшествующих затрат, тем больше народнохозяйственный ущерб и тем больше та, приведенная к сравниваемому уровню величина этих затрат, которую необходимо учитывать в экономических расчетах.

Сравнивание вариантов с учетом фактора времени происходит в тех случаях, когда варианты имеют:

- различные сроки службы;

- различную продолжительность строительства (в одну или несколько

очередей);

- различное время выхода объектов на проектную эксплуатацию и т. д.

Характерной особенностью задач первого типа является необходимость учета дополнительных затрат в замену менее долговечной техники за время службы более долговечной техники. Для определения приведенных затрат по сравниваемым вариантам используется уравнение:

(6.9)

при m =0,1,2,…..n ,

где m – номер очередного вложения капитальных затрат;

n – количество замен оборудования за расчетный период (срок службы

объекта), определяемое по уравнению

(6.10)

- коэффициент приведения затрат для года, отдаленного от базисного на

mt₀ лет.

Задачи второго типа решаются при экономическом обосновании строительства объекта (системы) в несколько этапов (очередей). Сметная стоимость строительства объекта в несколько очередей возрастает за счет дополнительных работ, связанных со сменой части установленного оборудования, устройством временных торцевых стен зданий, монтажом и демонтажем строительной техники и механизмов и т. д. Вместе с тем происходит снижение расчетных затрат во вторую и последующие очереди вследствие их отдаленности во времени. Обеспечивается также экономия расходов по эксплуатации за счет более полного использования установленного оборудования и других основных фондов. Для определения приведенных затрат по сравниваемым вариантам используется уравнение:

(6.11)

где З – суммарные приведенные затраты, руб;

t_сл – срок службы объекта;

К_t – капитальные вложения в t-ом году, руб;

И_t – расходы по эксплуатации t-ом году (без отчисления на реновацию), руб;

α_t – коэффициент приведения равнопеременных затрат базисному году, определяемый по формуле

(6.12)

где Е_нп – норматив приведения разновременных затрат, равный 0,08;

t – разность между годом приведения и базисным годом;

t_н – начальный год расчетного периода, определяемый началом финансирования строительства объекта.

Задачи третьего типа имеют особое значение при проектировании систем инженерного оборудования новых городов или жилых массивов. По мере застройки населенного пункта, ввода потребителей в эксплуатацию расчетные нагрузки (тепло-, водо-, газопотребление и т. д.) возрастают практически от нуля до проектных (планируемых) величин. Поэтому оптимальное решение подобных задач требует подробной информации о темпах роста населенного пункта, развития его структуры и застройки, динамике потребления топливно-энергетических ресурсов и других определяющих параметров по всем годам расчетного периода строительства.

Пример. Газораспределительная станция (ГРС) может быть построена сразу на полную мощность при сметной стоимости К₁ = 1500000 рублей или в две очереди (вторая через 4 года) при сметной стоимости К₂ = 1980000 рублей, в том числе затраты на первую очередь 1200000 рублей. Переменная часть годовых эксплуатационных расходов составляет 5% от соответствующих капитальных вложений. Срок службы станции t_сл = 25 лет. Необходимо определить экономически более целесообразный вариант строительства.

Расчетные затраты по вариантам определяем, используя формулу (6.11):

а) При строительстве ГРС в одну очередь

б) При строительстве ГРС в две очереди

Следовательно, экономически целесообразным является строительство ГРС в одну очередь.

6.3 Определение оптимальной мощности и радиуса действия газорегуляторного пункта

При проектировании многоступенчатых систем газоснабжения населенных пунктов возникает необходимость определения оптимального количества точек питания сети низкого давления, то есть выбора оптимального количества газорегуляторных пунктов.

Рассмотрим основные задачи на примере методики, разработанной МИСИ им. Куйбышева.

С увеличением радиуса действия ГРП (с уменьшением количества ГРП) снижаются приведенные затраты в газорегуляторные пункты и распределительные сети высокого давления. Вместе с тем возрастают затраты в распределительные сети низкого давления за счет увеличения их среднего диаметра.

Примем в качестве целевой функции суммарные приведенные затраты по комплексу: ГРП – сети низкого давления – сети высокого (среднего) давления:

(6.13)

Под радиусом действия ГРП подразумевается расстояние по прямой от ГРП до точки встречи потоков газа на границе зон действия двух соседних ГРП. Выявим взаимосвязь между радиусом R действия ГРП и радиусом действия газопровода между радиусом R_г . Рассмотрим два варианта размещения ГРП на территории населенного пункта: шахматный и коридорный (графическая часть).

При шахматном размещении ГРП радиус действия ГРП совпадает с радиусом действия газопровода, то есть R_г = R. При коридорном варианте радиусы действия ГРП и газопровода связаны между собой следующим соотношением:

(6.14)

В общем случае, при смешанной схеме размещения ГРП, можно записать:

(6.15)

Численное значение коэффициента α изменяется в пределах от 1 до и в среднем может быть принято α ≈ 1,3. Выразим количество газорегуляторных пунктов n через радиус действия ГРП и площадь газоснабжаемой территории F .

и (6.16)

Откуда

(6.17)

а также

(6.18)

Следовательно,

(6.19)

Выявим приведенные затраты по элементам газоснабжающей системы. Капитальные вложения в ГРП можно определить по формуле

(6.20)

или с учетом (6.19)

(6.21)

где К’_грп – удельные капитальные вложения в один ГРП, руб. Принимаются по сметным нормативам в зависимости от конструктивного решения регуляторного пункта (ГРП, ШРП и т. п.) и его пропускной способности.

Затраты по эксплуатации ГРП могут быть выражены в виде годовых отчислений от капитальных вложений по формуле:

(6.22)

Приведенные затраты на ГРП с учетом (6.21) и (6.22) определяется функцией:

(6.23)

Выявим расчетные затраты в сети низкого давления. Для газопроводов, работающих в режиме “гладких” труб:

(6.24)

где d – диаметр газопровода, см;

a – коэффициент пропорциональности, зависящий от состава газа;

Q – расход газа по трубопроводу, м³ /ч;

l – длина газопровода, м;

ΔP – потеря давления в газопроводе, Па.

Положив в уравнение (6.24)

(6.25)

получим для среднего диаметра распределительных газопроводов низкого давления

(6.25)

где ΔP_н – нормативный перепад давлений в уличных распределительных сетях, Па.

Считая, что газопроводы несут только путевую нагрузку, можно записать для среднего расхода газа:

(6.26)

где q – удельный путевой расход газа, м³ /ч·м.

Численные значения указанного параметра определяются по формуле

(6.27)

где ∑Q – максимальный часовой расход газа населенным пунктом, м³ /ч;

∑l_н.д. – общая протяженность уличных газопроводов низкого давления, м.

Подставив (6.26) в (6.25) и преобразуя полученное выражение, имеем

(6.28)

Удельные капитальные вложения в 1 м газопровода определяется по формуле

(6.29)

где а , в – стоимостные параметры 1 м газопровода, имеющие размерность руб/м и руб/м·см соответственно;

d – диаметр газопровода, см.

Численные значения параметров a и в зависят от способа прокладки газопровода (надземная или подземная), характера грунта, типа дорожных покрытий и других условий. Для подземных газопроводов низкого давления допускается применение упрощенной зависимости:

(6.30)

Общие капитальные вложения в сети низкого давления

(6.31)

или с учетом (6.28)

(6.32)

Расходы по эксплуатации одного метра газопровода низкого давления определяется по формуле:

(6.33)

Общие расходы по эксплуатации сетей низкого давления

(6.34)

или с учетом (6.28) и (6.30)

(6.35)

Приведенные затраты в сети низкого давления

(6.36)

Подставляя (6.32) и (6.35) в (6.36), нетрудно убедиться, что затраты в сети низкого давления представляют собой функцию радиуса действия ГРП

(6.37)

Выявим расчетные затраты в сети высокого (среднего) давления.

Изменение радиуса действия ГРП (количества ГРП) мало сказывается на общей конфигурации сети высокого (среднего) давления. Изменяются, в основном, количество и протяженность ответвлений к газорегуляторным пунктам.

Суммарная протяженность ответвлений определяется количеством ГРП и их радиусом по формуле:

(6.38)

Численные значения коэффициента пропорциональности β зависят от схемы размещения ГРП на территории населенного пункта и варьируется в условиях реального проектирования от нуля до двух. На стадии предпроектных проработок допустимо принимать β=1 .

Переменная часть капитальных вложений в сети высокого (среднего) давления

(6.39)

или с учетом (6.30)

(6.40)

где d_ср – средний диаметр ответвлений, см.

В условиях реального проектирования диаметр ответвлений к ГРП составляет d_у = 50-100 мм. На стадии предпроектных проработок допустимо принимать d_ср = 7,5 см.

Подставив в уравнение (6.40) уравнения (6.38), получим

(6.41)

Расходы по эксплуатации одного метра газопровода высокого (среднего) давления определяется по формуле:

(6.42)

Переменная часть эксплуатационных расходов по сетям высокого (среднего) давления

(6.43)

или с учетом (6.30), (6.38)

(6.44)

Переменная часть приведенных затрат по сетям высокого (среднего) давления

(6.45)

Подставляя (6.41) и (6.44) в (6.45), нетрудно убедиться, что затраты в сети высокого (среднего) давления представляют собой функцию от радиуса действия ГРП:

(6.46)

Таким образом, общие затраты в систему газоснабжения будут

(6.47)

Для нахождения оптимального радиуса действия ГРП необходимо взять первую производную от затрат и приравнять ее к нулю.

В результате детальной проработки приведенных уравнений получено следующее выражение для оптимального радиуса действия ГРП:

(6.48)

где R_opt – оптимальный радиус действия ГРП, м;

µ - коэффициент плотности сети низкого давления, 1/м;

q – удельная нагрузка сети низкого давления, м³ /(ч·м).

На основании статистического анализа технико-экономических показателей реальных проектов газоснабжения предложены следующие расчетные уравнения:

(6.49)

(6.50)

где m – плотность населения газоснабжаемой территории, чел/Га;

l – удельный часовой расход газа на одного человека, м³ /(ч·чел);

∑Q – максимальный часовой расход газа населенным пунктом, м³ /ч;

∑l_н.д – общая протяженность уличных газопроводов низкого давления, м;

F – площадь газоснабжаемой территории, Га.

Положив в уравнение (6.48) в =0,55 руб/(м·см), получим с учетом (6.49) и (6.50):

(6.51)

При известном значении радиуса R_opt оптимальную нагрузку ГРП находим по формуле

(6.52)

где 2R² – площадь территории, снабжаемой газом от одного ГРП.

Оптимальное количество ГРП в населенном пункте

(6.53)

Если в проекте не удается выдержать оптимальное количество ГРП (исходя из целочисленности или технических ограничений), то лучше запроектировать меньшее количество пунктов, так как целевая функция в направлении R>R_opt изменяется более полого, чем в направлении R<R_opt .

В реальном проектировании результаты расчетов по уравнениям (6.48) - (6.53) необходимо уточнить путем дополнительных вариантных сравнений.

Пример. Определить оптимальный радиус действия, количество и оптимальную пропускную способность ГРП для системы газоснабжения со следующими исходными данными:

1. Стоимость одного ГРП К’_грп =75000 руб;

2. Нормируемый перепад давлений в уличных газопроводах низкого давления ΔP_н = 1200 Па;

3. Плотность населения m = 360 чел/Га;

4. Удельный часовой расход газа на одного человека l = 0,08 м³ /(ч·чел);

5. Площадь газоснабжаемой территории F = 8400 Га.

По уравнению (6.50) коэффициент плотности сети низкого давления

Оптимальный радиус действия ГРП по формуле (6.51)

Оптимальная пропускная способность одного ГРП по формуле (6.52)

Оптимальное количество ГРП по формуле (6.53)

штук.

Раздел 7. Газооборудование отделения сушки кирпича

7.1 Внутреннее газооборудование сушильного отделения

В сушильном отделении переводу с мазута на газообразное топливо предусматривается три барабанных сушила.

Подачу газа в помещение сушильного отделения предусматривается от газопровода среднего давления.

Давление газа на вводе в сушильное отделение .

Расход газа на одну печь составляет

Общий расход на сушильное отделение

На вводе газопровода в помещении сушильного отделения устанавливаются: термозапорный клапан, перекрывающий подачу газа к горелкам в случае повышения температуры в помещении выше допустимой, быстродействующий электромагнитный запорный клапан, который работает в системе автоматического контроля загазованности и, который закрывается при срабатывании от датчиков оксида углерода и загазованности по метану.

Учет расхода газа осуществляется счетчиком.

Очистка газа от механических примесей осуществляется фильтром типа ФГ – 100 – 12.

Для сжигания газа в сушилках проектом предусматривает в топках установка по одной горелке типа ГГВ – МГП – 500, расход газа на горелку

На каждую горелку по ходу газа от коллектора отделения сушки устанавливается: задвижка для отключения газа, по два клапана с электромагнитным приводом с клапаном утечки между ними и заслонка, которые работают в системе автоматики сушила.

Давление газа у горелок .

Для дутья воздуха в горелки проектом предусматривается установка вентиляторов типа ВР – 100 – 42 – 8.01 ; с электродвигателем типа АИР 132М4 , по одному вентилятору на одну горелку. Давление воздуха у горелок .

Существующие дымососы 5М 900 производительностью и ; (по одному на каждое сушило) удовлетворяют требованиям при работе на газовом топливе и остается без изменений.

На топках сушил, на скрубберах и на газоходах от скрубберов до дымососов предусматривается установка взрывных клапанов из расчета 0,05 на 1 объема.

7.2 Гидравлический расчет газопровода отделения сушки кирпича

Схема газопровода отделения сушки кирпича приведена на рисунке 6.1 смотри лист 8.

Таблица гидравлического расчета газопровода отделения сушки кирпича приведена в таблице 6.1

Раздел 8. Автоматика регулирования и безопасности газовых агрегатов

8.1 Общие положения

Автоматика регулирования и безопасности (АРБ) участка подсистемы газоснабжения от шкафного газорегуляторного пункта ШРП до ОАО «Стройматериалы (сушильное отделение)» включает в себя АРБ газоснабжения на базе комплекта автоматики типа КАМК.

8.2 Автоматика и КИП сушильного отделения

Данный раздел проекта предусматривает автоматическое регулирование температуры в топке барабана №1 (№2, №3) с применением регулирующих приборов типа РС 29.0.42М. по этой схеме в зависимости от изменения температуры изменяется подача газа к агрегату, что позволяет поддержать заданную температуру. Регулирование подачи воздуха так же осуществляется по изменению температуры в топке барабана. В качестве датчика температуры выбран прибор МЕТРАН – 900Т с унифицированным выходным сигналом.

При работе печей на газовом топливе для обеспечения соблюдения «правил безопасности систем газораспределения и газопотребления» ПБ 12 – 529 – 03 проектом предусмотрена установка комплекта автоматики типа КАМК.

Комплект обеспечивает:

- осуществление заданной последовательности операций при пуске и остановке барабана;

- автоматическую защиту сушил в аварийной ситуации;

- рабочую и аварийную сигнализацию.

Комплект обеспечивает установку барабана с одновременным включением световой и звуковой сигнализации в следующих случаях:

- повышение давления газа до 5000 ;

- понижение давления газа до 3000 ;

- понижение разрежения в топке до 1 ;

- понижение давления воздуха до 180 ;

- погасание факела в топке сушила;

- неудавшийся розжиг;

- повышение температуры в топке выше 950 ;

- ручной останов сушила.

Питание комплекта осуществляется от существующей сети переменного тока напряжением 220 , мощностью не более 100 .

Проектом предусмотрены:

- показывающий самопишущий прибор контроля температуры в топке барабана ДИСК – 250, выходной сигнал с которого использован в схеме безопасности;

- приборы контроля давления газа, перед барабаном, газа и воздуха перед горелками, разрежение в топке, разрежение дымовых газов;

- состав дымовых газов.

Для размещения приборов регулирования, управления, регистрирующих приборов проектом предусмотрены щиты автоматики – один на каждое сушило – барабан.

Щиты автоматики и блоки управления комплекта КАМК устанавливаются в помещении операторской.

Питание электроэнергией щитов автоматизации выполняется от ближайшего распределительного щита напряжением 220 , 50 .

Процесс сушки является одним из самых ответственных этапов при производстве керамического кирпича. На этой стадии требуется достаточно высокая точность поддержания термо-влажностного режима сушки в сушильной камере. В подавляющем большинстве кирпичных заводов по производству керамического кирпича этот процесс управляется непосредственно оператором. Но опыт показывает, что человеческий фактор, вкупе со многими другими, делает такое управление малоэффективным, а порой и неэффективным. Так же рынок требует сведение к минимуму затрат тепло- и электроэнергии. Эти проблемы достаточно полно и эффективно решаются с помощью современных средств автоматизации производства.

Разработана и внедрена в производство система автоматического управления (далее САУ) режимом сушки в камерных сушилах.

САУ управляет технологическим процессом в трёх камерных сушилах.

Структура САУ представлена на рис.

Она включает в себя следующие уровни:

- уровень датчиков и исполнительных механизмов;

- уровень устройства ввода-вывода;

- уровень взаимодействия САУ с оператором (интерфейсный уровень).

Рис. Структура САУ режимом сушки в камерных сушилах

Уровень датчиков и исполнительных механизмов реализован на отечественных изделиях, что существенно снижает стоимость системы. Состоит из исполнительных механизмов типа МЭО, термометров сопротивления ТСМ.

Уровень устройства ввода-вывода построен на отечественном контроллере КПС 19-06. На этом уровне происходит опрос датчиков, обмен технологической информацией с интерфейсным уровнем. Тут же реализована логика управления рециркуляционными вентиляторами, ПИД-закон управления заслонками подачи и отбора теплоносителя в сушильных камерах и поддержания давления в центральном подающем канале (ЦПК).

Интерфейсный уровень состоит из IBM PC совместимого персонального компьютера (ПК) и программы управления технологическим процессом. Программа управления интерфейсного уровня реализована в среде программирования Borland Delphi и функционирует под управлением операционной системы Microsoft Windows 98 и выше. Обеспечивает взаимодействие оператора с САУ.

На этом уровне происходит прием от оператора управляющих команд и их передача на устройства управления, отображение на мнемосхеме на экране монитора ПК необходимой технологической информации, отображение технологического процесса в реальном времени в виде графиков соответствия фактических параметров заданным, архивация (сохранение в памяти ПК и распечатка на бумажный носитель) полученных отчетных данных, сигнализация оператору об аварийных состояниях системы. Тут же реализована возможность настройки и калибровки частей САУ, а также инструмент для формирования типовых графиков задания режимов сушки, их применение для конкретной камеры, времени года и других параметров.

При разработке программы управления интерфейсного уровня особое внимание уделялось созданию интерфейса, интуитивно понятного, простого в использовании и насколько это возможно, наглядно отображающего ход технологического процесса сушки в камерах. Оператору для контроля и управления сушильными камерами предоставляются окна с элементами анимации: с общей мнемосхемой, девять - с мнемосхемами отдельно для каждой камеры.

Раздел 9. Организация строительства

9.1 Выбор методов производства работ

На выбор способов производства работ влияет объем работ и условия, в которых осуществляются эти работы. Наиболее рациональным методом организации монтажа санитарно-технических систем является поточный метод, при котором работы осуществляются специализированными звеньями, переходящими с одной захватки на другую и выполняющими свой комплекс работ. Монтаж производится из узлов и деталей, изготовленных на заводах или мастерских. При организации работ по монтажу санитарно-технических систем необходимо стремиться к использованию средств механизации, которые облегчат производство работ и повышают производительность труда. При выборе типа механизмов следует подбирать наиболее эффективные, которые обладают необходимыми техническими характеристиками и которые можно использовать в данных конкретных условиях монтажа санитарно-технических систем.

При организации строительства наружных инженерных сетей приходится выполнять целый комплекс трудоемких работ: разработка грунта для прокладки трубопроводов, монтаж сборных железобетонных конструкций, прокладка трубопроводов и т.д. Для выполнения указанных работ используются различные строительные машины и механизмы, и очень важно правильно подобрать наиболее экономичный комплект машин, обладающий необходимыми техническими характеристиками.

Срезка растительного слоя и предварительное планирование площадей ведется бульдозером ДЗ-28 на базе трактора Т-100.Технические характеристики: длина отвала-3,03м, высота отвала- 1,1м, управление – канатное, мощность-79кВт. Разработка навымет ведется экскаватором ЭО-3322В, оборудованным обратной лопатой с гидравлическим приводом. Технические характеристики: вместимость ковша- 0,65м³ , наибольшая глубина копания- 7,1м, наибольшая высота выгрузки- 4,5м, максимальный радиус копания- 7,1м, мощность двигателя-59кВт. Ограждения траншей и котлованов выполняют из инвентарных щитов высотой до 1,2м. Временные металлические пешеходные мосты из готовых деталей. Выгрузка материалов выполняется стреловидными самоходными кранами грузоподъемностью до 25т, при общей массе поднимаемого груза до 0,5т. Доработка грунта выполняется экскаватором Э 4010, оборудованным планировочным ковшом вместимостью до 0,4м³ , на базе КрАЗ -221. Технические характеристики: скребок длиной- 2,5м, высотой-0,4-0,45м, наибольший вылет стрелы в горизонтальной плоскости- 7,38м, наибольшая глубина копания с удлинением -4,05м, наибольший радиус копания с удлинением- 11м. Уплотнение грунта выполняют грунтоуплотняющей машиной ДУ-12Б на базе Т-100. Технические характеристики: ширина полосы уплотнения-2,5м, глубина уплотняемого слоя- 1,2м, скорость перемещения 150м/ч.

Земляные работы. Общие положения. При строительстве линейно-протяженных сооружений и устройстве газовых сетей ведут планировку, разработку, перемещение, укладку и уплотнение грунта. Непосредственному выполнению данных процессов предшествуют или сопутствуют подготовительные процессы. Все земляные сооружения создают путем образования выемок в грунте или насыпей, которые могут быть временными или постоянными. Отдельные выемки называют котлованами, если соотношение их длины к ширине не более 10:1, и траншеями, если оно более этой величины. Наклонные боковые поверхности выемок называют откосами.

Транспортно- заготовительные работы включают в себя доставку и выгрузку материалов со складов на места производства монтажных работ.

К общестроительным работам относятся: доработка грунта в траншеи экскаватором оборудованным планировочным ковшом, устройство песчаного основания слоем 200 мм вручную.

Монтажные работы по прокладке наружных газовых сетей должны вестись согласно проекту производства работ и [2].Современные сети газоснабжения характеризуются сборностью деталей, узлов и фасонных частей заводского изготовления: секций труб, заглушек, отводов, полу отводов, переходов, узлов для колодцев и т.п. К монтажно-сборочным работам на площадке относят следующие технологические операции: подготовка концов труб, их стыковка, подготовка концов звеньев труб, их стыковка, установка тройников, отводов, установка задвижек, монтаж присоединений для продувки, установка контрольно- измерительной аппаратуры.

Испытание газопроводов. Перед испытанием смонтированных газопроводов на прочность и герметичность должна производиться их продувка с целью очистки внутренней полости от влаги и засорений. Испытание газопроводов манометрическим методом производится строительно-монтажной организацией в присутствии технологического надзора заказчика и представителя газового хозяйства в две стадии: на прочность и герметичность. Испытание газопроводов производится с установленной арматурой и оборудованием но если они не рассчитаны на испытательное давление, то вместо них на период испытания устанавливают катушки, заглушки или пробки. Окончательное испытание газопроводов производят при их полной засыпки до проектной отметки. Сначала газопровод наполняют воздухом, а затем его выдерживают на время, необходимое для уравновешивания температуры воздуха в трубопроводе с температурой грунта.

После произведения испытательных работ производится сдача объекта в эксплуатацию.

9.2 Расчет потребности в основных строительных материалах, деталях и оборудовании

Потребность в основных строительных материалах, деталях и оборудовании, оказывающем влияние на организацию складского хозяйства, определяем на основе результатов расчета объемов работ и норм расхода на единицу измерения по производственным нормам расхода, номенклатуре типовых индустриальных изделий. Полученные результаты заносим в таблицы.

Ведомость потребности в основных строительных материалах.

Таблица 9.1

Таблица 9.2 Ведомость потребности в изделиях, деталях и оборудовании.

9.3 Расчет сетевого графика

По циклограмме потока строится сетевой график. График строится с учетом следующих принципов:

1 Каждая работа на захватке является самостоятельной и имеет свой шифр, а также свои предшествующие и последующие события и работы;

2 При построении топологии сети надо следить за тем, чтобы в ней были правильно отражены технологические и организационные взаимосвязи между работами и комплексами.

3 При нумерации событий необходимо, чтобы номер предшествующего (начального) события был меньше последующего (конечного).

После проверки правильности взаимосвязей между работами приступают к расчету параметров сетевого графика. Сетевой график представлен в графической части курсового проекта. В таблице 3 представлены результаты расчета.

Таблица 9.3

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ СЕТЕВОГО ГРАФИКА

9.4 Расчет стройгенплана

Стройгенплан (СГП) является частью комплексной документации на строительство и его решения должны быть увязаны с остальными разделами проекта, в том числе с принятой технологией и сроками строительства, установленными графиками. СГП должен обеспечивать наиболее полное удовлетворение бытовых нужд работающих в строительстве Решения СГП должны обеспечивать рациональное прохождение грузопотоков на площадке путем сокращения числа перегрузок и уменьшения расстояния перевозок.

Общая площадь складов для хранения материалов определяется по формуле

(9.1)

где: запас материалов для хранения

количество материалов, укладываемых на площади склада.

коэффициент использования склада, принимаемый для закрытых складов 0,5-0,7; навесов 0,5-0,6; открытых складов 0,6-0,8.

Таблица 9.4 Определение площадей складов.