Разработка проекта газоснабжения восточного микрорайона коттеджной застройки пригорода г. Владивостока

Рудинков Александр Сергеевич

Разработка проекта газоснабжения восточного микрорайона коттеджной застройки пригорода г. Владивостока

магистерская диссертация по направлению подготовки : 08.04.01 - Строительство

Строительство. Архитектура

Диссертации

Вуз: Дальневосточный федеральный университет (ДВФУ)

ID: 5b8ed9817966e1073081be8b

UUID: 9ffbd330-92a4-0136-bd5a-525400005860

Язык: Русский

Опубликовано: больше 6 лет назад

Просмотры: 15

Рудинков Александр Сергеевич

Источник: Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Дальневосточный федеральный университет»

Комментировать 0

Рецензировать 0

Скачать - 10,0 МБ

Поделиться работой

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Дальневосточный федеральный университет» Инженерная школа Кафедра инженерных систем зданий и сооружений Рудинков Александр Сергеевич РАЗРАБОТКА ПРОЕКТА ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ВОСТОЧНОГО МИКРОРАЙОНА КОТТЕДЖНОЙ ЗАСТРОЙКИ ПРИГОРОДА Г.ВЛАДИВОСТОКА ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА по образовательной программе подготовки магистров по направлению подготовки 08.04.01 «Строительство» «Теплогазоснабжение населенных мест и предприятий» г. Владивосток 2018

Студент ___________________ Руководитель ВКР ___канд.техн.наук, доцент подпись «_____» ________________ 20____г. (должность, ученое звание) ______________ _А.В. Кобзарь__ (подпись) (ФИО) «______»________________20___г. Назначен рецензент ________________ ( ученое звание) «Допустить к защите» Бурнаевский А.Ф (фамилия, имя, отчество) Руководитель ОП _канд.техн.наук, доцент_ ( ученое звание) ______________ (подпись) В.П. Черненков (и. о.ф) «______»________________ 20____г Зав. кафедрой _канд.техн.наук, доцент_ ( ученое звание) ______________ (подпись) А.В. Кобзарь (и. о.ф) «______»________________ 20____г Защищена в ГЭК с оценкой___________________ Секретарь ГЭК ____________ подпись Н.С. Ткач И.О.Фамилия «_____» ________________ 20____г. _________________________________ (подпись) (ФИО) «______»________________20___г.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Дальневосточный федеральный университет» ИНЖЕНЕРНАЯ ШКОЛА Кафедра инженерных систем зданий и сооружений ЗАДАНИЕ на выпускную квалификационную работу магистра студенту (ке) Рудинкову Александру Сергеевичу М3219б группы (фамилия, имя, отчество) на тему: "Разработка проекта газоснабжения восточного микрорайона коттеджной застройки пригорода г.Владивостока" Вопросы, подлежащие разработке (исследованию): Основное оборудование газораспределительной сети Определение исходных данных, климатологические данные района строительства, описание объекта застройки, определение тепловых нагрузок Гидравлический расчет сети низкого давления Охрана воздушного бассейна Разработка стройгенплана Технико-экономический расчет Перечень графического материала: Генеральный план строительного участка Тепловая схема Аксонометрическая схема и план дома Профиль газовой сети Технология строительного производства Технико-экономические показатели проекта Гидравлическая расчетная схема газовой сети - 2 листа Основные источники информации и прочее, используемые для разработки темы ООО "Новая архитектура" проект Синяя сопка Срок представления работы « » 20__ г. Дата выдачи задания « » 20__ г. Руководитель ВКР Задание получил зав.кафедры доцент (должность, уч.звание) ________________ Кобзарь А.В ________________ Рудинков А.С. (подпись) (подпись) (ф.и.о.) (ф.и.о.)

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Дальневосточный федеральный университет» ИНЖЕНЕРНАЯ ШКОЛА Кафедра инженерных систем зданий и сооружений ГРАФИК подготовки и оформления выпускной квалификационной работы студенту (ке) Рудинкову Александру Сергеевичу (фамилия, имя, отчество) № Выполняемые работы и мероприятия п/п 1 Подбор и описание оборудования газораспределительной сети 2 Определение исходных данных, климатологические данные района строительства, описание объекта застройки, определение тепловых нагрузок 3 Гидравлический расчет сети низкого давления 4 Охрана воздушного бассейна 5 Разработка стройгенплана 6 Технико-экономический расчет 7 Написание пояснительной записки 8 9 10 11 Прохождение антиплагиата Подготовка и передача ВКР на рецензирование Подготовка к защите, написание речи выступления Защита ВКР Руководитель ВКР Задание получил зав.кафедры доцент (должность, уч.звание) группы М3219б Срок выполнения 01.07.2017 10.08.2017 Отметка о выполнении 11.08.2017 25.09.2017 26.09.201729.11.2017 30.11.201729.12.2017 10.01.201811.03.2018 12.03.201830.04.2018 1.05.201831.05.2018 до 15.06.2018 до 29.06.2018 до 1.07.2018 июль 2018 ________________ Кобзарь А.В ________________ Рудинков А.С. (подпись) (подпись) (ф.и.о.) (ф.и.о.)

Аннотация В данной работе представлены описание и расчеты, необходимые для производства работ связанные с газификацией жилого района. Описаны разновидности установок и их оборудования для подбора. Показаны варианты возможных установок к использованию в коттедже, просчитаны затраты на прокладку сети низкого давления, подобрано оборудование и приведены характеристики в таблицах. Annotation In this paper, the description and calculations necessary for the production of works related to the gasification of a residential area are presented. Varieties of plants and their equipment for selection are described. The variants of possible installations for use in the cottage are shown, the costs for laying a low pressure network are calculated, the equipment is selected and the characteristics in the tables are given.

Содержание Введение ............................................................................................................. 4 1 Основное оборудование газораспределительной сети .................................... 5 1.1 Разновидности когенерационных установок ............................................ 5 1.1.1 Газопоршневые когенерационные установки ................................ 8 1.1.2 Сравнение когенерационных установок ...................................... 11 1.1.3 Преимущества когенерационных установок................................ 14 1.2 Выбор системы проектирования газовой сети........................................ 16 1.3 Оборудование систем газоснабжения ..................................................... 17 2 Определение исходных данных, климатологические данные района строительства, описание объекта застройки, определение тепловых нагрузок 33 2.1 Климатологические условия..................................................................... 33 2.2 Подбор буферного накопителя ................................................................ 33 2.3 Определение тепловых нагрузок ............................................................. 36 2.4 Определение электрической мощности когенерационной установки для абонента .................................................................................................... 41 2.5 Определение количества ГРП .................................................................. 42 2.6 Определение расчетных расходов газа ................................................... 44 3 Гидравлический расчет сети низкого давления ............................................. 47 3.1 Внутридомовой гидравлический расчет ................................................. 50 3.2 Подбор газового оборудования для ГРПБ. Когенерационные установки для коттеджной застройки ....................................................................... 52 3.2.1 Подбор пункта редуцирования газа .............................................. 52 3.2.2 Подбор пункта редуцирования газа .............................................. 52 3.2.3 Автоматизация помещения ........................................................... 55 4 Охрана воздушного бассейна......................................................................... 58 5 Разработка стройгенплана .............................................................................. 59 5.1 Определение объемов земляных работ ................................................... 59 5.2 Определение потребностей в материалах, деталях и оборудовании при строительстве газовых сетей ............................................................................. 62 5.3 Подбор оборудования для производства строительно-монтажных работ 63 5.4 Основные решения по производству работ ............................................ 67 5.4.1 Метод производства работ ............................................................ 67 5.4.2 Расчет площадей и выбор типовых временных зданий и сооружений ......................................................................................................... 70 5.4.3 Расчет потребности во временном электроснабжение ................ 71 5.4.4 Обратная засыпка траншеи ........................................................... 73 5.4.5 Определение трудоемкости строительно-монтажных операций 74 5.4.6 Расчет основных технико-экономических показателей .............. 74

5.4.7 Составление и расчет сетевого графика ....................................... 74 5.4.8 Стоимость строительства газовой сети ........................................ 75 6 Технико-экономический расчет ..................................................................... 77 6.1 Технико-экономические показатели когенерационной установки ........ 77 6.2 Технико-экономические показатели варианта сравнения ...................... 82 6.2.1 Сравнение по переменным составляющим затрат ....................... 82 6.2.2 Единовременные затраты .............................................................. 82 6.2.3 Эксплуатационные затраты........................................................... 82 6.2.4 Амортизационные отчисления ...................................................... 83 6.2.5 Простой срок окупаемости ............................................................ 84 Заключение ......................................................................................................... 86 Список использованных источников ................................................................ 87 Приложение А Общий расход газа на микрорайон .......................................... 90 Приложение Б Гидравлический расчет сети низкого давления ...................... 96 Приложение В Концентрация выбросов от когенерационной установки .... 105

Введение Постоянный рост тарифов электроэнергии дает толчок к использованию энергии с помощью альтернативных источников, во многом превосходящем традиционное получение тепла и электрической энергии. В настоящее время в мировой энергетике прослеживается стойкая тенденция к увеличению производства и потребления энергии. Даже с учетом значительных структурных изменений в промышленности и перехода на энергосберегающие технологии, потребности в тепло- и электроэнергии в ближайшие десятилетия будут увеличиваться. Постоянный рост тарифов дает толчок к использованию энергии с помощью альтернативных источников, во многом превосходящем традиционное получение тепла и электрической энергии. Поэтому особо широкое применение когенераторов в мире говорит о новой тенденции к развитию локальной энергетики, как наиболее экономически эффективной и экологичной отрасли топливно-энергетического комплекса. В России необходимость в применении когенераторов для тепло- и энергоснабжения очевидна, поскольку монопольный характер российских энергоносителей вынуждает покупать электричество и тепло по дорогим тарифам, а также потери в теплосетях. Таким образом, внедрение когенераторов позволяет существенно снизить затраты на потребляемую энергию, что дает существенный экономический эффект для конечного потребителя, а также решить проблему недостатков централизованных систем и тем самым обеспечить качественным, бесперебойным энергоснабжением. Целью данной работы заключается проработка подключения когенерационной газопоршневой установки с инвертором и аккумуляторной батареей на 5 кВт для района с коттеджной застройкой в г.Владивостоке.

1 Общая часть 1.1 Разновидности когенерационных установок В настоящее время существует несколько разновидностей получения электрической и тепловой энергии. Такие установки называются когенерационными. Их возможности наряду с обычными теплогенераторами позволяют, при относительно невысоком потреблении, по сравнению с обычными установками вырабатывать одновременно два вида энергии. Существуют следующие разновидности данных установок:  газопоршневые (дизель/от искры)  газотурбинные  микротурбинные Составные части когенерационных установок Когенерационная установка состоит из четырех основных частей:  первичный двигатель;  электрогенератор;  система утилизации тепла;  система контроля и управления; В зависимости от существующих требований, роль первичного двигателя может выполнять:  Поршневой двигатель;  Паровая турбина;  Газовая турбина.

Таблица 1- Анализ работы различных двигателей [1] Двигатель Диапазон Отношение Используемое мощностей тепло: КПД КПД топливо (МВт) электроэнергия эл. общий 10% Паровая турбина Любое 1 — 1000 3:1 — 8:1 20% до 80% 0,2 — 20 0.5:1 — 3:1* 35-45% 65-90% 0,003 — 6 1:1 — 3:1* 35-43% 70-90% Поршневой двигатель с газ, биогаз, воспламене дизельное нием от топливо, сжатия керосин, (дизель) Поршневой двигатель с воспламене нием от газ, биогаз, керосин, искры Электрогенератор Генераторы предназначены для преобразования механической энергии вращающегося вала двигателя в электроэнергию рисунок 1. Генераторы могут быть синхронными или асинхронными. Синхронный генератор может работать в автономном режиме или параллельно с сетью. Асинхронный генератор может работать только параллельно с сетью. Если произошел обрыв или другие неполадки в сети, асинхронный генератор прекращает свою работу. Поэтому, для обеспечения гибкости применения распределенных когенерационных синхронные генераторы. [1] энергосистем чаще используются

Рисунок 1 - Конструкция генератора

Система утилизации тепла Теплоутилизатор рисунок 2 является основным компонентом любой когенерационной системы. Принцип его работы основан на использовании энергии отходящих горячих газов двигателя электрогенератора (турбины или поршневого двигателя). Рисунок 2 - Общий вид блока утилизации теплоты Простейшая схема работы теплоутилизатора состоит в следующем: отходящие газы проходят через теплообменник, где производится перенос тепловой энергии жидкостному теплоносителю (вода, гликоль). После этого охлажденные отходящие газы выбрасываются в атмосферу, при этом их химический и количественный состав не меняется. Кроме того, в атмосферу уходит и существенная часть неиспользованной тепловой энергии. Тому существует несколько причин [1]:  для эффективного теплообмена температура отходящих газов должна быть выше температуры теплоносителя (не менее чем на 30°С);  отходящие газы не должны охлаждаться до температур, при которых начинается образование водяного конденсата в дымоходах, что препятствует нормальному выходу газов в атмосферу;  отходящие газы не должны охлаждаться до температур, при которых начинается образование кислотного конденсата, что приводит к коррозии 2

материалов (особенно это справедливо для топлива с повышенным содержанием сероводорода);  Извлечение дополнительной энергии (скрытой теплоты водяных паров, содержащихся в выхлопных газах) возможно только путем понижения температуры отходящих газов до уровня ниже 100°С, когда водяные пары переходят в жидкую форму.  Из вышесказанного следует, что в качестве утилизатора тепла в когенерационной системе трудно использовать готовое типовое теплоэнергетическое оборудование. Теплоутилизатор, как правило, проектируется с учетом параметров и характеристик отходящего потока газов для каждой модели поршневого двигателя или турбогенератора и типа применяемого топлива. 1.1.1 Газопоршневые когенерационные установки Поршневые двигатели, используемые в энергосистемах, обладают, с одной стороны, соизмеримой с турбинами эффективностью в части генерации электроэнергии. С другой стороны, создание когенерационных систем на базе поршневых двигателей осложнено рассеиванием тепловой энергии, часть которой отводится системой охлаждения двигателя. Количественное соотношение тепловой энергии и электрической у поршневых двигателей составляет от 0,5:1 до 1,5:1. На практике применяют два типа поршневых двигателей: — С воспламенением от сжатия (аналог автомобильного или судового дизеля), которые могут работать на дизельном топливе или природном газе (с добавлением 5% дизельного топлива для обеспечения воспламенения топливной смеси). На рынке доступны модели от 1 кВт до 15 МВт выходной электрической мощности. 3

С искровым зажиганием (аналог автомобильного бензинового двигателя). Электрическая выходная мощность двигателей этого типа, как правило, на 15 - 20% ниже, чем у дизелей (ограничивается специально для предотвращения детонации). Тепловая мощность у них также ниже, чем у дизелей. Двигатели с искровым зажиганием могут работать на чистом газе (природный газ, био и другие условно бесплатные газы). Подготовка места установки поршневых двигателей должна обязательно включать решение вопросов, связанных с вибрацией. Наиболее эффективным методом является использование платформы с пневматической системой амортизации. Шум от работы двигателя представляет меньшую проблему, чем для индустриальных газовых турбин, но вместе с тем, низкочастотная составляющая шума может создавать достаточно сильное давление на ухо человека и может потребовать создания специальных защитных конструкций. Поршневой двигатель конструктивно имеет больше движущихся частей по сравнению с турбогенератором. Следовательно, интервалы сервисного обслуживания, связанного с остановкой и ремонтом двигателя короче, чем у турбин. Тем не менее, работоспособность поршневых двигателей, как правило, не опускается ниже 90%. Существенное ограничение состоит в работе на неполной мощности — поршневой двигатель, как правило, не рекомендуется запускать с нагрузкой менее 50% на продолжительный период времени.[1] Преимущества поршневого двигателя: — Высокая производительность. — Относительно низкий уровень начальных инвестиций. — Широкий спектр моделей по выходной мощности. — Возможность автономной работы. — Быстрый запуск. — Гибкость по отношению к выбору топлива. Недостатки поршневого двигателя: 4

— Дорогое обслуживание (обслуживающий персонал, использование смазочных масел и охлаждающих жидкостей). — Высокий уровень (низкочастотного) шума. — Низкая тепловая эффективность. Когенерационная установка с использованием газовых турбин Благодаря повсеместному переходу в 90-е годы на использование природного газа в качестве основного топлива для электроэнергетики, газовые турбины заняли существенный сегмент рынка. Несмотря на то, что максимальная эффективность оборудования достигается на мощностях от 5 МВт до 250 МВт, некоторые производители выпускают модели в диапазоне 1 МВт - 5 МВт. Принцип работы газовых турбин состоит в следующем: газ, нагнетаемый в камеру сгорания компрессором, смешивается с воздухом, формируя топливную смесь, и воспламеняется. Образующиеся продукты горения с высокой температурой, проходя через несколько рядов лопаток, установленных на валу турбины, приводят к вращению турбины. Механическая энергия вала передается через (понижающий) редуктор электрическому генератору. Тепловая энергия выходящих из турбины газов поступает в теплоутилизатор. Вместо производства электричества, механическая энергия турбины может использоваться для работы насосов, компрессоров и т.п. Наиболее традиционным видом топлива для газовых турбин является природный газ, хотя это не исключает возможности использования других видов газообразного топлива. При этом газовые турбины предъявляют повышенные требования к качеству его подготовки (механические включения, влажность). Температура исходящих из турбины газов составляет 450°С — 550°С. Количественное соотношение тепловой энергии к электрической у газовых турбин составляет от 1,5:1 до 2,5:1, что позволяет строить когенерационные системы, различающиеся по типу теплоносителя: — Непосредственное (прямое) использование отходящих горячих газов; 5

— Производство пара низкого или среднего давления (8 кг/см2 — 18 кг/см2) во внешнем котле; — Производство горячей воды; — Производство пара высокого давления КПД газовой турбины составляет 25% - 35%, в зависимости от параметров работы конкретной модели турбины и характеристик топлива. В составе когенерационных систем эффективность возрастает до 90% в расчете на условную единицу израсходованного топлива (по теплотворной способности). Работа турбины сопровождается высоким уровнем шума, поэтому для их установки используются индустриального контейнерного типа), которые типа здания (в том числе также обеспечивают влагозащищенность оборудования.[1] Преимущества газовой турбины: — Надежность; — Отсутствие водяной системы охлаждения; 1.1.2 Сравнение когенерационных установок Сравнение – газопоршневых, газотурбинных и дизельных установок Газопоршневые установки более эффективны по сравнения с газотурбинными и дизельными установками. На это есть ряд причин: — Во-первых, высокий электрический КПД Наивысший электрический КПД - до 30% - у газовой турбины, и более 40% у газопоршневого двигателя достигается при работе под 100%-ной нагрузкой рисунок 3. При снижении нагрузки до 50%, электрический КПД газовой турбины снижается почти в 3 раза. Для газопоршневого двигателя такое же изменение режима нагрузки практически не влияет ни на общий, ни на электрический КПД. 6

газопоршневой двигатель газотурбинный двигатель Рисунок 3 - Графики зависимости КПД от нагрузки — Во-вторых, условия размещения Номинальный выход мощности как газопоршневого двигателя, так и газовой турбины зависит от высоты площадки над уровнем моря и температуры окружающего воздуха. На графике рисунке 4 видно, что при повышении температуры от минус 30°С до +30°С электрический КПД у газовой турбины падает на 15% - 20%. При температурах выше +30°С, КПД газовой турбины - еще ниже. В отличие от газовой турбины газопоршневой двигатель имеет более высокий и постоянный электрический КПД во всем интервале температур и постоянный КПД, вплоть до +25°С. Рисунок 4 - График зависимости электрического КПД газовой турбины от температуры окружающего воздуха — В-третьих, условия работы 7

Количество пусков: газопоршневой двигатель может запускаться и останавливаться неограниченное число раз, что не влияет на общий моторесурс двигателя. 100 пусков газовой турбины уменьшают её ресурс на 500 часов. Время запуска: время до принятия нагрузки после старта составляет у газовой турбины 15-17 минут, у газопоршневого двигателя - 2-3 минуты. — В-четвертых, проектный срок службы, интервалы техобслуживания Ресурс до капитального ремонта составляет у газовой турбины от 20 000 до 30 000 рабочих часов, у газопоршневого двигателя этот показатель равен 60 000 рабочих часов таблице 2. Стоимость капитального ремонта газовой турбины с учётом затрат на запчасти и материалы значительно выше. — В-пятых, относительно низкие капиталовложения Как показывают расчёты, удельное капиталовложение в производство электрической и тепловой энергии газопоршневыми двигателями ниже. Это преимущество газопоршневых двигателей неоспоримо для мощностей до 30 МВт. ТЭЦ мощностью 10 МВт на основе газопоршневых двигателей требует вложений около 7,5 миллионов долларов, при использовании газовой турбины затраты возрастают до 9,5 миллионов долларов, рисунок 5. Таблица 2 - Интервалы техобслуживания Ремонтные работы, интервал (часы) Газопоршневой двигатель Турбины, авиационные и малые Турбины промышленные промышленные Ремонт камеры - сгорания Средний ремонт Ремонт головок Полный 5 000 10 000 Ремонт турбины и камера сгорания цилиндров 30 000 10 000 15 000 60 000 20 000 30 000 капитальный ремонт 8

Рисунок 5 - Объемы капитальных вложений в ТЭЦ с разными силовыми агрегатами 1.1.3 Преимущества когенерационных установок Основное преимущество газопоршневых двигателей перед дизельными более дешёвое топливо. Значительная разница в цене отражена в диаграммах на рисунке 6. Даже при использовании в качестве резервного топлива газовой смеси пропан-бутан, стоимость единицы электрической энергии, произведённой на газопоршневой установке, в 1,3 раза меньше, чем на дизельной. Стоимость энергии топлива, руб/кВт Стоимость произведённой электрической энергии, руб/кВт Рисунок 6 - Сравнение затрат на топливо 9

Другое важное преимущество перед дизельными установками - экологическая безопасность, например, уровень выбросов NOx в 3 раза меньше и показан на рисунке 7.[2] Рисунок 7 - Уровень вредных выбросов Когенерация, по оценкам специалистов, предлагает превосходный механизм экономического стимулирования [1]: 1 Высокие затраты на энергию могут быть уменьшены в несколько раз, 2 Уменьшение доли энергии в себестоимости продукции позволяет существенно увеличить конкурентоспособность продукта. В России доля энергии в себестоимости продукта колеблется от 10% до 70%, что в 5-10 раз выше мирового уровня, 3 Некачественное электроснабжение - главный фактор замедления экономического роста. Когенерация является практически самым оптимальным вариантом обеспечения надежности снабжения электрической энергией. Рынок в своей оценке перспектив бизнеса обращает пристальное внимание на энергозависимость, 4 работы Энергозависимая экономика требует все больше и больше энергии для и развития. При традиционном энергообеспечении возникает множество организационных, финансовых и технических трудностей при росте мощностей предприятия, поскольку часто необходимы прокладка новых линий электропередач, строительство новых трансформаторных подстанций, перекладка теплотрасс и т.д., 5 Стоимость прокладки энергокоммуникаций и подключение к сетям могут вылиться в сумму, сравнимую или превосходящую стоимость проекта когенерации. Большая часть территории России (по различным оценкам от 50 10

до 70%) располагается вне зоны действия централизованных электрических сетей. Природоохранные ограничения, стоимость земли и воды, государственное регулирование, 6 Топливом является газ, его преимуществом является относительная дешевизна, мобильность и доступность, 7 Когенерация позволяет воздержаться от бесполезных и экономически неэффективных затрат на средства передачи энергии, к тому же исключаются потери при транспортировке энергии, так как энергогенерирующее оборудование установлено в непосредственной близости от потребителя. Нормативные потери в теплосетях - 5%, а реальные, в среднем, 12% - 16% от передаваемой тепловой энергии. Основой для более тщательного подбора установки повлияли исследования в области энергетики, характеристики и результаты работы каждой из установок. 1.2 Выбор системы проектирования газовой сети Особенностью выбора системы газоснабжения является протяженность газопровода и малый пропускаемый по трубе объем газа. Проектируемый газопровод расположен в частной жилой застройке, где нет предприятий, требующих определенных магистралей с высоким или средним давлением. Использование кольцевых ветвей газоснабжения не целосообразно, характер местности не позволяет произвести данную сеть. Дороги общего пользования представляют III категорию данного района с пропускной способностью от 200 автомобилей до 2000 автомобилей [3]. В связи с этим будет запроектирована тупиковую система газоснабжения с низким давлением. 1.3 Оборудование систем газоснабжения Регуляторы давления газа. 11

Регулятор давления газа (далее РД) — это устройство для редуцирования (понижения) давления газа и поддержания выходного давления в заданных пределах вне зависимости от изменения входного давления и расхода газа, что достигается автоматическим изменением степени открытия регулирующего органа регулятора, вследствие чего также автоматически изменяется гидравлическое сопротивление проходящему потоку газа. РД представляет собой совокупность следующих компонентов: Д - датчик, который осуществляет непрерывный мониторинг текущего значения регулируемой величины и подает сигнал к регулирующему устройству; З - задатчик, который вырабатывает сигнал заданного значения регулируемой величины (требуемого выходного давления) и также передает его на регулирующее устройство; Р - регулирующее устройство, которое осуществляет алгебраическое суммирование текущего и заданного значений регулируемой величины, и подает командный сигнал к исполнительному механизму. ИМ - исполнительный механизм, который преобразует командный сигнал в регулирующее воздействие, и в соответствующее перемещение регулирующего органа за счет энергии рабочей среды. На практике в РД в качестве датчика выступает контролируемое давление так называемый "импульс", задатчиком является пружина, или пневмозадатчик (пилот), а регулирующим устройством выступает мембрана или эластичный затвор. Исполнительный механизм представляет собой части корпуса регулятора с мембраной (эластичным затвором) в качестве разделителя сред и регулирующий орган. Составные элементы регуляторов с пружинным и пневматическим задатчиком показаны на рисунке 8. [4] 12

Рисунок 8 – Схема регулятора давления где Pвх - входное давление; Pвых - выходное давление; Д - датчик; З - задатчик; РУ - регулирующее устройство; ИМ - исполнительный механизм; РО - регулирующий орган; Pупр. - управляющее давление. В связи с тем, что регулятор давления газа предназначен для поддержания постоянного давления в заданной точке газовой сети, то всегда необходимо рассматривать систему автоматического регулирования в целом — "регулятор и объект регулирования (газовая сеть)". Правильный подбор регулятора давления должен обеспечить устойчивость системы "регулятор — газовая сеть", т. е. способность ее возвращаться к первоначальному состоянию после прекращения возмущения. В зависимости от поддерживаемого давления (расположения контролируемой точки в газопроводе ) РД разделяют на регуляторы "до себя" и "после себя". В ГРП (ГРУ) применяют только регуляторы "после себя". Исходя из положенного в основу работы закона регулирования, регуляторы давления бывают астатические (отрабатывающие интегральный закон регулирования), статические (отрабатывающие пропорциональный закон 13

регулирования) и изодромные (отрабатывающие пропорциональноинтегральный закон регулирования). В статических РД величина изменения регулирующего отверстия прямо пропорциональна изменению расхода газа в сети и обратно пропорциональна изменению выходного давления. Примером статических РД являются регуляторы с пружинным задатчиком выходного давления. РД с интегральным законом регулирования в случае изменения расхода газа создает колебательный режим, обусловленный самим процессом регулирования. При изменении расхода газа разность между первоначальным и заданным значениями выходного давления увеличивается до тех пор, пока количество газа, проходящее через регулятор, меньше нового расхода и достигает своего максимума, когда эти значения сравняются. В этот момент скорость открытия регулирующего отверстия максимальна. Но на этом регулирующий орган не останавливается, а продолжает открывать отверстие, пропуская газа больше, чем требуется, и выходное давление, соответственно, тоже повышается. В результате этого получается ряд колебаний около некоего среднего значения, при котором постоянный режим (как в случае статического регулятора) никогда не будет достигнут. Представителями астатических регуляторов являются РД с пневматическим задатчиком выходного давления, а характерным примером такого процесса можно считать незатухающие автоколебания (т. н. "качку") некоторых типов пилотных РД в определенных переходных режимах работы. Изодромный регулятор (с упругой обратной связью) при отклонении регулируемого давления сначала переместит регулирующий орган на величину, пропорциональную величине отклонения, но если при этом давление не придет к заданному значению, то регулирующий орган будет перемещаться до тех пор, пока давление не достигнет заданного значения. Подобный регулятор сочетает в себе точность интегрального и быстродействие пропорционального 14

регулирования. Представителями изодромных РД являются т. н. "прямоточные" регуляторы. Предохранительные сбросные клапаны. Для сброса газа за регулятором в случае кратковременного повышения давления газа сверх установленного должны применяться предохранительные сбросные клапаны (ПСК). ПСК — это закрытая в эксплуатационном состоянии арматура; она открывается на короткий период времени, а после достижения давления в контролируемой точке номинального значения автоматически закрывается. ПСК могут быть пружинные и мембранные. Пружинные ПСК должны быть снабжены устройством для их принудительного открытия и контрольной продувки с целью предотвращения прикипания, примерзания и прилипания золотника к седлу, а также для удаления твердых частиц, попавших между уплотнительными поверхностями. ПСК подразделяются на полноподъемные и малоподъемные. У малоподъемных клапанов (типа ПСК) открытие затвора происходит постепенно, пропорционально увеличению давления в контролируемой точке газопровода. Полноподъемные клапаны открываются полностью и резко, рывком, и так же резко, с ударом золотника о седло, закрываются при понижении давления. То есть, полноподъемный клапан имеет двухпозиционное положение: "закрыто" и "открыто". При достижении максимально допустимого давления настройки затвор ПСК должен безотказно открываться до полного подъема, устойчиво работать в открытом положении. Затвор должен закрываться при понижении давления до номинального или ниже его на 5 % и обеспечивать герметичность. В случае запаздывания закрытия затвора давление газа в сети может значительно понизиться, что может привести к нарушению режима работы системы, а также выбросу в атмосферу относительно большого количества газа. 15

Рисунок 9 – Вид предохранительно-сбросного клапана У малоподъемных ПСК при закрытии затвора после сброса необходимого количества газа трудно достигнуть герметичности затвора, так как для этого бывает необходимо приложить усилие большее, чем в режиме "закрыто". Такие ПСК прекращают сброс газа только после уменьшения давления до 0,8 % – 0,85 % рабочего давления, что приводит к постоянному или длительному сбросу газа в атмосферу. Главным преимуществом мембранных ПСК является наличие в их конструкции эластичной мембраны, выполняющей роль чувствительного элемента. Если в пружинных клапанах золотник выполняет функции и чувствительного элемента, и запорного органа, то в мембранных клапанах золотник выполняет только запорные функции. Мембрана позволяет увеличить чувствительность ПСК в целом и расширить область их использования, включая низкое давление газа. ПСК должны обеспечивать открытие при превышении установленного рабочего давления не более, чем на 15 %. Краны. Кран — промышленная трубопроводная арматура, в которой запорный или регулирующий орган имеет форму тела вращения или его части, который поворачивается вокруг собственной оси, произвольно расположенной к 16

направлению потока рабочей среды. Краны по форме затвора делятся на конусные, шаровые, цилиндрические. Конусные краны могут быть сальниковыми или натяжными в зависимости от того, как регулируется посадка пробки в корпусе: сальником (в верхней части крана) или гайкой (в нижней части крана). Краны могут быть проходными и пробоспускными. Проходные краны устанавливаются на участке трубопровода и имеют два присоединительных патрубка, пробоспускные краны устанавливаются на агрегатах, котлах, емкостях, резервуарах и имеют один присоединительный патрубок и прямой или изогнутый спуск. Краны могут быть двух- или трехходовыми в зависимости от числа рабочих положений пробки. Краны со смазкой имеют устройство для периодической (ручной или автоматической) подачи густой смазки по каналам на пробке и корпусе для смазывания подвижного соединения. Краны для бесколодезной установки имеют конструкцию с органами управления, поднятыми над корпусом. По эффективному рабочему диаметру прохода краны делятся на полнопроходные и неполнопроходные (стандартно-проходные). У полнопроходных кранов отклонение эффективного диаметра от номинального обычно составляет до 2 % - 3 %, у неполнопроходных (стандартно-проходных) эффективный диаметр меньше номинального на 15 % – 25 %. По ГОСТ 213452005 эффективный диаметр полнопроходного крана должен быть не менее 95 % входного отверстия патрубка корпуса для диаметров до dn350, и не менее 92% — для dn400 и выше. Полнопроходные краны отличаются очень маленьким гидравлическим сопротивлением, увеличенными габаритами и стоят дороже, чем стандартнопроходные. По типу крепления шара на валу краны подразделяются на краны с плавающим и с фиксированным шаром. У кранов с плавающим шаром шаровый затвор не связан со шпинделем и может незначительно перемещаться 17

в корпусе крана под действием давления рабочей среды, обеспечивая дополнительное уплотнение. На трубопроводах большого диаметра и с высоким давлением рабочей среды для открытия крана с плавающим шаром может потребоваться значительное усилие, поэтому краны такой конструкции, как правило, изготавливаются с диаметром не более dn200. У кранов с фиксированным шаром шаровый затвор жестко закреплен на оси вала и не может линейно перемещаться в корпусе. Для закрытия крана требуется меньшее усилие, но изготовление такой конструкции сложнее, поэтому цена шарового крана с фиксированным шаром больше, чем у аналогов с плавающим шаром. Для облегчения закрытия фиксирующая цапфа может иметь самосмазывающиеся подшипники скольжения. Недостаток кранов — значительный крутящий момент для управления. Достоинствами являются многоцелевое назначение, а также возможность обеспечения полнопроходности, малые строительные длина и высота. Краны относятся к классу ремонтируемых, восстанавливаемых изделий с нерегламентируемым порядком ремонта. Основные параметры кранов необходимо смотреть по [5]. Строительные длины шаровых кранов — по [6]. Строительные длины конусных кранов — по [7]. ГОСТ 21345-2005 предусматривает следующие конструктивные требования: — запорные краны (этот ГОСТ дополнительно классифицирует краны на запорные и распределительные) должны закрываться поворотом шпинделя в направлении по часовой стрелке; — в конструкции крана в крайних положениях должны быть предусмотрены ограничители поворота; — расположение рукоятки проходного крана должно соответствовать направлению проходного канала пробки; 18

— в кране должно быть предусмотрено устройство, обеспечивающее непрерывную электропроводимость для кранов номинальных диаметров до dn50 включительно — между штоком и корпусом, для кранов номинальных диаметров более dn50 — между шаром и корпусом. Счетчики. Федеральный закон № 261 «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» предусматривает повсеместное измерение потребляемого газа и коммунальных ресурсов у потребителя. Тотальная установка приборов учета повышает прозрачность расчетов за потребленные энергоресурсы и обеспечивает возможности для их реальной экономии, прежде всего — за счет количественной оценки эффекта от проводимых мероприятий по энергосбережению, позволяет определить потери энергоресурсов на пути от источника до потребителя. Основными целями учета расхода газа являются:  получение оснований для расчетов между поставщиком, газотранспортной организацией (ГТО), газораспределительной организацией (ГРО) и покупателем (потребителем) газа, в соответствии с договорами поставки и оказания услуг по транспортировке газа;  контроль за расходными и гидравлическими режимами систем газоснабжения;  анализ и оптимальное управление режимами поставки и транспортировки газа;  составление баланса газа в газотранспортной и газораспределительной системах;  контроль за рациональным и эффективным использованием газа. Поскольку проходящие объемы газов измеряются при различных температурах, давлении, плотности, то измеренные объемы газа необходимо привести к единым стандартным условиям [8]. 19

Для наиболее распространенных в настоящее время методов измерений разработаны нормативные документы в виде государственных стандартов и Методик измерения. Различают следующие виды контроля и учета: 1 Коммерческий контроль и учет, являющийся наиболее ответственным видом учета. Производится по правилам и документам, имеющим статус юридических норм, регулирующих взаимоотношения между поставщиком и покупателем, 2 Хозрасчетный (технологический) контроль и учет, осуществляемые в рамках одного предприятия. Эти виды контроля и учета используются для разнесения затрат между подразделениями предприятия при определении себестоимости продукции, 3 величине Оперативный контроль, связанный с получением информации о расхода и количества, который используется в системах регулирования и управления технологическими процессами. Опыт, накопленный за последние годы, в течение которых в эксплуатацию были введены многие тысячи современных РСГ (расходомерысчетчики газа), электронных корректоров и измерительных комплексов, позволил сформулировать основные требования к узлам учета в целом, а также к измерительным комплексам, расходомерам и электронным корректорам, входящим в их состав. К основным требованиям, которые предъявляются к приборам коммерческого учета, относятся: высокая точность измерения в широком диапазоне изменения физических величин; надежность работы в характерном для климатических условий России температурном диапазоне; стабильность показаний в течение всего межповерочного интервала; автономность работы; архивирование и передача информации; простота обслуживания, включая работы, связанные с поверкой приборов. 20

Количество природного газа при взаимных расчетах с потребителями выражают в единицах объема, приведенного к стандартным условиям [8]. Измерение выполняют на основе методов измерения, аттестованных или стандартизованных в соответствии с требованиями [9]. Выбор метода измерения, подходящего для индивидуальных условий измерений и предполагаемых объемов газа является самой ответственной задачей в организации учета. Применение того или иного метода измерения обусловлено необходимостью наличия полной информации как об измеряемой среде, так и о предполагаемой точности измерения расхода газа. При выборе метода измерений и средств измерения со вспомогательным техническим оборудованием, учитывают вышеперечисленные факторы, влияющие на метрологическую надежность узла учета в процессе его эксплуатации. Наряду с режимами течения газа, параметрами его состояния и физико-химическими показателями, а также конструктивными особенностями узла учета, необходимо также нормировать погрешности (неопределенности) измерений. Существующие устройства учета расхода газа (УУГ) по пропускной способности можно классифицировать на следующие группы:  бытовые — с пропускной способностью до 10 м3/ч;  коммунально-бытовые — с пропускной способностью от 10 м3/ч до 40 м3/ч;  промышленные — с пропускной способностью свыше 40 м3/ч. По методу измерения можно классифицировать на следующие группы:  основанные на гидродинамических методах:  переменного перепада давления (расходомеры переменного перепада давления с сужающими устройствами);  обтекания (ротаметры, поплавковые, поршневые, поплавково- пружинные и с поворотной осью);   вихревые (струйные, вихревые); с непрерывно движущимся телом: 21

 тахометрические (турбинные, камерные, барабанные, ротационные, мембранные, объемные счетчики и др.);  силовые (кориолисовые — массомеры газа, в работе которых используется эффект Кориолиса);  основанные на различных физических явлениях:  тепловые (калориметрические, с внешним нагревом, термоанемометрические);   акустические (ультразвуковые);  электромагнитные;  оптические (лазерно-доплеровские анемометры); основанные на особых методах:  меточные;  концентрационные. Клапаны. Клапан (вентиль) — промышленная трубопроводная арматура, в которой тарельчатый (золотниковый) или конический (игольчатый) запирающий элемент (затвор) возвратно-поступательным движением перемещается параллельно оси потока рабочей среды. Клапаны (вентили) применяются для полного перекрытия потока в трубопроводах относительно небольших диметров (до 300 мм). По конструкции корпуса и расположению на трубопроводе запорные клапаны различаются на проходные (направление потока среды на входе и выходе одинаковое, но поток среды в корпусе делает как минимум два поворота на 90)°, угловые (поток делает один поворот на 90°, ставятся на поворотных участках трубопроводов) и прямоточные (направление потока сохраняется, но ось шпинделя расположена не перпендикулярно, а наклонно к оси прохода). По способу герметизации подвижного соединения шпиндель (шток) — крышка, клапаны делятся на сальниковые, сильфонные и мембранные (диафрагмовые). 22

Конструкция клапанов во многом схожа с конструкцией задвижек, но принципиальное ее отличие в том, что перемещение затвора совпадает с осью перемещения потока среды, а не перпендикулярно ему, что дает клапанам ряд преимуществ перед задвижками. К достоинствам клапанов можно отнести следующие: простая конструкция (обеспечивает хорошую герметизацию в запорном органе и облегчает техническое обслуживание и ремонт); малый ход затвора для полного открытия/закрытия (соответственно, малая строительная высота и масса, невысокая цена); при закрытии и открытии клапана практически исключается трение уплотнения затвора о седло, что существенно уменьшает износ уплотнительных поверхностей. К недостаткам клапанов (вентилей) можно отнести высокое (по сравнению с шаровыми кранами и задвижками) гидравлическое сопротивление, ограничение пределов применения по диаметру, наличие в большинстве конструкций застойных зон, в которых скапливаются механические примеси из рабочей среды, что приводит к интенсификации процессов коррозии в корпусе арматуры. Основные параметры клапанов указаны в [10]. Фильтры газовые. Фильтры газовые предназначены для очистки газа от пыли, ржавчины, смолистых веществ и других твердых частиц. Качественная очистка газа позволяет повысить герметичность запорных устройств, а также увеличить межремонтное время эксплуатации этих устройств за счет уменьшения износа уплотняющих поверхностей. При этом уменьшается износ и повышается точность работы расходомеров (счетчиков и измерительных диафрагм), особенно чувствительных к эрозии. Правильный выбор фильтров и их квалифицированная эксплуатация являются одним из важнейших мероприятий по обеспечению надежного и безопасного функционирования системы газоснабжения. По направлению движения газа через фильтрующий элемент все фильтры можно разделить на прямоточные и поворотные, по конструктивному исполнению — на линейные и угловые, по материалу корпуса 23

и методу его изготовления — на чугунные (или алюминиевые) литые и стальные сварные. При разработке и выборе фильтров особенно важен фильтрующий материал, который должен быть химически инертен к газу, обеспечивать требуемую степень очистки и не разрушаться под воздействием рабочей среды и в процессе периодической очистки фильтра. По фильтрующему материалу серийно выпускаемые фильтры подразделяются на сетчатые и волосяные. В сетчатых используют плетеную металлическую сетку, а в волосяных — кассеты, набитые капроновой нитью (или прессованным конским волосом) и пропитанные висциновым маслом. Сетчатые фильтры, особенно двухслойные, отличаются повышенной тонкостью и интенсивностью очистки. В процессе эксплуатации по мере засорения сетки повышается тонкость фильтрования способности фильтра. при У одновременном волосяных уменьшении фильтров, наоборот, пропускной в процессе эксплуатации фильтрующая способность снижается за счет уноса частиц фильтрующего материала потоком газа и при периодической очистке встряхиванием. Для обеспечения достаточной степени очистки газа без уноса твердых частиц фильтрующего материала скорость газового потока лимитируется и характеризуется максимально допустимым перепадом давления на сетке или кассете фильтра. Для сетчатых фильтров максимально допустимый перепад давления не должен превышать 5000 Па, для волосяных — 10 000 Па. В фильтре до начала эксплуатации или после очистки и промывки этот перепад должен составлять для сетчатых фильтров 2000 Па – 2500 Па, а для волосяных — 4000 Па – 5000 Па. В конструкции фильтров предусмотрены штуцеры для присоединения приборов, с помощью которых определяется величина падения давления на фильтрующем элементе. Газоанализаторы. Газоанализаторы предназначены для контроля содержания горючих и других газов в атмосфере газоиспользующих и иных объектов. Их можно классифицировать следующим образом: по назначению: 24

— сигнализаторы загазованности, предназначенные для контроля состояния атмосферы в помещениях и на объектах, где возможно образование взрывоопасных газовоздушных смесей либо превышение предельно допустимых концентраций оксида углерода. Приборы этой группы выдают световую/звуковую сигнализацию о превышении контролируемого параметра; — системы аварийного отключения газа, предназначенные для непрерывного контроля состояния атмосферы на газоиспользующих объектах. Кроме выдачи светового и звукового сигнала в случае превышения концентрацией порога 1 («Тревога»), приборы этой группы в случае превышения порога 2 («Авария») автоматически приводят в действие исполнительные механизмы и устройства, прекращающие подачу газа к потребителям. Важной особенностью данных систем является свойство прекращать подачу сигнализатора из газа строя. в случае отключения Большинство приборов питания также или выхода осуществляет постоянный контроль состояния линий связи между рабочими блоками. Системы контроля загазованности должны присутствовать во всех помещениях, где размещено газоиспользующее оборудование [11]; — измерители концентраций, предназначенные для контроля состояния атмосферы на объектах и оценки возможности проведения работ. Измерители концентраций показывают содержание в атмосфере контролируемых газов. Большинство приборов из этой группы в стационарном исполнении может выполнять функции сигнализаторов загазованности, многие имеют встроенные узлы для обмена данными с системами телеметрии; — течеискатели, предназначенные для определения мест утечек газа из газопроводов; — одориметры, предназначенные для определения интенсивности запаха и измерения концентрации меркаптанов в природном газе; по исполнению: стационарные; переносные, с питанием от встроенных батарей аккумуляторов; 25

по методу забора пробы: диффузионные; с принудительным забором пробы при помощи ручного или встроенного микронасоса; по количеству определяемых газов: одно или многокомпонентные; по режиму работы: с постоянным или периодическим; по типу используемых датчиков: термохимические; электрохимические; оптические. Бытовые системы контроля загазованности комплектуются датчиком на природный (сжиженный газ), иногда к ним дополнительно добавляется датчик на оксид углерода. Используемые в бытовых системах клапаны - отсекатели рассчитаны на низкое давление газа и исходное состояние "нормально открытое". Промышленные системы контроля загазованности комплектуются как датчиками на природный (или сжиженный) газ, так и на оксид углерода. При этом количество используемых датчиков может быть достаточно велико и в отдельных случаях достигать десятков (а иногда и сотен) штук в одной системе. К системам могут быть подключены различные электромагнитные клапаны. Обычно промышленные системы контроля загазованности совмещаются с системами диспетчеризации и могут контролировать некоторые дополнительные параметры: наличие пламени, температуру и т. д., а также управлять дополнительными устройствами (вентиляторами и пр.). Как правило, клапаны в промышленных системах загазованности имеют исходное состояние "нормально закрытое". По классу взрывозащиты большинство систем имеют невзрывозащищенное исполнение. Исключение составляют системы для контроля в технологических помещениях, где установлено оборудование для снижения давления, и отсутствует газоиспользующее оборудование (например, технологические помещения ГРП). В таких помещениях размещаются датчики во взрывозащищенном исполнении, а центральный пульт выносится за его пределы. 26

2 Определение исходных данных, климатологические данные района строительства, описание объекта застройки, определение тепловых нагрузок 2.1 Климатологические условия Температура наружного воздуха за отопительный период принята в соответствии с [12]: • Расчетная для отопления tHO минус 23°С; • Средняя за отопительный период t0 минус 4,3°С; • Минимальная температура наружного воздуха tmin минус 31°С; • Средняя годовая температура наружного воздуха tom плюс 4,6°С; • Внутренняя температура tв плюс 18°С. • Продолжительность отопительного периода n0 198 сут. Таблица 3 - Средняя температура по месяцам I -12,6 I III IV -9,1 -2,1 4,8 Исходные данные V 9,7 VI 13,2 VII 17,5 VIII 19,6 IX 15,7 X 8,7 XI -1  Наименование объекта – коттедж на одну семью из 4-х человек;  Район застройки – г. Владивосток;  Количество этажей – 2;  Высота помещений – 3 м;  Общая площадь – 197 м2 XII -9,3 2.2 Подбор буферного накопителя Для ориентировочных расчетов расчетная емкость бака - аккумулятора определяется в зависимости от следующих условий [13]: - расчетной теплопроизводительности источника отопления; 27

- возможной замещаемой нагрузки и продолжительности периода зарядки бака; - вида и параметров в системе отопления. Применение бака-аккумулятора целесообразно в низкотемпературных системах, например, напольных и панельно-лучистых, обладающих высокой теплоустойчивостью и инерционностью с электрическими котлами, которые могут устанавливаться только без запаса мощности из-за ограничений разрешенной присоединенной электрической нагрузки. Применение как в низкотемпературных, так и в традиционных водяных системах отопления с твердотопливными или газообразными генераторами теплоты периодического действия, которые могут устанавливаться с необходимым запасом тепловой мощности, существенно превышающей теплопроизводительность системы отопления. Емкость бака-аккумулятора определяется по формуле (1): N  t  3600 , м3 c  (T1  T2 ) mV  (1) где mV - необходимый объем для бака-аккумулятора, м3; N – тепловая мощность установки, кВт; c - теплоемкость воды, Дж/кгС; T1 - температура воды в баке исходная, С; Т2 - температура воды в баке конечная, С. В результате получается: mV  6  8  3600  2,05 4200  (80  60) В итоге, получается, что для этого потребуется накопитель с змеевиком на 2000 литров "EV 2000 105 F44 TP2". Змеевик позволяет избежать резких перепадов температуры в системе греющей среды при нагреве бака, и прогревать воду равномерно по всей высоте бака. Также система будет полностью работать по закрытому типу, а значит будет удален воздух из котловой воды, что не даст системе корродировать. 28

При прокладке труб между БКГУ и буферным накопителем необходимо обратить внимание, что номинальная длина подключений к блоку отопительной системы и подключения буферного накопителя должна быть той же, что и номинальная длина обратной линии отопительной системы. Тем самым минимизируются потери давления насоса отопительного контура. При проектировании устройства поддержания давления (размера расширительного бачка) необходимо учитывать содержимое буферной емкости. Для создания давления в контуре системы отопления необходим дополнительный насос с максимальным давлением 6 кг/см2, что требует по паспортным данным накопителя "EV 2000 105 F44 TP2" производитель. К установке применен циркуляционный насос Wilo TOP-S 25/5 EM с мокрым ротором. Насос предназначен для перекачки жидкости в системах отопления и водоснабжения. Имеет возможность переключения ступеней частоты вращения и защиты электродвигателя со встроенной электронной системой отключения. Характеристики представлены в таблице 4. Для системы отопления подобран расширительный бак в 5% от объема системы отопления, Valtec VT.RV.R.060050 на 50 литров. Бак предназначен для компенсации изменений расширения уменьшения объема жидкости при нагреве или охлаждении. Таблица 4 – Производительность насоса Производительность, м3/ч Напор, м 1 2 3 4 5 6 5 4,5 4 3 2 0,5 29

2.3 Определение тепловых нагрузок При вычислении оптимальной нагрузки когенерационной установки были учтены значения среднемесячных температур г.Владивостока. В связи с этим, по методическому расчету для нахождения максимального теплового потока Qo max , Вт на отопление жилого дома определяется по формуле (2): Qo max  q 0  A  (1  k1 ), Гкал / час (2) где k1 – коэффициент, учитывающий дополнительный тепловой поток на потери через перекрытие над техподпольем; при отсутствии данных следует принимать равным 0,25; q0 – укрупненный показатель максимального теплового потока на отопление жилых зданий на 1 м2 общей площади, принимаемый по таблице 5; A – общая площадь жилых зданий, м2. Таблица 5 – Удельные показатели максимальной тепловой нагрузки на отопление и вентиляцию жилых домов, Вт/м2 Этажность жилых зданий 1–3 этажные одноквартирные отдельностоящие 2–3 этажные одноквартирные блокированные 4–6 этажные 7–10 этажные 11–14 этажные Более 15 этажей Расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления, tНв °С -5 –10 –15 –20 –25 –30 –35 –40 –45 –50 Для зданий строительства после 2015 г. 60 61 62 64 67 72 77 81 84 85 –55 47 48 49 51 55 59 64 67 71 73 74 37 34 31 30 38 35 32 31 40 36 33 32 42 37 35 33 45 40 37 36 49 42 41 40 55 48 45 43 59 52 49 47 64 56 52 50 66 59 55 52 69 62 57 55 86 Расчет представлен помесячно и результаты представлены в таблице 6. Таблица 6 – Расчетные расходы энергии Средняя месячная температура воздуха, °С I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII -13,1 -9,8 -2,4 4,8 9,9 13,8 18,5 21,0 16,8 9,7 -0,3 -9,2 q0 61,62 60,96 59,48 58,04 - - - - - - 59,1 60,84 Q0max 15177 15014,4 14650 14295,3 - - - - - - 14546 14985 30

Значения q0 найдены интерполяцией. Учитывая, что нагрузка отопления взята с учетом среднемесячных температур и укрупненных показателей, следует, что максимально возможная тепловая нагрузка выше, что необходимо знать при подборе когенерационной установки. Поэтому, произведен расчет максимальных значений необходимой теплоты по формуле (3). Q t вн  t н.ср , Вт t вн  t н (3) где tвн – температура внутреннего воздуха помещения, C; tн.ср – температура наружного воздуха средняя по месяцу, C; tн – температура воздуха наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92, C; Вычисление нагрузки ГВС произведено по [14] Для двухэтажного коттеджа количество приборов следующее: • с подводкой только холодного водоснабжения – 6; • с подводкой горячей воды – 4. Норма расхода воды для обеспечения коттеджа представлена в таблице 7. Значения в таблице взяты из приложения А таблицы А.1 [14] Таблица 7 - Нормы расхода воды потребителями Расход воды прибором холодной или горячей Расход воды прибором общий (холодной и горячей) в час наибольшего водопотребления Норма в сутки расходы наибольшего воды, л водопотребления в средние сутки литров в секунду [л/с]= 0,2 литров в час [л/ч]= 200 литров в секунду [л/с]= 0,3 qc0, qh0 qc0,hr, qh0,hr qtot0 литров в час [л/ч]= 300 qtot0,hr горячей = 10 qhhr,u общая (в.т.ч горячей)= 15,6 qtothr,u горячей = 120 qhu общая (в.т.ч горячей)= 300 qtotu горячей = общая (в.т.ч горячей)= 105 250 qhu,m qtotu,m 31

Средний часовой расход берется исходя из того, что будет применен расширительный бак для горячей воды. Расчет среднего часового расхода воды м3/ч находится по формуле (4): qTh  (U  quh ) /(1000  T ) , м 3 / ч (4) где U – количество потребителей; q uh - норма расхода воды в сутки наибольшего водопотребления, л; T – расчетное время потребление воды, ч. qTh  (4  120) /(1000  24)  0,02 м 3 / ч ; По имеющимся значениям находим среднюю часовую тепловую нагрузку на ГВС Гкал/ч по формуле (5). QTh  1,3  qTh  (55  5) / 1000 , Гкал / ч где 1,3 – коэффициент, который (5) учитывает тепловые потери полотенцесушителями с неизолированними стояками. Получаем QTh  1,3  0,02  (55  5) / 1000  0,0013 В результате нагрузка составляет 0,0013 Гкал/ч, что по формуле (6) перевода в кВт/ч будет равняться: QTh  0,0013  1000 , кВт / ч 0,86 (6) h Следовательно, QT =1,512 кВт/ч. Произведя расчет, получены следующие результаты, которые сведены в таблицу 8. Таблица 8 – Значения максимальной отопительной нагрузки Максимальная нагрузка отопления в холодный период и нагрузка ГВС в летний период I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII месяцы Qт.п.м, кВт 17804,0 17672,0 17376,0 17088,0 1088,6 1088,6 1088,6 1088,6 Qт.п.с, кВт 593,47 589,07 579,20 569,60 36,29 36,29 36,29 36,29 Qт.п.ч, кВт 24,73 24,54 24,13 23,73 1,51 1,51 1,51 1,51 1088,6 8446,0 17292,0 17648,0 36,29 563,07 576,40 588,27 1,51 23,46 24,02 24,51 где Qт.п.м – отопительная нагрузка за месяц, кВт; 32

Qт.п.с – отопительная нагрузка за сутки, кВт; Qт.п.ч – отопительная нагрузка в час, кВт. По вычисленным данным, построены график потребления тепловой энергии по значениям таблицы 7. Рисунок 10 – График максимальных среднемесячных и среднесуточных показателей отопления По значениям таблицы 8 построен график потребления энергии в зимний и летний период. График отражает часовую выработку энергии, необходимую для потребителя. По данным расчетам необходимо подобрать установку требуемой мощности для обеспечения покрытия необходимой требуемой энергии. Часовые показатели на отопление в холодный период и ГВС в летний период I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII 30 25 20 15 тепловой поток 10 5 0 Рисунок 11 – График потребления энергии в зимний и летний период 33

Система взята по средним значениям нагрузки для ГВС. В результате этого необходимо применить расширительный бак. К установке принят бак на 150 литров "EV 9S 160 60 F40 TP" с змеевиком. В данном случае змеевик необходим для разделения потока котловой и холодной воды, проходящей по змеевику и нагреваемой от запаса горячей воды в баке. Давление в системе ГВС будет являться давлением водопровода, идущего от городской сети холодного водоснабжения. Для снижения давления во внутридомовой разводке был мембранного типа принят к установке редуктор давления "VT.085.N.0507". Редуктор позволяет поддерживать заданное давление в системе водоснабжения. Стабильность регулируемого параметра обеспечивается независимо от скачков сетевого давления. Наличие демпфирующей камеры позволило минимизировать допустимые колебания выходной величины: ±5 %. Благодаря отсутствию трущихся частей мембранные редукторы менее зависят от загрязненности воды, чем поршневые, а значит более надежны. Ввод ХВС в коттедж обеспечивается давлением 6 кг/см2. Для внутридомовой системы задано значение по ограничению давления в 3 кг/см2. В случае, когда редуктор не обеспечит снижение давления, после редуктора стоит предохранительно-сбросной клапан. Эти клапаны предназначены для установки на трубопроводах с высоким давлением. Дополнительно клапаны установлены на каждом мембранном баке в системе. 34

2.4 Определение электрической мощности когенерационной установки для абонента В расчете числа и единичной мощности установок следует учитывать следующее:  единичная электрическая мощность агрегата должна в 2,0 – 2,5 раза превышать минимальную потребность абонента, общая мощность агрегатов должна превышать максимальную потребность абонента на 5% – 10%;  агрегаты по возможности должны быть одинаковой мощности. Перечисленные моменты в большей мере относятся к автономному режиму, но их желательно учитывать и при работе параллельно с сетью [15]. По руководящему документу РД 34.20.185-94 табл. 2.1.1 указана электрическая нагрузка электроприемников коттеджей в таблице 9, которая представлена ниже [16]. Таблица 9 - Удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир жилых зданий, кВт/квартира № Потребители № п.п. электроэнергии 1 Квартиры с плитами*: - на природном газе - на сжиженном газе (в том числе при групповых установках) и на твердом топливе - электрическими мощностью до 8,5 кВт 2. Квартиры повышенной комфортности с электрическими плитами мощностью до 10,5 кВт ** 3 Домики на участках садоводческих товариществ Количество квартир 1-3 6 9 12 15 18 24 40 60 100 200 400 600 1000 4,5 2,8 2,3 2 1,8 1,65 1,4 1,2 1,1 0,85 0,77 0,71 0,69 0,67 6 3,4 2,9 2,5 2,2 2 1,8 1,4 1,3 1,08 1 0,92 0,84 0,76 10 5,9 4,9 4,3 3,9 3,7 3,1 2,6 2,1 1,5 1,36 1,27 1,23 1,19 14 8,1 6,7 5,9 5,3 4,9 4,2 3,3 2,8 1,95 1,83 1,72 1,67 1,62 4 2,3 1,7 1,4 1,2 1,1 0,9 0,76 0,7 0,61 0,58 0,54 0,51 0,46 * в зданиях по типовым проектам ** рекомендуемые значения 35

Примечания: 1) Удельные расчетные нагрузки для промежуточного числа квартир определяется интерполяцией; 2) Удельные расчетные нагрузки квартир включают в себя нагрузку освещения общедомовых помещений (лестничных клеток, подполий, технических этажей, чердаков и т.д.); 3) Удельные расчетные нагрузки приведены для квартир средней общей площадью 70 м2 (квартиры от 35 м2 до 90 м2) в зданиях по типовым проектам и 150 м2 (квартиры от 100 м2 до 300 м2) в зданиях по индивидуальным проектам с квартирами повышенной комфортности; 4) Допускается определять расчетную электрическую нагрузку квартир повышенной комфортности по проекту внутреннего электрооборудования квартиры (здания) в зависимости от набора устанавливаемых приборов и режима их работы, характеризующегося средней вероятностью включения (коэффициентом спроса) и несовпадения хозяйственных работ в квартире; 2.5 Определение количества ГРП Для снижения и регулирования давления газа в газораспределительной сети предусматривают следующие пункты редуцирования газа (ПРГ):  газорегуляторные пункты (ГРП),  газорегуляторные пункты блочные (ГРПБ) заводского изготовления в зданиях контейнерного типа,  газорегуляторные пункты шкафные (ГРПШ)  газорегуляторные установки (ГРУ). ГРП размещают:  отдельно стоящими; 36

 пристроенными к газифицируемым производственным зданиям, котельным и общественным зданиям с помещениями производственного назначения;  встроенными в одноэтажные газифицируемые производственные здания и котельные (кроме помещений, расположенных в подвальных и цокольных этажах);  на покрытиях газифицируемых производственных зданий степеней огнестойкости I и II класса С0 с негорючим утеплителем. В ГРП следует предусматривать наличие помещений для размещения линий редуцирования, а также вспомогательных помещений для размещения отопительного оборудования, КИП, автоматики и телемеханики. Для отдельно стоящих ГРП и ГРПБ рекомендуется предусматривать их оборудование проветриваемым ограждением высотой 1,6 м, выполненным из негорючих материалов [17]. Основное назначение газорегуляторных пунктов – снижение давления газа и поддержание его постоянным независимо от изменения входного давления и расхода газа потребителями. Количество ГРП n, шт., питающих сеть низкого давления, можно определить по формуле (7): n F , 2 2  RОПТ (7) где F – газифицируемая площадь, включая площадь проездов, м2; RОПТ – оптимальный радиус действия ГРП, м. Под радиусом действия ГРП понимают среднее расстояние по прямой от ГРП до точек встречи потоков газа на границе раздела. Наиболее экономичным считается Rопт = 600 м…800 м. Газифицируемая площадь равняется общей площади города, определяемой по генплану, за вычетом территорий парков, скверов, площадей и кварталов, где размещаются больница, хлебозавод, промышленное предприятие и районные котельные. 37

n 548574  0,428 2  800 2 Принимается к установке один ГРП. Полученное по формуле (7) количество ГРП и их местоположение уточняются по местным условиям, исходя из планировки города и расположения отдельных районов [18]. 2.6 Определение расчетных расходов газа Система газоснабжения городов и других населенных пунктов должна рассчитываться на максимальный часовой расход газа [19]. В расчете к установке принимается газовая 4-х конфорочная плита Gorenje G51103 мощностью 11300 Вт. А также когенерационная установка VITOTWIN 300-W Mikro-KWK с двигателем Стирлинга: 1 кВт электрической энергии, 6 кВт тепловой энергии. В качестве резерва принимается одноконтурный газовый котел Baxi FOURTECH 1.24F 24кВт. Расход прибора VНОМ , нм³/ч, определяется по формуле (8) [18]: V НОМ  3,6  N , Qнр (8) где N - тепловая нагрузка прибора, кВт/ч; Q нр – низшая теплотворная способность газа, кДж/м³; Расход для газовой плиты равняется: V НОМ Учитывая экономических Г .П методические обоснований  3,6  11300  1,122 м 3 / ч 36260 рекомендации для по составлению энергосберегающих технико- мероприятий [15] необходимо общую мощность агрегатов повысить на 5% – 10%. Расход для обеспечения отопления равен: V НОМ Г .У  3,6  21130  2,1 м 3 / ч 36260 38

Для отдельных жилых домов и общественных зданий расчетный часовой расход газа Qdh м 3 / ч, следует определять по сумме номинальных расходов газа газовыми приборами с учетом коэффициента одновременности их действия по формуле (9) [19]: m Qdh   K sim  q nom  ni , (9) i 1 m где Qdh   - сумма произведений величин Ksim, qnom и ni от i до m; i 1 Ksim - коэффициент одновременности, принимаемый для жилых домов по таблице 10; qnom - номинальный расход газа прибором или группой приборов, м 3 /ч, принимаемый по паспортным данным или техническим характеристикам приборов. Здесь, номинальным расходом газа на приборы является сумма нагрузок VНОМ Г . П и V НОМ Г .У . ni - число однотипных приборов или групп приборов; т - число типов приборов или групп приборов. Таблица 10 – Значения коэффициентов одновременности Число квартир Коэффициент одновременности Ksim в зависимости от установки в жилых домах газового оборудования Плита 4-х конфорочная Плита 2-х конфорочная Плита 4-х конфорочная и газовый проточный водонагреватель Плита 2-х конфорочная и газовый проточный водонагреватель 1 1 1 0,700 0,750 2 0,650 0,840 0,560 0,640 3 0,450 0,730 0,480 0,520 4 0,350 0,590 0,430 0,390 5 0,290 0,480 0,400 0,375 6 0,280 0,410 0,392 0,360 7 0,280 0,360 0,370 0,345 8 0,265 0,320 0,360 0,335 9 0,258 0,289 0,345 0,320 39

Окончание таблицы 10 Число Коэффициент одновременности Ksim в зависимости от установки в жилых квартир домах газового оборудования Плита 4-х конфорочная Плита 4-х Плита 2-х Плита 2-х конфорочная и конфорочная и конфорочная газовый проточный газовый проточный водонагреватель водонагреватель 10 0,254 0,263 0,340 0,315 15 0,240 0,242 0,300 0,275 20 0,235 0,230 0,280 0,260 30 0,231 0,218 0,250 0,235 40 0,227 0,213 0,230 0,205 50 0,223 0,210 0,215 0,193 60 0,220 0,207 0,203 0,186 70 0,217 0,205 0,195 0,180 80 0,214 0,204 0,192 0,175 90 0,212 0,203 0,187 0,171 100 0,210 0,202 0,185 0,163 400 0,180 0,170 0,150 0,135 Общая сумма нагрузок представлена в Приложении А. Общий расход газа на микрорайон из 236 домов составил 480 м3/ч. 40

3 Гидравлический расчет сети низкого давления Пропускная способность газопроводов может приниматься из условий создания при максимально допустимых потерях давления газа наиболее экономичной и надежной в эксплуатации системы, обеспечивающей устойчивость работы ГРП и газорегуляторных установок (ГРУ), а также работы горелок потребителей в допустимых диапазонах давления газа. Расчетные внутренние диаметры газопроводов определяются исходя из условия обеспечения бесперебойного газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления газа. Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего давления принимаются в пределах категории давления, принятой для газопровода. Расчетные суммарные потери давления газа в газопроводах низкого давления (от источника газоснабжения до наиболее удаленного прибора) принимаются не более 1800 Па, в том числе в распределительных газопроводах 1200 Па, в газопроводах-вводах и внутренних газопроводах - 600 Па. Значения расчетной потери давления газа при проектировании газопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и бытовых предприятий и организаций коммунально-бытового обслуживания принимаются в зависимости от давления газа в месте подключения с учетом технических характеристик принимаемого к установке газового оборудования, устройств автоматики безопасности и автоматики регулирования технологического режима тепловых агрегатов. Падение давления на участке газовой сети можно определять: - для сетей низкого давления по формуле (10) Q02 Q02 10 6 Pн  Pк    0 l  626.1 5  0 l , 162 2 d 5 d (10) где Pн – давление в начале газопровода, Па; Pк – давление в конце газопровода, Па; 2

P0 – 0,101325 МПа; λ – коэффициент гидравлического трения; l – расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м; d – внутренний диаметр газопровода, см; ρ0 – плотность газа при нормальных условиях, кг/м3; Q0 – расход газа, м3/час, при нормальных условиях. Коэффициент гидравлического трения определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса по формуле (11): Re  Q0 Q  0,0354 0 , 9dv dv (11) где v – коэффициент кинематической вязкости газа, м2/с, при нормальных условиях; d – внутренний диаметр газопровода, см; Q0 – расход газа, м3/час, при нормальных условиях, и гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода, определяемой по формуле (12): n Re    23, d  (12) где Re – число Рейнольдса; n – эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая равной для полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации – 0,0007 см; d – внутренний диаметр газопровода, см. В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического трения λ определяется: - для ламинарного режима движения газа Re ≤ 2000 по формуле (13):  64 , Re (13 ) 3

- для критического режима движения газа Re = 2000-4000 по формуле (14):   0,0025 Re 0,333 , (14 ) - для гидравлически-гладкой стенки: - при 4000<Re<100000 по формуле по формуле (15):  0,3164 , Re 0, 25 (15) - при Re>100 000 по формуле (16):  1 , (1,82 lg Re  1,64) 2 (16) - для шероховатых стенок при Re>4000 по формуле (17):  n 68    0,11    d Re  0 , 25 , (17) где n – эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая равной для новых стальных – 0,01 см, для бывших в эксплуатации стальных 0,1 см, для полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации – 0,0007 см; d – внутренний диаметр газопровода [19]. Внешний диаметр полиэтиленового трубопровода и толщина стенки подбирается вручную по [20]. Диаметр подбирается таким образом, чтобы падение давления на участках не превышало максимального возможного значения. Результат гидравлического расчета для сети низкого давления представлен Приложении Б. В результате расчета получается: максимальный диаметр трубопровода из полиэтилена ПЭ 80 составляет 225 мм – наружный диаметр с номинальной толщиной стенки 20,5 мм, минимальный наружный диаметр - 32 мм с номинальной толщиной стенки 3 мм. 4

Трубы изготавливают в прямых отрезках, бухтах и на катушках, а трубы диаметром 200 мм и 225 мм выпускают только в прямых отрезках. Длина труб в прямых отрезках должна быть от 5 м до 24 м с кратностью 0,5 м, предельное отклонение длины от номинальной - не более 1% [21]. "ПЭ" обозначает гомогенную гранулированную смесь базового полимера, включающая в себя добавки (антиоксиданты, пигменты, светостабилизаторы и др.), вводимые на стадии производства композиции, в концентрациях, необходимых для обеспечения изготовления и использования труб, соответствующих требованиям. Цифра "80" обозначает десятикратное значение MRS, обозначения внутренней среды (ГАЗ), стандартного размерного отношения SDR. MRS - минимальная длительная прочность, МПа: Значение нижнего доверительного предела прогнозируемой гидростатической прочности  LPL при температуре 20 °С и времени 50 лет. SDR - стандартное размерное отношение. Отношение номинального наружного диаметра трубы к ее номинальной толщине стенки [20]. 3.1 Внутридомовой гидравлический расчет Гидравлический расчет начинается с самого удаленного от ввода газового прибора. Расчетный перепад давления от врезки внутридомового газопровода (ввода) в сеть до наиболее удаленного прибора составляет 600 Па с учетом потерь давления в газовом приборе. Для плиты эти потери составляют 40–60 Па, для водонагревателя – 80 Па – 100 Па [18]. Режим внутренних газопроводов выполняется следующим образом: Определяют расчетные расходы V р , нм³/ч, для всех участков по формуле (18): V р  l ( K 0  Vном  ni ), m (18 ) 5

где K 0 - коэффициент одновременности [18]; Vном – номинальный расход газа прибором или группой приборов, м3/ч; n i – число однотипных приборов или групп приборов; m – число типов приборов или групп приборов. Расход прибора Vном , нм³/ч, определяется по формуле (8) Задают диаметры участков. При этом для первого участка (самый удаленный прибор) диаметр трубопровода принимается равным диаметру присоединительного штуцера. Определяют сумму коэффициентов местных сопротивлений. Для каждого местного сопротивления выбирают значение коэффициента  [18]. Находим удельные потери на трение R уд и эквивалентные длины LЭ Определяют расчетные длины участков и потери давления на них. Расчетная длина участка LР , м, находится по формуле (19): LР  L Д     LЭКВ , (19 ) где L Д – действительная длина участка, м; LЭКВ – эквивалентная длина участка, м;  – сумма коэффициентов местных сопротивлений на участке. Потери давления на участке P , Па, вычисляются по формуле (19): P  L Р  R уд , (19 ) Внутридомовой расчет приведен в таблице 12. Таблица 12 – Гидравлический расчет внутридомовой сети N уч-ка ГП-1 ГК-1 1-ИС V м3/ч 1,12 1,79 2,91 Коэф. одновр. 1,00 0,85 0,85 L, м P Lр, м 1,65 0,9 5 120% 120% 125% 3,63 1,98 11,25 dу, мм 20 20 25 потери P, Па на 1 м на уч-ке 2,1 7,62 14 27,72 6 167,50 202,84 6

3.2 Подбор газового оборудования для ГРПБ. Когенерационные установки для коттеджной застройки 3.2.1 Подбор пункта редуцирования газа Подбор пункта снижения и поддержания давления на необходимом, расчетном уровне позволит обеспечить заданным количеством объема газа для потребителей. К установке принят газорегуляторный пункт шкафной с одной линией редуцирования и байпасом ГРПШ – 400 - 01. Технические данные представлены в таблице 13. Таблица 13 - Технические характеристики ГРПШ – 400 - 01 Регулятор давления газа РДНК-400М Регулируемая среда природный газ по ГОСТ 5542-87 Давление газа на входе, Рвх, МПа 0,6 Диапазон настройки выходного давления, Рвых, кПа 2–5 Пропускная способность (для газа плотностью 500 ρ=0,73 кг/м³), м³/ч Наличие отопления – Масса, кг 90 3.2.2 Автоматизация ГРПШ и, помещения для установки когенератора Каждые ГРП, ГРПБ, ГРПШ и ГРУ должны быть оснащены фильтром, устройствами безопасности — предохранительным запорным клапаном (ПЗК) и (или) контрольным регулятором-монитором, регулятором давления газа, запорной арматурой, контрольными измерительными приборами (КИП) и, при 7

необходимости, узлом учета расхода газа и предохранительным сбросным клапаном (ПСК). Число линий редуцирования в пунктах редуцирования газа определяют исходя из требуемой пропускной способности, количества и давления газа выходных газопроводов, назначения пункта редуцирования газа в сети газораспределения. В ГРПШ число рабочих линий редуцирования — не более двух. Для обеспечения непрерывности подачи газа потребителям в ГРП, ГРПБ, ГРПШ и ГРУ, пропускная способность которых обеспечивается одной линией редуцирования, может предусматриваться резервная линия редуцирования. Состав оборудования резервной линии редуцирования должен соответствовать рабочей линии. Должна быть предусмотрена возможность одновременной работы основной и резервной линий редуцирования. Резервная линия редуцирования может включаться в работу автоматически при неисправности основной линии. Допускается не предусматривать резервную линию редуцирования при подаче газа на объекты, в работе которых допускается прекращение подачи газа на период выполнения регламентных работ или подача газа потребителям осуществляется по закольцованной схеме газопроводов. Оснащение пунктов редуцирования газа обводным газопроводом (байпасом) допускается только при наличии у потребителя редукционной и защитной арматуры. В ГРПШ допускается применение съемного байпаса с редукционной и защитной арматурой. Обеспечение защиты сети газораспределения (газопотребления) и технических устройств от повышения давления газа свыше допустимых значений может достигаться применением в составе узла редуцирования следующих вариантов сочетания видов технических устройств:  регулирующей, защитной, предохранительной, запорной арматуры; 8

 регулирующей арматуры, контрольного регулятора-монитора, защитной, предохранительной, запорной арматуры;  регулирующей, защитной, запорной арматуры;  регулирующей арматуры, регулятора-монитора, запорной арматуры. Параметры настройки редукционной, предохранительной и защитной арматуры должны обеспечивать диапазон рабочего давления перед газоиспользующим оборудованием в соответствии с проектом. Конструкция линии редуцирования (при наличии резервной линии или байпаса) должна обеспечивать возможность настройки параметров редукционной, предохранительной и защитной арматуры, а также проверки герметичности закрытия их затворов без отключения или изменения значения давления газа у потребителя. Система редуцирования и защитная арматура должны иметь собственные импульсные линии. Место отбора импульса должно размещаться в зоне установившегося потока газа вне пределов турбулентных воздействий. При размещении части технических устройств за пределами здания ГРП, ГРПБ должны быть обеспечены условия их эксплуатации, соответствующие указанным в паспортах предприятий-изготовителей. Технические устройства должны быть ограждены. Фильтры, устанавливаемые в ГРП, ГРПБ, ГРПШ и ГРУ, должны иметь устройства определения перепада давления в них, характеризующие степень засоренности при максимальном расходе газа. Устройства ограничение безопасности повышения должны давления газа обеспечивать давления автоматическое в газопроводе либо прекращение его подачи соответственно при изменениях, недопустимых для безопасной работы газоиспользующего оборудования и технических устройств. Сброс газа в атмосферу допускается в исключительных случаях. В ГРП, ГРПБ, ГРПШ и ГРУ должна быть предусмотрена система трубопроводов для продувки газопроводов и сброса газа от ПСК, который 9

выводится наружу в места, где должны быть обеспечены безопасные условия для его рассеивания. В ГРП, ГРПБ, ГРПШ и ГРУ должны быть установлены или включены в состав АСУ ТП РГ показывающие и регистрирующие приборы для измерения входного и выходного давления газа, а также его температуры. В ГРПШ могут применяться переносные приборы [17]. 3.2.3 Автоматизация помещения В помещении, где устанавливается когенерационная установка и на кухне, где газовая плита, необходимо обязательное применение сигнализаторов загазованности. К установке применены стационарные сигнализаторы СГГ-6М, которые используются для непрерывного контроля концентрации горючих газов в воздухе коммунально-бытовых и промышленных помещений. Параметры сигнализатора приведены в таблице 14. Совместно с сигнализаторами устанавливается электромагнитный клапан КЭГ-9720, характеристики представлены в таблице 15. Таблица 14 – Технические параметры сигнализатора СГГ-6М Параметр Значение Принцип измерений Термохимический Способ забора пробы Диффузионный Режим работы Непрерывный Рабочее положение Время прогрева сигнализатора, мин, не более Вертикальное, угол наклона в любом направлении не более 20° 5 Время срабатывания сигнализации, с не более 15 Расстояние между блоками СГГ-6М и БСП6М, м, не более 200 10

Окончание таблицы 14 Параметр Значение Электрическое питание, В от 8 до 14 Мощность, потребляемая сигнализатором, Вт, не более Габаритные размеры, мм 5 70х50х110 Значение порога сигнализации "АВАРИЙНАЯ" 20 % НКПР Диапазон регулировки порога сигнализации Устойчивость к воздействию температуры и влажности по ГОСТ Р 52931-2008 Время автоматической работы сигнализатора без технического обслуживания, мес Клапаны КЭГ-9720 10 или 20 % НКПР * В3 12 (нормально закрытые) используются в автоматизированных системах управления газогорелочными устройствами, теплоагрегатами, бытовыми отопительными установками и трубопроводных системах для управления газовыми потоками. Таблица 15 - Технические характеристики КЭГ-9720 (НЗ) Характеристика Значение Диаметр условного прохода Dу, мм 20;25;32; 40;50;65;80 Время срабатывания, секунд 1 Рабочие давления, МПа 0 – 0,4 0 – 0,1 Dу=20;25;65;80 мм Dу=32;40;50;65;80 мм 1000 Dу= 20;25;32;40;50 мм 300 Dу= 65;80 мм 1х106 5х106 Dу= 20;25;32;40;50 мм Dу= 65;80 мм Частота срабатывания, 1/час Ресурс срабатываний Примечание Расход (объемный) , м3/ч (по воздуху) Для диаметра прохода Dу = 20 мм 3,6 при Рвх= 0,4 МПа Для диаметра прохода Dу = 25 мм Для диаметра прохода Dу = 32 мм при перепаде DР=0,01МПа при перепаде DР=0,01МПа 4,9 160 11

Сигнализаторы работают совместно с блоком сигнализации и питания БСП-6М, предназначенным для питания сигнализаторов от сети переменного тока, выдачи световой и звуковой сигнализации и формирования управляющего воздействия для включения (отключения) исполнительных устройств. При монтаже сигнализатора необходимо учитывать следующее:  сигнализатор должен быть размещен в вертикальном положении вне зоны действия прямых воздушных потоков от приточно-вытяжной вентиляции;  сигнализатор должен устанавливаться не ближе 0,5 м от источников тепла, нагревательных приборов;  при контроле содержания природного газа (метана) сигнализатор должен размещаться как можно выше над полом (не ниже 30 см от потолка) и на расстоянии от 1 м до 5 м от источников газа;  в случае использования сигнализатора совместно с БСП-6М и электромагнитным клапаном типа КЭГ-9720, установку последнего необходимо производить как можно ближе к вводу газа в помещение или здание [22]. 12

4 Охрана воздушного бассейна В соответствии с требованиями закона РФ "Об охране окружающей среды" являющимся обязательной частью проекта, предусматривается строительство когенерационной установки, предназначенной для покрытия тепловых нагрузок отопления, горячего водоснабжения и электроснабжения. Основная цель настоящего раздела - проведение оценки техногенного воздействия проектируемого объекта на компоненты природной среды и здоровье населения в его окрестностях. Содержание данного раздела описывает основные факторы воздействия на природную среду и среду обитания человека, обусловленные деятельностью проектируемого объекта. Для определения выбросов от когенерационной установки был произведен расчет рассеивания оксида азота в программе "Эколог 3.0". По результатам расчета были получены: карта рассеивания от источника выбросов - рисунок 12 и таблица с количественным содержанием концентрации – Приложение В. Рисунок 12 – Карта рассеивания оксида азота от когенерационной установки 13

5 Стройгенплан 5.1 Определение объемов земляных работ Определение объемов земляных работ начинается с определения размеров сечения траншей по формулам (20, 21, 22, 23): Глубина траншеи hТ: hТ = d + 1+hп.з., м (20) Высота песчаной засыпки hп.з.: hп.з.=hп.+0,2 , м (21) Ширина траншеи по низу для газопроводов диаметром до 0,7 м - В + 0,3 м, но не менее 0,7 м. в=d + 0,3 , м (22) Ширина траншеи по верху определяется с учетом крутизны откосов траншеи. B=b+2·m·hт где d – диаметр газопровода, м; (23) hп. – толщина песчаной подушки под газопровод, не менее 0,1м. m – коэффициент крутизны откоса (принимается в зависимости от вида грунта) Ширина траншеи по низу не может быть меньше ширины режущей части ковша принятого к производству работ экскаватора плюс 0,2 м . Ширины режущей части ковша определяется по формуле (24): bк = 1,2 · (q)1/3 (24) Средняя площадь поперечного сечения траншеи Fср определяется по формуле (25): Fcp =0,5 ·(в + B) hT , м2 (25) Общий объем земляных работ ( V ) определяется по формуле (26): V  Fср  L , м3 (26) где L – общая длина сети, м 14

При подсчете объема отвала выброшенного грунта необходимо учитывать, что при разработке грунт разрыхляется и поэтому его объем увеличивается, что характеризуется коэффициентом первоначального разрыхления. С течением времени грунт постепенно уплотняется и разрыхленность его становится меньше первоначальной, что характеризуется коэффициентом остаточного разрыхления – Ко.р. Объем грунта, необходимого для засыпки траншеи определяется по формуле (27): Vо. з.  VР  Vc (1  K о. р ) (27) где Vо.з. – объем грунта обратной засыпки, м3; Vр – объем траншеи по геометрическим обмерам (расчетный); Vт – объём грунта, вытесняемый трубопроводом и вывозимый за пределы площадки, м3, рассчитывается по формуле (28) Vò    Dí 2 4 L (28) Ко.р. – коэффициент остаточного разрыхления, определяется по ЕНиР Сб.Е2, Приложение 2 Объем грунта, подлежащего выгрузке на транспорт (29): V т. р . V р V о .з . (29) где Vтр. – объем отвозимого грунта, м3 Объем работ по подчистке дна траншеи до проектной отметки определятся по формуле (30):   V р.д.  b  m  h р.д.  h р.д.  L (30) где Vр.д. – объем ручной доработки; b – ширина траншеи по дну; m – крутизна откоса выемки; hр.д. – глубина доработки (принята 0,1м); 15

L – длина траншеи, м. Подсчет объемов земляных работ приводится в таблицу 16. Определение объемов строительно–монтажных работ производится по рабочим чертежам и сводится в таблицу 17. Таблица 16 - Подсчет объемов земляных работ Длина Захваток захваток 1 60 2 509,2 3 277,7 Объем грунта V Vm 93,5 0,003 781,9 0,002 0,001 419,1 Сечение траншеи 1,534 1,534 1,534 Размеры траншеи , м понизу поверху глубина 0,8 1,47 1,35 0,8 1,47 1,35 0,8 1,47 1,35 Vp 93,5 781,9 419,1 V03 45,59 381,43 204,44 Vтр 47,88 400,51 214,66 Vрд 5,0 42,0 22,9 Таблица 17 – Объем строительно-монтажных работ п/п Номер № ЕНиРа Наименование работ Е9-2-33 1 Устройство ограждений рабочей зоны Е9-2-34 2 Устройство временных мостов Е2-1-5 3 Срезка растительного слоя бульдозерами Е2-1-13 4 Е1-17 5 Е2-1-47 6 Е9-2-1 7 Состав звена Единиц. размер Норма Колвремени во 1м. огражден ий 0,06 3 разр. – 1 2 разр. – 1 1м2 0,4 8 Машинист 6 разр. На м2 0,69 1,25 100 м3 грунта 2,75 12,9 5 100т 19,6 0,03 7 1 м3 грунта 2,09 69,9 0,02 847 3 разр. – 1 Разработка грунта в траншеях одноковшовыми Машинист экскаваторами с гидравлич. приводом и с 6 разр. - 1 погрузкой в транспортные средства Машинист 5 разр -1 Такелажни Погрузка или выгрузка материалов ки на монтаже 3 разр -2 Разработка не мерзлого котлованах и траншеях вручную грунта в Сборка труб в звенья на бровке траншеи Землекоп 2 разр. 5 разр. – 1 3 разр. – 1 1000 1 м труб 1694 16

Окончание таблицы 17 п/п Номер № ЕНиРа Наименование работ Состав звена Единиц. размер Норма време ни Е9-2-1 8 Укладка звеньев труб в траншею 5 разр. – 1 4 разр. - 2 3 разр. – 2 1 м труб 0,08 4 разр. – 1 3 разр. – 2 1 фасонная часть 0,42 30 Электросв арщики ручной сварки 3, 4, 5 и 6 разр. Вертикал ьное поворотн ое 1 стык 0,12 0,06 94 47 1 м труб 0,18 847 100 м3 грунта 0,25 Машинист 5 разр. 1000 м2 0,29 Машинист 5 разр 1000 м2 2 разр. – 2 1м2 Е9-2-14 9 0 1 3 4 5 6 Установка фасонных частей отводы тройники 1 Е22-2-1 Стыковое соединение 1 Е9-2-9 Пневматическое испытание трубопроводов 1 Е2-1-34 Засыпка траншей и котлованов бульдозерами 1 Е2-1-35 Предварительная бульдозерами 1 Е2-1-36 Окончательная бульдозерами 1 Е9-2-34 Разборка временных мостов планировка планировка площадей площадей 6 разр. – 1 4 разр. – 1 3 разр. – 2 Машинист 5 разр. Колво 847 12,95 1,25 0,38 1,25 0,2 8 5.2 Определение потребностей в материалах, деталях и оборудовании при строительстве газовых сетей Подсчет потребностей в материалах, заготовках, оборудовании производится по рабочим чертежам и сводится таблицу 18. Таблица 18 – Потребность в материалах Плеть № захватки 1 2 3 Длина захватки, м 60 509 278 Состав плети Стандартная труба Кол-во D,мм 2 9 4 65 50 32 L,м 30 56,5 69,5 Неполномерная труба Кол -во L, м Рст,тн L, м 10 84 46 6 6 6 5523 69,12 5 2 Колво Рт, тн 1 1 - 17

Состав плети Фасонные части Компенсаторы Подвижные опоры Неподвижные опоры Кол-во Рф, тн Наим Кол-во Рк,тн тип Кол-во Рп, тн тип 1 29,2 - - - - - - - - - 20 7,3 - - - - - - - - - 14 0,7 - - - - - - - - - Кол-во Рн, тн 5.3 Подбор оборудования для производства строительно-монтажных работ В комплект машин для производства земляных работ входят экскаваторы, автосамосвалы и бульдозеры. Этим комплектом машин выполняются работы по отрывке траншеи, отвозе избыточного грунта, засыпке после завершения в ней монтажных работ. Для разработки траншеи и котлованов наиболее часто используются одноковшовые экскаваторы ёмкостью 0,15 – 1,0 м3, оборудованные обратной лопатой или драглайном. При определении требуемых параметров экскаваторов необходимо построить поперечное сечение траншеи в наиболее заглубленном месте рисунок 13. Рисунок 13 - Схема определения размеров отвала грунта и радиуса выгрузки экскаватора. 18

Требуемый радиус выгрузки экскаватора обуславливается необходимостью устройства отвала грунта определенных размеров. Наиболее предпочтительной схемой движения экскаватора является перемещение экскаватора по оси траншеи. Поперечное сечение отвала определяется по формуле (31): Fотв.  Fтр  FK  1  K пр , м 2 (31) где Fтр – поперечного сечения траншеи, м2; Fк – площадь поперечного сечения укладываемых коммуникаций, м 2; Кпр. – коэффициент первоначального разрыхления грунта в долях единицы. Fотв.  0,926  0,0033  1  0,03  1.53, м 2 Размеры отвала грунта находятся по формулам (32, 33): Fîòâ tg bîòâ  2  hотв.  bотв  tg 2 (32) (33) где bотв. – ширина отвала по дну, м; hотв. – высота отвала, м;  - угол откоса свежевысыпанного грунта в градусах (45). bотв  2  hотв.  1.53  2.47 м , tg 45 2.47  tg 45  .1.24 м 2 Требуемый радиус выгрузки определяется (34): Rв  b b  m  hтр  а  отв 2 2 (34) где а – берма траншеи (не менее 0,5м) Rв  0.8 2,47  0,25 1,35  0,5   2,47, м 2 2 Подбор экскаватора приводится в таблице 19 19

Таблица 19 – Подбор экскаватора № п.п. Модель экскаватора DaewooDoosan Solar 55-V Макс. Емкость Наибольшая Высота Ширина Радиус ковша глубина мм мм копания м3 копания м 0,2 3,8 2556 1180 5850 Определяем сметную производительность, принимаемых к рассмотрению землеройных механизмов Пэк по формуле (35): Пэк  tсм H ВРотв *100* t V  оз  см *100* к V H ВР пог V (35) где tсм – продолжительность рабочей смены в часах; HВРотв; НВРпог – норматив времени на разработку 100 м 3 грунта в отвал и погрузкой в транспорт. П эк  8 632 8 663  100    100   163 4,9 1294 4,9 1294 Продолжительность работы экскаваторов на объекте Тсм определяется по формуле (36): Т см  Т см  Vм П эк (36) 1295  7.95ч 163 Объем грунта Vкс, перевозимого самосвалом за 1 рейс определяется по формуле (37) Vкс  Qc  (37) где Qc - грузоподъемность самосвала, Ρ – объемный вес грунта, т/м3. Vкс  36000  21.17 м 3 1700 Количество ковшей N , загружаемых в кузов машины (38) 20

N Vкс , ковшей q  Kn (38) где q –вместимость ковша; Кп - коэффициент, учитывающий наполнение ковша, принимают равным 0,8. N 21.17  132 0,2  0,8 Подбор самосвала приводится в таблице 20 Таблица 20 – Технические характеристики самосвала № п.п. Модель самосвала Допустимая груподъемность, кг МАЗ 36000 551605-275 Допустимая полная масса автопоезда, кг Объем платформы Максимальная скорость км/ч 11 92 33000 Для монтажа деталей и конструкций систем газоснабжения используют стреловые самоходные краны на автомобильном, пневмоколесном и гусеничном ходу. На выбор типа крана оказывают влияния грунтовые условия, размеры поперечного сечения траншеи и масса монтируемых элементов. При этом необходимый вылет крюка крана при монтаже сборных элементов газовых сетей определяется по формуле (39): l кр  b с  m  hтр  а  d H  Z  2 2 (39) где dн – наружный диаметр труб (включая все виды изоляции), м; Z - расстояние между трубопроводом и наиболее выступающей частью крана, принимается равной 0,8 м – 1 м l кр  0,8 3  0,25  1,35  0,5  0,05  1   3,79 м 2 2 По полученным данным выбран кран КС-1571. Подбор бульдозера осуществляется исходя из среднего расстояния перемещения грунта из отвала в траншею. Ориентировочно её можно принимать равным расстоянию между осями траншеи и отвала. Подобран бульдозер Д3-9. 21

Технические характеристики бульдозера: - тип отвала: неповоротный, длина отвала 2,56 м; - высота отвала: 0,8 м; - мощность: 75 л.с; - управление - гидравлическое. 5.4 Основные решения по производству работ 5.4.1 Метод производства работ 1. Для производства работ в данном дипломном проекте применяется поточный метод. При поточном методе однородные процессы выполняются последовательно, а разнородные параллельно. Этот метод характеризуется минимальным потреблением ресурсов и небольшой продолжительностью монтажных работ. 2. Электроэнергия необходима для освещения, так как некоторые работы производятся во вторую смену. 3. Вода для нужд работников. 4. Кислород на строительной площадке требуется для резки металла. 5. Количество бытовок для нужд рабочих – 2 шт. (одно помещение на 10 рабочих). 6. Для строительно-монтажных работ требуется место для складирования материалов (изоляции, труб и т.д.). Запасы материалов на складах строительства должны быть минимальными, так как излишние запасы материальных ценностей замораживают оборотные средства и ухудшают финансовое состояние строительно-монтажной организации. Правильное хранение материалов обеспечивает качественную и количественную сохранность, наилучшее размещение материалов, более 22

широкое применение механизации погрузочно-разгрузочных работ и выполнение требований по охране труда и противопожарной технике. Для определения площади склада используют формулу (40): F Q k, q (40) где Q — количество хранимого материала; q — количество материала на 1 м2 площади (норма хранения); k — коэффициент, вводимый для учета проходов на складе, принимаемый равным 2 — 2,5. Площадь складирования лотков составляет: Площадь одного лотка – 2,971,48 = 4,4м2. Суммарная площадь необходимая для складирования лотков – 17,6 м2. На строительной площадке под лотки должно быть отведено 18 мест. Временные здания, сооружения следует размещать вне зон действия строительных механизмов с учетом "Розы ветров" - с наветренной стороны господствующих ветров и по возможности вблизи входов на строительную площадку. Организация складского хозяйства. Площадь складского хозяйства определяют расчетом по максимальному суточному расходу с учетом норм запаса материалов деталей и изделий и норм складирования на 1 м 2 складской площади. Предварительно вычисляют запас материалов (Qскл), подлежащий хранению на складе по формуле (41): Qскл=(Qм/t) n K1 K2 (41) где Qм – количество материала, деталей, конструкций необходимые для выполнения заданного объема работ в планируемый период; t – продолжительность периода потребления материалов; n – норма запаса материалов, изделий на складе; К1 - коэффициент неравномерности поступления материалов на склад (Ж./Д транспорт К1 = 1,1…1,2; автотранспорт 1,3-1,5); К2 – коэффициент неравномерного потребления материалов (1,2-1,6). 23

Площадь склада определения по формуле (42): Fскл=(Qскл/q) β (42) где q – норма складирования материала на 1м2 площади склада; β – коэффициент, учитывающий проходы, проезды на складе (для закрытых складов β = 1,4; открытых β= 1,7-2,0). Таблица 21 – Нормы хранения труб Наименование материалов Ед. изм. Трубы т Общая потреб. на объект 3,75 Норма хранения на м2 ск. пл. 1т/м2 Полная расчетная пл. м2 3,75 Размер склада и способ хранения открытый Расчет потребности в воде при разработке ППР производится по удельным расходам потребителя на следующие нужды: - производственно – хозяйственные; - хозяйственно – питьевые; - противопожарные. На основе календарного плана строительства, для периода наибольшего суточного водопотребления, определяют удельные расходы по потребителям. Расчет заканчивается определением диаметра временного водопровода по суммарному расходу воды л/с по формуле (43): Qобщ=Qпр+ Qхоз+ Qпож (43) где Qпр – расход воды на производственные нужды, по формуле (44); Qхоз – расход воды на хозяйственно-бытовые нужды, по формуле (45); Qпож – расход на противопожарные цели. Qпр=1,2∑(QсрК1/8.3600) (44) где 1,2 коэффициент на неучтенные расходы воды; Qср - средний производственный расход в смену, л; К1 – коэффициент неравномерности водопотребления; 8,0 – число часов работы в смену. Qпр=1,2· (800· 0,8)/(8·3600)=0,027 24

На хозяйственно – питьевые нужды: Q хоз  n K    1 1  n2  K 3  3600  8,2  Qхоз  16  20  0,8   30  0,3   0,03  3600  8,2  nр (45) где nр – наибольшее количество рабочих в смену, n1 – норма потребления на 1 человека в смену 20 л – 25 л.; n2 – норма потребления на прием одного душа - 30л.; К2 - коэффициент неравномерности водопотребления 1,1 – 2,0; К3 - коэффициент учитывающий, пользующихся душем к наибольшему количеству работающих в смену 0,3 – 0,4. На пожарные нужды Qпож при площади застраиваемой территории до 10 га – 10 л/с. Диаметр временного водопровода определяется по формуле (46): d = (4Qобщ1000)0,5/π . υ (46) где Qобщ – суммарный расход воды, л/с; υ – скорость движения воды по трубам, принимают равной 1,5-2,0 м/с. d 4 10.06 1000  92.4 3.14 1.5 5.4.2 Расчет площадей и выбор типовых временных зданий и сооружений Временные здания сооружают только на период строительства. Для служебных и санитарно-бытовых нужд работающих устраиваются временные административно-бытовые помещения. Расчет приведен в таблице 22. Таблица 22 – Временные здания Численность, чел. 25

Наименование здания 1.Контора Рабочих Др.сотрудники Всего человек Норма Расчетная на 1 чел.,м площадь, 2 м 2 Принемаемая площадь, м2 - 2 2 4,8 9,6 12 16 - 16 0,9 14,4 18 16 - 16 1 16 18 4.Умывальник 16 - 16 0,05 0,8 4 5.Туалет 16 3 19 0,07 1,33 6,25 - 1 1 7 7 7,5 16 - 16 1 16 18 прораба 2.Гардеробная 3.Помещение приема пищи и обогрева 6.Диспетчерская 7.Помещение для отдыха 5.4.3 Расчет потребности во временном электроснабжение Исходными данными для организации временного электроснабжения являются виды, типы строительных машин и механизмов, площадь временных зданий и сооружений, протяженность автодорог, площадь строительной площадки и сменность работ. Для определения потребной мощности трансформатора, производим расчет в таблице 23. Для расчета временного электроснабжения по календарному плану определяется период максимального потребления электроэнергии. Для освещения строительной площадки принимаем прожекторы ПЗС-45, с мощностью лампы 1500 Вт. Число прожекторов определим по формуле (47): n pES , Pл (47) где p=0,3 Вт/(м2·лк)-удельная мощность; E = 7 лк – освещенность; 26

S= 5200 м2 площадь подлежащая освещению; Pл- мощность лампы прожектора. n pES 0,3  7  5200   7.28 Pë 1500 На участке размещаем 4 мачты, на каждой мачте устанавливаем по 2 прожектора. Расчет нагрузок по условленной мощности электроприемников (48):  K P  K P Pp      1c c   2c T  PОВ  К ЗС   PНО , cos  cos    (48) где α=1.1 – коэффициент, учитывающий потери в сети; K1C, K2C, K3C – коэффициент спроса, зависящий от числа потребителей, принимается равным 0,36; 0,5; 0,8 соответственно; PС – мощность силовых потребителей, кВт; РТ – мощность технологических потребителей, кВт; PОВ, PНО – мощность устройств внутреннего и наружного освещения; Таблица 23 – Мощность трансформатора Наименование потребителя Ед.изм. Количество Потребляемая мощность, кВт 1.Строительные машины и механизмы (Wсил): шт 2 36 Аппарат для спайки 2.Внутреннее освещение 4 (Wво) 3.Наружное (Wно) освещение шт 12 40,5  0,36  36  Pp  1,1    4  0,8  40,5   62,21, кВт  0,7  Принимается трансформатор СКТП – 100 – 6/10/0,4.N=65 кВт. 5.4.4 Обратная засыпка траншеи 27

Засыпку газопровода рекомендуется производить при температурах окружающего воздуха, близких к температуре его эксплуатации. При засыпке газопровода необходимо обеспечить: - сохранность труб и изоляции; - плотное прилегание газопровода к дну траншеи; - проектное положение газопровода. При засыпке газопровода необходимо исключить подвижки. На горизонтальных участках поворота газопроводов вначале засыпается участок поворота, а затем остальная часть. Засыпку участка поворота начинают с его середины, двигаясь поочередно к концам. На участках с вертикальными поворотами газопровода (в оврагах, балках, на холмах и т.п.) засыпку следует производить сверху вниз. Засыпка газопровода на протяженных продольных уклонах должна производиться бульдозером, который перемещается с грунтом сверху вниз под углом к траншее, а также может осуществляться траншеезасыпателем сверху вниз по склону с обязательным его якорением на уклонах крутизной свыше 15°. Обозначение трассы газопровода предусматривают: путем установки опознавательных знаков (в соответствии с положениями СП 42-101) и укладки сигнальной ленты по всей длине трассы, а для межпоселковых газопроводов возможна (при отсутствии постоянных мест привязки) прокладка вдоль присыпанного (на расстоянии 0,2 м - 0,3 м) газопровода изолированного алюминиевого или медного провода сечением 2,5 мм2 - 4 мм2 с выходом концов его на поверхность под ковер или футляр вблизи от опознавательного знака. Допускается применение сигнальной ленты с вмонтированным в нее электропроводом-спутником или полосой металлической фольги, позволяющей определить местонахождение газопровода приборным методом. При прокладке газопровода в футляре (каркасе) или способом наклоннонаправленного бурения укладка сигнальной ленты не требуется [21]. 28

5.4.5 Определение трудоемкости строительно-монтажных операций Расчет трудоемкости ручных и механизированных строительно-монтажных процессов, а также затрат машинного времени производится по ЕниР. По определенной трудоемкости составлен план-график производства работ, который приведен в графической части. 5.4.6 Расчет основных технико-экономических показателей Продолжительность монтажа газовых сетей – 16,5 дней. Вся трудоемкость составила – 167 чел/дн. Максимальное количество работников – Nmax. – 16 человек. Среднее количество работников – Nср. – 10,12 человека. Коэффициент механизации производства – К = 0,09. Отношение Nmax и Nср – 1,58. 5.4.7 Составление и расчет сетевого графика Сетевой график составляется в соответствии с [23] в следующей последовательности: - все работы, подлежащие выполнению, группируются в комплексы и по ним строится топология сетевого графика; - выполнение всех работ проектируется поточным методом, с разбивкой здания, сооружения, сети, на захватки, равновеликие по трудоемкости, причем размер каждой захватки должен обеспечивать производительную работу бригады (звена) в течение смены и более; - продолжительность работы производительных машин должна быть не менее 2 смен в сутки; - продолжительность процессов, выполняемых средствами малой механизации, определяется вместимостью фронта работ; - рассчитываются временные параметры сетевого графика и продолжительность критического пути. Сетевой график изображен на листе графической части. 29

5.4.8 Стоимость строительства газовой сети Для определения стоимости всех затрат в сфере ценообразования для выполнения основных, вспомогательных и сопутствующих этапов работ для прокладки сетей газоснабжения при строительстве в нормальных условиях, не осложненных внешними факторами. В качестве руководства по определению стоимости является сборник укрупненных нормативов [25]. Укрупненные нормативы цены строительства (НЦС) предназначены для определения потребности в денежных средствах, необходимых для создания единицы мощности строительной продукции, для планирования (обоснования) инвестиций (капитальных вложений) в объекты капитального строительства и иных целей, установленных законодательством Российской Федерации по прокладке наружных сетей газоснабжения. Показатели НЦС представляют собой сумму денежных средств, необходимую для прокладки наружных сетей газоснабжения, рассчитанную на установленную единицу измерения (1 км трассы сетей газоснабжения). По данному сборнику предусмотрены нормативы цены строительства трубопроводов низкого и среднего давления до 0,3 Мпа. Оплата труда рабочих-строителей и рабочих, управляющих строительными машинами, включает в себя все виды выплат и вознаграждений, входящих в фонд оплаты труда. Показатели НЦС предусматривают стоимость строительных ресурсов, затраты на оплату труда рабочих и эксплуатацию строительных машин (механизмов), накладные расходы и сметную прибыль, а также затраты на строительство временных титульных зданий и сооружений и дополнительные затраты на производство работ в зимнее время, затраты на проектно-изыскательские работы и экспертизу проекта, строительный контроль, резерв средств на непредвиденные работы и затраты. 30

Цена определяется следующим образом: показатели НЦС 15-02-003-07, стоимость прокладки за 1 км – 1 686,46 тыс.руб. умножается на протяженность газовой сети 5,08 км. Так как, по данным НЦС имеются ценовые показатели для полиэтиленовых труб с диаметрами 63 мм, 110 мм, 160 мм, 200 мм, 250 мм, то в связи с этим взят средний по всей длине диаметр, который составляет 130 мм. Исходя из табличных данных укрупненных показателей ценовой коэффициент берется для труб диаметром 160 мм. В таблице 24 приведена цена для трубы 160 мм. В результате получается общая стоимость работ по строительству газовой сети составляет 8567,3 тыс.руб. Таблица 24 – Наружные инженерные сети газопровода из полиэтиленовых труб, при укладке одиночных труб в траншею, разработка грунта с погрузкой в автотранспорт за один километр Норматив цены Код показателя Наименование показателя строительства на 01.01.2017, тыс.руб 15-02-003-07 Диаметром до 160 мм и глубиной 1,5м 1 686,46 31

6 Технико-экономический расчет 6.1 Технико-экономические показатели когенерационной установки Для определения экономической выгоды использования когенерационных установок малой мощности следует определить часы полного использования мощности. Электроэнергия вырабатывает круглосуточно целый год. Поэтому она рассчитывается как количество часов в году. Э. Э hгод  8760 ч / год, Тепловая мощность вырабатывается в течение отопительного и переходного периодов. Количество дней в году n=198 с выработкой тепловой мощности по формуле (49): Т .Э hгод  n  24  198  24  4752 ч / год, (49) Следующим этапом расчета является уточнение цены установки и монтажа. Установка VITOTWIN 300-W Mikro-KWK имеет рыночную стоимость 300 000 рублей и блока бесперебойного питания Xtender XTH 5000-24 стоимостью 377 000 рублей. Инверторы в автономных системах нужны для того, чтобы преобразовать постоянный ток от аккумуляторов в переменный ток напряжением 220 В. Если в инвертор встроено зарядное устройство для подзаряда аккумуляторов при питании от сети или от генератора, то такое устройство называется блоком бесперебойного питания (ББП). При пропадании напряжения в сети, или выходе его значения за установленные пределы, ББП автоматически переключается на питание от аккумуляторов. Подключение установки следует принимать как 15% от стоимости установки. Также следует принять во внимание стоимость вспомогательных устройств и системы регулирования, принимаемая как 10% от стоимости установки [15]. Итого капиталовложения высчитываются по формуле (50): 32

K  S уст.  S подкл.  S всп. , (50 ) K  677000,00  101550,00  67700,00  846250,00 рублей Для обоснования финансовой составляющей проекта рассчитаем годовую выплату по кредиту на систему когенерации. Для покрытия кредита K=847 000,00 рублей за n=12 лет с процентной ставкой e =15% годовой возврат будет равен Eкред=156 808,66 руб./год. Рассчитаем годовые расходы на топливо по формуле (51). Расход топлива установкой в час при 100%-ой нагрузке равен l=2,1 м3/ч. Коэффициент полезного действия производства электроэнергии 15%. Коэффициент полезного действия производства электроэнергии 81%. Цена топлива в районе строительства s=6717 рублей за 1000 м3. Э .Э . EТОП  l  hгод  s, рублей (51 ) получаем: EТОП  2,1  4752  6717  123565,93 Сумма эксплуатационных расходов в год рассчитывается по формуле (52): E экспл. Э .Э p эл.  hгод  e экспл.   E кред  EТОП , рублей 1000 (52 ) где pэл. – установленная электрическая мощность когенерационной установки, кВт; eэкспл – эксплуатационные расходы (2100 руб/МВтэл×ч); получаем: E экспл.  1  8760  2100  (156808  123565)  14846 1000 33

Себестоимость электроэнергии высчитывается по формуле (53): S Э.Э  ( E экспл.  PЭ.Э  TЭ.Э ) руб , PЭ.Э МВт эл  ч (53 ) где PЭ.Э. – произведенная в год электроэнергия и рассчитывается по формуле (54); Тэ.э. – тариф продажи/ замещения электроэнергии (3540 руб./МВтч). PЭ.Э.  p эл.  Э.Э. hГОД 1000 , МВт  ч ; год (54 ) pэл. – установленная электрическая мощность когенерационной установки, кВт; PЭ.Э.  1  S Э.Э  8760 ч  8,76МВт  ; 1000 год (14846  8,76  3540) руб  1845,17 8,76 МВт эл  ч Себестоимость тепловой энергии высчитывается по формуле (55): S Т .Э  ( E экспл.  PТ .Э  TТ .Э ) руб , ; PТ .Э МВт эл  ч (55 ) где PТ .Э. – произведенная в год тепловая энергия и рассчитывается по формуле (56) рт.э. – установленная тепловая мощность установки; Тт.э. – тариф продажи/ замещения тепловой энергии в данном регионе (2500 руб./МВтч). PТ .Э.  pТ .Э.  Т .Э. hГОД 1000 , МВт  ч ; год (56 ) 34

находим годовую произведенную энергию: PТ .Э.  6  4752  28,512 ; 1000 отсюда: S Т .Э  (14846  28,512  3540)  1978 28,512 Доходы от продажи/замещения электроэнергии находятся по формуле (57): N Э.Э  PЭ.Э  TЭ.Э , рублей / год (57 ) N Э.Э  8,76  3540  31010 Доходы от продажи/замещения тепловой энергии находятся по формуле (58): N Т .Э  PТ .Э  TТ .Э , рублей / год (58 ) N Э.Э  28,512  2499,6  71269 Чистый доход от производства энергии равен сумме доходов от продажи электрической и тепловой энергии когенерационной установки рассчитывается по формуле (59): N общ  N Э.Э  N Т .Э , рублей / год (59 ) N общ  31010  71269  102279 Экономическая выгода проекта рассчитывается как разность чистого дохода и суммы годовых эксплуатационных расходов находится по формуле (60): A  N общ  E экспл. , рублей (60 ) A  102279  14846  87432 35

Срок окупаемости проекта определяется по формуле (61) как частное капиталовложений и экономический выгоды проекта: N окуп  K , лет A (61 ) N окуп  846250  9,68 87432 Результаты всех расчетов сведены в таблицу 25. Таблица 25 – Результаты экономического расчета КГУ место тип устройства устан. Мощ-ть эл. устан. Мощ-ть тепл. часы полного использования мощности (электроэн.) часы полного использования мощности (тепло) капиталовложения в установку капиталовложения в здание подключения вспомогательные устройства + система регулирования капиталовложения, всего Окончание таблицы 25 собственный вклад инвестиции кредит срок кредита процентная ставка коттедж КГУ с аккууляторным инвертором и батареей на 5кВт кВт кВт 1 6 ч/год 8760 ч/год 4752 рубли 677000 рубли рубли 0 101550 рубли рубли 67700 846250 рубли рубли рубли лет % 0 850000 12 15,00% годовой возврат руб/год 156 808,66 ₽ расход топлива м3/ч 2,1 КПД, пр-ва электроэн. % 15 36

КПД, пр-ва тепла % расход топлива м3/год цена топлива годовые расходы на топливо руб/1000м3 эксплуатационные расходы сумма эксплуатационных расходов произведенная электроэнергия в год тариф продажи/замещения электроэнергии произведенная тепл.энергия в год тариф продажи/замещения тепловой энергии руб/год руб/МВтэлч руб/год 18396 6717 123565,932 2100 14 846,73 ₽ МВтч/год 8,76 руб/МВтэлч 3540 МВтч/год руб/МВттеплч себестоим.электроэнегрии руб/МВтэлч себестоим. Тепл.энергии доходы от продажи/замещения эл.энергии доходы от продажи/замещения тепл.энергии чистый доход экономическая выгода в год простой срок окупаемости 81 руб/МВттеплч 28,512 2499,60 1845,17 1978,88 руб/год 31010,40 руб/год руб/год 71268,60 102279,00 рубли лет 87 432,27 ₽ 9,68 6.2 Технико-экономические показатели варианта сравнения Предлагаемый вариант: децентрализованное теплоснабжение от котла и электроснабжение. Теплоснабжение (оборудование и монтаж): котел Vaillant VUW INT 242 / 5-5 ,стоимостью 75000 руб. Монтаж котла 11250 рублей. 37

6.2.1 Сравнение по переменным составляющим затрат Затраты в газовые сети не учитываются, так как трассировка их в сравниваемых вариантах одинакова. Расчет ведется по переменным составляющим затрат. 6.2.2 Единовременные затраты Единовременные затраты (капиталовложения) определяются по формуле (62) K1  K K  n  K M  n , (62 ) где KK - стоимость котла Vaillant VUW INT 242 / 5-5, руб. n- количество котлов, шт. К м - затраты на монтаж котла, руб. K1= 750001+112501=86250 руб. 6.2.3 Эксплуатационные затраты Стоимость газа, потребляемая абонентом за год по формуле (63): Сг  Z г  Bг , (63) где Zг - удельная стоимость газа, руб./м3; Вг - годовой расход газа, м3/год (64): Вг  Вср.ч  24  z  tв  tо . п нм3/год tв  tно (64 ) 38

Вср.ч-общий часовой расход газа,м3/ч. z- продолжительность отопительного сезона, дней t в - температура внутреннего воздуха, С t но - минимальная температура наружного воздуха в зимний период,С t оп - температура отопительного периода, С В г  3,2  24  365  20  4  15,290 тыс.м3/год 20  24 Стоимость газа за период (65): С г  Z г  Bг тыс.руб/год (65) Zг – стоимость газа, руб/1000 м3 С г  6717  15,290  102,703 Стоимость электроэнергии, потребляемая абонентами за год (66): Сэ  Zэ  Bэ, (66) где Zэ - удельная стоимость электроэнергии, руб. Bэ - годовой расход электроэнергии, кВт/год Потребление электроэнергии при наличии комнат более четырех и проживающих 4 человека 418 кВтч в месяц. Норма потребления относится к многоквартирным домам без централизованного отопления и частному сектору (индивидуальные жилые дома) без централизованного отопления и горячего водоснабжения [24]. Вэ=41812=5016 кВт/год С Э  3,54  5016  17,757 тыс.руб/год 6.2.4 Амортизационные отчисления Затраты на амортизацию исчисляются определенным % от стоимости, принимаем в размере 4 % – 5 % от общей стоимости установок (67): Сам   К1  ам , тыс.руб./год (67) 39

∑К1 - суммарные единовременные затраты, тыс.руб  ам - средневзвешенная норма отчислений на амортизацию 0,04 - 0,05. С ам  159,161  0,045  76,792 т.руб/год 6.2.5 Простой срок окупаемости Простой срок окупаемости определяется при условно постоянных эксплуатационных затратах в течение расчетного периода, т.е. без учета фактора времени по формуле (68): T0  K1 , лет C m1 (68) где К1 - единовременные затраты на установку газового котла т.руб.; C m1 - эксплуатационные затраты для газового котла , т.руб/год; T0  Так как единовременные 94  6,4 лет 14,8 затраты, при внедрении установок когенерации, по сравнению с раздельной схемой газоснабжения существенно выше, то данный вариант экономически нецелесообразен при существующих ценах в когенерационных установках, но по эффективности применения и автономности имеют значительное преимущество перед обычными газовыми котлами. Эксплуатационные затраты на когенерационную установку ниже, чем у обычного котла. Данные сравнения установок приведены в таблице 26. Таблица 26 – Сравнительные показатели вариантов установки Варианты Показатели Ед. измерения КГУ Газовый 2-х контурный котел 40

Годовое потребление газа тыс.м3/год 18,396 15,290 Годовое потребление электроэнергии (выработка эл.энергии для КГУ) тыс. кВт/ч 8,760 5,016 Единовременные затраты всего тыс.руб 847 94 Стоимость потребленного газа тыс.руб/год 123,565 102,703 Стоимость потребленной электроэнергии тыс.руб/год - 17,757 Срок окупаемости (для КГУ простой срок окупаемости) лет 10 6,4 41

Заключение В ходе разработки проекта был определен экономический эффект от каждой установки для коттеджа. Несмотря на дороговизну когенерационной установки она является наиболее современной и способной работать автономно, отдельно от муниципальных сетей тепло и электроснабжения. Локальность местоположения установки возможна везде, где есть газовая сеть. Одним из важных критериев выбора когенерационной установки является ее надежность, что позволит за время пользования оборудования оправдать вложения. Срок окупаемости для когенерационной установки может быть даже сокращен, за счет того, что тарифы на электричество и тепловую энергию повышаются ежегодно, но, не стоит забывать, что и стоимость газа может дорожать, хоть и незначительно, что также повлияет на срок. Еще одним фактором уменьшения срока окупаемости может послужить продажа излишков электроэнергии в сеть, что также сократит срок окупаемости. Для уменьшение затрат на топливную составляющую рекомендуется в дальнейшем использовать, в качестве дополнительного источника энергии солнечные фотоэлектрические панели, использование которых в ближайшие 5 лет целесообразно, так как во всем мире стремятся перейти на "зеленую энергетику". 42

Список использованных источников 1. Гудков С.А., Лебедева Е.А. Когенерация, использование когенерационных установок / ННГАСУ. 2. Длугосельский В.И., Зубков А.С. Эффективность использования в теплофикации газотурбинных и парогазовых технологий.// Теплоэнергетика.№12. - 2000. - С. 3-6. 3. СП 34.13330.2012 Автомобильные дороги. Актуализированная редакция СНиП 2.05.02-85 (с изменением N 1) Введ. в действие 01.01.2013 / Минрегион России. – М.: Госстрой России, 2013. 4. Электронный ресурс URL: https://gazovik- gaz.ru/spravochnik/reg/class.html 5. ГОСТ 21345-2005 Краны шаровые, конусные и цилиндрические на номинальное давление не более PN 250. Общие технические условия Введен в действие 1.04.2008 / Росстандарт. – М.:Стандартинформ, 2008. 6. ГОСТ 28908-91 Краны шаровые и затворы дисковые. Строительные длины Введен в действие 01.01.1992 / Госстандарт СССР. – М.: Стандартинформ, 2005 год. 7. ГОСТ 14187-84 Краны конусные. Строительные длины Введен в действие 01.01.1986 / Госстандарт СССР. – М.: Издательство стандартов, 1985 8. ГОСТ 2939-63 ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема Введен в действие 01.01.1964 / Госстандарт СССР. – М.: Издательство стандартов, 1988 9. ГОСТ Р 8.563-2009 Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Методики (методы) измерений Введен в действие 15.04.2010 / Росстандарт – М.: Стандартинформ, 2010. 10. ГОСТ 5761-2005 Клапаны на номинальное давление не более PN 250. Общие технические условия Введен в действие 01.10.2008 / Росстандарт – М.: Стандартинформ, 2008. 43

11. СП 41-108-2004 Поквартирное теплоснабжение жилых зданий с теплогенераторами на газовом топливе Введен в действие 01.08.2005 / Госстрой России – М.: ФГУП ЦПП, 2005. 12. СП 131.13330.2012 Строительная климатология. Актуализированная редакция СНиП 23-01-99* (с Изменением N 2): Введ. в действие 01.01.2013 / Минрегион России. – М.: Минстрой России, 2015. 13. Электронный ресурс URL: http://www.wolfrus.ru/fileadmin/content/ RU/Downloads/technicalinstructions/BHKW/Blochnye_kogeneracionnye_ustanovki _BKGU.PDF 14. СП 30.13330.2016 Внутренний водопровод и канализация зданий. Актуализированная редакция СНиП 2.04.01-85* (с Поправкой) Введен в действие 17.06.2017 / Министерство строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации. - М.: Стандартинформ, 2017. 15. Методические рекомендации по составлению технико-экономических обоснований для энергосберегающих мероприятий, Минск 2006. 16. РД 34.20.185-94 Инструкция по проектированию городских электрических сетей Введен в действие 01.01.1995 / Минэнерго России - М.: Энергоатомиздат, 1995. 17. СП 62.13330.2011* Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002 (с Изменениями N 1, 2) Введен в действие 20.05.2011 / Минрегион России - М.: Госстрой, 2014. 18. Газоснабжение района города: учебное пособие [Электронный ресурс] / сост. А.В. Кобзарь, А.А. Еськин, Н.С. Ткач; Инженерная школа ДВФУ. – Владивосток: ДВФУ, 2013. – 65 с. 19. СП строительству 42-101-2003 Общие положения газораспределительных систем по проектированию и из металлических и полиэтиленовых труб Введен в действие 08.08.2013 / Госстрой России – М.: ЗАО "Полимергаз", ГУП ЦПП, 2003. 44

20. ГОСТ Р 50838-2009 (ИСО 4437:2007) Трубы из полиэтилена для газопроводов. Технические условия Введен в действие 01.01.2011 / Росстандарт – М.: Стандартинформ, 2010. 21. СП 42-103-2003 Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов Введен в действие 27.11.2003 / Госстрой России – М.: ЗАО "Полимергаз", ГУП ЦПП, 2004. 22. КЛАПАНЫ ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫЕ КЭГ-9720 Паспорт ИБЯЛ.685181.001-09 ПС 23. СП 48.13330.2011 Организация строительства. Актуализированная редакция СНиП 12-01-2004 (с Изменением N 1) Введен в действие 20.05.2011 / Минрегион России - М.: Минрегион России, 2010. 24. ОБ УСТАНОВЛЕНИИ НОРМАТИВОВ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НАСЕЛЕНИЕМ ПРИМОРСКОГО КРАЯ (с изменениями на: 22.05.2017 / Департамент по тарифам Приморского края "Приморская газета", N 69(686), 03.08.2012. 25. НЦС 81-02-15-2017 Сборник N 15. Наружные сети газоснабжения (с Изменением) Введен в действие 21.07.2017 / Министерство строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации. 45

Приложение А Общий расхода газа на микрорайон Таблица А.1 Нагрузка Vном(г.г.) на дом, м3/ч №дома Ко(г.п.) Vном(г.п.) Ко(г.г.) 1 1 1,122 0,85 2,10 2,905 2 0,650 0,450 0,350 0,290 0,280 0,280 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,512 2,288 2,175 2,108 2,097 2,097 0,265 0,258 0,254 0,254 0,254 0,254 0,254 0,24 0,24 0,24 0,24 0,24 0,235 0,235 0,235 0,235 0,235 0,235 0,235 0,235 0,235 0,235 0,231 0,231 0,231 0,231 0,231 0,231 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,080 2,072 2,068 2,068 2,068 2,068 2,068 2,052 2,052 2,052 2,052 2,052 2,046 2,046 2,046 2,046 2,046 2,046 2,046 2,046 2,046 2,046 2,042 2,042 2,042 2,042 2,042 2,042 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 90

Продолжение таблицы А.1 №дома Ко(г.п.) Vном(г.п.) 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 0,231 0,231 0,231 0,231 0,227 0,227 0,227 0,227 0,227 0,227 0,227 0,227 0,227 0,227 0,223 0,223 0,223 0,223 0,223 0,223 0,223 0,223 0,223 0,223 0,22 0,22 0,22 0,22 0,22 0,22 0,22 0,22 0,22 0,22 0,217 0,217 0,217 0,217 0,217 0,217 0,217 0,217 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 Ко(г.г.) Vном(г.г.) 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 Нагрузка на дом, м3/ч 2,042 2,042 2,042 2,042 2,037 2,037 2,037 2,037 2,037 2,037 2,037 2,037 2,037 2,037 2,033 2,033 2,033 2,033 2,033 2,033 2,033 2,033 2,033 2,033 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,026 2,026 2,026 2,026 2,026 2,026 2,026 2,026 91

Продолжение таблицы А.1 №дома Ко(г.п.) Vном(г.п.) 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 0,217 0,217 0,214 0,214 0,214 0,214 0,214 0,214 0,214 0,214 0,214 0,214 0,212 0,212 0,212 0,212 0,212 0,212 0,212 0,212 0,212 0,212 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 Ко(г.г.) Vном(г.г.) 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 Нагрузка на дом, м3/ч 2,026 2,026 2,023 2,023 2,023 2,023 2,023 2,023 2,023 2,023 2,023 2,023 2,021 2,021 2,021 2,021 2,021 2,021 2,021 2,021 2,021 2,021 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 92

Продолжение таблицы А.1 №дома Ко(г.п.) Vном(г.п.) 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 Ко(г.г.) Vном(г.г.) 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 Нагрузка на дом, м3/ч 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 93

Продолжение таблицы А.1 №дома Ко(г.п.) Vном(г.п.) 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 Ко(г.г.) Vном(г.г.) 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 Нагрузка на дом, м3/ч 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 94

Окончание таблицы А.1 №дома Ко(г.п.) Vном(г.п.) 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 1,122 Нагрузка на дом, м3/ч 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 2,018 = 480,005 Ко(г.г.) Vном(г.г.) 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 2,10 95

Приложение Б Гидравлический расчет сети низкого давления Таблица Б.1 ≤2000 Расход Длина L Прив. L. V, м3/с D, Толщ, внутр мм мм d, см ГРП-1 участки 0-1 1-56 56-57 57-58 58-59 59-60 60-61 61-62 62-63 63-64 64-65 480,00 318,96 316,93 312,89 308,84 306,82 304,80 300,75 296,71 294,69 292,67 6,69 23,78 23,15 22,45 24,30 12,18 18,59 22,95 22,87 38,50 17,00 7,36 26,16 25,47 24,70 26,73 13,40 20,45 25,25 25,16 42,35 18,70 0,133 0,089 0,088 0,087 0,086 0,085 0,085 0,084 0,082 0,082 0,081 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 225 20,5 20,5 20,5 20,5 20,5 20,5 20,5 20,5 20,5 20,5 20,5 65-66 290,65 33,87 37,26 0,081 225 66-67 286,60 26,45 29,10 0,080 67-68 68-69 282,56 278,52 25,26 28,66 27,79 31,53 0,078 0,077 20004000 4000100000 >10000 0 >4000 Re Re<23 λ1 λ2 λ3 λ4 λ5 λ Pн Pк Hg h 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4 18,4 64579,52 42912,78 42640,19 42095,91 41551,63 41279,49 41007,35 40463,07 39918,80 39646,96 39375,12 2,4568 1,6326 1,6222 1,6015 1,5808 1,5704 1,5601 1,5394 1,5187 1,5083 1,4980 0,0010 0,0015 0,0015 0,0015 0,0015 0,0016 0,0016 0,0016 0,0016 0,0016 0,0016 0,0999 0,0872 0,0870 0,0867 0,0863 0,0861 0,0859 0,0855 0,0851 0,0849 0,0848 0,0198 0,0220 0,0220 0,0221 0,0222 0,0222 0,0222 0,0223 0,0224 0,0224 0,0225 0,0198 0,0217 0,0217 0,0218 0,0218 0,0219 0,0219 0,0220 0,0221 0,0221 0,0221 0,1377 0,1244 0,1242 0,1238 0,1234 0,1232 0,1230 0,1226 0,1221 0,1219 0,1217 0,0198 0,0217 0,0217 0,0218 0,0218 0,0219 0,0219 0,0220 0,0221 0,0221 0,0221 3000 2992 2979 2966 2955 2942 2936 2926 2915 2904 2885 2992 2979 2966 2955 2942 2936 2926 2915 2904 2885 2877 -0,547 0,140 0,140 0,140 0,140 0,140 0,140 0,140 0,140 0,387 0,387 0,1 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 5,1 5,1 20,5 18,4 39103,28 1,4876 0,0016 0,0846 0,0225 0,0222 0,1215 0,0222 2877 2861 0,387 5,1 225 20,5 18,4 38559,61 1,4669 0,0017 0,0842 0,0226 0,0222 0,1211 0,0222 2861 2849 -0,203 2,35 225 225 20,5 20,5 18,4 18,4 38015,93 37472,25 1,4463 1,4256 0,0017 0,0017 0,0838 0,0834 0,0227 0,0227 0,0223 0,0224 0,1207 0,1202 0,0223 2849 0,0224 2838 2838 -0,203 2826 -0,203 2,35 2,35 96

Продолжение таблицы Б.1 ≤2000 участки Расход Длина L Прив. L. V, м3/с D, Толщ, внутр мм мм d, см 69-70 274,48 32,00 35,20 0,076 225 20,5 70-71 71-175 175-72 72-73 73-74 74-75 75-76 76-77 77-78 78-79 79-80 80-81 81-82 И120-82 272,47 270,45 36,33 34,31 32,29 30,27 26,24 22,20 20,18 16,15 12,11 8,07 4,04 2,02 23,22 40,70 9,00 52,10 28,40 23,20 31,50 15,80 23,50 21,10 25,90 29,80 13,10 27,30 25,54 44,77 9,90 57,31 31,24 25,52 34,65 17,38 25,85 23,21 28,49 32,78 14,41 30,03 0,076 0,075 0,010 0,010 0,009 0,008 0,007 0,006 0,006 0,004 0,003 0,002 0,001 0,001 225 225 90 90 90 75 75 75 75 63 50 40 32 32 175-83 83-84 84-85 85-86 86-87 87-88 88-89 234,12 30,27 28,26 24,22 22,20 20,18 18,16 140,00 6,50 39,60 29,70 21,20 15,40 15,30 154,0 7,15 43,56 32,67 23,32 16,94 16,83 0,065 0,008 0,008 0,007 0,006 0,006 0,005 225 90 90 90 75 75 75 20004000 4000100000 >10000 0 >4000 λ Pн Pк h Re Re<23 λ1 λ2 λ3 λ4 λ5 18,4 36928,88 1,4049 0,0017 0,0830 0,0228 0,0225 0,1198 0,0225 2826 2813 -0,203 2,35 20,5 20,5 8,2 8,2 8,2 6,8 6,8 6,8 6,8 5,8 4,6 3,7 3 3 18,4 18,4 7,36 7,36 7,36 6,14 6,14 6,14 6,14 5,14 4,08 3,26 2,6 2,6 36657,35 36385,81 12219,11 11540,27 10861,43 12205,84 10578,40 8950,95 8137,23 7776,28 7347,44 6130,38 3843,27 1921,63 1,3946 1,3842 1,1621 1,0976 1,0330 1,3915 1,2060 1,0205 0,9277 1,0590 1,2606 1,3163 1,0347 0,5174 0,0017 0,0018 0,0052 0,0055 0,0059 0,0052 0,0061 0,0072 0,0079 0,0082 0,0087 0,0104 0,0167 0,0333 0,0828 0,0826 0,0574 0,0563 0,0552 0,0574 0,0547 0,0518 0,0501 0,0494 0,0485 0,0456 0,0391 0,0310 0,0229 0,0229 0,0301 0,0305 0,0310 0,0301 0,0312 0,0325 0,0333 0,0337 0,0342 0,0358 0,0402 0,0478 0,0225 0,0225 0,0297 0,0302 0,0307 0,0298 0,0309 0,0324 0,0333 0,0338 0,0343 0,0362 0,0419 0,0532 0,1196 0,1194 0,1143 0,1127 0,1111 0,1196 0,1154 0,1108 0,1082 0,1118 0,1168 0,1181 0,1114 0,0948 0,0225 0,0225 0,0297 0,0302 0,0307 0,0298 0,0309 0,0324 0,0333 0,0338 0,0343 0,0362 0,0419 0,0532 2813 2804 2787 2779 2735 2714 2676 2636 2622 2603 2576 2517 2421 2383 2804 2787 2779 2735 2714 2676 2636 2622 2603 2576 2517 2421 2383 2360 -0,276 -0,276 -0,198 -0,284 -0,347 0,000 0,000 0,096 0,096 0,096 0,096 0,096 -0,382 -0,382 3,20 3,20 2,30 3,30 4,30 1,00 1,00 1,50 1,50 1,50 1,50 1,50 0,20 0,20 20,5 8,2 8,2 8,2 6,8 6,8 6,8 18,4 7,36 7,36 7,36 6,14 6,14 6,14 31498,16 10182,59 9503,75 8146,07 8950,95 8137,23 7323,50 1,1983 0,9685 0,9039 0,7748 1,0205 0,9277 0,8349 0,0020 0,0063 0,0067 0,0079 0,0072 0,0079 0,0087 0,0787 0,0540 0,0528 0,0502 0,0518 0,0501 0,0484 0,0238 0,0315 0,0320 0,0333 0,0325 0,0333 0,0342 0,0233 0,0313 0,0319 0,0333 0,0324 0,0333 0,0344 0,1151 0,1093 0,1075 0,1035 0,1108 0,1082 0,1054 0,0233 0,0313 0,0319 0,0333 0,0324 0,0333 0,0344 2787 2743 2735 2695 2675 2643 2624 2743 2735 2695 2675 2643 2624 2610 0,600 0,096 0,096 0,000 0,000 0,000 0,000 12,50 1,50 1,50 1,00 1,00 1,00 1,00 Hg 97

Продолжение таблицы Б.1 участки 89-90 90-91 91-92 92-93 93-94 83-95 95-96 96-97 97-98 98-99 99-100 100-101 101-102 102-103 103-104 104-105 105-106 106-107 107-108 108-109 Расход 16,15 14,13 12,11 8,07 4,04 203,84 201,83 199,81 195,77 191,74 187,70 183,66 181,64 177,61 173,57 169,53 167,52 165,50 163,48 161,46 Длина L 18,10 14,70 26,15 35,20 38,10 30,30 35,50 27,30 26,50 26,70 35,20 29,30 31,00 35,00 30,00 27,90 21,60 154,00 29,00 29,00 Прив. L. 19,91 16,17 28,77 38,72 41,91 33,33 39,05 30,03 29,15 29,37 38,72 32,23 34,10 38,50 33,00 30,69 23,76 169,4 31,90 31,90 109-124 113,02 133,00 109-110 110-169 48,44 14,13 7,00 50,20 ≤2000 20004000 4000100000 >10000 0 >4000 0,004 0,004 0,003 0,002 0,001 0,057 0,056 0,056 0,054 0,053 0,052 0,051 0,050 0,049 0,048 0,047 0,047 0,046 0,045 0,045 D, Толщ, внутр мм мм d, см 63 5,8 5,14 63 5,8 5,14 50 4,6 4,08 50 4,6 4,08 40 3,7 3,26 225 20,5 18,4 225 20,5 18,4 225 20,5 18,4 225 20,5 18,4 225 20,5 18,4 225 20,5 18,4 225 20,5 18,4 225 20,5 18,4 225 20,5 18,4 225 20,5 18,4 225 20,5 18,4 225 20,5 18,4 225 20,5 18,4 225 20,5 18,4 225 20,5 18,4 Re 7776,28 6804,24 7347,44 4898,29 3065,19 27425,12 27153,59 26882,05 26338,98 25795,91 25252,84 24709,76 24438,23 23895,16 23352,08 22809,01 22537,48 22265,94 21994,41 21722,87 Re<23 1,0590 0,9266 1,2606 0,8404 0,6582 1,0433 1,0330 1,0227 1,0020 0,9814 0,9607 0,9400 0,9297 0,9091 0,8884 0,8677 0,8574 0,8471 0,8367 0,8264 λ1 0,0082 0,0094 0,0087 0,0131 0,0209 0,0023 0,0024 0,0024 0,0024 0,0025 0,0025 0,0026 0,0026 0,0027 0,0027 0,0028 0,0028 0,0029 0,0029 0,0029 λ2 0,0494 0,0472 0,0485 0,0423 0,0362 0,0751 0,0749 0,0746 0,0741 0,0736 0,0731 0,0726 0,0723 0,0718 0,0712 0,0707 0,0704 0,0701 0,0698 0,0695 λ3 0,0337 0,0348 0,0342 0,0378 0,0425 0,0246 0,0246 0,0247 0,0248 0,0250 0,0251 0,0252 0,0253 0,0254 0,0256 0,0257 0,0258 0,0259 0,0260 0,0261 λ4 0,0338 0,0351 0,0343 0,0388 0,0452 0,0241 0,0242 0,0242 0,0244 0,0245 0,0246 0,0248 0,0248 0,0250 0,0251 0,0253 0,0253 0,0254 0,0255 0,0256 λ5 0,1118 0,1082 0,1168 0,1058 0,0999 0,1112 0,1110 0,1107 0,1101 0,1096 0,1090 0,1084 0,1081 0,1075 0,1069 0,1063 0,1059 0,1056 0,1053 0,1050 λ 0,0338 0,0351 0,0343 0,0388 0,0452 0,0241 0,0242 0,0242 0,0244 0,0245 0,0246 0,0248 0,0248 0,0250 0,0251 0,0253 0,0253 0,0254 0,0255 0,0256 146,3 0,031 200 18,2 16,36 17102,11 0,7318 0,0037 0,0642 0,0277 0,0272 0,1019 7,70 55,22 0,013 0,004 200 90 18,2 8,2 16,36 7,36 7329,47 4751,87 0,3136 0,4519 0,0087 0,0135 0,0484 0,0419 0,0342 0,0381 0,0344 0,0392 0,0829 0,0909 V, м3/с Hg 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 -0,286 -0,286 0,341 0,341 0,341 -0,025 -0,025 -0,025 -0,025 -0,025 -0,025 -0,025 0,452 0,208 -0,286 h 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 0,30 0,30 4,20 4,20 4,20 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 6,70 2,40 0,30 0,0272 2426 2378 -0,218 0,40 0,0344 2378 0,0392 2377 2377 -0,547 2367 0,023 0,10 1,10 Pн 2610 2577 2557 2473 2429 2743 2719 2693 2673 2655 2638 2616 2599 2581 2562 2546 2533 2522 2451 2438 Pк 2577 2557 2473 2429 2398 2719 2693 2673 2655 2638 2616 2599 2581 2562 2546 2533 2522 2451 2438 2426 98

Продолжение таблицы Б.1 участки 169-170 170-171 171-172 172-173 173-174 174-И163 110-111 111-112 112-113 113-114 114-115 115-116 116-117 117-118 118-119 119-120 120-121 121-122 122-123 123-И180 124-125 125-126 126-127 Расход 12,11 10,09 8,07 6,05 4,04 2,02 34,31 30,27 28,26 24,22 22,20 20,18 16,15 14,13 12,11 10,09 8,07 6,05 4,04 2,02 38,35 36,33 34,31 Длина L 37,60 45,80 23,40 20,10 17,30 29,80 21,00 25,70 24,00 25,50 19,20 20,70 18,00 51,30 20,20 22,30 17,60 18,30 17,20 25,00 16,20 36,80 38,20 Прив. L. 41,36 50,38 25,74 22,11 19,03 32,78 23,10 28,27 26,40 28,05 21,12 22,77 19,80 56,43 22,22 24,53 19,36 20,13 18,92 27,50 17,82 40,48 42,02 V, м3/с 0,003 0,003 0,002 0,002 0,001 0,001 0,010 0,008 0,008 0,007 0,006 0,006 0,004 0,004 0,003 0,003 0,002 0,002 0,001 0,001 0,011 0,010 0,010 D, Толщ, внутр мм мм d, см 75 6,8 6,14 63 5,8 5,14 50 4,6 4,08 40 3,7 3,26 40 3,7 3,26 32 3 2,6 160 14,6 13,08 140 12,7 11,46 125 11,4 10,22 110 10 9 90 8,2 7,36 90 8,2 7,36 90 8,2 7,36 75 6,8 6,14 75 6,8 6,14 63 5,8 5,14 50 4,6 4,08 40 3,7 3,26 40 3,7 3,26 32 3 2,6 180 16,4 14,72 180 16,4 14,72 160 14,6 13,08 Re 4882,33 4860,17 4898,29 4597,78 3065,19 1921,63 6493,61 6539,60 6844,19 6661,68 7467,23 6788,39 5430,71 5696,06 4882,33 4860,17 4898,29 4597,78 3065,19 1921,63 6448,97 6109,55 6493,61 Re<23 0,5566 0,6619 0,8404 0,9873 0,6582 0,5174 0,3475 0,3995 0,4688 0,5181 0,7102 0,6456 0,5165 0,6494 0,5566 0,6619 0,8404 0,9873 0,6582 0,5174 0,3067 0,2905 0,3475 ≤2000 20004000 4000100000 >10000 0 >4000 λ1 0,0131 0,0132 0,0131 0,0139 0,0209 0,0333 0,0099 0,0098 0,0094 0,0096 0,0086 0,0094 0,0118 0,0112 0,0131 0,0132 0,0131 0,0139 0,0209 0,0333 0,0099 0,0105 0,0099 λ2 0,0423 0,0422 0,0423 0,0415 0,0362 0,0310 0,0465 0,0466 0,0473 0,0469 0,0487 0,0472 0,0438 0,0445 0,0423 0,0422 0,0423 0,0415 0,0362 0,0310 0,0464 0,0456 0,0465 λ3 0,0379 0,0379 0,0378 0,0384 0,0425 0,0478 0,0352 0,0352 0,0348 0,0350 0,0340 0,0349 0,0369 0,0364 0,0379 0,0379 0,0378 0,0384 0,0425 0,0478 0,0353 0,0358 0,0352 λ4 0,0389 0,0389 0,0388 0,0396 0,0452 0,0532 0,0356 0,0355 0,0351 0,0353 0,0342 0,0351 0,0376 0,0371 0,0389 0,0389 0,0388 0,0396 0,0452 0,0532 0,0357 0,0363 0,0356 λ5 0,0956 0,0997 0,1058 0,1101 0,0999 0,0948 0,0851 0,0880 0,0915 0,0938 0,1013 0,0990 0,0938 0,0992 0,0956 0,0997 0,1058 0,1101 0,0999 0,0948 0,0826 0,0815 0,0851 λ 0,0389 0,0389 0,0388 0,0396 0,0452 0,0532 0,0356 0,0355 0,0351 0,0353 0,0342 0,0351 0,0376 0,0371 0,0389 0,0389 0,0388 0,0396 0,0452 0,0532 0,0357 0,0363 0,0356 Pн 2367 2353 2324 2295 2253 2239 2377 2376 2374 2371 2367 2359 2352 2347 2325 2318 2305 2285 2249 2232 2378 2377 2375 Pк 2353 2324 2295 2253 2239 2223 2376 2374 2371 2367 2359 2352 2347 2325 2318 2305 2285 2249 2232 2211 2377 2375 2373 Hg 0,368 0,368 0,218 0,218 0,218 0,218 0,096 0,096 0,245 0,245 0,245 -0,382 -0,382 -0,382 -0,382 -0,382 -0,382 -0,382 -0,382 -0,382 -0,547 0,033 0,033 h 4,70 4,70 2,50 2,50 2,50 2,50 1,50 1,50 2,80 2,80 2,80 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 0,10 1,15 1,15 99

Продолжение таблицы Б.1 участки Расход 127-128 32,29 128-129 30,27 129-130 26,24 130-131 22,20 131-132 20,18 132-133 16,15 133-134 14,13 134-135 12,11 135-136 10,09 136-137 8,07 137-138 6,05 138-139 4,04 139-И199 2,02 Длина L 42,10 47,80 35,70 26,00 25,20 31,90 38,60 21,20 22,60 18,30 18,40 17,60 23,40 Прив. L. 46,31 52,58 39,27 28,60 27,72 35,09 42,46 23,32 24,86 20,13 20,24 19,36 25,74 124-140 140-141 141-142 142-143 143-144 144-145 145-146 74,68 56,51 54,49 52,47 50,46 48,44 46,42 20,00 87,20 26,20 19,00 11,20 22,80 13,80 146-147 44,40 147-148 148-149 40,37 36,33 ≤2000 20004000 4000100000 >10000 0 >4000 0,009 0,008 0,007 0,006 0,006 0,004 0,004 0,003 0,003 0,002 0,002 0,001 0,001 D, Толщ, внутр мм мм d, см 140 12,7 11,46 125 11,4 10,22 110 10 9 90 8,2 7,36 90 8,2 7,36 90 8,2 7,36 90 8,2 7,36 75 6,8 6,14 63 5,8 5,14 50 4,6 4,08 40 3,7 3,26 40 3,7 3,26 32 3 2,6 Re 6975,58 7333,06 7216,82 7467,23 6788,39 5430,71 4751,87 4882,33 4860,17 4898,29 4597,78 3065,19 1921,63 Re<23 0,4261 0,5023 0,5613 0,7102 0,6456 0,5165 0,4519 0,5566 0,6619 0,8404 0,9873 0,6582 0,5174 λ1 0,0092 0,0087 0,0089 0,0086 0,0094 0,0118 0,0135 0,0131 0,0132 0,0131 0,0139 0,0209 0,0333 λ2 0,0476 0,0484 0,0482 0,0487 0,0472 0,0438 0,0419 0,0423 0,0422 0,0423 0,0415 0,0362 0,0310 λ3 0,0346 0,0342 0,0343 0,0340 0,0349 0,0369 0,0381 0,0379 0,0379 0,0378 0,0384 0,0425 0,0478 λ4 0,0349 0,0344 0,0345 0,0342 0,0351 0,0376 0,0392 0,0389 0,0389 0,0388 0,0396 0,0452 0,0532 λ5 0,0894 0,0930 0,0956 0,1013 0,0990 0,0938 0,0909 0,0956 0,0997 0,1058 0,1101 0,0999 0,0948 λ 0,0349 0,0344 0,0345 0,0342 0,0351 0,0376 0,0392 0,0389 0,0389 0,0388 0,0396 0,0452 0,0532 Pн 2373 2369 2362 2355 2344 2336 2329 2322 2315 2303 2282 2246 2230 Pк 2369 2362 2355 2344 2336 2329 2322 2315 2303 2282 2246 2230 2210 Hg -0,142 -0,142 -0,121 -0,072 -0,072 -0,072 -0,072 -0,072 0,085 0,085 0,085 0,023 0,023 h 0,55 0,55 0,60 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74 1,43 1,43 1,43 1,10 1,10 22,00 95,92 28,82 20,90 12,32 25,08 15,18 0,021 0,016 0,015 0,015 0,014 0,013 0,013 200 180 180 160 160 140 140 18,2 16,4 16,4 14,6 14,6 12,7 12,7 16,36 14,72 14,72 13,08 13,08 11,46 11,46 11299,61 9503,75 9164,33 9931,40 9549,42 10463,37 10027,40 0,4835 0,4519 0,4358 0,5315 0,5111 0,6391 0,6125 0,0057 0,0067 0,0070 0,0064 0,0067 0,0061 0,0064 0,0559 0,0528 0,0522 0,0536 0,0529 0,0545 0,0537 0,0307 0,0320 0,0323 0,0317 0,0320 0,0313 0,0316 0,0304 0,0319 0,0322 0,0315 0,0318 0,0310 0,0314 0,0920 0,0905 0,0898 0,0942 0,0933 0,0986 0,0976 0,0304 0,0319 0,0322 0,0315 0,0318 0,0310 0,0314 2378 2376 2369 2368 2365 2364 2360 2376 2369 2368 2365 2364 2360 2357 0,208 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,392 2,40 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 5,20 25,10 27,61 0,012 140 12,7 11,46 9591,42 0,5859 0,0067 0,0530 0,0320 0,0318 0,0965 0,0318 2357 2352 0,392 5,20 32,50 25,20 35,75 27,72 0,011 0,010 125 125 11,4 11,4 10,22 10,22 9777,41 8799,67 0,6697 0,6027 0,0065 0,0073 0,0533 0,0515 0,0318 0,0327 0,0316 0,0326 0,0998 0,0972 0,0316 2352 0,0326 2344 2344 0,298 2339 0,298 3,50 3,50 V, м3/с 100

Продолжение таблицы Б.1 участки Расход 149-150 34,31 150-151 30,27 151-152 26,24 152-153 24,22 153-154 20,18 154-155 18,16 155-156 14,13 156-157 12,11 157-158 10,09 158-159 8,07 159-160 6,05 160-161 4,04 161-И227 2,02 140-162 18,16 162-163 16,15 163-164 14,13 164-165 10,09 165-166 8,07 166-167 6,05 167-168 4,04 168-И236 2,02 1-2 161,03 2-3 158,13 Длина L 24,10 35,30 22,40 30,50 26,90 23,90 62,10 16,50 22,00 23,30 20,60 20,30 24,50 74,50 13,40 18,00 23,50 10,70 12,00 22,10 25,00 73,00 24,00 Прив. L. 26,51 38,83 24,64 33,55 29,59 26,29 68,31 18,15 24,20 25,63 22,66 22,33 26,95 81,95 14,74 19,80 25,85 11,77 13,20 24,31 27,50 80,30 26,40 V, м3/с 0,010 0,008 0,007 0,007 0,006 0,005 0,004 0,003 0,003 0,002 0,002 0,001 0,001 0,005 0,004 0,004 0,003 0,002 0,002 0,001 0,001 0,045 0,044 D, Толщ, внутр мм мм d, см Re 125 11,4 10,22 8310,80 125 11,4 10,22 7333,06 110 10 9 7216,82 110 10 9 6661,68 110 10 9 5551,40 90 8,2 7,36 6109,55 90 8,2 7,36 4751,87 75 6,8 6,14 4882,33 63 5,8 5,14 4860,17 50 4,6 4,08 4898,29 50 4,6 4,08 3673,72 40 3,7 3,26 3065,19 32 3 2,6 1921,63 90 8,2 7,36 6109,55 75 6,8 6,14 6509,78 75 6,8 6,14 5696,06 63 5,8 5,14 4860,17 50 4,6 4,08 4898,29 40 3,7 3,26 4597,78 32 3 2,6 3843,27 32 3 2,6 1921,63 200 18,2 16,36 24366,41 200 18,2 16,36 23926,90 Re<23 0,5692 0,5023 0,5613 0,5181 0,4318 0,5811 0,4519 0,5566 0,6619 0,8404 0,6303 0,6582 0,5174 0,5811 0,7422 0,6494 0,6619 0,8404 0,9873 1,0347 0,5174 1,0426 1,0238 ≤2000 20004000 4000100000 >10000 0 >4000 λ1 0,0077 0,0087 0,0089 0,0096 0,0115 0,0105 0,0135 0,0131 0,0132 0,0131 0,0174 0,0209 0,0333 0,0105 0,0098 0,0112 0,0132 0,0131 0,0139 0,0167 0,0333 0,0026 0,0027 λ2 0,0505 0,0484 0,0482 0,0469 0,0441 0,0456 0,0419 0,0423 0,0422 0,0423 0,0385 0,0362 0,0310 0,0456 0,0465 0,0445 0,0422 0,0423 0,0415 0,0391 0,0310 0,0722 0,0718 λ3 0,0331 0,0342 0,0343 0,0350 0,0367 0,0358 0,0381 0,0379 0,0379 0,0378 0,0406 0,0425 0,0478 0,0358 0,0352 0,0364 0,0379 0,0378 0,0384 0,0402 0,0478 0,0253 0,0254 λ4 0,0331 0,0344 0,0345 0,0353 0,0373 0,0363 0,0392 0,0389 0,0389 0,0388 0,0425 0,0452 0,0532 0,0363 0,0356 0,0371 0,0389 0,0388 0,0396 0,0419 0,0532 0,0248 0,0250 λ5 0,0959 0,0930 0,0956 0,0938 0,0898 0,0965 0,0909 0,0956 0,0997 0,1058 0,0987 0,0999 0,0948 0,0965 0,1025 0,0992 0,0997 0,1058 0,1101 0,1114 0,0948 0,1112 0,1107 λ 0,0331 0,0344 0,0345 0,0353 0,0373 0,0363 0,0392 0,0389 0,0389 0,0388 0,0425 0,0452 0,0532 0,0363 0,0356 0,0371 0,0389 0,0388 0,0396 0,0419 0,0532 0,0248 0,0250 Pн 2339 2334 2330 2326 2320 2317 2310 2299 2294 2282 2256 2242 2222 2376 2355 2347 2340 2327 2315 2291 2229 2992 2971 Pк 2334 2330 2326 2320 2317 2310 2299 2294 2282 2256 2242 2222 2202 2355 2347 2340 2327 2315 2291 2229 2208 2971 2964 Hg 0,298 0,341 0,341 0,341 0,031 0,031 0,031 0,031 0,031 0,031 0,031 0,062 0,062 0,323 -0,102 -0,102 -0,102 -0,102 -0,102 -0,102 -0,102 0,413 -0,151 h 3,50 4,20 4,20 4,20 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,30 1,30 3,90 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 5,70 0,53 101

Продолжение таблицы Б.1 участки 3-4 4-5 5-6 6-7 7-8 8-9 9-10 10-11 11-12 12-13 13-14 14-15 15-16 16-17 17-18 18-19 19-20 20-21 21-22 22-23 23-24 24-25 25-26 26-27 Расход 155,61 153,33 151,15 149,04 146,95 144,85 142,77 140,70 138,63 134,49 130,36 126,26 122,15 118,05 113,96 109,87 105,78 103,73 101,68 97,59 93,51 89,43 87,39 85,34 Длина L 25,50 23,00 35,00 24,00 23,80 37,30 23,80 23,30 33,50 26,00 23,30 38,70 23,00 25,50 31,00 29,40 19,00 16,70 23,10 24,00 26,20 21,40 20,90 17,20 Прив. L. 28,05 25,30 38,50 26,40 26,18 41,03 26,18 25,63 36,85 28,60 25,63 42,57 25,30 28,05 34,10 32,34 20,90 18,37 25,41 26,40 28,82 23,54 22,99 18,92 V, м3/с 0,043 0,043 0,042 0,041 0,041 0,040 0,040 0,039 0,039 0,037 0,036 0,035 0,034 0,033 0,032 0,031 0,029 0,029 0,028 0,027 0,026 0,025 0,024 0,024 D, Толщ, внутр мм мм d, см 200 18,2 16,36 180 16,4 14,72 180 16,4 14,72 180 16,4 14,72 180 16,4 14,72 180 16,4 14,72 180 16,4 14,72 180 16,4 14,72 180 16,4 14,72 180 16,4 14,72 180 16,4 14,72 180 16,4 14,72 160 14,6 13,08 160 14,6 13,08 160 14,6 13,08 160 14,6 13,08 160 14,6 13,08 160 14,6 13,08 160 14,6 13,08 160 14,6 13,08 160 14,6 13,08 160 14,6 13,08 160 14,6 13,08 160 14,6 13,08 Re 23546,81 25785,54 25419,70 25065,19 24712,56 24359,93 24010,14 23661,66 23313,94 22618,50 21923,05 21232,89 23118,43 22342,79 21568,22 20793,65 20019,08 19631,80 19244,51 18470,79 17697,92 16925,05 16538,61 16152,17 Re<23 1,0075 1,2262 1,2088 1,1920 1,1752 1,1584 1,1418 1,1252 1,1087 1,0756 1,0425 1,0097 1,2372 1,1957 1,1543 1,1128 1,0714 1,0506 1,0299 0,9885 0,9471 0,9058 0,8851 0,8644 ≤2000 20004000 4000100000 >10000 0 >4000 λ1 0,0027 0,0025 0,0025 0,0026 0,0026 0,0026 0,0027 0,0027 0,0027 0,0028 0,0029 0,0030 0,0028 0,0029 0,0030 0,0031 0,0032 0,0033 0,0033 0,0035 0,0036 0,0038 0,0039 0,0040 λ2 0,0714 0,0736 0,0733 0,0729 0,0726 0,0722 0,0719 0,0715 0,0712 0,0705 0,0697 0,0690 0,0710 0,0702 0,0694 0,0685 0,0677 0,0672 0,0668 0,0659 0,0649 0,0640 0,0635 0,0630 λ3 0,0255 0,0250 0,0251 0,0251 0,0252 0,0253 0,0254 0,0255 0,0256 0,0258 0,0260 0,0262 0,0257 0,0259 0,0261 0,0263 0,0266 0,0267 0,0269 0,0271 0,0274 0,0277 0,0279 0,0281 λ4 0,0251 0,0245 0,0246 0,0247 0,0248 0,0248 0,0249 0,0250 0,0251 0,0253 0,0255 0,0257 0,0252 0,0254 0,0256 0,0259 0,0261 0,0262 0,0264 0,0267 0,0270 0,0273 0,0274 0,0276 λ5 0,1103 0,1158 0,1154 0,1150 0,1146 0,1142 0,1138 0,1134 0,1129 0,1121 0,1112 0,1104 0,1161 0,1151 0,1141 0,1131 0,1120 0,1115 0,1109 0,1098 0,1086 0,1074 0,1068 0,1062 λ 0,0251 0,0245 0,0246 0,0247 0,0248 0,0248 0,0249 0,0250 0,0251 0,0253 0,0255 0,0257 0,0252 0,0254 0,0256 0,0259 0,0261 0,0262 0,0264 0,0267 0,0270 0,0273 0,0274 0,0276 Pн 2964 2957 2947 2932 2922 2912 2898 2888 2880 2867 2859 2851 2839 2828 2815 2801 2789 2781 2774 2766 2757 2749 2743 2737 Pк 2957 2947 2932 2922 2912 2898 2888 2880 2867 2859 2851 2839 2828 2815 2801 2789 2781 2774 2766 2757 2749 2743 2737 2733 Hg -0,151 -0,151 0,007 0,007 0,007 0,085 0,085 0,085 0,132 0,132 0,132 0,132 0,132 -0,053 -0,053 -0,053 -0,121 -0,121 -0,121 -0,053 -0,053 -0,053 -0,278 -0,278 h 0,53 0,53 1,03 1,03 1,03 1,43 1,43 1,43 1,74 1,74 1,74 1,74 1,74 0,80 0,80 0,80 0,60 0,60 0,60 0,80 0,80 0,80 0,31 0,31 102

Продолжение таблицы Б.1 участки 27-28 28-29 29-30 30-31 31-32 32-33 33-34 34-35 35-36 36-37 37-38 38-39 39-40 40-41 41-42 42-43 43-44 44-45 45-46 46-47 47-48 48-49 49-50 50-51 Расход 81,26 79,22 75,14 71,07 66,99 64,96 60,89 56,83 52,76 48,69 46,66 44,63 42,60 40,56 38,53 36,50 34,47 32,44 28,38 26,35 22,29 20,26 16,21 14,18 Длина L 16,90 23,80 32,90 23,60 17,80 16,70 31,00 44,00 26,20 16,20 14,00 18,00 17,90 17,10 21,30 20,00 20,30 22,30 22,00 23,90 23,30 23,50 25,40 21,70 Прив. L. 18,59 26,18 36,19 25,96 19,58 18,37 34,10 48,40 28,82 17,82 15,40 19,80 19,69 18,81 23,43 22,00 22,33 24,53 24,20 26,29 25,63 25,85 27,94 23,87 V, м3/с 0,023 0,022 0,021 0,020 0,019 0,018 0,017 0,016 0,015 0,014 0,013 0,012 0,012 0,011 0,011 0,010 0,010 0,009 0,008 0,007 0,006 0,006 0,005 0,004 D, Толщ, внутр мм мм d, см 160 14,6 13,08 160 14,6 13,08 140 12,7 11,46 140 12,7 11,46 140 12,7 11,46 140 12,7 11,46 140 12,7 11,46 140 12,7 11,46 140 12,7 11,46 140 12,7 11,46 140 12,7 11,46 140 12,7 11,46 125 11,4 10,22 110 10 9 110 10 9 110 10 9 90 8,2 7,36 90 8,2 7,36 90 8,2 7,36 75 6,8 6,14 75 6,8 6,14 75 6,8 6,14 63 5,8 5,14 50 4,6 4,08 Re 15379,30 14992,86 16232,09 15351,90 14471,71 14031,62 13153,37 12275,12 11396,87 10518,62 10079,50 9640,38 10317,65 11157,11 10597,96 10039,73 11594,23 10911,62 9546,39 10624,99 8988,49 8170,25 7806,54 8605,37 Re<23 0,8231 0,8024 0,9915 0,9377 0,8840 0,8571 0,8034 0,7498 0,6961 0,6425 0,6157 0,5889 0,7067 0,8678 0,8243 0,7809 1,1027 1,0378 0,9079 1,2113 1,0247 0,9315 1,0631 1,4764 ≤2000 20004000 4000100000 >10000 0 >4000 λ1 0,0042 0,0043 0,0039 0,0042 0,0044 0,0046 0,0049 0,0052 0,0056 0,0061 0,0063 0,0066 0,0062 0,0057 0,0060 0,0064 0,0055 0,0059 0,0067 0,0060 0,0071 0,0078 0,0082 0,0074 λ2 0,0620 0,0614 0,0631 0,0619 0,0607 0,0601 0,0588 0,0575 0,0561 0,0546 0,0538 0,0530 0,0543 0,0557 0,0547 0,0538 0,0564 0,0553 0,0529 0,0548 0,0518 0,0502 0,0494 0,0511 λ3 0,0284 0,0286 0,0280 0,0284 0,0288 0,0291 0,0295 0,0301 0,0306 0,0312 0,0316 0,0319 0,0314 0,0308 0,0312 0,0316 0,0305 0,0310 0,0320 0,0312 0,0325 0,0333 0,0337 0,0329 λ4 0,0280 0,0282 0,0276 0,0280 0,0284 0,0287 0,0292 0,0297 0,0303 0,0310 0,0314 0,0318 0,0312 0,0305 0,0309 0,0314 0,0302 0,0307 0,0319 0,0309 0,0324 0,0333 0,0337 0,0328 λ5 0,1049 0,1043 0,1099 0,1084 0,1068 0,1060 0,1043 0,1025 0,1007 0,0987 0,0977 0,0966 0,1011 0,1064 0,1050 0,1036 0,1129 0,1112 0,1076 0,1156 0,1109 0,1083 0,1119 0,1214 λ 0,0280 0,0282 0,0276 0,0280 0,0284 0,0287 0,0292 0,0297 0,0303 0,0310 0,0314 0,0318 0,0312 0,0305 0,0309 0,0314 0,0302 0,0307 0,0319 0,0309 0,0324 0,0333 0,0337 0,0328 Pн 2733 2729 2723 2710 2702 2696 2691 2682 2671 2665 2662 2659 2656 2652 2644 2635 2628 2611 2593 2580 2549 2527 2509 2477 Pк 2729 2723 2710 2702 2696 2691 2682 2671 2665 2662 2659 2656 2652 2644 2635 2628 2611 2593 2580 2549 2527 2509 2477 2412 Hg -0,278 -0,278 -0,278 -0,278 -0,278 -0,278 0,133 0,133 0,133 0,133 0,009 0,009 0,009 0,009 0,009 0,099 0,099 0,099 0,099 0,099 0,165 0,165 0,165 0,000 h 0,31 0,31 0,31 0,31 0,31 0,31 1,75 1,75 1,75 1,75 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,52 1,52 1,52 1,52 1,52 2,00 2,00 2,00 1,00 103

Окончание таблицы Б.1 участки 51-52 52-53 53-54 54-55 55-И78 Расход 10,13 8,10 6,08 4,05 2,03 Длина L 33,80 13,00 25,50 26,00 34,80 Прив. L. 37,18 14,30 28,05 28,60 38,28 V, м3/с 0,003 0,002 0,002 0,001 0,001 D, Толщ, внутр мм мм d, см 50 4,6 4,08 40 3,7 3,26 40 3,7 3,26 40 3,7 3,26 32 3 2,6 Re 6146,69 6154,23 4615,67 3077,11 1929,11 Re<23 1,0546 1,3215 0,9911 0,6607 0,5194 ≤2000 20004000 4000100000 >10000 0 >4000 λ1 0,0104 0,0104 0,0139 0,0208 0,0332 λ2 0,0457 0,0457 0,0415 0,0363 0,0310 λ3 0,0357 0,0357 0,0384 0,0425 0,0477 λ4 0,0362 0,0362 0,0395 0,0451 0,0531 λ5 0,1118 0,1182 0,1102 0,1000 0,0949 λ 0,0362 0,0362 0,0395 0,0451 0,0531 Pн 2412 2356 2313 2263 2238 Pк 2356 2313 2263 2238 2209 Hg 0,043 0,043 0,043 0,043 0,043 h 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 104

Приложение В Концентрация выбросов от когенерационной установки Таблица В.1 Координаты (м)|X 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 0 2 4 6 8 10 Макс. конц. в Координаты долях Макс.конц. (м)|Y ПДК в мг/м3 0 8,78325254 3,51330102 0 8,1801417 3,27205668 0 7,57491653 3,02996661 0 7,0498924 2,81995696 0 6,69191243 2,67676497 0 6,56601517 2,62640607 0 6,69191243 2,67676497 0 7,0498924 2,81995696 0 7,57491653 3,02996661 0 8,1801417 3,27205668 0 8,78325254 3,51330102 2 8,1801417 3,27205668 2 7,37507756 2,95003102 2 6,56582926 2,6263317 2 5,86362263 2,34544905 2 5,38599909 2,15439964 2 5,21500123 2,08600049 Опасное Опасная напр. скорость ветра ветра (град) (м/с) 45 0,5 39 0,5 31 0,5 22 0,5 11 0,5 0 0,5 349 0,5 338 0,5 329 0,5 321 0,5 315 0,5 51 0,5 45 0,5 37 0,5 27 0,5 14 0,5 0 0,5 Фоновая конц. в долях ПДК|До исключения из фона 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Фоновая конц. в долях ПДК|После исключения из фона 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Номер и название площадки 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Номер точки по длине 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1 2 3 4 5 6 Номер точки по ширине 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 10 10 10 10 10 10 105

Продолжение таблицы В.1 Координаты (м)|X 12 14 16 18 20 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 0 2 4 6 8 10 Макс. конц. в Координаты долях Макс.конц. (м)|Y ПДК в мг/м3 2 5,38599909 2,15439964 2 5,86362263 2,34544905 2 6,56582926 2,6263317 2 7,37507756 2,95003102 2 8,1801417 3,27205668 4 7,57491653 3,02996661 4 6,56582926 2,6263317 4 5,55126078 2,22050431 4 4,6637052 1,86548208 4 4,04871916 1,61948766 4 3,82884194 1,53153678 4 4,04871916 1,61948766 4 4,6637052 1,86548208 4 5,55126078 2,22050431 4 6,56582926 2,6263317 4 7,57491653 3,02996661 6 7,0498924 2,81995696 6 5,86362263 2,34544905 6 4,6637052 1,86548208 6 3,59849426 1,4393977 6 2,84299118 1,13719647 6 2,56723509 1,02689403 Опасное Опасная напр. скорость ветра ветра (град) (м/с) 346 0,5 333 0,5 323 0,5 315 0,5 309 0,5 59 0,5 53 0,5 45 0,5 34 0,5 18 0,5 0 0,5 342 0,5 326 0,5 315 0,5 307 0,5 301 0,5 68 0,5 63 0,5 56 0,5 45 0,5 27 0,5 0 0,5 Фоновая конц. в долях ПДК|До исключения из фона 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Фоновая конц. в долях ПДК|После исключения из фона 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Номер и название площадки 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Номер точки по длине 7 8 9 10 11 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1 2 3 4 5 6 Номер точки по ширине 10 10 10 10 10 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 8 8 8 8 8 8 106

Продолжение таблицы В.1 Координаты (м)|X 12 14 16 18 20 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 0 2 4 6 8 10 Макс. конц. в Координаты долях Макс.конц. (м)|Y ПДК в мг/м3 6 2,84299118 1,13719647 6 3,59849426 1,4393977 6 4,6637052 1,86548208 6 5,86362263 2,34544905 6 7,0498924 2,81995696 8 6,69191243 2,67676497 8 5,38599909 2,15439964 8 4,04871916 1,61948766 8 2,84299118 1,13719647 8 1,96442725 0,7857709 8 1,63011771 0,65204708 8 1,96442725 0,7857709 8 2,84299118 1,13719647 8 4,04871916 1,61948766 8 5,38599909 2,15439964 8 6,69191243 2,67676497 10 6,56601517 2,62640607 10 5,21500123 2,08600049 10 3,82884194 1,53153678 10 2,56723509 1,02689403 10 1,63011771 0,65204708 10 1,25766618 0,50306647 Опасное Опасная напр. скорость ветра ветра (град) (м/с) 333 0,5 315 0,5 304 0,5 297 0,5 292 0,5 79 0,5 76 0,5 72 0,5 63 0,5 45 0,5 0 0,5 315 0,5 297 0,5 288 0,5 284 0,5 281 0,5 90 0,5 90 0,5 90 0,5 90 0,5 90 0,5 90 0,5 Фоновая конц. в долях ПДК|До исключения из фона 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Фоновая конц. в долях ПДК|После исключения из фона 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Номер и название площадки 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Номер точки по длине 7 8 9 10 11 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1 2 3 4 5 6 Номер точки по ширине 8 8 8 8 8 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 6 6 6 6 6 6 107

Продолжение таблицы В.1 Координаты (м)|X 12 14 16 18 20 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 0 2 4 6 8 10 Макс. конц. в Координаты долях Макс.конц. (м)|Y ПДК в мг/м3 10 1,63011771 0,65204708 10 2,56723509 1,02689403 10 3,82884194 1,53153678 10 5,21500123 2,08600049 10 6,56601517 2,62640607 12 6,69191243 2,67676497 12 5,38599909 2,15439964 12 4,04871916 1,61948766 12 2,84299118 1,13719647 12 1,96442725 0,7857709 12 1,63011771 0,65204708 12 1,96442725 0,7857709 12 2,84299118 1,13719647 12 4,04871916 1,61948766 12 5,38599909 2,15439964 12 6,69191243 2,67676497 14 7,0498924 2,81995696 14 5,86362263 2,34544905 14 4,6637052 1,86548208 14 3,59849426 1,4393977 14 2,84299118 1,13719647 14 2,56723509 1,02689403 Опасное Опасная напр. скорость ветра ветра (град) (м/с) 270 0,5 270 0,5 270 0,5 270 0,5 270 0,5 101 0,5 104 0,5 108 0,5 117 0,5 135 0,5 180 0,5 225 0,5 243 0,5 252 0,5 256 0,5 259 0,5 112 0,5 117 0,5 124 0,5 135 0,5 153 0,5 180 0,5 Фоновая конц. в долях ПДК|До исключения из фона 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Фоновая конц. в долях ПДК|После исключения из фона 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Номер и название площадки 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Номер точки по длине 7 8 9 10 11 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1 2 3 4 5 6 Номер точки по ширине 6 6 6 6 6 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 4 4 4 4 4 4 108

Продолжение таблицы В.1 Координаты (м)Syntax Error: Unknown character collection 'PDFAUTOCAD-Indentity0' Syntax Error: Unknown character collection 'PDFAUTOCAD-Indentity0' Syntax Error: Unknown character collection 'PDFAUTOCAD-Indentity0' Syntax Error: Unknown character collection 'PDFAUTOCAD-Indentity0' Syntax Error: Unknown character collection 'PDFAUTOCAD-Indentity0' |X 12 14 16 18 20 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 0 2 4 6 8 10 Макс. конц. в Координаты долях Макс.конц. (м)|Y ПДК в мг/м3 14 2,84299118 1,13719647 14 3,59849426 1,4393977 14 4,6637052 1,86548208 14 5,86362263 2,34544905 14 7,0498924 2,81995696 16 7,57491653 3,02996661 16 6,56582926 2,6263317 16 5,55126078 2,22050431 16 4,6637052 1,86548208 16 4,04871916 1,61948766 16 3,82884194 1,53153678 16 4,04871916 1,61948766 16 4,6637052 1,86548208 16 5,55126078 2,22050431 16 6,56582926 2,6263317 16 7,57491653 3,02996661 18 8,1801417 3,27205668 18 7,37507756 2,95003102 18 6,56582926 2,6263317 18 5,86362263 2,34544905 18 5,38599909 2,15439964 18 5,21500123 2,08600049 Опасное Опасная напр. скорость ветра ветра (град) (м/с) 207 0,5 225 0,5 236 0,5 243 0,5 248 0,5 121 0,5 127 0,5 135 0,5 146 0,5 162 0,5 180 0,5 198 0,5 214 0,5 225 0,5 233 0,5 239 0,5 129 0,5 135 0,5 143 0,5 153 0,5 166 0,5 180 0,5 Фоновая конц. в долях ПДК|До исключения из фона 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Фоновая конц. в долях ПДК|После исключения из фона 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Номер и название площадки 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Номер точки по длине 7 8 9 10 11 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1 2 3 4 5 6 Номер точки по ширине 4 4 4 4 4 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 2 2 2 2 2 2 109

Окончание таблицы В.1 Координаты (м)|X 12 14 16 18 20 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 Макс. конц. в Координаты долях Макс.конц. (м)|Y ПДК в мг/м3 18 5,38599909 2,15439964 18 5,86362263 2,34544905 18 6,56582926 2,6263317 18 7,37507756 2,95003102 18 8,1801417 3,27205668 20 8,78325254 3,51330102 20 8,1801417 3,27205668 20 7,57491653 3,02996661 20 7,0498924 2,81995696 20 6,69191243 2,67676497 20 6,56601517 2,62640607 20 6,69191243 2,67676497 20 7,0498924 2,81995696 20 7,57491653 3,02996661 20 8,1801417 3,27205668 20 8,78325254 3,51330102 Опасное Опасная напр. скорость ветра ветра (град) (м/с) 194 0,5 207 0,5 217 0,5 225 0,5 231 0,5 135 0,5 141 0,5 149 0,5 158 0,5 169 0,5 180 0,5 191 0,5 202 0,5 211 0,5 219 0,5 225 0,5 Фоновая конц. в долях ПДК|До исключения из фона 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Фоновая конц. в долях ПДК|После исключения из фона 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Номер и название площадки 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Номер точки по длине 7 8 9 10 11 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Номер точки по ширине 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 110

1 8 "

8 1 4 4 5 7 PI TI 8 PI TI 5 7 1 7 PI 4 1 6 PI 6 7 1 1 6 3 TI 5 TI 1 1 5 5 6 7 3 PI PI 4 6 7 TI 4 4 6 5 TI 1 1 5 4 PI TI PI TI 4 6 5 4 7 3 1 1 1 6 5 2 7 PI TI 6 1 5 1 PI PI 1 7 2 8 7 1 1 1 6 2 6 1 3 2 2 5 1 8 PI 7 1 6 VITOTWIN 300-W Wilo TOP-S 25/5 EM Valtec VT.RV.R.060050 EV 2000 105 F44 TP2 Valtec VT.RV.R.060008 EV 9S 160 60 F40 TP Baxi FOURTECH 1 .24F 1 Valtec VT.052.N Dy 25 2 Valtec VT.161.N.06 Dy 25 3 Valtec VT.192.N.06 Dy 25 4 5 6 Valtec VTr.750.N.0504 7 8 Valtec VT.1831.N.06 Dy 25 9 ValtecVT.085.N.0507 Dy 25 1 1 2 1 1 1 1 21 5 5 9 12 21 12 4 1 9 1 1 3 125 4,1 32 2 " 8

5 6 12 9 6 16 11 15 8 14 G2,5 Baxi FOURTECH 1 .24F ( )-25 EV 2000 105 F44 TP2 EV 9S 160 60 F40 TP XTH 5000-24 8,800 2,800 6 1,600 12 11 9 11,660 8 0,000 7 14,340 13 11,110 4 10 12 dy 20 2 1 300 4 9 5 13 13,400 7 dy 25 >1000 dy 25 11,110 10 3 dy 25 1 3 " 8

20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 420 440 460 480 500 520 540 560 580 600 620 640 660 680 700 720 740 760 50838-2009 4 " 8

6 L=20 8 L=23,4 L=18,3 6 8 4 10 12 L=25 L=17,2 2 L=17,3 L=17,6 4 L=22,3 LSyntax Error: Unknown character collection 'PDFAUTOCAD-Indentity0' Syntax Error: Unknown character collection 'PDFAUTOCAD-Indentity0' Syntax Error: Unknown character collection 'PDFAUTOCAD-Indentity0' =45,8 2 10 L=20,2 12 L=37,6 L=29,8 166 L=18,3 L=18,4 L=20,7 14 8 L=17,6 6 4 2 L=23,4 16 L=22,6 10 12 L=23,3 16 8 6 10 4 2 12 L=22 20 L=24,5 L=36,8 L=35,7 L=62 34 30 14 57 L=87,2 32 55 18 24 L=30,5 44 30 34 36 40 L=22,8 L=13,8 10 L=23,5 L=12 L=25,1 L=35,3 L=24,1 L=25,2 8 6 L=32,5 L=25 L=22,1 8 4 12 20 34 L=15,4 L=16 L=35,2 L=26 L=14,7 14 L=25,9 L=27,3 26 L=23,5 22 L=29,8 10 L=23,3 L=13 L=26 L=34,8 145 L=37,3 147 L=23,8 L=24 149 L=32 L=35 151 L=28,7 L=23 153 L=25,5 156 L=24 4 L=21,1 16 20 287 L=25,3 L=16 291 L=27 158 293 L=73 L=34 L=17 295 297 135 L=23,3 141 L=23,8 143 L=31,5 283 130 139 L=28,4 12 118 126 L=25,5 34 L=52 275 L=23,2 279 110 L=38,7 L=33,8 L=35,5 2 L=23,2 104 114 L=23 L=140 L=9 102 106 L=31 L=26 30 8 L=24 L=29,4 234 4 32 L=26,2 89 L=16,7 L=19 L=40,7 36 273 2 L=13,1 85 122 6 22 L=15,3 18 87 81 98 28 L=38 L=23,8 L=21,7 8 L=30 L=21 24 L=21,4 L=33 L=25,4 14 30 L=40 L=10,7 4 2 79 L=23,5 16 204 L=30,3 L=6,5 75 L=25,5 L=35,5 L=18 14 L=17,2 L=21 L=23,3 20 202 16 L=19 L=11,2 47 L=22,4 26 L=27 L=13,4 L=16,7 L=17,8 L=23,6 71 L=24 22 L=26,2 51 49 L=31 L=16,9 67 L=22 26 200 L=27,3 53 20 L=24 18 L=44 65 94 28 196 L=26,5 L=74,5 L=26,2 47 61 L=23 192 L=26,7 37 26 53 57 L=22,3 32 188 L=35 L=20 75 L=38,2 L=42,1 L=47,8 39 184 L=29 39 L=16,2 22 L=16,5 L=133 43 L=18 L=21,3 37 L=20 36 L=20,3 34 182 L=31 113 L=25,2 L=26 L=17 178 L=24 L=31,9 L=20,3 41 L=35 14 L=38,6 L=20,6 L=30 174 L=29 28 24 L=25,5 L=21,2 49 45 34 L=21 30 20 L=18 L=29 L=25,7 L=19,2 22 L=14 170 L=28 162 L=7 48 L=18 L=16,2 L=21,6 164 14 L=50 L=51,3 168 L=154 161 301 L=24,3 313 305 307 309 317 319 480,0 L=24 L=23 L=39 L=19 L=12,2 L=22,5 L=25 L=25 5 8 "

6 " 8

1 2 1,25 0,86 1 1,694 12 1 1 3 4 1,295 4,45 2 1 0,4 1 2 5 69,9 18,2 1 6 6 0,037 0,1 1 3 7 5080 12 8 4 6 1 14 9 94 47 705 112 10 847 9 1 6 11 12,9 1,5 1 1 12 8 0,5 1 2 8 19 8 1 16 1 S Nmax/N N S/T=147/24.5=6 2245-028-00203536-96 N N 1 1 2 3 55-V 1 N 1 1 12 1 2 1 18 1 3 2 18 4 1 4 5 1 6,25 6 1 7,5 7 1 18 61 7 8 "

18,396 15,290 8,760 5,016 847 94 123,565 102,703 - 17,757 10 6,4 8 " 8

Руководитель ВКР канд.техн.наук. А.В. Кобзарь (должность, ученое звание) (ФИО) 20/^г. Назначен рецензент «Допустить к защите» Бурнаевский А.Ф РуководительРП канд.техн.наук, доцент ' (должность, ученое звание) И.А.Журмилова ^ (ФаМИ « 1^ 20 » » (подпись) (и. о.ф) (подпись) ( ученое звание) (Р^ Зав. кафедрой канд.техн.наук, доцент ( ученое звание) ^2^^ А.В. Кобзарь (и. о.ф) 20/^г Защищена в ГЭК с оценкой Секрет; пойпис!/ 0€ и^с/^ Н.С. Ткач И.О.Фамилия 20-/^ г. УТВЕРЖДАЮ Директор Инженерной школы Ф.И.О. 201 г. ?о^о^1« выпускной квалификационной работы содержатся сведения, составляющие государственную тайну, не и сведения, подлежащие экспортному контролю Уполномоченный по экспортному контролю Ф.И.О. Подпись / « » 201 г. отчество) (ФИО) 20 / / г . доце

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв