Разработка проекта газоснабжения ЖСК "Остров" на острове Русском , город Владивосток

Павленко Даниил Андреевич

Разработка проекта газоснабжения ЖСК "Остров" на острове Русском , город Владивосток

магистерская диссертация по направлению подготовки : 08.04.01 - Строительство

Строительство. Архитектура

Диссертации

Вуз: Дальневосточный федеральный университет (ДВФУ)

ID: 5b8ee0eb7966e1073081bf03

UUID: 0b351900-92a9-0136-bdd2-525400005860

Язык: Русский

Опубликовано: около 6 лет назад

Просмотры: 46

Павленко Даниил Андреевич

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

Комментировать 0

Рецензировать 0

Скачать - 13,7 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 Павленко Даниил Андреевич РАЗРАБОТКА ПРОЕКТА ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ЖСК «ОСТРОВ» НА ОСТРОВЕ РУССКОМ, ГОРОД ВЛАДИВОСТОК 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) И.А.Журмилова (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) Павленко Даниилу Андреевичу М3219б группы (фамилия, имя, отчество) на тему: Разработка проекта газоснабжения ЖСК "Остров" на острове Русском, город Владивосток Вопросы, подлежащие разработке (исследованию): Общие сведения об объекте проектирования Основное оборудование газораспределительной сети Порядок приемки газопровода в эксплуатацию Расчетная часть проектирования Автоматизация внутридомовой газовой сети Технико-экономический расчет Охрана окружающей среды Перечень графического материала: Генеральный план строительного участка Тепловая схема Аксонометрическая схема и план внутридомовой газовой сети Профиль газовой сети Технико-экономические показатели проекта Гидравлическая расчетная схема газовой сети Основные источники информации и прочее, используемые для разработки темы ООО "Новая архитектура" проект ЖСК "Остров" Срок представления работы « » 20__ г. Дата выдачи задания « » 20__ г. Руководитель ВКР ________________ (должность, уч.звание) Задание получил (подпись) (и.о.ф) ________________ (подпись) (и.о.ф)

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) Павленко Даниилу Андреевичу (фамилия, имя, отчество) № п/п Выполняемые работы и мероприятия 1 Подбор и описание оборудования газораспределительной сети Определение исходных данных, климатологические данные района строительства, описание объекта застройки, определение тепловых нагрузок Гидравлический расчет сети среднего давления Охрана воздушного бассейна Разработка внутридомовой сети Технико-экономический расчет Написание пояснительной записки Прохождение антиплагиата Подготовка и передача ВКР на рецензирование Подготовка к защите, написание речи выступления Защита ВКР 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Руководитель ВКР зав.кафедры доцент (должность, уч.звание) Задание получил группы М3219б Срок выполнения 01.07.2017 -10.08.2017 11.08.2017 -25.09.2017 26.09.2017-29.11.2017 30.11.2017-29.12.2017 10.01.2018- 11.03.2018 12.03.2018-30.04.2018 1.05.2018-31.05.2018 до 15.06.2018 до 29.06.2018 до 1.07.2018 июль 2018 ________________ Кобзарь А.В (подпись) ________________ (подпись) (ф.и.о.) Павленко Д.А. (ф.и.о.)

Аннотация В данном дипломном проекте представлен вариант схемы газоснабжения СЖК «Остров», расположенного на острове Русском в городе Владивосток. В первой главе приведены общие сведения об объекте проектирования. Рассмотрены технические решения по прокладке газопровода, приведена общая информация о городе Владивосток, острове Русском, ЖСК «Остров». Во второй главе представлена классификация газового оборудования, описан пункт учета расхода газа, когенерационная установка и пиковый котел. Принятые решения по прокладке газовой сети представлены в третьей главе. Расчет схемы газоснабжения приведен в расчетной главе. Для выполнения поставленной задачи были определены расходы газа, после чего был произведен гидравлический расчет, который подразумевает подбор диаметров труб. Для прокладки газопровода были подобраны подходящие технологии в соответствии с нормативными документами. Также в работе представлен технико-экономический расчет, который показывает, насколько выгодным является строительство газопровода и расчет вредных выбросов от когенерационной установки в окружающий воздушный бассейн. Проект содержит пояснительную записку объемом 80 страниц, включая 11 иллюстраций, 21 таблицы, список литературы из 30 наименований, 2 приложения и 6 листов графической части.

Annotation In this diploma project, a version of the gas supply scheme for the SLC "Ostrov", located on the Russky Island in the city of Vlastovostok, is presented. The first chapter provides general information about the design object. Technical solutions for laying the gas pipeline are considered, general information is provided about the city of Vladivostok, Russkoy Island, Ostrov. The second chapter presents the classification of gas equipment, describes the point of gas consumption, a cogeneration plant and a peak boiler. The decisions taken to lay the gas network are presented in the third chapter. Calculation of the gas supply scheme is given in the calculation chapter. To fulfill the task, gas costs were determined, after which a hydraulic calculation was carried out, which involves the selection of pipe diameters. Appropriate technologies were selected for laying the gas pipeline in accordance with regulatory documents. Also, a technical and economic calculation is presented, which shows how profitable is the construction of a gas pipeline and the calculation of harmful emissions from a cogeneration plant in the surrounding air basin. The project contains an explanatory note in the volume of 80 pages, including 11 illustrations, 21 tables, a list of literature from 30 titles, 2 annexes and 6 sheets of the graphic part.

Оглавление Введение… ............................................................................................................... 3 1. Общие сведения об объекте проектирования .................................................. 8 1.1 Технические решения по прокладке газопровода ............................. 8 1.2 Общая информация о городе Владивосток ........................................ 8 1.3 Общая информация об острове Русский .......................................... 10 1.4 ЖСК Остров ........................................................................................ 11 2 Основное оборудование газораспределительной сети ................................... 13 2.1 Классификация и основные виды газовой арматуры ...................... 13 2.2 Пункт учета расхода газа ................................................................... 17 2.3 Когенерационные установки ............................................................. 18 3 Порядок приемки газопровода в эксплуатацию ............................................. 26 3.1 Подготовительные работы к прокладке газопровода ..................... 26 3.2 Земляные работы ................................................................................. 27 3.3 Укладка газопроводов ........................................................................ 28 3.4 Монтаж сооружений на газовых сетях ............................................. 28 3.5 Сети высокого, среднего и низкого давлений ................................. 29 3.6 Внутреннее устройство газоснабжения ............................................ 31 4. Расчетная часть проектирования ..................................................................... 34 4.1 Определение тепловых нагрузок ....................................................... 34 4.2 Определение электрической мощности когенерационной установки для абонента ............................................................................ 38 4.3 Определение расчетных расходов газа ............................................. 39 4.4 Проектирование газовой сети ............................................................ 41 4.5 Гидравлический расчет ...................................................................... 44 4.6 Гидравлический расчет внутридомовой сети .................................. 48 5. Автоматизация внутридомовой газовой сети ................................................ 53 6. Технико-экономический расчет....................................................................... 59 6.1 Обоснование рентабельности выбора проекта с использованием когенерационных установок .................................................................... 59 1

6.2 Расчет сметной стоимости работ....................................................... 63 6.2.1 Стоимость проектно-изыскательских работ ................................. 63 6.2.2 Стоимость строительно-монтажных работ ................................... 64 6.2.3 Расчет эксплуатационных затрат ................................................... 66 6.2.4 Затраты на оплату труда .................................................................. 66 6.2.5 Амортизационные отчисления ....................................................... 67 6.2.6 Текущий ремонт ............................................................................... 68 6.2.7 Прочие затраты ................................................................................ 68 6.2.8 Расчет показателей экономической эффективности проекта...... 69 6.2.9 Прибыль ............................................................................................ 69 6.2.10 Чистая текущая стоимость проекта ............................................. 70 6.2.11 Окупаемость ................................................................................... 72 6.2.12 Рентабельность ............................................................................... 72 7. Охрана воздушного бассейна........................................................................... 73 Заключение ............................................................................................................ 78 Список литературы ............................................................................................... 79 Приложение А Расчет нагрузок с учетом коэффициентов одновременности для газовых приборов ........................................................................................... 81 Приложение Б Гидравлический расчет сети среднего давления ..................... 87 2

Введение Россия – страна с развитой промышленностью, обеспечивающая себя топливными ресурсами за счет своих же природных богатств. В большинстве звеньев производства энергоносителем является природный газ. Использование природного газа явилось толчком к развитию нашей страны. На данный момент газовая отрасль стала одной из самых быстроразвивающихся в народном хозяйстве. Удельный вес использования в производстве природного газа достигает 50%. Ведущая отрасль газовой промышленности – газопроводный транспорт. В настоящее время в России постоянно увеличивается протяженность магистральных трубопроводов, снабжая газом всё новые населенные пункты. Так, общая протяженность газопроводов по сравнению с окончанием прошлого века увеличилась более чем в 2,5 раза. Система газоснабжения – это большой и сложный комплекс сооружений. Для каждого населенного пункта составляется свой план газоснабжения. На него влияет множество факторов: площадь территории, особенности местности, численность и плотность населения. Для того, чтобы выбрать оптимальный вариант газоснабжения составляется несколько планов, из которых по технико-экономическим показателям выбирается наиболее выгодный. Целями газоснабжения населенных пунктов природным газом являются: 1) повышение комфортности бытовых условий; 2) улучшение экономической обстановки в связи с переходом на бо- лее дешевые виды топлива; 3) улучшение экологической обстановки (при сгорании природный газа почти не выделяет вредных веществ в атмосферу). Система газоснабжения должна обеспечивать бесперебойную подачу газа потребителям, быть безопасной в эксплуатации, простой и удобной в обслуживании, должна предусматривать возможность отключения отдельных ее 3

элементов или участков газопроводов для производства ремонтных или аварийных работ. Основной элемент системы газоснабжения – газовая сеть. По числу степеней давления, применяемые в газовых сетях, системы газоснабжения подразделяются на: 1) на одноступенчатые - с подачей потребителям газа только одного давления; 2) двухступенчатые - с подачей потребителям газа по газопроводам двух давлений: среднего и низкого, высокого и низкого, высокого и среднего; 3) трехступенчатые - с подачей потребителям газа по газопроводам трех давлений: низкого, среднего и высокого (до 0,6 МПа); 4) многоступенчатые - с подачей потребителям газа по газопроводам низкого, среднего и высокого (до 0,6 и до 1,2 МПа) давлений. Проект системы газоснабжения должен включать в себя источники газа, распределительную сеть и газовое оборудование. Для того, чтобы решить задачу проектирования газовой сети населенного пункта следует: - определить всех потребителей, для каждого из которых найти расход потребляемого газа; - определить места прокладки газовых сетей с учетом требований руководящих документов; - произвести гидравлический расчет (подобрать диаметры труб); - определить необходимое оборудование для всех ПРГ (пунктов редуцирования газа). 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 энерго4

сберегающие технологии, потребности в тепло- и электроэнергии в ближайшие десятилетия будут увеличиваться. 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. К основным проблемам энергетического сектора в России можно отнести следующее: - постоянный рост тарифов ЖКХ; - неэффективность использования топлива; - кризис централизованной энергетики; - изношенность оборудования; - высокая частота аварий и перегруженность сетей тепло- и электроснабжения; - проблемы подключения к сетям; - некачественное электроснабжение; - проблема экологии. В России необходимость в применении когенераторов для тепло- и энергоснабжения очевидна, поскольку качество центрального снабжения оставляет желать лучшего, да и монопольный характер российских энергоносителей вынуждает покупать электричество и тепло по дорогим тарифам. Таким образом, внедрение когенераторов позволяет существенно снизить затраты на потребляемую энергию, что дает существенный экономический эффект для конечного потребителя, а также решить проблему пиковых нагрузок, недостатков централизованных систем и тем самым обеспечить качественным, бесперебойным энергоснабжением. Когенерацией называют способ производства энергии, при котором из одного первичного источника (топлива) на выходе энергоустановки получают два или несколько видов полезной энергии (в большей части когенерационных систем, применяемых в настоящее время, осуществляется совместное производство тепла и электричества). 5

Когенерация — относительно новая для России технология. Только в последнее десятилетие в нашей стране стал наблюдаться серьезный интерес к проектам мини-ТЭЦ, тогда как опыт использования этой технологии на Западе составляет порядка 25 лет. [30] «Для комбинированной выработки тепла и электроэнергии допускается применение когенерационных установок» говорится в Изменении N 2 к СП 62.13330.2011 «СНиП 42-01-2002 Газораспределительные системы» от 4 июня 2017 года. [11] Основные преимущества использования когенерационных установок: - Независимость владельца установки от тепловых сетей. Вне зависимости от экономического состояния дел в теплоэнергетических компаниях, на объекте, который обеспечивается теплом и электроэнергией за счет собственной установки, всегда будет свет и тепло. При этом наличие когенерационных агрегатов позволяет разгрузить электрические сети в крупных городах, а значит снизить риск серьезных перебоев электро- и теплоснабжения в целом - Эффективность топливоиспользования. КПД электростанций составляет от 30 до 50 % (остальная часть энергии первичного топлива теряется в виде неиспользуемого тепла). КПД котельной в среднем составляет около 80 %. Таким образом, полный КПД системы с раздельным производством тепла и электричества находится в пределах 55–65 %. При этом для когенерационных установок (их также называют мини-ТЭЦ или когенераторами), где наряду с генерацией электрической энергии осуществляется утилизация тепла, полный КПД может достигать 90 %. - Дешевизна топлива в сравнении с другими видами. Отличительная черта собственной мини-ТЭЦ - возможность использования как природного газа, так и других газообразных топлив, характеристики которых различаются в весьма широком диапазоне (пропан, бутан, ПНГ, газы химической промышленности, древесный газ, биогаз, пиролизный газ и т. д.). Современный уровень развития технологии позволяет выбрать подходящий тип когенерационной установки для работы на местном газообразном топливе. 6

- Снятие многих экологических ограничений на строительство объекта. По своим экологическим характеристикам когенерационные установки соответствуют требованиям сегодняшнего дня. Основным же их преимуществом с точки зрения экологии является то, что повышенная эффективность использования первичного топлива в когенераторах позволяет снизить выбросы вредных веществ в атмосферу в 2–3 раза по сравнению с использованием традиционных энерготехнологий, основанных на раздельном производстве тепла и электричества. Энергоснабжение от собственных источников удовлетворяет требованиям РостТехНадзора: местная мини-ТЭЦ (когенерационная установка) не портит пейзаж; выхлоп мини-ТЭЦ (когенерационной установки) чище, чем от других видов энергоснабжения, а шум минимальный. 7

1. Общие сведения об объекте проектирования 1.1 Технические решения по прокладке газопровода Остров Русский снабжается газом из города Владивостока по газопроводу. В свою очередь, во Владивосток газ поступает из магистрального газопровода через ГРС. Давление на выходе газа из ГРС равно p = 1,2 МПа. Общая длина газопровода равна примерно 34 км: по материковой части проходит 15 км газопровода (вместе с отводом до ТЭЦ-2), по островной — 12 км и под проливом Босфор-Восточный проложено более 6 км трубы в двуниточном исполнении. Для газификации ЖСК «Остров» выбрано трехступенчатое исполнение: газопровод высокого, среднего и низкого давления. Между ступенями запроектированы ГРП, спланированные в зависимости от массовости строительства на данном участке и этажности сооружений. Максимальный перепад давлений в сети низкого давления принимается равным Dp = 1200 Па. Прокладка газопровода вне зданий на застраиваемой территории запроектирована подземная. Трубы для прокладки выбраны полиэтиленовые по ГОСТ 18599-2001. [1] Глубина прокладки газопровода не может быть меньше 0,8 м до верхнего края трубы или футляра. На участках, которые будут свободны от транспорта, глубина прокладки должна быть не менее 0,6 м. [8] Газопровод защищается от коррозии двумя способами: пассивным и активным. Пассивный метод заключается в изоляции труб битумно-минеральной или битумно-резиновой мастикой. Для осуществления активного метода применяется электрический дренаж. [29] 1.2 Общая информация о городе Владивосток Площадь города – 331,16 км2 при населении 604602 человек. Владивосток располагается на полуострове Муравьева-Амурского и островах залива Петра Великого. 8

Владивосток — город-порт, является центром Приморского края и Владивостокского городского округа. Столица Приморья – конечный пункт Транссибирской магистрали, база для Тихоокеанского флота, центр науки и образования Дальнего Востока, включая ДВФУ и ДВО РАН. Владивосток располагается в Владивостокском часовом поясе и имеет смещение по отношению к UTC +10:00, а по отношению к столице-Москве +7:00. Минимальное расстояние от Москвы до Владивостока– 6430 км, по железнодорожным путям — 9288 километров. [23] Климатические данные города Владивосток изложен в таблице 1.1. Таблица 1.1 Климатические характеристики города Владивосток по СП 131.13330.2012 «Строительная климатология. Актуализированная редакция СНиП 23-01-99* (с Изменениями N 1, 2)» [6] Респуб- Температура возлика, духа наиболее край, об- холодных суток, ласть, °С, обес- печен- пункт ностью Температура воздуха наиболее холодной пятидневки, °С, обеспечен- Продолжительность, сут, и средняя температура воздуха, °С, периода со средней суточной температурой воздуха ностью 8 °С про- 0,98 0,92 0,98 0,92 дол- сред- жи- няя тем- тель- пера- ность тура 9

Респуб- Температура возлика, духа наиболее край, об- холодных суток, ласть, °С, обес- печен- пункт ностью Температура воздуха наиболее холодной пятидневки, °С, обеспечен- Продолжительность, сут, и средняя температура воздуха, °С, периода со средней суточной температурой воздуха ностью Владивосток -27 -26 -25 -24 196 -3,9 Во Владивостоке преобладает муссонный климат. Зимой прохладно и сухо при ясной погоде. Оттепели могут происходить в любой месяц зимы. Весна долгая с постоянными перепадами температур. Летом влажно и тепло с большим количеством осадков. Осень также теплая, но количество осадков к зиме начинает постепенно уменьшаться. Первые морозы наступают в начале ноября. Средняя температура воздуха за год во Владивостоке +4,9 °С. Август является самым теплым месяцем в году со средней температурой около +20,8 °C. Самым холодным месяцем является январь − -11,3 °C. Вода к августу-началу сентября прогревается до температуры +21..+23 °С (максимум +26,5 °С). Средний уровень осадков за год 818 мм. Среднее годовое давление ртутного столба составляет 763 мм. 1.3 Общая информация об острове Русский Остров Русский расположен в заливе Петра Великого Японского моря, в нескольких километрах от города Владивосток. Территория острова входит в состав города краевого подчинения Владивосток и муниципального образования Владивостокский городской округ. От основной части города, расположенной на полуострове Муравьёва-Амурского, Русский отделён проливом 10

Босфор-Восточный. С юга и востока остров омывается водами Уссурийского залива, а с запада — Амурского. Климат острова подобен климату города Владивосток. Средняя температура августа: 20,6 °C. Средняя температура января: −12,6 °C. Среднегодовое давление 763 мм ртутного столба. Зимой на острове Русский преобладает сухой и холодный континентальный воздух, из-за чего погода ясная, но морозная. В среднем продолжительность зимнего периода на Русском - 132 дня, начиная с 13 ноября и заканчивая 23 марта, что подобно продолжительность зимнего периода в Москве (133 суток). На протяжении бывает в среднем 18 пасмурных дней и 27 дней с осадками в виде снега. Метели проходят на протяжении 8—9 дней. Бывают случаи, когда скорость ветра при метелях возрастает до 15—20 м/с, в следствие чего наблюдаются снежные заносы. В таких ситуациях прекращается работа городского транспорта, и останавливаются все работы. Оттепели можно пронаблюдать в любой месяц зимы, но они длятся не более чем 2 дня. Продолжительность лета на острове 88 дней, начиная от 26 июня и заканчивая 21 сентября, при усредненной температуре воздуха +15 градусов. В начале августа – примерно с 6 по 20 число – температура воздуха часто превышает 20°C. [28] 1.4 ЖСК Остров Жилой поселок "Остров" самый большой поселок во Владивостоке, район комплексного освоения территорий на Дальнем Востоке Общая площадь участка составляет 400 508 кв.м. Планируется постройка 249 домов: 224 индивидуальных жилых дома, 20 дуплексов и 8 многоквартирных жилых домов. Общая площадь квартир 36 579 кв.м. Начало строительных работ было положено в 2016 г. 11

Жилищно-строительный кооператив «Остров» (ЖСК «Остров») создан 25 октября 2012 года. Целью строительства является обеспечение жильем научно-педагогического состава ДВФУ и Дальневосточного отделения РАН, а также граждан, имеющих трех и более детей. В соответствии с поручениями Первого заместителя Председателя Правительства Российской Федерации И.И. Шувалова кооперативу по договору безвозмездного срочного пользования были предоставлены земельные участки из земель, находящихся в собственности Российской Федерации, общей площадью 400 508 кв. метров. При поддержке АИЖК строительство поселка ЖСК «Остров» на острове Русский во Владивостоке находится в активной фазе, она началась во второй половине 2016 года. На участках строительства уже выполнены геологоразведочные работы, произведена топографическая съемка, подеревная съемка. Получены технические условия на подключение к сетям электроснабжения, водоснабжения и канализации, газоснабжения. Выполнены работы по проектированию поселка, а также внешних сетей. Завершены работы по проектированию внутриквартальных сетей, проект прошел экспертизу. Утвержден эскиз застройки поселка ЖСК. Обеспечен подъезд к территории строительства, обустроена площадка для размещения строительной техники, материалов. Подключены временные линии водо- и электроснабжения. Заключен договор на выполнение привязки проектов жилых домов к местности с разработкой проектов фундаментов и проектов внутриплощадочных (внутри индивидуального участка). Заключены договоры на строительство дорог и обеспечение инженерными коммуникациями. [24] 12

2 Основное оборудование газораспределительной сети 2.1 Классификация и основные виды газовой арматуры Газовой арматурой называют различные приспособления и устройства, монтируемые на газопроводах, аппаратах и приборах, с помощью которых осуществляются включение, отключение, изменение количества, давления или направления газового потока, а также удаление газа, При выборе газовой арматуры необходимо учитывать следующие свойства металлов и сплавов: - природный газ не воздействует на черные металлы, поэтому газовая арматура может быть изготовлена из стали и чугуна; - из-за более низких механических свойств чугунной арматуры она может применяться при давлениях не более 1,6 МПа; - при выборе чугунной арматуры необходимо создать такие условия, чтобы ее фланцы не работали на изгиб; - при существующих допустимых нормах содержания сероводорода в газе (2 г на каждые 100 м3) последний практически не воздействует на медные сплавы, поэтому арматура для внутридомового газового оборудования может быть из медных сплавов. По назначению существующие виды газовой арматуры подразделяются: - на запорную — для периодических герметичных отключений отдельных участков газопровода, аппаратуры и приборов; - предохранительную — для предупреждения возможности повышения давления газа сверх установленных пределов; - арматуру обратного действия - для предотвращения движения газа в обратном направлении; - аварийную и отсечную - для автоматического прекращения движения газа к аварийному участку при нарушении заданного режима. 13

Большинство видов арматуры состоит из запорного или дроссельного устройства. Эти устройства представляют собой закрытый крышкой корпус, внутри которого перемещается затвор. Перемещение затвора внутри корпуса относительно его седел изменяет площадь прохода газа, что сопровождается изменением гидравлического сопротивления. К запорной арматуре относятся различные устройства, предназначенные для герметичного отключения отдельных участков газопровода. Они должны обеспечивать герметичность отключения, быстроту открытия и закрытия, удобство в обслуживании и малое гидравлическое сопротивление. При проектировании стальных и полиэтиленовых газопроводов важное значение имеет правильный выбор соответствующей арматуры. В качестве запорной арматуры на газопроводах применяются задвижки, краны, вентили, гидравлические затворы. Наружные надземные и внутренние газопроводы природного газа и паровой фазы СУГ давлением до 0,005 МПа рекомендуется оснащать кранами конусными натяжными. На наружных и внутренних газопроводах природного газа давлением до 1,2 МПа, паровой и жидкой фазы СУГ давлением до 0,6 МПа рекомендуется применять краны конусные сальниковые, краны шаровые, задвижки и вентили. На подземных газопроводах низкого давления, кроме прокладываемых в районах с сейсмичностью свыше 7 баллов, на подрабатываемых и карстовых территориях в качестве запорных устройств допускается применять гидрозатворы. Наиболее распространенным видом запорной арматуры являются задвижки, в которых поток газа или полное его прекращение регулируют изменением положения затвора вдоль уплотняющих поверхностей. Это достигается вращением шпинделя. На подземных газопроводах задвижки монтируют в специальных колодцах из сборного железобетона или красного кирпича. 14

Перекрытие колодца должно быть съемным для удобства его разборки при производстве ремонтных работ. В местах пересечения газопроводами стенок колодца устанавливают футляры, которые для плотности заделывают битумом. Колодцы должны быть водонепроницаемыми. Помимо кранов со смазкой применяют простые поворотные краны, которые подразделяются на натяжные, сальниковые и самоуплотняющиеся. Эти краны устанавливают на надземных и внутри объектовых газопроводах и вспомогательных линиях (импульсные и продувочные газопроводы, головки конденсатосборников, вводы). В натяжных кранах взаимное прижатие уплотнительных поверхностей пробки и корпуса достигается навинчиванием натяжной гайки на резьбовой конец пробки, снабженный шайбой. Гидравлические затворы являются простым и плотным запорным устройством для подземных газопроводов низкого давления. На газопроводах часто применяют шаровые краны, которые имеют все преимущества кранов с коническими пробками. Их конструкция исключает возможность заедания шара-пробки в гнезде корпуса. Опыт эксплуатации подземных газопроводов показывает, что в них часто обнаруживаются вода и конденсат. В составе конденсата преобладает вода, которая выделяется из влажных газов при понижении их температуры. Помимо воды из газа конденсируются тяжелые углеводороды. Иногда в газопроводах обнаруживается вода, оставшаяся в них при производстве строительных работ. Для сбора и удаления конденсата и воды в низких точках газопроводов сооружаются конденсатосборники. В зависимости от влажности транспортируемого газа они могут быть большей емкости — для влажного газа и меньшей — для сухого газа. В зависимости от величины давления газа они разделяются на конденсатосборники низкого, среднего и высокого давления. 15

Конденсатосборник низкого давления представляет собой емкость, снабженную дюймовой трубкой. Как и у гидрозатвора, эта трубка выведена под ковер и заканчивается муфтой и пробкой. Через трубку удаляют конденсат, продувают газопровод и замеряют давление газа. Газопровод длиной в 1 км при нагревании на 1°С удлиняется в среднем на 12 мм. Под действием температурных напряжений возникают усилия, которые могут привести к сжатию или растяжению газопроводов. Если газопровод не имеет возможности свободно изменять свою длину, то в стенках газопровода возникнут дополнительные напряжения. В процессе эксплуатации наземных газопроводов величина изменения температуры может достигать нескольких десятков градусов, что вызывает напряжения в несколько десятков МПа. Поэтому для предотвращения разрушения газопроводов от температурных усилий необходимо обеспечить его свободное перемещение. Устройствами, обеспечивающими свободное перемещение труб, являются компенсаторы — линзовые, лиро- и П-образные. На подземных газопроводах наибольшее распространение получили линзовые компенсаторы. Компенсатор имеет волнистую поверхность, которая меняет свою длину в зависимости от температуры газопровода и предохраняет его от деформаций. Для очистки газа от примесей и его учета на газораспределительной сети устанавливаются ПУРГи (пункты учета расхода газа). Пункт предназначен для эксплуатации в макроклиматических районах с умеренным климатом исполнения УХЛ и категории размещения 1 по ГОСТ 15150-69 [3], для работы при температуре окружающей среды от +40 до -60° С и относительной влажности воздуха 98%. [26] 16

2.2 Пункт учета расхода газа Пункт учета расхода газа в соответствии с рисунком 2.1 состоит из установки шкафной 1, технологического оборудования учета расхода газа 2, обогревателя 3 с дымоходом 4. Установка шкафная представляет собой металлический шкаф с теплоизоляцией. Для удобства обслуживания технологического оборудования предусмотрены двери 5,6. Для обеспечения естественной вентиляции предусмотрены жалюзи 7…10. Обогреватель 3 предназначен для обогрева технологического оборудования и установлен под днищем шкафной установки. Технологическое оборудование пункта учета расхода газа в соответствии с рисунком состоит из двух линий: рабочей 1 и обводной 2. Газ через кран 3 поступает к фильтру 4, очищается от механических примесей и поступает к измерительному комплексу 5 для измерения расхода проходящего газа. После измерительного комплекса 5 газ через кран 6 поступает к потребителю. Для визуального наблюдения за давлением газа и измерения перепада давления на фильтре 4 предусмотрен манометр 7 с клапанами 8, 9. Для подачи газа к обогревателю 12, предусмотрен вентиль 10 и регулятор давления газа 11. Обводная линия 2 предназначена для обеспечения бесперебойной подачи газа потребителю при ремонте рабочей линии и снабжена краном 13. Для сброса газа предусмотрен продувочный трубопровод 14 с краном 15. Для замера перепада давления на измерительном комплексе предусмотрены краны 16, 17. [27] 17

Рисунок 2.1 Типовая схема пункта учета расхода газа 2.3 Когенерационные установки Главным фактором, заставляющим переходить на альтернативные средства снабжения теплом и электроэнергией, является изношенность тепло- и электросетей, а также низкое качество электроэнергии. Этой альтернативой стали когенерационные установки малой мощности, так называемые мини-ТЭЦ, способные обеспечить тепловой и электрической энергией отдельные здания или предприятия. КПД электростанций составляет от 30 до 50 % (остальная часть энергии первичного топлива теряется в виде неиспользуемого тепла). КПД котельной в среднем составляет около 80 %. Таким образом, полный КПД системы с раздельным производством тепла и электричества находится в пределах 55–65 %. При этом для когенерационных установок (их также называют мини-ТЭЦ или когенераторами), где наряду с генерацией электрической энергии осуществляется утилизация тепла, полный КПД может достигать 90 %. Соотношение теплового и электрического когенерационных установок составляет 1:1,2–1,6. Сравнение между когенерацией и раздельным производством электричества и тепла приводится ниже, основанное на типичных значениях КПД (рисунки 2.2 и 2.3). 18

Рис. 2.2. Общая эффективность раздельного производства энергии Рис. 2.3 Когенерационное производство Более полное использование энергии первичного топлива в когенерационных системах - основной фактор, относящий когенерацию к числу перспективных технологических направлений в энергетике, отвечающих требованиям стратегической задачи ресурсосбережения. В течение последних трех десятилетий задача экономии энергоресурсов является приоритетной для многих стран; осознанию ее важности во многом способствовал мировой кризис цен на нефть 1973 года. Различают когенерационные системы на базе газотурбинных и газопоршневых установок, микротурбин. Реже используются двигатели, работающие на дизельном топливе. Еще одним критерием классификации может служить вид топлива. Дело в том, что происхождение газа бывает разным. Среди прочих особо перспективными считаются шахтный метан, биогаз и свалочный газ. Когенерационные системы используются не только по прямому назначению. В тепличных предприятиях они выполняют роль установки по производству СО2 для повышения урожайности. 19

1. Газотурбинные установки (ГТУ) способны обеспечить наиболее широкий диапазон электрической мощности — от десяти до нескольких десятков мегаватт. В таких установках поток газа, образованный в результате сгорания топлива, воздействуя на лопатки турбины, создает крутящий момент и вращает ротор, который, в свою очередь, соединен с генератором. Электрический КПД (доля электроэнергии от общей энергии сгорания топлива) систем подобного типа может достигать 39%. ГТУ, как правило, вырабатывают в два раза больше тепловой энергии, чем электрической (при этом общий КПД не превышает 90%). Их несомненным преимуществом является возможность работы как на жидком (дизельное топливо, керосин), так и на газообразном топливе различного происхождения, в том числе низкокалорийном (с содержанием метана меньше 30%). Установки большой мощности можно использовать вместе с паровыми турбинами. В этом случае их электрический КПД достигает 59%. Газотурбинные установки можно использовать во многих отраслях народного хозяйства, но основные сегменты потребления — это все же нефте- и газодобывающая сферы, металлургическая промышленность, а также энергетика. 2. Микротурбинные установки работают по тому же принципу, что и ГТУ, но имеют меньшие размеры и, соответственно, мощность. Также отличительной чертой когенерационных установок на базе микротурбин является компактность конструкции, что дает несомненное преимущество при реализации проектов в ограниченном пространстве, например, в зданиях. Как можно видеть из рис. 4, вся когенерационная система компактно располагается внутри шумозащитного кожуха, наружу выведены только система выхлопа и тепловая магистраль. Электрический КПД, как правило, не превышает 35%, а тепловой равен примерно 50%. Максимальная мощность единичного блока составляет около 250 кВт. 20

3. Газопоршневые установки (ГПУ) не нуждаются в особом представлении. Это агрегаты, работающие от двигателей внутреннего сгорания, топливом для которых служит газ. Фактически это аналог дизель-генераторных электростанций, которые, кстати, также можно переделать под данный вид топлива. Электрический КПД газопоршневых установок достигает 40%, что несколько выше, чем у ГТУ, а вот тепловой КПД ниже — 50%. Меньшим является также потолок мощности, который составляет около 9 МВт. В данном проекте для частной застройки были подобраны когенерационные установки AKSA ABG8. Характеристики данной установки приведены в таблице 2.2. Таблица 2.2 Технические характеристики когенерационной установки AKSA ABG8 Тепловая мощность 8 кВт Электрическая мощность 3 кВт Потребление топлива при 100% 3,3 м3/ч нагрузке Тип двигателя Briggs Stratton (США) Частота вращения Газопоршневой, V-образный, 2-х цилиндровый, воздушного охлаждения Тип электрогенератора 3000 об/мин. Тип электрогенератора Mecc Alte, 3-х фазный, одноопорный, с самовозбуждением и саморегуляцией, бесщеточный 21

2.4 Подбор буферного накопителя Для ориентировочных расчетов расчетная емкость бака - аккумулятора определяется в зависимости от следующих условий: - расчетной теплопроизводительности источника отопления; - возможной замещаемой нагрузки и продолжительности периода за- рядки 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 (2.1): mV N t 3600 , м3 c (T1 T2 ) (2.1) 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 8 8 3600 4200 (80 60 ) 2,73 м3 22

В итоге, получается, что для этого потребуется накопитель на 3000 литров " AKVA PRO 3000". При проектировании устройства поддержания давления (размера расширительного бачка) необходимо учитывать содержимое буферной емкости. Для создания давления в контурах систем отопления и ГВС необходим дополнительный насос с максимальным давлением 8 кг/см2. К установке применен циркуляционный насос Wilo Starz NOVA C (таблица 2.3) Таблица 2.3 Технические характеристики насоса Wilo Starz NOVA C Wilo Starz NOVA С Допустимая перекачиваемая среда (другие среды по запросу)• Питьевая вода и вода для производства пищевых продуктов согласно Постановлению о питьевой воде 2001 г. (TrinkwV 2001) Допустимая область применения Диапазон температур при 70 °C использовании в циркуляционных системах ГВС при макс. температуре окружающей среды +40 °C в кратковременном режиме 2 ч T Диапазон температур при +2°C... +85°C использовании в циркуляционных системах ГВС при макс. температуре окружающей среды +40 °C Максимально допустимая 3,57 mmol/l (20 °dH) общая жесткость жидкости в циркуляционных системах ГВС 23

Макс. допустимое рабочее 10 бар давление Pmax Подсоединения к трубопроводу Резьба G1 Резьбовое соединение труб R½ Номинальный внутренний DN 15 диаметр фланца Монтажная длина L0 138 мм Мотор/электроника Создаваемые помехи EN 61000-6-3 Помехозащищенность EN 61000-6-2 Степень защиты IP 42 Класс изоляции F Подключение к сети 1~230 V, 50 Hz Частота вращения N 3000 об/мин Потребляемая мощ- 3 - 5 Вт ность P1 Потребление тока I max. 0,05 A Защита электродвигателя не требуется (устойчив к токам блокировки) Резьбовой ввод для кабеля 11 PG Connector Материалы Корпус насоса Латунь (CuZn40Pb2) Рабочее колесо Синтетический материал (PPE/PS 30% GF) Вал насоса Керамика Подшипники Графит, пропитанный синтетической смолой 24

Минимальный подпор на всасывающем патрубке во избежание кавитации при температуре перекачиваемой воды Минимальное давление на 0,5 / 2 м входе при температурах жидкости 40/65°C Данные для заказа Изделие Wilo Тип Star-Z NOVA C Арт.-№ 4132762 Вес, прим. m 1.28 кг 25

3 Порядок приемки газопровода в эксплуатацию 3.1 Подготовительные работы к прокладке газопровода При строительстве газовых сетей в городских условиях в состав подготовительных работ входит получение разрешения на рытье траншей и котлованов. Трассовые подготовительные работы включают: - разбивку и закрепление пикетажа, геодезическую разбивку горизонтальных и вертикальных углов поворота, разметку строительной полосы; - расчистку строительной полосы от леса и кустарника, корчевку пней; снятие и складирование в специально отведенных местах плодородного слоя земли; - планировку строительной полосы, уборку валунов, устройство полок на косогорах; - устройство защитных ограждений, обеспечивающих безопасность производства работ, монтаж средств наружного освещения; - проведение противоэрозионных мероприятий. Планировку монтажной полосы для прохода строительной техники рекомендуется осуществлять, как правило, за счет устройства грунтовых насыпей из привозного грунта. Планировка микрорельефа со срезкой неровностей допускается только на полосе будущей траншеи. Разбивка трассы газопровода (перенесение в натуру трассы проектируемого газопровод) производится от постоянных ориентиров, которые указаны в плане трассы. В местах, где находится новая застройка привязки газопровода наносятся от красных линий, а в незастроенных местах перенос трассы осуществляют от городской полигонометрии. Требования по разбивке трассы: - нивелирование постоянных реперов осуществляется с точностью не ниже 4 разряда; 26

- обязательна установка вдоль трассы временных реперов, которые связаны с постоянными рельефами, углы поворотов и разбивочные оси трассы привязывают к постоянным объектам на местности; - установка специальных знаков на поверхности в местах пересечения газопроводом существующих подземных. Ось газопровода закрепляется металлическими штырями, которые забиваются во всех углах горизонтальных изломов оси газопровода и на прямых участках в пределах видимости штырей. При асфальтовом покрытии вместо штырей применяют металлические кнопки. Также на трассу доставляют изолированные трубы или секции. Они раскладываются на расстоянии 1,5 м вдоль трассы и свариваются в секцию равную длине участка. На концы труб надеваются заглушки. [8] 3.2 Земляные работы Рытьё траншей и котлованов. На глубину заложения газопроводов влияют влажность транспортируемого газа и наличие динамических нагрузок над прокладываемым газопроводом. Грунт при рытье траншеи следует размещать на расстоянии не более 0,5 м от одного из краев. Размеры приямка в траншее необходимо принимать следующие: длина - 1м, ширина – диаметр плюс 1,2м, глубина - 0,7м. Засыпку траншей после укладки газопровода нужно производить в две стадии. Сперва, сразу после испытания на прочность, газопровод следует присыпать на 0,2 м, разравнить грунт и уплотнить. Далее засыпать остальную часть. Во время засыпки траншей нельзя забывать о мероприятиях по защите трубы от повреждений грунтом. 27

3.3 Укладка газопроводов Непосредственно перед спуском газопровода в траншею, ее следует тщательно осмотреть. Дно траншеи следует очистить, проектные отметки проверить. Для проверки соответствия проекта с натурой составляется акт поверки при участии представителей технадзора и заказчика. Также следует проверить и очистить от посторонних предметов, грязи, льда трубы и плети труб. Затем для защиты от последующих возможных загрязнении на концы труб надеваются заглушки. Секции размером до 40 м необходимо укладывать в траншею с использованием двух трубоукладчиков, на отдельные трубы до 12 м допускается один трубоукладчик. Если использование крупного оборудования невозможно по каким-либо обстоятельствам, то допускается укладка небольших участков труб путем установки над выемкой и укладываемой секцией монтажных треног. Для предотвращения аварий газопровод и оборудование следует опускать без рывков и касаний о стены и дно траншеи. После укладки труб в траншею, следует убедиться, что газопровод опирается по всей длине. Также проверяется состояние изоляции, действительно получившиеся расстояния до действующих коммуникаций и соответствие укладки проектным данным. 3.4 Монтаж сооружений на газовых сетях Собранный и испытанный в заводских условиях узел, состоящий из задвижки, компенсатора, патрубков, футляров устанавливают в газовом колодце, а затем приваривают его к уложенному газопроводу. Поверхности колодцев обрабатываются: наружные покрывают битумной краской, внутренние затирают цементным раствором. Горловина для люков устанавливается на щите перекрытий колодцев. Колодцы засыпают со всех сторон с одинаковым уплотнением. 28

В местах установки защитных коверов, заделанных в бетонное основание, траншеи засыпают песком или лишним грунтом, поливают водой и послойно уплотняют. Для ГРП оборудование монтируется из отдельных узлов, изготовленных и испытанных в заводских условиях. Для данных обязательно наличие акта заводского испытания. Заделка сварных швов, фланцевых и резьбовых соединений в стены или фундаменты не допускается. При проходе газопровода через стену или фундамент расстояние от сварного шва до футляра должно быть не менее 100мм. [8] 3.5 Сети высокого, среднего и низкого давлений Сеть среднего давления служит для обеспечения передачи газа от ГРС до ПРГ и состоит из газопроводов с рабочим давлением газа от 0,1 МПа до 0,3 МПа. Сеть низкого давления служит для обеспечения передачи газа от ГРС до ПРГ и состоит из газопроводов с рабочим давлением газа до 0,1 МПа. Прокладка газопровода производится подземным методом. Основные требования к подземной прокладке газопровода. Минимальные расстояния до зданий и сооружений (кроме ПРГ) указаны в СП 42.13330.2011. Расстояние от зданий ПРГ не нормируется. Исключением является расстояние от газопроводов до 0,6 МПа при их прокладке между зданиями или в стесненных условиях, а также газопроводов с давлением выше 0,6 МПа до отдельно стоящих строений (подсобных или нежилых). Расстояние от газопровода до наружных стенок колодцев необходимо принять не менее 0,3 м. Если выполнение данного условия затруднительно следует руководствоваться требованиями к прокладке газопроводов в стесненных условиях. 29

Расстояния от газопровода до тепловой сети бесканальной прокладки с продольным дренажем нужно принимать так же, как и расстояние до канальной прокладки тепловых сетей. Если трубы бесканальной прокладки не имеют дренажа, то расстояние до них следует принимать как до водопровода. Расстояние от газопровода до напорной канализации необходимо принимать как до водопровода. Минимальное расстояние до железнодорожных путей узкой колеи допускается как до трамвайных путей по СП 42.13330.2011. Расстояния до магистральных газопроводов и нефтепроводов указаны в требованиях СНиП 2.05.06-85. Допускается укладка двух и более газопроводов в одной траншее, на одном или разных уровнях (ступенями). При этом расстояния между газопроводами в свету следует предусматривать достаточными для монтажа и ремонта трубопроводов. При пересечении газопроводом каналов тепловой сети, коммуникационных коллекторов, каналов различного назначения с проходом над или под пересекаемым сооружением следует предусматривать прокладку газопровода в футляре. Футляр должен выходить на расстояние 2 м в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений. На одном из его концов следует предусмотреть контрольную трубку, которая будет выходить под защитное устройство. Глубина прокладки газопроводов принимается не менее 0,8 м до верха газопровода или футляра, Так же в футляр следует заключать газопровод при проходе через наружные стены сооружений. Пространство между футляром и стеной нужно заделывать на всю толщину конструкции, а концы футляра уплотнять эластичными материалами. Для прокладки газопровода в грунтах, включающих строительный мусор и перегной необходимо предусмотреть основание толщиной 10 см из более 30

мягкого грунта. Дно траншеи при прокладке в таких грунтах усиливается прокладкой бетонных брусьев или устройством свайного основания. Необходимо провести мероприятия для предотвращения всплытия газопровода в местах присутствия подземных вод. 3.6 Внутреннее устройство газоснабжения Административные здания в данном проекте снабжаются газом от газопроводов среднего давления через ПРГШ. Элементами системы газоснабжения являются ответвления от распределительного газопровода, ввод к потребителю газа, вводный газопровод в кожухе через стену здания, внутренние газопроводы. Газопроводы следует вводить в сооружения через нежилые помещения, доступные для осмотра труб. На входе трубы в здание необходим монтаж отключающего устройства. Место монтажа должно быть удобным для быстрого реагирования при аварийных ситуациях. Для определения возможности установки газового оборудования необходимо использовать соответствующие нормы и правила проектирования. Резинотканевые рукава следует применять при присоединении переносных газовых горелок, газовых приборов, КИП и приборов автоматики. Выбор рукавов должен основываться на заданных давлении и температурах. Прокладка труб в помещениях осуществляется открытым методом. Запрещается прокладывать газопровод в взрывоопасных (категории А и Б) зданиях, в подвалах, на складах горючих веществ, через камеры вентиляции, шахты лифтов, дымоходы, коррозионно-опасные помещения и т.д. Внутренний газопровод, который испытывает температурное воздействие, должен иметь возможность компенсации деформаций. Газопроводы на газопроводах в производственных помещениях промышленных предприятий, предприятий бытового обслуживания производственного характера следует предусматривать на вводе внутри помещения, на 31

отводах к агрегатам, перед запальниками и горелками, на продувочных трубопроводах. Приборы учета газа следует размещать в ПРГШ. Возможна установка счетчиков в помещениях, если оно имеет вытяжную вентиляцию. При этом запрещается ставить более двух расходомеров газа на один газопровод. Отключающие устройства в общественных зданиях следует проектировать с целью отключения стояков, обслуживающих более пяти этажей; перед газовыми счетчиками, газовыми приборами, при ответвлении к отопительным печам (два устройства: первое для отключения прибора, второе для отключения горелок). Если у газового прибора в конструкции предусмотрено отключающее устройство, то следует устанавливать еще одно отключающее устройство. Минимальные расстояния от трубы газопровода, проложенного открыто в полу помещения, до технологического оборудования и трубопроводов другого назначения необходимо устанавливать в соответствии с условиями возможности монтажа, осмотра и ремонта газопроводов. При этом газопроводы нельзя прокладывать через вентиляционные решетки, дверные и оконные проемы. Минимальные расстояния между газопроводом и электрокоммуникациями, которые расположены внутри помещений, устанавливаются в соответствии с требованиями ПУЭ. Расстояние от газопровода до пола в местах возможного прохода людей не может быть менее 2,2 м. Для крепления труб к стенам, колоннам и перекрытиям внутри зданий необходимо предусматривать кронштейнами, хомутами или подвесками на расстоянии, позволяющем осмотреть и отремонтировать газопровод и арматуру. Газопровод, проложенный вертикально, нужно прокладывать в футляре. Концы футляры должны выступать над уровнем пола не менее, чем на 3 см. Диаметр футляра следует принимать из условий, при которых кольцевой зазор 32

не может быть менее 5 мм при диаметре труб менее 32 мм и не менее 10 мм при диаметре более 32 мм. Для присоединения газовых приборов к газопроводу следует применять жесткие соединения. Монтаж газовых приборов и переносных газогорелочных устройств следует производить после отключающего крана резинотканевыми рукавами. 33

4. Расчетная часть проектирования 4.1 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 (4.1): Qo max q 0 A (1 k1 ), Гкал / час (4.1) где k1 – коэффициент, учитывающий дополнительный тепловой поток на потери через перекрытие над техподпольем;; q0 – укрупненный показатель максимального теплового потока на отопление жилых зданий на 1 м2 общей площади, принимаемый по таблице 4.1; A – общая площадь жилых зданий, м2. Таблица 4.1 – Удельные показатели максимальной тепловой нагрузки на отопление и вентиляцию жилых домов, Вт/м2 Этажность жи- Расчетная температура наружного воздуха для проектирования отоплелых зданий ния, tНв °С -5 –10 –15 –20 –25 –30 –35 –40 –45 –50 –55 Для зданий строительства после 2015 г. 1–3 этажные од- 60 61 62 64 67 72 77 81 84 85 86 ноквартирные отдельностоящие 2–3 этажные од- 47 48 49 51 55 59 64 67 71 73 74 ноквартирные блокированные 4–6 этажные 37 38 40 42 45 49 55 59 64 66 69 7–10 этажные 34 35 36 37 40 42 48 52 56 59 62 11–14 этажные 31 32 33 35 37 41 45 49 52 55 57 Более 15 этажей 30 31 32 33 36 40 43 47 50 52 55 Расчет представлен помесячно и результаты представлены в таблице 4.2. Таблица 4.2 – 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 Значения q0 найдены интерполяцией. 34

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 (4.2). Q t в н t н.ср tвн tн , Вт (4.2) 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; 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 4.3. Таблица 4.3 - Нормы расхода воды потребителями Расход воды прибором холодной или горячей Расход воды прибором общий (холодной и горячей) в час наибольшего водопоНорма требления рас- в сутки наибольходы шего водоповоды, требления л 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 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 (4.3): 35

qTh (U q uh ) /(1000 T ) , м 3 / ч (4.3) 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 (4.4). QTh где 1,3 qTh (55 5) / 1000 , Гкал / ч (4.4) 1,3 – коэффициент, который учитывает тепловые потери полотен- цесушителями 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 (4.5) перевода в кВт/ч будет равняться: QTh 0,0013 1000 , кВт / ч (4.5) 0,86 h Следовательно, QT =1,512 кВт/ч. Произведя расчет, получены следующие результаты, которые сведены в таблицу 8. Таблица 4.4 – 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 Qт.п.с, кВт Qт.п.ч, кВт 17804 17672 17376 17088 1088 1088 1088 1088 1088 8446 17292 17648 593,47 589,07 579,20 569,60 36,29 36,29 36,29 36,29 36,29 563,07 576,40 588,27 24,73 24,54 24,13 23,73 1,51 1,51 1,51 1,51 1,51 23,46 24,02 24,51 где Qт.п.м – отопительная нагрузка за месяц, кВт; Qт.п.с – отопительная нагрузка за сутки, кВт; 36

Qт.п.ч – отопительная нагрузка в час, кВт. По вычисленным данным, построен график (рисунок 4.1) потребления тепловой энергии по значениям таблицы 4.4. 20000 16000 месяцы 12000 среднемесячные значения 8000 среднесуточные показатели 4000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Рисунок 4.1 – График максимальных среднемесячных и среднесуточных показателей отопления По значениям таблицы 4.4 построен график (рисунок 4.2) 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 4.2 – График потребления энергии в зимний и летний период 37

4.2 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. Для определения общей мощности требуемой электроэнергии следует знать нагрузку на каждый дом. Таблица 4.5 - Удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир жилых зданий, кВт/квартира № п.п. 1 2. Потребители электроэнергии 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 Квартиры повышенной комфортности с электрическими плитами мощностью до 10,5 кВт ** Количество квартир 1 6 9 12 15 18 24 40 60 100 200 400 600 100 0 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 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 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 10 14 38

3 Домики на участках садоводческих товариществ 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 По руководящему документу РД 34.20.185-94 табл. 2.1.1 указана электрическая нагрузка электроприемников коттеджей в таблице 9. [12] 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; 4.3 Определение расчетных расходов газа Для отдельных жилых домов и общественных зданий расчетный часовой расход газа, следует определять по сумме номинальных расходов газа газовыми приборами с учетом коэффициента одновременности их действия по формуле 4.6: 𝑄𝑑ℎ = ∑𝑚 𝑖=1 𝐾𝑠𝑖𝑚 𝑞𝑛𝑜𝑚 𝑛𝑖 (4.6) где Ksim – коэффициент одновременности, принимаемый для жилых домов по таблице 4.6; Qnom - номинальный расход газа прибором или группой приборов, м3/ч, принимаемый по паспортным данным или техническим характеристикам приборов; 39

ni - число однотипных приборов или групп приборов; m - число типов приборов или групп приборов. Коэффициенты одновременности в зависимости от установки газового оборудования указаны в таблице 4.6. Таблица 4.6 Коэффициенты одновременности в зависимости от установки в жилых домах газового оборудования Число квартир Коэффициент одновременности в зависимости от установки в жилых домах газового оборудования Плита 4-конфо- Плита 2-конПлита 4-конфоПлита 2-конфорочная форочная рочная и газовый рочная и газовый проточный водо- проточный водонагреватель нагреватель 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 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 В квартирах ЖСК «Остров» предусмотрены газовые плиты Gorenje мощностью 11,8 кВт. Средняя нагрузка на горячее водоснабжение и отопление по результатам расчетов получилась равной 21,12 кВт. По этим данным был произведен расчет нагрузок с учетом коэффициентов одновременности, приведенный в Приложении А. 40

Общая нагрузка на поселок получилась равной 509 м3/ч. 4.4 Проектирование газовой сети Газопроводы системы среднего давления выполняются из полиэтилена по ГОСТ Р 50838-2009. [4] Газопроводы внутридомовой газовой сети выполняются из труб ВГП по ГОСТ 3262-75. Для наружной газовой сети принята подземная прокладка. При подземной прокладке газопровода или в обваловании материал и габариты обвалования рекомендуется принимать исходя из теплотехнического расчета, а также обеспечения устойчивости и сохранности газопровода и обвалования. При прокладке газопроводов всех категорий на расстоянии до 15 м от зданий всех назначений предусмотрена герметизация подземных вводов и выпусков сетей инженерно-технического обеспечения. Соединения труб предусмотрены неразъемные. В местах установки технических устройств соединения - разъемные или неразъемные в зависимости от конструкции технических устройств и удобства обслуживания. Газопроводы в местах входа и выхода из земли, а также вводы газопроводов в здания рекомендуется заключаются в футляр. Концы футляра в местах входа и выхода газопровода из земли заделываются эластичным материалом, а зазор между газопроводом и футляром на вводах газопровода в здания заделываются на всю длину футляра. Вводы газопроводов в здания предусмотрены непосредственно в помещение, в котором установлено газоиспользующее оборудование, или в смежное с ним помещение, соединенное открытым проемом. Запорная арматура на газопроводах предусмотрена на границе сети газораспределения и газопотребления; перед отдельно стоящими зданиями, одноквартирными или блокированными жилыми домами; перед наружным газоиспользующим оборудованием; перед и на выходе из ПУРГ; на ответвлениях от га41

зопроводов к группам жилых домов, к отдельно стоящим домам; при пересечении водных преград двумя нитками газопровода и более, а также одной ниткой при ширине водной преграды при меженном горизонте 75 м и более. В местах пересечения газопроводов любых давлений с подземными инженерными сетями расстояния до них следует принять не менее 0,2 м, при пересечении с электросетями - в соответствии с ПУЭ. [155] Прокладка газопроводов осуществляется на глубине не менее 0,8 м до верха газопровода, футляра или балластирующего устройства. В тех местах, где не предусматривается движение транспорта и сельскохозяйственных машин, глубина прокладки стальных газопроводов должна быть не менее 0,6 м. Расстояние по вертикали (в свету) между газопроводом (футляром) и подземными сетями инженерно-технического обеспечения и сооружениями в местах их пересечений принимается согласно приложению В*. В местах пересечения газопроводов с подземными коммуникационными коллекторами и каналами различного назначения, теплотрассами бесканальной прокладки, а также в местах прохода газопроводов через стенки газовых колодцев газопровод прокладываются в футляре. При пересечении с тепловыми сетями предусматривается прокладка газопроводов в футлярах, стойких к температурным воздействиям среды, транспортируемой по трубопроводам тепловых сетей, и в соответствии с СП 124.13330. Концы футляра выводятся на расстояние не менее 2 м в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений и коммуникаций. Концы футляра заделываются гидроизоляционным материалом. На одном конце футляра в верхней точке уклона предусмотрен монтаж контрольной трубки, выходящей под защитное устройство. Прокладываемые трубы и соединительные детали предусмотрены в проекте с коэффициентом запаса прочности не менее 2,7. Места переходов с полипропиленовой трубы на стальную трубу выполняются в защитном футляре. Футляр покрывается теплоизоляцией толщиной 13 мм. Все элементы трубопроводов с температурой наружной поверхности стенки 42

выше 45°С, расположенные в доступных для обслуживающего персонала местах, покрываются тепловой изоляцией. Изоляция весьма усиленная. Конструкция ПУРГ предусмотрена с функцией аварийного оповещения с предохранительным клапаном. В случае непредвиденной аварийной ситуации в пункте она активируется, а клапан прекращает подачу газа на вход ПУРГ. Для обеспечения сохранности, создания нормальных условий эксплуатации системы газоснабжения и предотвращения аварий и несчастных случаев устанавливаются охранная зона вдоль трассы наружного газопровода и сооружений систем газоснабжения в виде участка земной поверхности, ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии 3 м со стороны медного обозначающего провода, и 2 м – с другой стороны. На территории проектируемого предприятия наружные газопроводы обозначаются опознавательными знаками (привязками), нанесёнными на постоянные ориентиры. В охранной зоне системы газоснабжения без письменного уведомления администрации, запрещается: а) производить строительство, капитальный ремонт, реконструкцию или снос любых зданий и сооружений; б) складировать материалы, высаживать деревья всех видов; в) осуществлять всякого рода горные, дноуглубительные, землечерпальные, взрывные, мелиоративные работы, устраивать причалы для стоянки судов, барж, бросать якоря, проходить с отданными якорями и тралами; г) производить земляные и дорожные работы; д) устраивать проезды под надземными газопроводами для машин и механизмов, имеющих общую высоту с грузом или без груза от поверхности дороги более 4,5 м. [7] В охранной зоне системы газоснабжения запрещается: 43

а) набрасывать, приставлять и привязывать к опорам и газопроводам, ограждениям и зданиям систем газоснабжения посторонние предметы, загромождать к ним проходы и влезать на них; б) открывать помещения газорегуляторных пунктов, дверцы станций электрохимической защиты и редукционных головок групповых резервуарных установок, люки колодцев подземных газовых сооружений, открывать или закрывать отключающие устройства на газопроводах, отключать или включать электроснабжение средств связи, освещения, систем телемеханики; в) складировать химические удобрения, грунт, строительные отходы, выливать растворы кислот, солей и щелочей; г) перемещать и производить засыпку, нарушать сохранность опознавательных и предупредительных знаков; д) разводить огонь или размещать какие-либо открытые или закрытые источники огня; е) посторонним лицам находиться на территории и в помещениях систем газоснабжения. [18] Мероприятия по локализации и ликвидации аварийных ситуаций предусматривается в соответствии с требованиями Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности для объектов, использующих природный газ". [14] План локализации аварийных ситуаций (ПЛАС) разрабатывается отдельно, по мере ввода объекта в эксплуатацию. ПЛАС подлежит предварительному согласованию с ОАО «Приморский газ». 4.5 Гидравлический расчет Гидравлический расчет газопровода производится с целью подбора диаметров труб на участках и определения минимальных потерь давления на них. Параметрами выбора пропускной способности газопроводов являются: сочетание экономичности прокладки труб с максимально допустимыми потерями газа, устойчивость работы ПРГ. Расчетный внутренний диаметр трубы следует определять исходя из условий обеспечения стабильной подачи газа для всех 44

потребителей в часы максимального потребления. Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего давления принимаются в пределах категории давления, принятой для газопровода. Исходная информация для расчета – совокупность физических свойств газа, выбранного для транспортировки, схема сети потребления газа с описанием ее участков. Вычисляемые параметры –потоки газа по участкам системы газопроводов и давление газа в узлах распределительной системы газоснабжения. Нормативные документы для производства гидравлического расчета газопровода: - СП 62.13330.2011* «Газораспределительные системы»; [11] - СП 42-101-2003 «Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб»; [8] - СП 42-102-2004 «Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб»; [9] - СП 42-103-2003 «Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов». [10] Принятые параметры расчетов, допущения и упрощения: - плотность газа при нормальных условиях – 0,73 кг/м3; - кинематическая вязкость газа – 0,000014 м2/с; - способ прокладки на всём протяжении – подземный; - поток газа считается изотермическим; - учет влияния местных сопротивлений выполнен увеличением фактической длины расчетного участка на 10%; - изменение физических свойств природного газа в пределах расчетного участка не учитывается. В данной работе рассчитываются сети высокого и среднего давления. Для данных сетей падение давления на участках рассчитывается по следующей формуле 4.7: 45

𝑃н2 − 𝑃к2 = 𝑃0 81𝜋 𝜆 2 𝑄02 𝑄02 𝑑 𝑑5 𝜌 𝑙 = 1,2687 ∙ 10−4 𝜆 5 0 (4.7) 𝜌0 𝑙, где Pн – абсолютное давление в начале газопровода, МПа; Pк – абсолютное давление в конце газопровода, МПа; 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; Q 0 – расход газа, м3/час, при нормальных условиях. Коэффициент гидравлического трения определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса по формуле 4.8: 𝑅𝑒 = 𝑄0 9𝜋𝑑𝑣 = 0,0354 𝑄0 𝑑𝑣 , (4.8) 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 условию 4.9: 𝑛 𝑅𝑒 = ( ) < 23, 𝑑 (4.9) 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 4.10: λ= 64 Re , (4.10) 46

- для критического режима движения газа Re = 2000-4000 по формуле 4.11: 𝜆 = 0,0025𝑅𝑒 0,333 , (4.11) - для гидравлически-гладкой стенки: - при 4000<Re<100 000 по формуле по формуле 4.12: λ= 0,3164 Re0,25 (4.12) , - при Re>100 000 по формуле 4.13: λ= 1 (1,82lgRe−1,64)2 (4.13) , - для шероховатых стенок при Re>4000 по формуле 4.14: n 68 0,25 d Re λ = 0,11 ( + ) (4.14) , 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. Внешний диаметр полиэтиленового трубопровода и толщина стенки подбирается вручную по ГОСТ Р 50838-95 [4]. Диаметр подбирается таким образом, чтобы падение давления на участках не превышало максимального возможного значения (таблица 4.7). Таблица 4.7 Сводная таблица трубопроводов сети среднего давления. № Труба Материал Длина, м 1 90х8,2 ПЭ100SDR11 ГОСТ 50837-2009 969,0 2 63х5,8 ПЭ100SDR11 ГОСТ 50837-2009 215,1 3 40х3,7 ПЭ100SDR11 ГОСТ 50837-2009 793,2 4 32х3,0 ПЭ100SDR11 ГОСТ 50837-2009 1730,4 47

№ Труба Материал Длина, м 5 25х2,3 ПЭ100SDR11 ГОСТ 50837-2009 921,3 6 20х2,3 ПЭ100SDR11 ГОСТ 50837-2009 180,9 7 16х2,3 ПЭ100SDR11 ГОСТ 50837-2009 2870,8 Гидравлический расчет представлен в Приложении Б. 4.6 Гидравлический расчет внутридомовой сети Гидравлический расчет внутридомового газопровода начинается с самого удаленного от ввода потребителя газа, а затем рассчитывается ближайший к вводу потребитель. Невязка потерь давления по потребителям не должна превышать 10%. Расчетный перепад давления от врезки внутридомового газопровода (ввода) в наружную сеть до наиболее удаленного прибора составляет 600 Па с учетом потерь давления в газовом приборе. Для плиты эти потери составляют 40…60 Па, когенерационной установки – 80…100 Па. Последовательность расчета: Расчетные расходы газа для потребителей определяем по номинальному потреблению газа данными приборами. Для газовой плиты, используемой в проекте номинальный расход газа примерно равен 1,17 м3/ч. Номинальный расход на когенерационную установку складывается из нагрузок на отопление и среднему показателю расхода на горячее водоснабжение – 2,1 м3/ч. Определяем расчетные расходы газа Vр, м3/ч, для всех участков по формуле 4.15: 𝑉р = ∑𝑚 1 𝐾0 𝑉ном 𝑛𝑖 (4.15) где K0 - коэффициент одновременности работы газовых приборов; Vном - номинальный расход газа прибором или группой приборов, м3/ч; ni - число однотипных приборов; m - число типов приборов или групп приборов. 48

Задаемся диаметрами участков сети (для первого участка – по диаметру присоединительного штуцера прибора). Используются трубы стальные водогазопроводные по ГОСТ 3262-75*. [2] Определяем суммарные значения коэффициентов местных сопротивлений для каждого участка ξ по таблице 4.8. Таблица 4.8 Коэффициенты местного сопротивления для газовой сети По таблице 4.9 и номограмме (рисунок 4.3) находим удельные потери на трение R, Па/м, и эквивалентные длины Lэ, м, для единичного местного сопротивления. 49

Таблица 4.9 Зависимость удельных потерь на трение от условного прохода газовой трубы 50

Рисунок 4.3 Номограмма нахождения эквивалентной длины участка газопровода Вводим поправку на плотность в значения удельных потерь давления. Определяем расчетные длины участков Lp, м (формула 4.16): 𝐿𝑝 = 𝐿Д + ∑ 𝜉 ∗ 𝐿экв (4.16) 51

где LД – фактическая длина участка, измеряемая по плану жилого дома и аксонометрической схеме внутридомовых газопроводов, м; LЭКВ – эквивалентная длина участка, м; Рассчитываем потери давления на участках δP, Па по формуле 4.17. (4.17) 𝛿𝑃 = 𝐿𝑃 ∗ 𝑅уд Определяем дополнительное избыточное давление PД, Па, на вертикальных и наклонных участках по формуле 4.18: (4.18) РД = ±𝛿ℎ ∗ (1,29 − 𝜌г ) ∗ 9,81 ρг - плотность газа, кг/м3; h – разность абсолютных отметок начала и конца рассчитываемого участка, м. Определяем потери давления на участках с учетом дополнительного сопротивления по формуле 4.19. (4.19) 𝑃уч = 𝛿𝑃 + РД Находим суммарные потери давления в газопроводах с учетом потерь в трубах и арматуре прибора. Полученные суммарные потери давления сравниваем с расчетным перепадом давления. Если невязка превышает допустимую (10%), изменяем диаметры некоторых участков и производим перерасчет, добиваясь требуемой невязки. [20] Результаты расчеты сведены в таблицу 4.10. Таблица 4.10 Результаты гидравлического расчета внутридомовой газовой сети N учка КУ-1 Плита1 1ПУРГ V м3/ч 1,17 К Vp L, м 0,85 0,99 2,5 2,10 1,00 3,27 d, ξ м 15 1,6 Lэ' Lэ Rуд δP Рд Руч Сумма 2,9 4,64 2,5 11,6 0,4 12 12,0 2,10 17,6 20 1,9 18,08 34,35 2,1 72,14 0 72,14 84,1 3,09 1,1 1,738 4,25 7,39 0,1 7,49 91,6 20 1,1 1,58 Общие потери по трассе составили 91,6 Па. Диаметры трубопровода не превысили 20 мм. 52

5. Автоматизация внутридомовой газовой сети Для контроля загазованности помещения в проекте предусмотрена установка сигнализаторов типа СЗ-1. Сигнализаторы СЗ-1 (рисунок 5.1) предназначены для: а) непрерывного контроля содержания метана (природного газа) в воздухе коммунально-бытовых, жилых помещений; котельных различной мощности, работающих на природном газе и других зданиях; б) выдачи световой и звуковой сигнализации в случае возникновения в контролируемом помещении концентраций газа, соответствующих сигнальным уровням; в) выдачи сигналов для управления клапаном запорным газовым с электромагнитным управлением типов КЗГЭМ-У, КЗЭУГ с целью перекрытия трубопровода подачи газа при аварийной ситуации или (и) при подаче на сигнализатор внешнего г) управляющего выдачи сигналов аварии сигнала; на внешние устройства; д) запоминания состояния аварии. Сигнализаторы СЗ-1 могут также использоваться: а) для управления исполнительными устройствами, способными воспринимать сигналы, вырабатываемые сигнализаторами; б) в качестве светового и звукового индикатора сигналов внешних датчиков пороговых состояний параметров, сигнала о нарушении соединений с клапаном, подключённым к сигнализатору. г) в тандеме с клапаном газовым с тех характеристиками отличными от КЗГЭМ-У, КЗЭУГ. 53

Рисунок 5.1 Внешний вид сигнализатора С3-1 Основные технические данные сигнализаторов СЗ-1 приведены в таблице 5.1. Таблица 5.1 Технические характеристики сигнализатора С3-1 Наименование параметра Значение СЗ-1-1Г 1 Напряжение питания перемен- СЗ-1-2Г 220 +22/-33 ного тока частотой (50 ± 1)Гц, В 2 Потребляемая мощность, ВА, 6 не более 3 Концентрация природного газа, 10 вызывающая срабатывание сигнализа- тора, % a) б) НКПР: - "Порог" "Порог 1" в) "Порог 2" 4 Предел допускаемой основной абсолютной погрешности, % НКПР ±5 10 20 54

5 Время установления рабочего 5 режима, мин 6 Время срабатывания сигнализа- 15 тора, с, не более 7 Амплитуда импульсов управле- 37±5 ния клапаном, В 8 Время автоматической работы 8760 сигнализатора без технического обслуживания с применением внешних средств и без вмешательства оператора, ч, не менее 9 Длина кабеля для подключения 50 внешнего устройства, м, не более 10 Длина кабеля для подключе- 20 ния клапана, м, не более 11 Габаритные размеры, мм, не 1 25 х 80 х 35 12 Масса, кг, не более 0, 5 более Сигнализатор на природный газ СЗ-1 устанавливается в верхней части помещения над местами возможной утечки природного газа (над горелкой, ГРУ и т.д.). Сигнализатор загазованности на угарный газ СЗ-2 представлен на рисунке 5.2. Предназначен для непрерывного автоматического контроля содержания оксида углерода (СО) в воздухе котельных, других коммунально-бытовых и производственных помещений. Сигнализатор оповещает световым и звуковым сигналами о появлении опасных концентраций газа в воздухе. Сигнализатор может применяться как в составе систем автоматического контроля загазованности САКЗ-МК, так и самостоятельно. 55

Сигнализатор СЗ-2-2АГ способен управлять импульсным электромагнитным клапаном газоснабжения типа КЗЭУГ. Тип сигнализатора: стационарный, непрерывного действия, одноканальный, с диффузионной подачей контролируемой среды, с двумя фиксированными порогами аварийной сигнализации. Рисунок 5.2 Внешний вид сигнализатора С3-2 Концентрация СО, вызывающая срабатывание сигнализатора, «Порог 1» - 20 мг/м3 «Порог 2» - 100 мг/м3 Время срабатывания сигнализации, с: не более 60 сек. Напряжение питания: 50 Гц, 220 В Потребляемая мощность: не более 1ВА Для перекрытия подачи газа от сигнала датчика предусмотрена установка клапана запорного газового с электромагнитным приводом унифицированный КЗГЭМ-У. Основные технические данные: Амплитуда импульса управляющего сигнала для закрытия клапана: от 20 до 42 В Диапазон условного давления, Мпа: (кгс/см2): 56

для клапанов НД: до 0,005 (0,05) для клапанов СД: до 0,3 (3) Время срабатывания клапана: не более 1с. [19] Для учета потребления природного газа потребителем в доме предусмотрен монтаж расходомеров газа типа BK-G4. [25] Принцип работы счетчика основан на перемещении подвижных перегородок (диафрагм), расположенных в камерах, при поступлении газа в счетчик. Впуск и выпуск газа, объемный расход которого необходимо измерить, вызывает попеременное движение диафрагм, которые связаны с системой рычагов и редуктором. Редуктор приводит в действие счетный механизм, показания которого отградуированы в м3. [22] Отличительные особенности: Компактность конструкции и современный дизайн Наличие конструктивного исполнения как с правым, так и левым направлениями потока газа Возможность дополнительного монтажа НЧ генератора IN-Z61 для дистанционной передачи сигнала Блокировка отсчетного устройства от обратного хода Высокая чувствительность и точность измерения Низкие энергетические потери и малая потеря давления Нечувствительность к загрязнениям Низкий уровень шума Высокая коррозийная стойкость применяемых материалов Длительный срок службы и высокая надежность Основные характеристики: Диапазон рабочих расходов: от 0,016 м3/ч до 6 м3/ч Погрешность ±3 % в диапазоне измерения: расходов от Qмин. до 0,1 Qном. ±1,5% в диапазоне расходов от 0,1 Qном. до Qмакс. включительно 57

Рабочее давление газа: до 50 кПа Диапазон Рабочей среды: температур минус окружающей 30 °С плюс среды: 50 °С Окружающей среды: минус 40 °С плюс 50 °С Срок службы: не менее 24 лет. 58

6. Технико-экономический расчет 6.1 Обоснование рентабельности выбора проекта с использованием когенерационных установок Правильно выбранная когенерационная установка малой мощности является финансово эффективной, потому что в данный момент произведенная на месте электроэнергия дешевле, чем закупаемая от распределительных сетей. Не исключена и ситуация, когда при расширении рынка электроэнергии и увеличении числа поставщиков электроэнергии произведенная на месте электроэнергия становится дороже закупаемой. 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 течении отопительного и переходного периодов. Количество дней в году с выработкой тепловой мощности n=198 (формула 6.1): т.э. ℎгод = 𝑛 ∗ 24 = 198 ∗ 24 = 4752 ч/год (6.1) Далее следует посчитать капиталовложения в выбранную систему когенерации (формула 6.2). Установка AKSA ABG 8 имеет рыночную стоимость 182 590 рублей. Подключение установки следует принимать как 5% от стоимости установки. Также следует принять во внимание стоимость вспомогательных устройств и системы регулирования, принимаемая как 7% от стоимости установки. Итого капиталовложения высчитываются по формуле: K = Sуст. + Sподкл. + Sвсп. = 204500,8 руб. (6.2) Для обоснования финансовой составляющей проекта рассчитаем годовую выплату по кредиту на систему когенерации. 59

Для покрытия кредита K=204 500,8 рублей за n=10 лет с процентной ставкой e =14% годовой возврат будет равен Eкред=39 205,57 руб./год. Рассчитаем годовые расходы на топливо (формула 6.3). Расход топлива установкой в час при 100%-ой нагрузке равен l=3,3 м3/ч. Коэффициент полезного действия производства электроэнергии 19%. Коэффициент полезного действия производства тепловой энергии 75%. Цена топлива в районе строительства s=6717 рублей на 1000 м3. Eтоп = l ∗ hэ.э. год ∗ s = 118622 руб./год (6.3) Сумма эксплуатационных расходов в год считаются по формуле 6.4: Еэкспл = pэл. ∗hэ.э. год ∗eэкспл 1000 + Eкред + Eтоп = 176 223,57 руб. год (6.4) где pэл. – установленная мощность когенерационной установки по электроэнергии (1 кВт); eэкспл – эксплуатационные расходы (2100 руб/МВтэл×ч). Себестоимость электроэнергии высчитывается по формуле 6.5: Sэ.э. = (Еэкспл +Pэ.э. ∗Тэ.э. ) Pэ.э. = 23656,85 руб МВтэл ∗ч (6.5) Где Pэ.э. – произведенная в год электроэнергия (формула 6.6) Pэ.э. = pэл. ∗ hэ.э. год 1000 = 8,76 Мвт ∗ ч (6.6) год pэл. – установленная электрическая мощность установки; Тэ.э. – тариф продажи/ замещения электроэнергии в данном регионе (3540 руб./МВт*ч). Себестоимость тепловой энергии высчитывается по формуле 6.7: Sэ.э. = (Еэкспл +Pт.э. ∗Тт.э. ) Pт.э. = 8324,51 руб МВтэл ∗ч (6.7) Где Pт.э. – произведенная в год тепловая энергия, рассчитываемая по формуле 6.8: Pт.э. = pт.э. ∗ hт.э. год 1000 = 38,02 Мвт ∗ ч год (6.8) Pт.э. – установленная тепловая мощность установки; 60

Тт.э. – тариф продажи/ замещения тепловой энергии в данном регионе (3689 руб./МВт*ч). Доходы от продажи/замещения электроэнергии рассчитываются по формуле 6.9: (6.9) Nэ.э. = Pэ.э. ∗ Тэ.э. = 54693,98 руб./год Доходы от продажи/замещения тепловой энергии (формула 6.10): (6.10) Nт.э. = Pт.э. ∗ Тт.э. = 140241,02 руб./год Чистый доход от производства энергии равен сумме доходов от продажи электрической и тепловой энергии когенерационной установки (формула 6.11): (6.11) Nобщ. = Nэ.э. + Nт.э. = 194935 руб./год Экономическая выгода проекта рассчитывается как разность чистого дохода и суммы годовых эксплуатационных расходов (формула 6.12): A = Nобщ. − Еэкспл = 18711,43 руб. (6.12) Срок окупаемости проекта определяется как частное капиталовложений и экономический выгоды проекта, рассчитывается по формуле 6.13: Nокуп. = K A = 10,93 лет (6.13) Результаты расчетов приведены в таблице 6.1 Таблица 6.1 – Технико-экономические данные проекта с использованием когенерационной установки Характеристика устан. Мощ-ть эл. Ед. изм. кВт Кол-во 1 устан. Мощ-ть тепл. кВт 8 часы полного использования мощности (электроэн.) ч/год 8760 часы полного использования мощности (тепло) ч/год 4752 капиталовложения в установку рубли 182590 капиталовложения в здание рубли 0 61

Характеристика подключения Ед. изм. рубли Кол-во 9129,5 вспомогательные устройства + система регулирования рубли 12781,3 капиталовложения, всего рубли 204500,8 собственный вклад рубли 0 инвестиции рубли 0 кредит рубли 204500,8 срок кредита лет 10 процентная ставка % 14,00% годовой возврат руб/год 39 205,57 ₽ расход топлива м3/ч 3,3 КПД, пр-ва электроэн. % 19 КПД, пр-ва тепла % 75 расход топлива м3/год 28908 цена топлива руб/1000м3 6717 годовые расходы на топливо руб/год 118622 эксплуатационные расходы руб/МВтэл×ч 2100 сумма эксплуатационных расходов руб/год 176 223,57 ₽ произведенная электроэнергия в год Мвт×ч/год 8,76 тариф продажи/замещения электроэнергии руб/МВтэл×ч 3540 произведенная тепл.энергия в год Мвт×ч/год 38,016 тариф продажи/замещения тепловой энергии руб/МВттепл×ч 3689,00 себестоим.электроэнегрии руб/МВтэл×ч 23656,85 62

Характеристика себестоим. Тепл.энергии доходы от продажи/замещения эл.энергии Ед. изм. руб/МВттепл×ч руб/год Кол-во 8324,51 54693,98 доходы от продажи/замещения тепл.энергии руб/год 140241,02 чистый доход руб/год 194935,00 экономическая выгода в год рубли 18 711,43 ₽ простой срок окупаемости лет 10,93 По данным таблицы видно, что срок окупаемости установки за счет собственного производства тепловой и электрической энергии равен 12,5 лет. 6.2 Расчет сметной стоимости работ Экономическая часть дипломного проекта разработана на основании технологической и расчетной частей. 6.2.1 Стоимость проектно-изыскательских работ Стоимость всех проектно-изыскательских работ определяется на основе «Справочника базовых цен на проектные работы для строительства. Газооборудование и газоснабжение промышленных предприятий, зданий и сооружений. Наружное освещение» (СБЦ). [16] Основная стоимость разработки рабочей документации определяется по формуле 6.1: 𝐶 = (𝑎 + 𝑏 ∙ 𝑋) ∙ 𝐾𝑖 , (6.14) где: a, b - постоянные величины для определения интервала основного показателя проектируемого объекта, тыс. руб.; Х - основной показатель проектируемого объекта; Ki - повышающий коэффициент, отражающий инфляционные процессы на момент определения цены. 63

Ki =6,68 согласно Письму Минстроя России от 04.04.2018 №13606ХМ/09 «Об индексах изменения сметной стоимости проектных и изыскательских работ на I квартал 2018 года». В работе предусмотрено использование ПУРГ полной заводской готовности, поэтому их проектирование не требуется. Необходима только привязка данных ПУРГ к местности. Исходя из этого, стоимости данного вида работ определяется по таблице 1 п. 9 - а=7,132 тыс. руб. Площадка обслуживания, ограждения и озеленение увеличивают стоимость проектирования ПУРГ на 18%, а ПРГШ – на 8%. Проектирование газораспределительных сетей. Протяженность сетей составляет 73,4 км. По таблице 6 гл.2 для газопроводов протяженностью от 2 до 4 км показатель а=125,306 тыс. руб., b=11,412 тыс. руб. Расчеты стоимости проектно-изыскательских работ сведена в таблицу 6.2. Таблица 6.2 Проектно-изыскательские работы № Наименование п/п 1 2 1 Проектирование ПУРГ 2 Проектирование газораспределительных сетей ИТОГО Стоимость, тыс. руб. 3 12868,04 6432,48 19300,52 6.2.2 Стоимость строительно-монтажных работ Согласно приказу Минрегионразвития РФ от 30.12.2011 г. №643 «Об утверждении укрупненных нормативов цены строительства различных видов объектов капитального строительства непроизводственного назначения и инженерной инфраструктуры и о внесении изменений в отдельные приказы Министерства регионального развития Российской Федерации» Приложению 12 НЦС 81-02-15-2014 «Сети газоснабжения. Техническая часть» рассчитываем 64

стоимость строительно-монтажных работ по сооружению газораспределительной сети города. [17] Допущения и ограничения: - прокладка газопроводов производится на глубину 1,5 м; - разработанный грунт погружается в автомобили и вывозится на площадки временного хранения грунта на расстояние, не далее 1 км; - стесненность условий отсутствует. Стоимость строительно-монтажных работ включает в себя цену строительных материалов, заработную плату персонала, накладные расходы и сметную прибыль, затраты на строительство временных титульных зданий и сооружений и дополнительные затраты на произведение работ в сложных условиях, траты на получение заказчиком и исполнителем исходных данных для строительства, проведение необходимых согласований по проекту, стоимость проектно-изыскательных работ и проектную экспертизу, а также резерв средств на непредвиденные нужды. Для полиэтиленовых труб используются таблицы: - укладывание полиэтиленовых труб в траншею со стационарно установленного барабана было рассчитано по таблице 15-02-001; - укладывание одиночных труб в траншею, разработка грунта с погрузкой в автотранспорт было рассчитано по таблице 15-02-003. Расчет стоимости строительно-монтажных работ газораспределительной сети представлен в таблице 6.3. Таблица 6.3 – Стоимость строительства газораспределительной сети Цена за 1 км, Стоимость с Диаметр,мм Материал Длина,м тыс. руб. НДС, тыс. руб. 1 2 3 4 5 6,00 2 90 ПЭ 969,0 814,89 931,76 3 63 ПЭ 215,1 635,19 161,22 4 40 ПЭ 793,2 482,11 451,25 5 32 ПЭ 1730,4 428,87 875,69 № 65

Цена за 1 км, Стоимость с Диаметр,мм Материал Длина,м тыс. руб. НДС, тыс. руб. 25 ПЭ 921,3 382,28 415,59 7 20 ПЭ 180,9 349,00 74,50 8 16 ПЭ 270,8 322,38 103,01 ИТОГО 2 835,51 № 6 В дипломной работе используются ПУРГ двух типов: ГРПШ-03М-042У1 (249 штук) и ПГБ-03М-2У1 (1 штука), стоимость которых составляет 55 и 50 тыс. руб. соответственно. Стоимость капиталовложений в данное оборудование составляет 13745 тыс. руб. 6.2.3 Расчет эксплуатационных затрат Эксплуатационные затраты необходимы для того, чтобы поддерживать проложенный газопровод в исправном состоянии и полной работоспособности. Они определены законодательством Российской Федерации. Состав затрат устанавливается в главе «Налог на прибыль» Налогового кодекса РФ. Эксплуатационные расходы состоят из: 1) затраты на оплату труда; 2) амортизационные отчисления; 3) затраты на электроэнергию; 4) текущий ремонт. 6.2.4 Затраты на оплату труда Для определения суммы средств на заработную плату рабочему персоналу планируется фонд заработной платы предприятия. В него входят суммы заработных плат, не учитывая налоги и удержания, производящиеся в соответствии с законодательством. В состав фонда заработной платы входит: 1) зарплата, начисленная за проработанное время по тарифным ставкам, окладам, основным расценкам; 2) денежные премии из фонда заработной платы. 66

Штатное расписание персонала эксплуатирующей организации: 1) ИТР – 8 человек; 2) рабочие – 24 человек. Оборудование, использованное в проекте работает круглые сутки и требует круглосуточного обслуживания. В соответствии с ПБ 12-529-03 «Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления» [13] персонал для обслуживания газового оборудования должен состоять из 3-х человек (1 мастер и 2 слесаря). Средняя заработная плата персонала ИТР составляет 45000 руб. в месяц, рабочих – 23000 руб. в месяц. Заработная плата работников составит: (8·45 000 + 24·23 000)·12 = 10944 тыс. руб. в год. Отчисления на социальное страхование в размере 30,9 % от годового фонда заработной платы, составят: 10944·0,309 = 3819,5 тыс. руб. в год. 6.2.5 Амортизационные отчисления Амортизационные отчисления начисляются линейным способом. Норма амортизации рассчитывается в зависимости от срока полезной эксплуатации сооружения, который для газопровода составляет 30 лет и рассчитывается по формуле 6.15. КА = 100% Т (6.15) где Т - срок полезной эксплуатации объекта. КА = 100% = 3,33% 30 Амортизационные отчисления следует рассчитывать по формуле 6.16: 𝐴 = 𝐾 ∙ 𝐾А (6.16) где К - капитальные затраты; КА - норма амортизации. Амортизационные отчисления составляют: А = 3360·0,0333 = 1196 тыс. руб. в год. 67

6.2.6 Текущий ремонт Текущий ремонт оборудования необходим для восстановления работоспособности какого-либо объекта газопровода или для восстановления его остаточного ресурса. Текущий ремонт должен производиться не реже, чем 2 раз в год. Самые наиболее изнашивающиеся части системы – мембрана регулятора давления (0,7 стоимости ПРГ), сальниковые набивки (0,1 стоимости регулятора давления) и уплотнительные прокладки (0,1 стоимости регулятора давления). Текущий ремонт газораспределительной сети будет рассчитываться по формуле 6.17. Тр = Коб · 70% · 10% · 2, (6.17) Тр = 595 · 0,7 · 0,1 · 2 = 1924,3 тыс. руб. в год 6.2.7 Прочие затраты Это затраты представляют собой накладные расходы и обычно их принимают в размере от 10 до 40% суммы затрат по пп. 6.2.1 - 6.2.4. Величина прочих затрат для нужд дипломного проектирования принята в размере Кпр=15% и будет высчитываться по формуле 6.18. (6.18) Зпр = (ФОТ + Овб + А + Зэ + Тр ) ∙ 𝐾пр Зпр = (2736 + 955 + 112 + 1653 + 83 ) ∙ 0,15 = 8 881,36 тыс. руб. Эксплуатационные расходы представлены в таблице 6.4. Таблица 6.4 Эксплуатационные затраты Элемент затрат Заработная плата Величина затрат, тыс.руб. 10 944,00 Удельный вес 53,21% Отчисления во внебюджетные фонды 3 819,46 18,57% Амортизационные отчисления Текущий ремонт Прочее ИТОГО 1 196,03 1 924,30 2 682,57 20 566,36 5,82% 9,36% 13,04% 100,00% 68

6.2.8 Расчет показателей экономической эффективности проекта Оценка экономической эффективности проводится по системе показателей экономической эффективности: 1) Прибыль от реализации проекта; 2) чистая текущая стоимость проекта; 3) окупаемость; 4) рентабельность. 6.2.9 Прибыль Прибыль предприятия рассчитывается по формуле (6.19): П = В − Эз , (6.19) где В – выручка от реализации газа, руб. (формула 6.20), Эз – эксплуатационные затраты, руб. В = 𝑄 ∙ 𝑇, (6.20) где Q – количество поставляемого газа, м3/год; Т – разница между розничной и оптовой ценой природного газ, руб. за 1 м3 (формула 6.21). 𝑇 = 𝑇розн − 𝑇со , (6.21) где Трозн - розничная стоимость газа (принята условно), руб./м3; Тсо - оптовая цена газа, руб./м3. Для получения чистой прибыли, вычтем из прибыли налог на прибыль 20%. Расчеты сведены в таблице 6.5. Таблица 6.5 Прибыль от реализации газа Наименование 1 Выручка за год Экспл. Затраты за год Прибыль Чистая прибыль Показатель, руб. 2 17 835 360 5 282 459 12 552 901 10 042 321 69

6.2.10 Чистая текущая стоимость проекта Экономическая оценка инвестиций проводится методом чистой текущей стоимости (ЧТС) (формула 6.22): 𝑡 ЧТСпр = ∑ ЧТС𝑖 (6.22) 𝑖−1 где ЧТСпр – чистая текущая стоимость проекта, руб.; t – срок действия проекта, t = 30 лет; ЧТСi – чистая текущая стоимость i - го года, руб (формула 6.23). ЧТС𝑖 = (П𝑖 – 𝐾𝑖 ) ∙ 1 , (1 + 𝐸𝑛 )𝑡р (6.23) где Пi – прибыль i - го года, руб.; Ki – инвестиции в i-м году, руб; 1/(1+En)tр – коэффициент дисконтирования (Кд); En – норма дисконта, En = 25,64%; tр – расчетный год. Норма дисконта рассчитывается на основе премий за риск по формуле 6.24. (6.24) 𝐸𝑛 = 𝑟𝑓 + 𝑟𝑝 + 𝐼 где rf - безрисковая процентная ставка, rf = 11,0%; rp - премия за риск, rp = 6,0% (расширение рынков сбыта продукции); I - процент инфляции, I = 8,64%. 𝐸𝑛 = 11,0% + 6,0% + 8,64% = 25,64 Расчеты чистой текущей стоимости (ЧТС) проекта сведены в таблицу 6.6. Таблица 6.6 Чистая текущая стоимость проекта Год i 1 2018 2019 2020 Пi, тыс.руб. 2 0 1 2 3 0 10 042 321 10 042 321 Ki, тыс. руб. 4 35 881 037 0 0 Пi-Кi 5 -35 881 037 10 042 321 10 042 321 Кдi 6 1,00 0,80 0,63 ЧТСi 7 -35 881 037 7 992 297 6 360 761 ЧТСпр 8 -35 881 037 -27 888 741 -21 527 979 70

Год i 2021 3 2022 4 2023 5 2024 6 2025 7 2026 8 2027 9 2028 10 2029 11 2030 12 2031 13 2032 14 2033 15 2034 16 2035 17 2036 18 2037 19 2038 20 2039 21 2040 22 2041 23 2042 24 2043 25 2044 26 2045 27 2046 28 2047 29 2048 30 Пi, Ki, тыс. тыс.руб. руб. 10 042 321 10 042 321 10 042 321 10 042 321 10 042 321 10 042 321 10 042 321 10 042 321 10 042 321 10 042 321 10 042 321 10 042 321 10 042 321 10 042 321 10 042 321 10 042 321 10 042 321 10 042 321 10 042 321 10 042 321 10 042 321 10 042 321 10 042 321 10 042 321 10 042 321 10 042 321 10 042 321 10 042 321 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Пi-Кi Кдi ЧТСi ЧТСпр 10 042 321 0,50 5 062 285 -16 465 694 10 042 321 0,40 4 028 878 -12 436 816 10 042 321 0,32 3 206 429 -9 230 387 10 042 321 0,25 2 551 873 -6 678 514 10 042 321 0,20 2 030 938 -4 647 576 10 042 321 0,16 1 616 345 -3 031 230 10 042 321 0,13 1 286 387 -1 744 843 10 042 321 0,10 1 023 786 -721 057 10 042 321 0,08 814 792 93 735 10 042 321 0,06 648 461 742 196 10 042 321 0,05 516 086 1 258 282 10 042 321 0,04 410 733 1 669 014 10 042 321 0,03 326 886 1 995 900 10 042 321 0,03 260 156 2 256 057 10 042 321 0,02 207 048 2 463 105 10 042 321 0,02 164 782 2 627 887 10 042 321 0,01 131 143 2 759 030 10 042 321 0,01 104 372 2 863 402 10 042 321 0,01 83 066 2 946 468 10 042 321 0,01 66 109 3 012 577 10 042 321 0,01 52 613 3 065 190 10 042 321 0,00 41 873 3 107 063 10 042 321 0,00 33 325 3 140 388 10 042 321 0,00 26 522 3 166 911 10 042 321 0,00 21 108 3 188 019 10 042 321 0,00 16 799 3 204 818 10 042 321 0,00 13 370 3 218 187 10 042 321 0,00 10 640 3 228 828 По данным таблицы составлен график (рисунок 6.1) чистой текущей стоимости проекта. Срок окупаемости проекта - период времени, необходимый для того, чтобы доходы, генерируемые инвестициями, покрыли затраты на инвестиции, или когда ЧТСпр=0, т.е. срок окупаемости проекта равен ~9,9 лет. 71

10 5 0 -5 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 -10 -15 Ряд1 -20 -25 -30 -35 -40 Рисунок 6.1 – Чистая текущая стоимость проекта (млн.руб.). 6.2.11 Окупаемость Срок окупаемости проекта рассчитывается по формуле 6.25: 𝑇окуп. = 𝑇 − ЧТС𝑡 ЧТС𝑡+1 −ЧТС𝑡 , (6.25) где, ЧТСt – последняя отрицательная величина ЧТС, руб.; ЧТСt+1 – первая положительная величина ЧТС, руб.; Т – последний год, в который ЧТС отрицательный. −721057 𝑇окуп = 9 − (93735−(−721057) =9,93. 6.2.12 Рентабельность Рентабельность определяет доходность предприятия и рассчитывается по формуле 6.26: 𝑃=( Пч Фосн ) · 100%, (6.26) где Фосн – капитальные вложения, руб.; Пч – чистая прибыль, руб. Р=( 10 042 321 ) · 100% = 27,99%. 35 881 037 72

7. Охрана воздушного бассейна 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. Источниками выделения ЗВ в атмосферу будет являться когенерационная установка. При ее работе на природном газе в атмосферу выбрасывается азот диоксид, азот оксид, углерод оксид. Большую часть вредных выбросов составляет оксид азота. Основным источником загрязнения воздушного бассейна является оксид азота. Расчет вредных выбросов был произведен в программе Эколог 3.0. Унифицированная программа расчета загрязнения атмосферы (УПРЗА) «Эколог» (версия 3) реализует положения «Методики расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий (ОНД-86)» Госкомгидромета. В зависимости от модификации программы реализуются также Приложение II к указанной «Методике…» (учет застройки и расчет на различных высотах) и «Отраслевая методика расчета приземной концентрации загрязняющих веществ, содержащихся в выбросах компрессорных станций магистральных газопроводов». Программа позволяет по данным об источниках выброса веществ и условиях местности рассчитывать разовые (осредненные за 20 - 30 минутный интервал) концентрации веществ в приземном слое при неблагоприятных метеорологических условиях. [21] Для высоты выбросного дымохода 8,5 м вредные выбросы составили величины представленные в таблице 7.1. Выброс оксида азота схематично представлен на рисунке 7.1. 73

Рисунок 7.1 – Площадь рассеивания оксида азота Таблица 7.1 – Количество вредных выбросов по программе Эколог 3.0 Координаты (м)|X Координаты (м)|Y Макс. конц. в долях ПДК Макс.конц. в мг/м3 Опасное напр. ветра (град) 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 0 2 4 6 8 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 2 2 2 2 8,783253 8,180142 7,574917 7,049892 6,691912 6,566015 6,691912 7,049892 7,574917 8,180142 8,783253 8,180142 7,375078 6,565829 5,863623 5,385999 3,513301 3,272057 3,029967 2,819957 2,676765 2,626406 2,676765 2,819957 3,029967 3,272057 3,513301 3,272057 2,950031 2,626332 2,345449 2,1544 45 39 31 22 11 0 349 338 329 321 315 51 45 37 27 14 Опасная скорость ветра (м/с) 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 Номер и название площадки Номер точки по длине Номер точки по ширине 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1 2 3 4 5 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 10 10 10 10 10 74

Координаты (м)|X Координаты (м)|Y Макс. конц. в долях ПДК Макс.конц. в мг/м3 Опасное напр. ветра (град) 10 12 14 16 18 20 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 0 2 2 2 2 2 2 2 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 10 10 5,215001 5,385999 5,863623 6,565829 7,375078 8,180142 7,574917 6,565829 5,551261 4,663705 4,048719 3,828842 4,048719 4,663705 5,551261 6,565829 7,574917 7,049892 5,863623 4,663705 3,598494 2,842991 2,567235 2,842991 3,598494 4,663705 5,863623 7,049892 6,691912 5,385999 4,048719 2,842991 1,964427 1,630118 1,964427 2,842991 4,048719 5,385999 6,691912 6,566015 5,215001 2,086 2,1544 2,345449 2,626332 2,950031 3,272057 3,029967 2,626332 2,220504 1,865482 1,619488 1,531537 1,619488 1,865482 2,220504 2,626332 3,029967 2,819957 2,345449 1,865482 1,439398 1,137196 1,026894 1,137196 1,439398 1,865482 2,345449 2,819957 2,676765 2,1544 1,619488 1,137196 0,785771 0,652047 0,785771 1,137196 1,619488 2,1544 2,676765 2,626406 2,086 0 346 333 323 315 309 59 53 45 34 18 0 342 326 315 307 301 68 63 56 45 27 0 333 315 304 297 292 79 76 72 63 45 0 315 297 288 284 281 90 90 Опасная скорость ветра (м/с) 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 Номер и название площадки Номер точки по длине Номер точки по ширине 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 6 7 8 9 10 11 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1 2 10 10 10 10 10 10 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 6 6 75

Координаты (м)|X Координаты (м)|Y Макс. конц. в долях ПДК Макс.конц. в мг/м3 Опасное напр. ветра (град) 4 6 8 10 12 14 16 18 20 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 10 10 10 10 10 10 10 10 10 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 3,828842 2,567235 1,630118 1,257666 1,630118 2,567235 3,828842 5,215001 6,566015 6,691912 5,385999 4,048719 2,842991 1,964427 1,630118 1,964427 2,842991 4,048719 5,385999 6,691912 7,049892 5,863623 4,663705 3,598494 2,842991 2,567235 2,842991 3,598494 4,663705 5,863623 7,049892 7,574917 6,565829 5,551261 4,663705 4,048719 3,828842 4,048719 4,663705 5,551261 6,565829 1,531537 1,026894 0,652047 0,503066 0,652047 1,026894 1,531537 2,086 2,626406 2,676765 2,1544 1,619488 1,137196 0,785771 0,652047 0,785771 1,137196 1,619488 2,1544 2,676765 2,819957 2,345449 1,865482 1,439398 1,137196 1,026894 1,137196 1,439398 1,865482 2,345449 2,819957 3,029967 2,626332 2,220504 1,865482 1,619488 1,531537 1,619488 1,865482 2,220504 2,626332 90 90 90 90 270 270 270 270 270 101 104 108 117 135 180 225 243 252 256 259 112 117 124 135 153 180 207 225 236 243 248 121 127 135 146 162 180 198 214 225 233 Опасная скорость ветра (м/с) 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 Номер и название площадки Номер точки по длине Номер точки по ширине 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 6 6 6 6 6 6 6 6 6 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 76

Координаты (м)|X Координаты (м)|Y Макс. конц. в долях ПДК Макс.конц. в мг/м3 Опасное напр. ветра (град) 20 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 16 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 7,574917 8,180142 7,375078 6,565829 5,863623 5,385999 5,215001 5,385999 5,863623 6,565829 7,375078 8,180142 8,783253 8,180142 7,574917 7,049892 6,691912 6,566015 6,691912 7,049892 7,574917 8,180142 8,783253 3,029967 3,272057 2,950031 2,626332 2,345449 2,1544 2,086 2,1544 2,345449 2,626332 2,950031 3,272057 3,513301 3,272057 3,029967 2,819957 2,676765 2,626406 2,676765 2,819957 3,029967 3,272057 3,513301 239 129 135 143 153 166 180 194 207 217 225 231 135 141 149 158 169 180 191 202 211 219 225 Опасная скорость ветра (м/с) 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 Номер и название площадки Номер точки по длине Номер точки по ширине 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 3 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 По данным таблицы видно, что ПДК вредных выбросов не была превышена при данной высоте дымохода ни в одной из выбранных для расчета точек, из чего следует, что мероприятий по уменьшению выбросов вредных веществ осуществлять не требуется. 77

Заключение Для снабжения газом СЖК «Остров» была спроектирована сеть среднего давления, пункты учета расхода газа, предложено газовое оборудование. В ходе работы: 1) были определить расходы газа потребителями; 2) произведены гидравлические расчеты сети среднего давлений; 3) подобраны диаметры газопроводов; 4) произведен расчет внутридомовой сети низкого давления; 5) подобрано оборудование для автоматизации внутридомовой сети; 6) предложены технологии прокладки газовых сетей; 7) произведен расчет количества вредных выбросов в воздушный бассейн; 8) просчитана стоимости реализации проекта, прибыль от прокладки газопровода. 78

Список литературы 1. ГОСТ 18599-2001 Трубы напорные из полиэтилена. Технические условия. 2. ГОСТ 3262-75* Трубы стальные водогазопроводные. Технические условия. 3. ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды. 4. ГОСТ Р 50838-2009 Национальный стандарт Российской Федера- ции трубы из полиэтилена для газопроводов 5. ГОСТ 6357-81 Основные нормы взаимозаменяемости. Резьба трубная цилиндрическая. 6. СП 131.13330.2012 Строительная климатология. 7. СП 42.13330.2011 Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений. 8. СП 42-101-2003 Общие положения по проектированию и строи- тельству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб 9. СП 42-102-2004 Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб. 10. СП 42-103-2003 Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов. 11. СП 62.13330.2011* Газораспределительные системы. 12. РД 34.20.185-94 Инструкция по проектированию городских электрических сетей. 13. ПБ 12-529-03 Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления. 14. ПБ 12-609-03 Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы. 79

15. ПУЭ Правила устройства электроустановок. Издание 7. 16. СБЦ Справочник базовых цен на проектные работы для строительства. Газооборудование и газоснабжение промышленных предприятий, зданий и сооружений. Наружное освещение. 17. НЦС 81-02-2014 Государственные сметные нормативы. Укруп- ненные нормативы цены строительства. Часть 15. 18. Гольянов А.И. Газовые сети и газохранилища. Уфа, 2004 г., 302 с. 19. Карякин А.Е. Промышленное и газовое оборудование: справоч- ник. Издание 5-е. 977 с. 20. Кобзарь А.В., Еськин А.А., Ткач Н.С. Газоснабжение района города. Владивосток, 2013 г. 65 с. 21. АТП-Эколог 3.10. URL: https://integral.ru/shop/cargo/22.html 22. Газосчетчики: основные виды и производители. URL: http://www.abercade.ru 23. География города Владивостока URL: old.pgpb.ru 24. Жилищно-строительный кооператив «Остров». URL: https://www.dvfu.ru/hbc_for_faculty/ 25. Каталог газовых расходомеров. URL: http://habarok.info/katalog_gaz.shtm 26. Классификация газопроводной арматуры. URL: https://gazovik- gaz.ru/o-gk-gazovik/stati/armatura-gazoraspredelenie.html 27. Промышленное газовое оборудование URL: http://gazovik- gas.ru/katalog 28. Сайт Русского Острова URL: http://russianisland.ru/ 29. Системы газоснабжения городов, населенных пунктов и предприятий. URL: http://ros-pipe.ru/tekh_info 30. Когенерация и когенераторные установки. URL: http://www.manbw.ru/analitycs/cogeneration2.html 80

Приложение А Расчет нагрузок с учетом коэффициентов одновременности для газовых приборов №дома 1 2 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 36 37 38 39 40 41 Ко(г.п.) 1 0,650 0,450 0,350 0,290 0,280 0,280 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 0,231 0,231 0,231 0,231 0,227 0,227 Vном(г.п.) 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 Ко(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 Vном(г.г.) 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 2,954 2,544 2,310 2,193 2,122 2,111 2,111 2,093 2,085 2,080 2,080 2,080 2,080 2,080 2,064 2,064 2,064 2,064 2,064 2,058 2,058 2,058 2,058 2,058 2,058 2,058 2,058 2,058 2,058 2,053 2,053 2,053 2,053 2,053 2,053 2,053 2,053 2,053 2,053 2,049 2,049 81

№дома 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 78 79 80 81 82 83 84 85 Ко(г.п.) 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 0,217 0,217 0,214 0,214 0,214 0,214 0,214 0,214 Vном(г.п.) 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 Ко(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 0,85 0,85 Vном(г.г.) 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 2,10 2,10 Нагрузка на дом, м3/ч 2,049 2,049 2,049 2,049 2,049 2,049 2,049 2,049 2,044 2,044 2,044 2,044 2,044 2,044 2,044 2,044 2,044 2,044 2,040 2,040 2,040 2,040 2,040 2,040 2,040 2,040 2,040 2,040 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 82

№дома 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 Ко(г.п.) 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 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 Vном(г.п.) 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 Ко(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 0,85 0,85 Vном(г.г.) 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 2,10 2,10 Нагрузка на дом, м3/ч 2,033 2,033 2,033 2,033 2,031 2,031 2,031 2,031 2,031 2,031 2,031 2,031 2,031 2,031 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 83

№дома 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 Ко(г.п.) 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 0,21 0,21 Vном(г.п.) 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 Ко(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 0,85 0,85 Vном(г.г.) 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 2,10 2,10 Нагрузка на дом, м3/ч 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 84

№дома 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 Ко(г.п.) 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 0,21 0,21 Vном(г.п.) 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 Ко(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 0,85 0,85 Vном(г.г.) 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 2,10 2,10 Нагрузка на дом, м3/ч 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 85

№дома 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 Ко(г.п.) 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 Vном(г.п.) 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 1,172 Ко(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 Vном(г.г.) 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 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 2,029 86

Приложение Б Гидравлический расчет сети среднего давления Расход Длина Привед. Длина V, м^3/с D Толщ. внутр. d Re λ Pн Pк магистрали ГРП-0 509,00 28,00 30,80 0,14 90 8,2 7,36 171202 0,0161 0,3000 0,2991 0-1' 506,05 19,00 20,90 0,14 90 8,2 7,36 170208 0,0161 0,2991 0,2984 1'-2' 503,50 38,00 41,80 0,14 90 8,2 7,36 169352 0,0161 0,2984 0,2972 2'-3' 501,19 118,00 129,80 0,14 90 8,2 7,36 168575 0,0161 0,2972 0,2933 3'-4' 499,00 14,00 15,40 0,14 90 8,2 7,36 167838 0,0161 0,2933 0,2928 4'-5' 496,88 12,00 13,20 0,14 90 8,2 7,36 167124 0,0162 0,2928 0,2924 5'-6' 494,77 15,00 16,50 0,14 90 8,2 7,36 166414 0,0162 0,2924 0,2920 6'-7' 492,66 15,00 16,50 0,14 90 8,2 7,36 165704 0,0162 0,2920 0,2915 7'-8' 490,56 14,00 15,40 0,14 90 8,2 7,36 165000 0,0162 0,2915 0,2910 8'-9' 488,48 29,00 31,90 0,14 90 8,2 7,36 164299 0,0162 0,2910 0,2901 9'-10' 486,40 3,00 3,30 0,14 90 8,2 7,36 163599 0,0162 0,2901 0,2900 10'-11' 484,32 10,00 11,00 0,13 90 8,2 7,36 162900 0,0162 0,2900 0,2897 11'-12' 482,24 23,00 25,30 0,13 90 8,2 7,36 162200 0,0163 0,2897 0,2890 12'-13' 480,16 2,00 2,20 0,13 90 8,2 7,36 161500 0,0163 0,2890 0,2889 13'-14' 478,08 30,00 33,00 0,13 90 8,2 7,36 160801 0,0163 0,2889 0,2880 14'-15' 476,01 14,00 15,40 0,13 90 8,2 7,36 160106 0,0163 0,2880 0,2875 15'-16' 473,95 3,00 3,30 0,13 90 8,2 7,36 159412 0,0163 0,2875 0,2874 16'-17' 471,89 25,00 27,50 0,13 90 8,2 7,36 158718 0,0163 0,2874 0,2867 17'-18' 469,82 14,00 15,40 0,13 90 8,2 7,36 158024 0,0163 0,2867 0,2863 18'-19' 467,76 12,00 13,20 0,13 90 8,2 7,36 157330 0,0164 0,2863 0,2859 19'-20' 465,70 20,00 22,00 0,13 90 8,2 7,36 156638 0,0164 0,2859 0,2853 20'-21' 463,64 12,00 13,20 0,13 90 8,2 7,36 155945 0,0164 0,2853 0,2849 21'-22' 461,58 14,00 15,40 0,13 90 8,2 7,36 155253 0,0164 0,2849 0,2845 22'-23' 459,53 11,00 12,10 0,13 90 8,2 7,36 154561 0,0164 0,2845 0,2842 23'-24' 457,47 15,00 16,50 0,13 90 8,2 7,36 153869 0,0164 0,2842 0,2838 24'-25' 455,41 22,00 24,20 0,13 90 8,2 7,36 153177 0,0164 0,2838 0,2831 25'-26' 453,35 23,00 25,30 0,13 90 8,2 7,36 152484 0,0165 0,2831 0,2825 26'-26'' 451,29 11,00 12,10 0,13 90 8,2 7,36 151792 0,0165 0,2825 0,2822 26''-91'' 422,55 153,00 168,30 0,12 90 8,2 7,36 142123 0,0167 0,2822 0,2783 91''-91' 414,35 73,00 80,30 0,12 90 8,2 7,36 139367 0,0168 0,2783 0,2764 91'-92' 375,52 70,00 77,00 0,10 90 8,2 7,36 126305 0,0171 0,2764 0,2750 92'-93' 93'142' 142'143' 143'208' 208'235' 314,46 107,00 117,70 0,09 90 8,2 7,36 105768 0,0178 0,2750 0,2733 215,05 269,00 295,90 0,06 63 5,8 5,14 103570 0,0178 0,2733 0,2613 91,30 28,00 30,80 0,03 40 3,7 3,26 69327 0,0194 0,2613 0,2589 81,15 63,00 69,30 0,02 40 3,7 3,26 61624 0,0200 0,2589 0,2543 22,32 63,00 69,30 0,01 25 2,3 2,04 27085 0,0242 0,2543 0,2499 87

235'236' 236'237' 237'238' 238'239' 239'240' 240'241' 241'242' 242'239 Магистраль 41-26'' 26''-27' Расход Длина Привед. Длина V, м^3/с D Толщ. внутр. d Re λ Pн Pк 16,23 29,00 31,90 0,00 20 2,3 1,54 26089 0,0244 0,2499 0,2454 14,20 39,00 42,90 0,00 20 2,3 1,54 22828 0,0253 0,2454 0,2405 12,17 21,00 23,10 0,00 20 2,3 1,54 19566 0,0263 0,2405 0,2385 10,14 49,00 53,90 0,00 20 2,3 1,54 16305 0,0275 0,2385 0,2349 8,11 36,00 39,60 0,00 20 2,3 1,54 13044 0,0292 0,2349 0,2332 6,09 15,00 16,50 0,00 16 2,3 1,14 13216 0,0291 0,2332 0,2313 4,06 29,00 31,90 0,00 16 2,3 1,14 8811 0,0326 0,2313 0,2295 2,03 35,00 38,50 0,00 16 2,3 1,14 4405 0,0401 0,2295 0,2288 969,00 28,75 83,00 91,30 0,01 25 2,3 2,04 34883 0,0228 0,2822 0,2739 27'-28' 26,69 33,00 36,30 0,01 25 2,3 2,04 32386 0,0232 0,2739 0,2710 28'-29' 24,63 22,00 24,20 0,01 25 2,3 2,04 29888 0,0236 0,2710 0,2693 29'-30' 22,58 3,00 3,30 0,01 25 2,3 2,04 27397 0,0241 0,2693 0,2691 30'-31' 20,52 15,00 16,50 0,01 25 2,3 2,04 24905 0,0247 0,2691 0,2682 31'-32' 18,47 19,00 20,90 0,01 25 2,3 2,04 22414 0,0254 0,2682 0,2673 32'-33' 16,42 18,00 19,80 0,00 25 2,3 2,04 19922 0,0261 0,2673 0,2666 33'-34' 14,36 3,00 3,30 0,00 20 2,3 1,54 23089 0,0252 0,2666 0,2663 34'-35' 12,31 16,00 17,60 0,00 16 2,3 1,14 26732 0,0243 0,2663 0,2603 35'-36' 10,26 19,00 20,90 0,00 16 2,3 1,14 22273 0,0254 0,2603 0,2549 36'-37' 8,20 161,00 177,10 0,00 16 2,3 1,14 17815 0,0269 0,2549 0,2220 37'-38' 6,15 46,00 50,60 0,00 16 2,3 1,14 13356 0,0290 0,2220 0,2158 38'-39' 4,10 43,00 47,30 0,00 16 2,3 1,14 8897 0,0325 0,2158 0,2129 39'-41 Магистраль 91''-45 91''-40' 2,05 83,00 91,30 0,00 16 2,3 1,14 4449 0,0400 0,2129 0,2111 8,19 98,00 107,80 0,00 16 2,3 1,14 17794 0,0269 0,2783 0,2606 40'-41' 6,15 28,00 30,80 0,00 16 2,3 1,14 13346 0,0290 0,2606 0,2574 41'-42' 4,10 24,00 26,40 0,00 16 2,3 1,14 8897 0,0325 0,2574 0,2560 42'-45 Магистраль 91'-64 91'-43' 2,05 30,00 33,00 0,00 16 2,3 1,14 4449 0,0400 0,2560 0,2555 38,84 12,00 13,20 0,01 25 2,3 2,04 47127 0,0212 0,2764 0,2744 43'-44' 36,79 30,00 33,00 0,01 25 2,3 2,04 44641 0,0215 0,2744 0,2697 44'-45' 34,74 30,00 33,00 0,01 25 2,3 2,04 42155 0,0218 0,2697 0,2654 45'-46' 32,69 30,00 33,00 0,01 25 2,3 2,04 39669 0,0221 0,2654 0,2614 46'-47' 30,64 30,00 33,00 0,01 25 2,3 2,04 37183 0,0224 0,2614 0,2578 47'-48' 28,60 31,00 34,10 0,01 25 2,3 2,04 34703 0,0228 0,2578 0,2545 88

Расход Длина Привед. Длина V, м^3/с D Толщ. внутр. d Re λ Pн Pк 48'-49' 26,55 24,00 26,40 0,01 25 2,3 2,04 32222 0,0232 0,2545 0,2523 49'-50' 24,51 25,00 27,50 0,01 25 2,3 2,04 29742 0,0237 0,2523 0,2502 50'-51' 22,47 29,00 31,90 0,01 25 2,3 2,04 27262 0,0242 0,2502 0,2481 51'-52' 20,42 25,00 27,50 0,01 25 2,3 2,04 24781 0,0247 0,2481 0,2466 52'-53' 18,38 42,00 46,20 0,01 25 2,3 2,04 22301 0,0254 0,2466 0,2444 53'-54' 16,33 31,00 34,10 0,00 25 2,3 2,04 19821 0,0262 0,2444 0,2431 54'-55' 14,29 27,00 29,70 0,00 20 2,3 1,54 22971 0,0252 0,2431 0,2397 55'-56' 12,25 31,00 34,10 0,00 20 2,3 1,54 19685 0,0262 0,2397 0,2366 56'-57' 10,20 30,00 33,00 0,00 16 2,3 1,14 22154 0,0254 0,2366 0,2274 57'-58' 8,16 33,00 36,30 0,00 16 2,3 1,14 17723 0,0269 0,2274 0,2203 58'-59' 6,12 38,00 41,80 0,00 16 2,3 1,14 13292 0,0291 0,2203 0,2151 59'-60' 4,08 30,00 33,00 0,00 16 2,3 1,14 8862 0,0325 0,2151 0,2131 60'-64 Магистраль 92'-89 92'-61' 2,04 41,00 45,10 0,00 16 2,3 1,14 4431 0,0401 0,2131 0,2122 61,06 23,00 25,30 0,02 32 3 2,6 58137 0,0202 0,2750 0,2722 61'-62' 59,02 12,00 13,20 0,02 32 3 2,6 56194 0,0204 0,2722 0,2708 62'-63' 56,98 11,00 12,10 0,02 32 3 2,6 54251 0,0205 0,2708 0,2696 63'-64' 54,94 21,00 23,10 0,02 32 3 2,6 52308 0,0207 0,2696 0,2675 64'-65' 52,90 20,00 22,00 0,01 32 3 2,6 50366 0,0209 0,2675 0,2656 65'-66' 50,86 15,00 16,50 0,01 32 3 2,6 48423 0,0211 0,2656 0,2643 66'-67' 48,82 14,00 15,40 0,01 32 3 2,6 46484 0,0213 0,2643 0,2631 67'-68' 46,78 23,00 25,30 0,01 32 3 2,6 44544 0,0215 0,2631 0,2613 68'-69' 44,75 12,00 13,20 0,01 32 3 2,6 42605 0,0217 0,2613 0,2604 69'-70' 42,71 19,00 20,90 0,01 32 3 2,6 40665 0,0220 0,2604 0,2591 70'-71' 40,67 27,00 29,70 0,01 32 3 2,6 38726 0,0222 0,2591 0,2574 71'-72' 38,64 32,00 35,20 0,01 32 3 2,6 36787 0,0225 0,2574 0,2556 72'-73' 36,60 33,00 36,30 0,01 32 3 2,6 34847 0,0228 0,2556 0,2539 73'-74' 34,56 3,00 3,30 0,01 32 3 2,6 32908 0,0231 0,2539 0,2538 74'-75' 32,53 34,00 37,40 0,01 32 3 2,6 30969 0,0234 0,2538 0,2523 75'-76' 30,49 5,00 5,50 0,01 25 2,3 2,04 36998 0,0225 0,2523 0,2517 76'-77' 28,46 20,00 22,00 0,01 25 2,3 2,04 34531 0,0228 0,2517 0,2495 77'-78' 18,30 12,00 13,20 0,01 25 2,3 2,04 22207 0,0254 0,2495 0,2489 78'-79' 16,27 14,00 15,40 0,00 25 2,3 2,04 19740 0,0262 0,2489 0,2484 79'-80' 14,23 34,00 37,40 0,00 16 2,3 1,14 30908 0,0234 0,2484 0,2302 80'-81' 12,20 3,00 3,30 0,00 16 2,3 1,14 26493 0,0243 0,2302 0,2289 81'-82' 10,17 23,00 25,30 0,00 16 2,3 1,14 22077 0,0255 0,2289 0,2217 82'-83' 8,13 33,00 36,30 0,00 16 2,3 1,14 17662 0,0270 0,2217 0,2144 83'-84' 6,10 2,00 2,20 0,00 16 2,3 1,14 13246 0,0291 0,2144 0,2141 84'-85' 4,07 23,00 25,30 0,00 16 2,3 1,14 8831 0,0326 0,2141 0,2126 85'-89 2,03 33,00 36,30 0,00 16 2,3 1,14 4415 0,0401 0,2126 0,2119 89

Расход Длина Привед. Длина V, м^3/с D Толщ. внутр. d Re λ Pн Pк Магистраль 77-94' 77'-86' 10,16 52,00 57,20 0,00 16 2,3 1,14 22052 0,0255 0,2495 0,2343 86'-87' 8,12 9,00 9,90 0,00 16 2,3 1,14 17642 0,0270 0,2343 0,2325 87'-88' 6,09 19,00 20,90 0,00 16 2,3 1,14 13231 0,0291 0,2325 0,2301 88'-89' 4,06 39,00 42,90 0,00 16 2,3 1,14 8821 0,0326 0,2301 0,2276 89'-94 Магистраль 93'-145 93'-94' 2,03 50,00 55,00 0,00 16 2,3 1,14 4410 0,0401 0,2276 0,2266 99,41 24,00 26,40 0,03 40 3,7 3,26 75490 0,0191 0,2733 0,2710 94'-95' 97,38 58,00 63,80 0,03 40 3,7 3,26 73948 0,0192 0,2710 0,2654 95'-96' 95,35 7,00 7,70 0,03 32 3 2,6 90786 0,0183 0,2654 0,2635 96'-97' 93,32 23,00 25,30 0,03 32 3 2,6 88852 0,0184 0,2635 0,2573 97'-98' 91,29 25,00 27,50 0,03 32 3 2,6 86920 0,0185 0,2573 0,2507 98'-99' 99'107' 107'108' 108'109' 109'110' 110'111' 111'112' 112'113' 113'130' 130'131' 131'132' 132'133' 133'134' 134'135' 135'136' 136'137' 137'138' 138'139' 139'140' 89,26 20,00 22,00 0,02 32 3 2,6 84989 0,0186 0,2507 0,2455 73,03 21,00 23,10 0,02 32 3 2,6 69536 0,0194 0,2455 0,2416 71,00 10,00 11,00 0,02 32 3 2,6 67605 0,0196 0,2416 0,2398 68,98 23,00 25,30 0,02 32 3 2,6 65673 0,0197 0,2398 0,2358 66,95 7,00 7,70 0,02 32 3 2,6 63742 0,0198 0,2358 0,2347 64,92 13,00 14,30 0,02 32 3 2,6 61810 0,0200 0,2347 0,2327 62,89 22,00 24,20 0,02 32 3 2,6 59878 0,0201 0,2327 0,2294 60,86 20,00 22,00 0,02 32 3 2,6 57947 0,0202 0,2294 0,2265 26,37 18,00 19,80 0,01 32 3 2,6 25110 0,0247 0,2265 0,2259 24,34 11,00 12,10 0,01 32 3 2,6 23179 0,0252 0,2259 0,2256 22,32 68,00 74,80 0,01 32 3 2,6 21247 0,0257 0,2256 0,2239 20,29 4,00 4,40 0,01 32 3 2,6 19316 0,0264 0,2239 0,2238 18,26 25,00 27,50 0,01 25 2,3 2,04 22156 0,0254 0,2238 0,2224 16,23 4,00 4,40 0,00 25 2,3 2,04 19694 0,0262 0,2224 0,2222 14,20 18,00 19,80 0,00 25 2,3 2,04 17233 0,0271 0,2222 0,2216 12,17 14,00 15,40 0,00 20 2,3 1,54 19566 0,0263 0,2216 0,2201 10,14 18,00 19,80 0,00 20 2,3 1,54 16305 0,0275 0,2201 0,2187 8,11 15,00 16,50 0,00 16 2,3 1,14 17621 0,0270 0,2187 0,2154 6,09 12,00 13,20 0,00 16 2,3 1,14 13216 0,0291 0,2154 0,2138 90

140'141' 141'145 Магистраль 99'-117 99'100' 100'101' 101'102' 102'103' 103'104' 104'105' 105'106' 106'117 Магистраль 113'134 113'114' 114'115' 115'116' 116'117' 117'118' 118'119' 119'120' 120'121' 121'122' 122'123' 123'124' 124'125' 125'126' 126'127' 127'128' Расход Длина Привед. Длина V, м^3/с D Толщ. внутр. d Re λ Pн Pк 4,06 18,00 19,80 0,00 16 2,3 1,14 8811 0,0326 0,2138 0,2125 2,03 24,00 26,40 0,00 16 2,3 1,14 4405 0,0401 0,2125 0,2120 16,23 20,00 22,00 0,00 20 2,3 1,54 26089 0,0244 0,2455 0,2423 14,20 26,00 28,60 0,00 20 2,3 1,54 22828 0,0253 0,2423 0,2390 12,17 17,00 18,70 0,00 16 2,3 1,14 26432 0,0244 0,2390 0,2320 10,14 11,00 12,10 0,00 16 2,3 1,14 22027 0,0255 0,2320 0,2287 8,11 10,00 11,00 0,00 16 2,3 1,14 17621 0,0270 0,2287 0,2266 6,09 36,00 39,60 0,00 16 2,3 1,14 13216 0,0291 0,2266 0,2219 4,06 35,00 38,50 0,00 16 2,3 1,14 8811 0,0326 0,2219 0,2196 2,03 36,00 39,60 0,00 16 2,3 1,14 4405 0,0401 0,2196 0,2189 34,49 38,00 41,80 0,01 32 3 2,6 32837 0,0231 0,2265 0,2245 32,46 10,00 11,00 0,01 32 3 2,6 30905 0,0234 0,2245 0,2240 30,43 24,00 26,40 0,01 32 3 2,6 28973 0,0238 0,2240 0,2229 28,40 13,00 14,30 0,01 25 2,3 2,04 34465 0,0228 0,2229 0,2214 26,37 29,00 31,90 0,01 25 2,3 2,04 32003 0,0232 0,2214 0,2182 24,34 3,00 3,30 0,01 25 2,3 2,04 29542 0,0237 0,2182 0,2180 22,32 18,00 19,80 0,01 25 2,3 2,04 27080 0,0242 0,2180 0,2165 20,29 12,00 13,20 0,01 25 2,3 2,04 24618 0,0248 0,2165 0,2157 18,26 19,00 20,90 0,01 25 2,3 2,04 22156 0,0254 0,2157 0,2146 16,23 11,00 12,10 0,00 25 2,3 2,04 19694 0,0262 0,2146 0,2140 14,20 16,00 17,60 0,00 25 2,3 2,04 17233 0,0271 0,2140 0,2134 12,17 13,00 14,30 0,00 25 2,3 2,04 14771 0,0283 0,2134 0,2131 10,14 15,00 16,50 0,00 25 2,3 2,04 12309 0,0297 0,2131 0,2127 8,11 17,00 18,70 0,00 20 2,3 1,54 13044 0,0292 0,2127 0,2118 6,09 4,00 4,40 0,00 20 2,3 1,54 9783 0,0316 0,2118 0,2117 91

128'129' 129'134 142'144' 144'145' 145'155' 155'167' 167'186' 186'193' 193'199' 199'201' 201'202' 202'203' 203'211 199'200' 200'207 193'194' 194'195' 195'196' 196'197' 197'198' 198'205 186'187' 187'188' 188'189' 189'190' 190'191' Расход Длина Привед. Длина V, м^3/с D Толщ. внутр. d Re λ Pн Pк 4,06 27,00 29,70 0,00 20 2,3 1,54 6522 0,0356 0,2117 0,2112 2,03 39,00 42,90 0,00 16 2,3 1,14 4405 0,0401 0,2112 0,2104 123,75 47,00 51,70 0,03 40 3,7 3,26 93971 0,0182 0,2613 0,2542 121,72 51,00 56,10 0,03 40 3,7 3,26 92431 0,0183 0,2542 0,2464 101,43 77,00 84,70 0,03 40 3,7 3,26 77026 0,0190 0,2464 0,2376 77,09 72,00 79,20 0,02 40 3,7 3,26 58539 0,0202 0,2376 0,2325 38,55 16,00 17,60 0,01 25 2,3 2,04 46774 0,0213 0,2325 0,2293 24,34 71,00 78,10 0,01 25 2,3 2,04 29542 0,0237 0,2293 0,2228 12,17 141,00 155,10 0,00 25 2,3 2,04 14771 0,0283 0,2228 0,2189 8,11 27,00 29,70 0,00 20 2,3 1,54 13044 0,0292 0,2189 0,2174 6,09 26,00 28,60 0,00 16 2,3 1,14 13216 0,0291 0,2174 0,2139 4,06 3,00 3,30 0,00 16 2,3 1,14 8811 0,0326 0,2139 0,2137 2,03 28,00 30,80 0,00 16 2,3 1,14 4405 0,0401 0,2137 0,2131 4,06 19,00 20,90 0,00 16 2,3 1,14 8811 0,0326 0,2189 0,2176 2,03 34,00 37,40 0,00 16 2,3 1,14 4405 0,0401 0,2176 0,2169 12,17 41,00 45,10 0,00 20 2,3 1,54 19566 0,0263 0,2228 0,2184 10,14 2,00 2,20 0,00 20 2,3 1,54 16305 0,0275 0,2184 0,2183 8,11 22,00 24,20 0,00 16 2,3 1,14 17621 0,0270 0,2183 0,2134 6,09 3,00 3,30 0,00 16 2,3 1,14 13216 0,0291 0,2134 0,2130 4,06 27,00 29,70 0,00 16 2,3 1,14 8811 0,0326 0,2130 0,2112 2,03 31,00 34,10 0,00 16 2,3 1,14 4405 0,0401 0,2112 0,2105 14,20 31,00 34,10 0,00 20 2,3 1,54 22828 0,0253 0,2293 0,2251 12,17 27,00 29,70 0,00 20 2,3 1,54 19566 0,0263 0,2251 0,2223 10,14 10,00 11,00 0,00 16 2,3 1,14 22027 0,0255 0,2223 0,2191 8,11 22,00 24,20 0,00 16 2,3 1,14 17621 0,0270 0,2191 0,2142 6,09 3,00 3,30 0,00 16 2,3 1,14 13216 0,0291 0,2142 0,2138 92

191'192' 192'199 167'168' 168'169' 169'181' 181'182' 182'183' 183'184' 184'185' 185'187 169'170' 170'171' 171'172' 172'173' 173'174' 174'175' 175'176' 176'177' 177'178' 178'179' 179'180' 180'181 155'156' 156'157' 157'158' 158'159' 159'160' Расход Длина Привед. Длина V, м^3/с D Толщ. внутр. d Re λ Pн Pк 4,06 15,00 16,50 0,00 16 2,3 1,14 8811 0,0326 0,2138 0,2128 2,03 25,00 27,50 0,00 16 2,3 1,14 4405 0,0401 0,2128 0,2123 38,55 17,00 18,70 0,01 25 2,3 2,04 46774 0,0213 0,2325 0,2290 36,52 11,00 12,10 0,01 25 2,3 2,04 44312 0,0215 0,2290 0,2270 12,17 43,00 47,30 0,00 20 2,3 1,54 19566 0,0263 0,2270 0,2226 10,14 45,00 49,50 0,00 20 2,3 1,54 16305 0,0275 0,2226 0,2191 8,11 34,00 37,40 0,00 20 2,3 1,54 13044 0,0292 0,2191 0,2173 6,09 37,00 40,70 0,00 20 2,3 1,54 9783 0,0316 0,2173 0,2161 4,06 25,00 27,50 0,00 16 2,3 1,14 8811 0,0326 0,2161 0,2144 2,03 39,00 42,90 0,00 16 2,3 1,14 4405 0,0401 0,2144 0,2136 24,34 13,00 14,30 0,01 25 2,3 2,04 29542 0,0237 0,2270 0,2258 22,32 19,00 20,90 0,01 25 2,3 2,04 27080 0,0242 0,2258 0,2243 20,29 28,00 30,80 0,01 25 2,3 2,04 24618 0,0248 0,2243 0,2225 18,26 12,00 13,20 0,01 25 2,3 2,04 22156 0,0254 0,2225 0,2218 16,23 18,00 19,80 0,00 20 2,3 1,54 26089 0,0244 0,2218 0,2186 14,20 12,00 13,20 0,00 20 2,3 1,54 22828 0,0253 0,2186 0,2170 12,17 30,00 33,00 0,00 20 2,3 1,54 19566 0,0263 0,2170 0,2137 10,14 4,00 4,40 0,00 20 2,3 1,54 16305 0,0275 0,2137 0,2134 8,11 22,00 24,20 0,00 20 2,3 1,54 13044 0,0292 0,2134 0,2122 6,09 13,00 14,30 0,00 20 2,3 1,54 9783 0,0316 0,2122 0,2118 4,06 22,00 24,20 0,00 20 2,3 1,54 6522 0,0356 0,2118 0,2114 2,03 31,00 34,10 0,00 16 2,3 1,14 4405 0,0401 0,2114 0,2108 24,34 26,00 28,60 0,01 25 2,3 2,04 29542 0,0237 0,2376 0,2354 22,32 7,00 7,70 0,01 20 2,3 1,54 35872 0,0226 0,2354 0,2334 20,29 18,00 19,80 0,01 20 2,3 1,54 32611 0,0231 0,2334 0,2289 18,26 17,00 18,70 0,01 20 2,3 1,54 29350 0,0237 0,2289 0,2254 16,23 18,00 19,80 0,00 20 2,3 1,54 26089 0,0244 0,2254 0,2223 93

160'161' 161'162' 162'163' 163'164' 164'165' 165'166' 166'168 145'146' 146'147' 147'148' 148'149' 149'150' 150'151' 151'152' 152'153' 153'154' 154'156 143'204' 204'205' 205'206' 206'207' 207'192 208'209' 209'210' 210'211' 211'211'' 211''212' Расход Длина Привед. Длина V, м^3/с D Толщ. внутр. d Re λ Pн Pк 14,20 14,00 15,40 0,00 20 2,3 1,54 22828 0,0253 0,2223 0,2204 12,17 21,00 23,10 0,00 20 2,3 1,54 19566 0,0263 0,2204 0,2181 10,14 13,00 14,30 0,00 20 2,3 1,54 16305 0,0275 0,2181 0,2171 8,11 20,00 22,00 0,00 20 2,3 1,54 13044 0,0292 0,2171 0,2160 6,09 12,00 13,20 0,00 16 2,3 1,14 13216 0,0291 0,2160 0,2144 4,06 16,00 17,60 0,00 16 2,3 1,14 8811 0,0326 0,2144 0,2133 2,03 19,00 20,90 0,00 16 2,3 1,14 4405 0,0401 0,2133 0,2129 20,29 20,00 22,00 0,01 20 2,3 1,54 32611 0,0231 0,2464 0,2417 18,26 4,00 4,40 0,01 20 2,3 1,54 29350 0,0237 0,2417 0,2409 16,23 25,00 27,50 0,00 20 2,3 1,54 26089 0,0244 0,2409 0,2369 14,20 30,00 33,00 0,00 20 2,3 1,54 22828 0,0253 0,2369 0,2330 12,17 16,00 17,60 0,00 16 2,3 1,14 26432 0,0244 0,2330 0,2263 10,14 10,00 11,00 0,00 16 2,3 1,14 22027 0,0255 0,2263 0,2231 8,11 19,00 20,90 0,00 16 2,3 1,14 17621 0,0270 0,2231 0,2190 6,09 14,00 15,40 0,00 16 2,3 1,14 13216 0,0291 0,2190 0,2171 4,06 13,00 14,30 0,00 16 2,3 1,14 8811 0,0326 0,2171 0,2163 2,03 21,00 23,10 0,00 16 2,3 1,14 4405 0,0401 0,2163 0,2158 10,14 44,00 48,40 0,00 16 2,3 1,14 22027 0,0255 0,2589 0,2466 8,11 32,00 35,20 0,00 16 2,3 1,14 17621 0,0270 0,2466 0,2403 6,09 28,00 30,80 0,00 16 2,3 1,14 13216 0,0291 0,2403 0,2369 4,06 26,00 28,60 0,00 16 2,3 1,14 8811 0,0326 0,2369 0,2353 2,03 30,00 33,00 0,00 16 2,3 1,14 4405 0,0401 0,2353 0,2347 58,83 42,00 46,20 0,02 32 3 2,6 56015 0,0204 0,2543 0,2492 56,80 29,00 31,90 0,02 25 2,3 2,04 68930 0,0195 0,2492 0,2382 54,77 20,00 22,00 0,02 25 2,3 2,04 66469 0,0196 0,2382 0,2308 18,26 9,00 9,90 0,01 25 2,3 2,04 22156 0,0254 0,2308 0,2304 16,23 13,00 14,30 0,00 25 2,3 2,04 19694 0,0262 0,2304 0,2298 94

212'213' 213'214' 214'215' 215'216' 216'217' 217'218' 218'218 211'219' 219'220' 220'221' 221'222' 222'223' 223'224' 224'225' 225'226' 226'238 221'227' 227'228' 228'229' 229'230' 230'231' 231'232' 232'233' 233'234' 234'234'' 234''249 Расход Длина Привед. Длина V, м^3/с D Толщ. внутр. d Re λ Pн Pк 14,20 16,00 17,60 0,00 25 2,3 2,04 17233 0,0271 0,2298 0,2292 12,17 12,00 13,20 0,00 25 2,3 2,04 14771 0,0283 0,2292 0,2289 10,14 14,00 15,40 0,00 25 2,3 2,04 12309 0,0297 0,2289 0,2286 8,11 21,00 23,10 0,00 20 2,3 1,54 13044 0,0292 0,2286 0,2276 6,09 5,00 5,50 0,00 20 2,3 1,54 9783 0,0316 0,2276 0,2274 4,06 23,00 25,30 0,00 20 2,3 1,54 6522 0,0356 0,2274 0,2271 2,03 8,00 8,80 0,00 16 2,3 1,14 4405 0,0401 0,2271 0,2269 36,52 26,00 28,60 0,01 32 3 2,6 34768 0,0228 0,2308 0,2293 34,49 31,00 34,10 0,01 32 3 2,6 32837 0,0231 0,2293 0,2277 32,46 7,00 7,70 0,01 32 3 2,6 30905 0,0234 0,2277 0,2274 12,17 36,00 39,60 0,00 25 2,3 2,04 14771 0,0283 0,2274 0,2264 10,14 36,00 39,60 0,00 20 2,3 1,54 16305 0,0275 0,2264 0,2237 8,11 22,00 24,20 0,00 16 2,3 1,14 17621 0,0270 0,2237 0,2189 6,09 29,00 31,90 0,00 16 2,3 1,14 13216 0,0291 0,2189 0,2151 4,06 47,00 51,70 0,00 16 2,3 1,14 8811 0,0326 0,2151 0,2119 2,03 37,00 40,70 0,00 16 2,3 1,14 4405 0,0401 0,2119 0,2111 20,29 18,00 19,80 0,01 25 2,3 2,04 24618 0,0248 0,2274 0,2262 18,26 27,00 29,70 0,01 25 2,3 2,04 22156 0,0254 0,2262 0,2247 16,23 21,00 23,10 0,00 25 2,3 2,04 19694 0,0262 0,2247 0,2238 14,20 72,00 79,20 0,00 25 2,3 2,04 17233 0,0271 0,2238 0,2212 12,17 30,00 33,00 0,00 25 2,3 2,04 14771 0,0283 0,2212 0,2203 10,14 24,00 26,40 0,00 25 2,3 2,04 12309 0,0297 0,2203 0,2198 8,11 34,00 37,40 0,00 20 2,3 1,54 13044 0,0292 0,2198 0,2180 6,09 35,00 38,50 0,00 16 2,3 1,14 13216 0,0291 0,2180 0,2133 4,06 32,00 35,20 0,00 16 2,3 1,14 8811 0,0326 0,2133 0,2112 2,03 36,00 39,60 0,00 16 2,3 1,14 4405 0,0401 0,2112 0,2104 95

Тепловая схема работы внутридомовой сети низкого давления КГУ Взам. инв. № Подпись и дата Инв. № подл. Согласовано Кобзарь А.В. Бурнаевский А.Ф. Н. контр Кобзарь А.В. Проверил Рецензент Павленко Д.А. Разработал Изм. Кол. уч. Лист № док. Подп. Дата Выпускная квалификационная работа Тепловая схема работы внутридомовой сети низкого давления Проектирование газовой сети для СЖК 6 Лист 6 Листов Формат А2 Кафедра инженерных систем зданий и сооружений П Стадия Разработка проекта газоснабжения ЖСК "Остров" на острове Русском, город Владивосток

Взам. инв. № Подпись и дата Инв. № подл. Согласовано C3-1 Пульт управления Пульт управления Пульт C3-2 C3-1 Запорный клапан Кран шаровый Ду15 Gorenje GC 531E2WH Труба ВГП Ф20х2,8 Кран шаровый Ду20 Кран AKSA ABG 8 шаровый Ду15 Клапан запорный C3-2 От газопровода среднего Клапан Клап. закр. +5В Общий Схема подключения датчиков загазованности Дымоход +20В Общий Линия А Линия В Труба ВГП Ф20х2,8 Гибкая подводка Ду15 Кран шаровый муфтовый Ду15 Термозапорный клапан Ду15 Плита Gorenje Дата Проектирование газовой сети для СЖК П 5 Лист 6 Листов Формат А2 Кафедра инженерных систем зданий и сооружений Стадия Разработка проекта газоснабжения ЖСК "Остров" на острове Русском, город Владивосток Выпускная квалификационная работа Спецификация элементов внутридомового газопровода Изолирующий фланец Ду15 Пункт учета и редуцирования газа Кран шаровый Ду20 Термозапорный клапан Ду15 Кран шаровый муфтовый Ду15 Труба ВГП Ф15х2,8 AKSA ABG 8 Трубы ВГП 20х2,8 Дымоход стальной Ду 100 Выброс отработанных газов Внутридомовая сеть низкого давления Труба ВГП Ф20х2,8 Запорный клапан с электроприводом Изм. Кол. уч. Лист № док. Подп. Кобзарь А.В. Бурнаевский А.Ф. Кобзарь А.В. Павленко Д.А. Н. контр Проверил Разработал Рецензент План и аксонометрическая схема внутридомовой сети низкого давления

График окупаемости проекта Взам. инв. № Подпись и дата Согласовано Диаграмма эксплуатационных затрат сети среднего давления Инв. № подл. Внутрення норма рентабельности 5 Кобзарь А.В. Бурнаевский А.Ф. Н. контр Кобзарь А.В. Проверил Рецензент Павленко Д.А. Разработал Дата Срок окупаемости 4 Изм. Кол. уч. Лист № док. Подп. Капиталовложения тыс . руб . Прочее 3 1 924,30 тыс . руб . Прибыль от реализации газа Чистая прибыль 1 196,03 тыс . руб . Амортизационные отчисления Текущий ремонт 28 9,9 Технико-‐экономические показатели проекта Проектирование газовой сети для СЖК 4 Лист 6 Листов Формат А2 Кафедра инженерных систем зданий и сооружений П Стадия Разработка проекта газоснабжения ЖСК "Остров" на острове Русском, город Владивосток Выпускная квалификационная работа % лет 35881 10042 тыс . руб . тыс . руб . 12552 тыс . руб . 689,02 381,11 тыс . руб . Отчисления во внебюджетные фонды 1 092,00 5 282,46 Значение тыс . руб . тыс . руб . Единица измерения Заработная плата В том числе : Годовые эксплуатационные затраты 2 1 № п / п Наименование показателя Сводная таблица экономических показателей проекта Технико-экономические показатели проекта

+2,000 Сталь 0,000 +2,300 ПЭ 2 Отметка Обозначен Отметка Отметка Согласовано Вход газопровода в дом с переходом на стальную трубу грунт 2 Взам. инв. № газопровод × н е м е н е е 1 0 0 0 под дорогой полиэтиленовом футляре L=6,0 м Прокладка полиэтиленового газопровода в 2 2 Подпись и дата × 2 2 Инв. № подл. 2 2 × × Павленко Д.А. Кобзарь А.В. Кобзарь А.В. Бурнаевский А.Ф. Проверил Н. контр Рецензент Кол. уч. Лист № док. Разработал Изм. Подп. Дата Выпускная квалификационная работа × × П Стадия 3 Лист 6 Листов Формат А1 Профиль газовой сети среднего давления, Кафедра инженерных систем зданий и сооружений основные узлы газопровода Проектирование газовой сети для СЖК Разработка проекта газоснабжения ЖСК "Остров" на острове Русском, город Владивосток Принципиальная схема оборудования ПУРГ 2 Профиль трассы и основные узлы газопровода

Гидравлическая схема сети среднего давления М 1:2000 107 Ведомость материалов газопровода среднего давления № 1 Труба 90 х 8,2 Материал ПЭ 100SDR11 ГОСТ 50837-2009 Длина 969,0 2 63 х 5,8 ПЭ 100SDR11 ГОСТ 50837-2009 215,1 3 40 х 3,7 ПЭ 100SDR11 ГОСТ 50837-2009 793,2 4 32 х 3,0 ПЭ 100SDR11 ГОСТ 50837-2009 1730,4 5 25 х 2,3 ПЭ 100SDR11 ГОСТ 50837-2009 921,3 6 20 х 2,3 ПЭ 100SDR11 ГОСТ 50837-2009 180,9 7 16 х 2,3 ПЭ 100SDR11 ГОСТ 50837-2009 270,8 Согласовано 1 Условные обозначения: газопровод среднего давления; газопровод среднего давления; ; диаметр х толщина стенки трубопровода / длина участка трубы; диаметр х толщина стенки трубопровода / длина участка трубы; / длина участка трубы; длина участка трубы; ; ГРПШ.ГРПШ. Инв. № подл. Подпись и дата Взам. инв. № газораспределительная сеть среднего давления выполнена с использованием полиэтиленовых труб по ГОСТ Р 50837-2009 газораспределительная сеть среднего давления выполнена с использованием полиэтиленовых труб по ГОСТ Р 50837-2009 марки ПЭ100 SDR11; SDR11; способ прокладки газопроводов - подземный; способ прокладки газопроводов - подземный; ; предусматривается максимально возможное использование соединительных изделий с закладными элементонагревателями; предусматривается максимально возможное использование соединительных изделий с закладными элементонагревателями; ; предусматривается максимально возможное использование полиэтиленовой арматуры класса герметичности А.предусматривается максимально возможное использование полиэтиленовой арматуры класса герметичности А. Выпускная квалификационная работа Изм. Кол. уч. Лист № док. Разработал Павленко Д.А. Проверил Кобзарь А.В. Н. контр Кобзарь А.В. Рецензент Бурнаевский А.Ф. Подп. Дата Разработка проекта газоснабжения ЖСК "Остров" на острове Русском, город Владивосток Проектирование газовой сети для СЖК Гидравлическая схема сети среднего давления Стадия Лист Листов П 2 6 Кафедра инженерных систем зданий и сооружений Формат А1

Генеральный план М 1:2000 ГРПБ № № № № № № № № 5 № 4 1 № 1 № 3 2 1 6 № а № ло к Б ел яев 2 пер еу 1 1 2 2 № 1 мкр-он 1 1 2 № 1 1 № 6 3 Б ок еул пер 1 № ГРПБ й ово вол ело 6 1 № 6 № № № 1 6 № № № № № № 3 5 1 № 3 6 1 № рла ок Бу переул 5 1* 6 к № 3 № 6 № 5 5 1 6 4 № № № № № 10 № 10 № № 10 № 10 № № № № 2 мкр-он № № РП 1 3 мкр-он № 3 1 № № 1 1 № 1 6 3 № № 11 № 11 переул 1 нко 5 вного ескро колае 5 № № 3 лок Б ГРПЩ 6 № № 3 ок Ни 5 переу 1 № 3 6 № № № 5 № 1 № 5 № № 1 № 5 5 5 5 1 1 7 3 переул окЧерн ен 1 7 П ок № еул № С Ми 1 1 6 6 1 № № пер еу 4 ло узн ец ово № 1 5 5 1 4 еул ок № Ку 8 знец ово 6 й- Ко мл № пере 5 5 № 107 улок № № 6 пер № Чер на № 1 й 4 5 вско го 4 4 к К № № 7 № 8 № 3 авского 4 1 1 1 6 1 1 1 1 ак пер 6 1 3 й № 4 1 1 ово 3 6 3 ло к К у знец № ова ок переул м ок Ки переул пер еу 1 1 овой Гусар 7 1 1 5 5 7 № ал Гайк 5 5 № 3 3 улок пере 5 4 № 6 ич ен ко № 1 6 2 № № № 3 .1 мкр-он № 4 мкр-он № № 1 6 1 к ло нко личе о Ком улок ко ин пере уд ва 2 № 2 1 3 о в то 4 1 ос к М 9 ер С ок ло еу р пе 2 9 ок ул ре ко ен 4 пе ги 2 № он Х 9 № 6 он о ул ре пе ок ул ре пе й-Х нк ле ав ум Ч 1 6 6 к М осто во 2 № 9 9 пе 2 у ре пер 4 еуло 1 № 9 й 4 № 8 П 4 ко н че а 6 № ок ул ко ен 2 ре и рг о нк че ли Се к 3 4 пе ло еу ом К 6 2 5 мкр-он 3 4 1 6 1 № 3 1 1 6 3 № 4 р пе ок 1 № нк ле к Р 6 1 6 ав П 6 ло 5 ул ре пе № № 1 еу 6 6 3 3 1 4 1 № № 1 № 1 р пе № у ре ой ев 5 6 № пе 1 № № № № № ищ он К пе 6 ок Ком ок реул 3 № ул ре пе нко личе № Х к ло 9 № он 5 3 6 Ка улок пере 4 ло ил Ж 9 2 а 1 5 9 4 улок акси 4 6 1 № 1 6 6 № 9 6 пере № 6 улок 9 5 .1 мкр-он 1 № 6 ила 9 № № 1 № 9 Ж № 4 ила 9 Ж улок а иков М улок пере № № № шн Кала мова 1 мова 1 9 переулок Мостовой 6 аимов Макс 2 си Мак № улок пере 1 пере № № 9 к 6 ова 6 1 еу 1 № № № № 9 9 3 ик лашн № р пе № пере № № № 6 9 9 № № № № № № № № № № № Выпускная квалификационная работа Изм. Кол. уч. Лист № док. Разработал Павленко Д.А. Зав. кафедрой Кобзарь А.В. Проверил Кобзарь А.В. Н. контр Кобзарь А.В. Рецензент Бурнаевский А.Ф. Подп. Дата Разработка проекта газоснабжения ЖСК "Остров" на острове Русском, город Владивосток Проектирование газовой сети для СЖК План прокладки газопровода среднего давления Стадия Лист Листов П 1 6 Кафедра инженерных систем зданий и сооружений Формат А1

Отчет о проверке на заимствования №1 Автор: Pav D dan317317@gmail.com / ID: 3425940 Проверяющий: Pav D (dan317317@gmail.com / ID: 3425940) Отчет предоставлен сервисом «Антиплагиат» - http://www.antiplagiat.ru ИНФОРМАЦИЯ О ДОКУМЕНТЕ ИНФОРМАЦИЯ ОБ ОТЧЕТЕ № документа: 7 Начало загрузки: 16.06.2018 14:05:50 Длительность загрузки: 00:00:04 Имя исходного файла: Диплом Павленко Размер текста: 2450 кБ Cимволов в тексте: 90430 Слов в тексте: 8685 Число предложений: 507 Последний готовый отчет (ред.) Начало проверки: 16.06.2018 14:05:54 Длительность проверки: 00:00:02 Комментарии: не указано Модули поиска: Модуль поиска Интернет, Цитирование ЗАИМСТВОВАНИЯ ЦИТИРОВАНИЯ ОРИГИНАЛЬНОСТЬ 26,65% 0,3% 73,05% Заимствования — доля всех найденных текстовых пересечений, за исключением тех, которые система отнесла к цитированиям, по отношению к общему объему документа. Цитирования — доля текстовых пересечений, которые не являются авторскими, но система посчитала их использование корректным, по отношению к общему объему документа. Сюда относятся оформленные по ГОСТу цитаты; общеупотребительные выражения; фрагменты текста, найденные в источниках из коллекций нормативно-правовой документации. Текстовое пересечение — фрагмент текста проверяемого документа, совпадающий или почти совпадающий с фрагментом текста источника. Источник — документ, проиндексированный в системе и содержащийся в модуле поиска, по которому проводится проверка. Оригинальность — доля фрагментов текста проверяемого документа, не обнаруженных ни в одном источнике, по которым шла проверка, по отношению к общему объему документа. Заимствования, цитирования и оригинальность являются отдельными показателями и в сумме дают 100%, что соответствует всему тексту проверяемого документа. Обращаем Ваше внимание, что система находит текстовые пересечения проверяемого документа с проиндексированными в системе текстовыми источниками. При этом система является вспомогательным инструментом, определение корректности и правомерности заимствований или цитирований, а также авторства текстовых фрагментов проверяемого документа остается в компетенции проверяющего. № Доля в отчете Доля в тексте Источник Ссылка Актуален на Модуль поиска Блоков в отчете Блоков в тексте [01] 4,27% 5,39% гольянов а.и. газовые сети и газохран… http://inethub.olvi.net.ua 26 Апр 2014 Модуль поиска Интернет 23 35 [02] 2,89% 4,95% не указано http://rulitru.ru раньше 2011 Модуль поиска Интернет 20 47 [03] 1,41% 3,72% 987.Газоснабжение http://docme.ru 29 Июн 2017 Модуль поиска Интернет 21 55 [04] 0,17% 2,84% Библиотека НЕФТЬ-ГАЗ: Предложения… http://dobi.oglib.ru 12 Мая 2016 Модуль поиска Интернет 2 20 [05] 2,56% 2,77% СКЛАД ЗАКОНОВ СП 62.13330.2011 Газо… http://6pl.ru 04 Дек 2017 Модуль поиска Интернет 20 23 [06] 2,07% 2,07% ПРИКАЗ МИНИСТЕРСТВА ТОПЛИВА И Э… http://law7.ru раньше 2011 Модуль поиска Интернет 7 7 [07] 1,83% 2,07% сеня 1 16 Июл 2016 Модуль поиска Интернет 20 25 [08] 0,9% 1,78% Библиотека НЕФТЬ-ГАЗ: Предложения… http://ekon.oglib.ru раньше 2011 Модуль поиска Интернет 4 8 [09] 1,78% 1,78% Работа по механизации 28 Июл 2016 Модуль поиска Интернет 4 4 [10] 1,35% 1,35% Инженерное решение. Применение и… https://studopedia.ru 27 Ноя 2017 Модуль поиска Интернет 4 4 [11] 1,33% 1,33% РД 34.20.185-94 (с изм. 1999) - n1.doc 27 Ноя 2012 Модуль поиска Интернет 5 5 [12] 1,23% 1,23% ПРОБЛЕМЫ ДИВЕРСИФИКАЦИИ ЭКОН… http://edu.tltsu.ru 30 Ноя 2014 Модуль поиска Интернет 2 2 [13] 1,07% 1,23% Газоснабжение промышленного пред… http://diplomba.ru 17 Мая 2016 Модуль поиска Интернет 9 11 3 13 http://studfiles.ru http://studfiles.ru http://rulitru.ru [14] 0,16% 1,06% 1. Газоснабжение городов и населенны… http://referatdb.ru 06 Июл 2016 Модуль поиска Интернет [15] 0,41% 0,96% Классификация газовой арматуры по е… http://mybiblioteka.su 18 Янв 2017 Модуль поиска Интернет 2 8 [16] 0,84% 0,84% Программа расчета загрязнения атмо… http://kurs.znate.ru 26 Июл 2016 Модуль поиска Интернет 1 1 [17] 0,81% 0,82% ЖСК для ППС https://dvfu.ru 08 Янв 2018 Модуль поиска Интернет 4 4 [18] 0,63% 0,63% не указано http://dshinin.ru раньше 2011 Модуль поиска Интернет 10 10 [19] 0,45% 0,57% Скачать Документ Word http://referats.5-ka.ru раньше 2011 Модуль поиска Интернет 4 7 [20] 0,49% 0,49% Методика выбора установки http://studopedia.net 15 Ноя 2015 Модуль поиска Интернет 3 3 [21] 0,3% 0% не указано не указано раньше 2011 Цитирование 1 1

Текст документа Оглавление Введение 2 1. Общие сведения об объекте проектирования...........................................................................5 1.1 Технические решения по прокладке газопровода.................................................................. 5 1.2 Общая информация о городе Владивосток.............................................................................5 1.3 Общая информация об острове Русский................................................................................ 7 1.4 ЖСК Остров.............................................................................................................................8 2 Основное оборудование газораспределительной сети............................................................10 2.1 Классификация и основные виды газовой арматуры........................................................... 10 2.2 Пункт учета расхода газа....................................................................................................... 13 2.3 Когенерационные установки................................................................................................. 15 3 Порядок приемки газопровода в эксплуатацию...................................................................... 18 3.1 Подготовительные работы к прокладке газопровода........................................................... 18 3.2 Земляные работы................................................................................................................... 19 3.3 Укладка газопроводов............................................................................................................ 20 3.4 Монтаж сооружений на газовых сетях................................................................................. 20 3. Расчетная часть проектирования.............................................................................................21 3.1 Определение тепловых нагрузок...........................................................................................21 3.2 Определение электрической мощности когенерационной установки для абонента...........25 3.3 Определение расчетных расходов газа..................................................................................27 4.4 Проектирование газовой сети............................................................................................... 34 4.5 Гидравлический расчет..........................................................................................................37 5. Автоматизация внутридомовой газовой сети.........................................................................46 6. Технико-экономический расчет...............................................................................................51 6.1 Обоснование рентабельности выбора проекта с использованием когенерационных установок 51 6.2 Расчет сметной стоимости работ...........................................................................................55 6.2.1 Стоимость проектно-изыскательских работ...................................................................... 55 6.2.2 Стоимость строительно-монтажных работ........................................................................56 6.2.3 Расчет эксплуатационных затрат........................................................................................57 6.2.4 Затраты на оплату труда..................................................................................................... 58 6.2.5 Амортизационные отчисления........................................................................................... 59 6.2.6 Текущий ремонт..................................................................................................................59 6.2.7 Прочие затраты................................................................................................................... 59 6.2.8 Расчет показателей экономической эффективности проекта............................................ 60 6.2.9 Прибыль.............................................................................................................................. 60 6.2.10 Чистая текущая стоимость проекта..................................................................................61 6.2.11 Окупаемость...................................................................................................................... 63 6.2.12 Рентабельность..................................................................................................................63 7. Охрана воздушного бассейна..................................................................................................65 Введение 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. 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. К 12 основным проблемам энергетического сектора в России можно отнести следующее: - постоянный рост тарифов ЖКХ; - неэффективность использования топлива; - кризис централизованной энергетики;

- изношенность оборудования; - высокая частота аварий и перегруженность сетей тепло- и электроснабжения; - проблемы подключения к сетям; - некачественное электроснабжение; - проблема экологии. В России необходимость в применении когенераторов для тепло- и энергоснабжения очевидна, поскольку качество центрального снабжения оставляет желать лучшего, да и монопольный характер российских энергоносителей вынуждает покупать электричество и тепло по дорогим тарифам. Таким образом, внедрение когенераторов позволяет существенно снизить затраты на потребляемую энергию, что дает существенный экономический эффект для конечного потребителя, а также решить проблему пиковых нагрузок, недостатков централизованных систем и тем самым обеспечить качественным, бесперебойным энергоснабжением. 12 Когенерацией называют способ производства энергии, при котором из одного первичного источника (топлива) на выходе энергоустановки получают два или несколько видов полезной энергии (в большей части когенерационных систем, применяемых в настоящее время, осуществляется совместное производство тепла и электричества). 9 Когенерация — относительно новая для России технология. Только в последнее десятилетие в нашей стране стал наблюдаться серьезный интерес к проектам мини-ТЭЦ, тогда как опыт использования этой технологии на Западе составляет порядка 25 лет. « Для комбинированной выработки тепла и электроэнергии допускается применение когенерационных установок» 5 говорится в Изменении N 2 к СП 62.13330.2011 «СНиП 42-01-2002 Газораспределительные системы» от 4 июня 2017 года. Основные преимущества использования когенерационных установок: - Независимость владельца установки от тепловых сетей. Вне зависимости от экономического состояния дел в теплоэнергетических компаниях, на объекте, который обеспечивается теплом и электроэнергией за счет собственной установки, всегда будет свет и тепло. При этом наличие когенерационных агрегатов позволяет разгрузить электрические сети в крупных городах, а значит снизить риск серьезных перебоев электро- и теплоснабжения в целом - Эффективность топливоиспользования. КПД электростанций составляет от 30 до 50 % (остальная часть энергии первичного топлива теряется в виде неиспользуемого тепла). КПД котельной в среднем составляет около 80 %. Таким образом, полный КПД системы с раздельным производством тепла и электричества находится в пределах 55–65 %. При этом для когенерационных установок (их также называют мини-ТЭЦ или когенераторами), где наряду с генерацией электрической энергии осуществляется утилизация тепла, полный КПД может достигать 90 %. 9 - 9 Дешевизна топлива в сравнении с другими видами. Отличительная черта собственной мини-ТЭЦ - возможность использования как природного газа, так и других газообразных топлив, характеристики которых различаются в весьма широком диапазоне (пропан, бутан, ПНГ, газы химической промышленности, древесный газ, биогаз, пиролизный газ и т. д.). Современный уровень развития технологии позволяет выбрать подходящий тип когенерационной установки для работы на местном газообразном топливе. - 9 Снятие многих экологических ограничений на строительство объекта. По своим экологическим характеристикам когенерационные установки соответствуют требованиям сегодняшнего дня. Основным же их

преимуществом с точки зрения экологии является то, что повышенная эффективность использования первичного топлива в когенераторах позволяет снизить выбросы вредных веществ в атмосферу в 2–3 раза по сравнению с использованием традиционных энерготехнологий, основанных на раздельном производстве тепла и электричества. 9 Энергоснабжение от собственных источников удовлетворяет требованиям РостТехНадзора: местная мини-ТЭЦ (когенерационная установка) не портит пейзаж; выхлоп мини-ТЭЦ (когенерационной установки) чище, чем от других видов энергоснабжения, а шум минимальный. 1. Общие сведения об объекте проектирования 1.1 Технические решения по прокладке газопровода Остров Русский снабжается газом из города Владивостока по газопроводу. В свою очередь, во Владивосток газ поступает из магистрального газопровода через ГРС. Давление на выходе газа из ГРС равно p = 1,2 МПа. Общая длина газопровода равна примерно 34 км: по материковой части проходит 15 км газопровода (вместе с отводом до ТЭЦ-2), по островной — 12 км и под проливом Босфор-Восточный проложено более 6 км трубы в двуниточном исполнении. Для газификации ЖСК «Остров» выбрано трехступенчатое исполнение: газопровод высокого, среднего и низкого давления. Между ступенями запроектированы ГРП, спланированные в зависимости от массовости строительства на данном участке и этажности сооружений. Максимальный перепад давлений в сети низкого давления принимается равным Dp = 1200 Па. Прокладка газопровода вне зданий на застраиваемой территории запроектирована подземная. Трубы для прокладки выбраны полиэтиленовые по ГОСТ 18599-2001. Глубина прокладки газопровода не может быть меньше 0,8 м до верхнего края трубы или футляра. На участках, которые будут свободны от транспорта, глубина прокладки должна быть не менее 0,6 м. Газопровод защищается от коррозии двумя способами: пассивным и активным. Пассивный метод заключается в изоляции труб битумноминеральной или битумно-резиновой мастикой. Для осуществления активного метода применяется электрический дренаж. 1.2 Общая информация о городе Владивосток Площадь города – 331,16 км2 при населении 604602 человек. Владивосток располагается на полуострове Муравьева-Амурского и островах залива Петра Великого. Владивосток — город-порт, является центром Приморского края и Владивостокского городского округа. Столица Приморья – конечный пункт Транссибирской магистрали, база для Тихоокеанского флота, центр науки и образования Дальнего Востока, включая ДВФУ и ДВО РАН. Владивосток располагается в Владивостокском часовом поясе и имеет смещение по отношению к UTC +10:00, а по отношению к столице-Москве +7:00. Минимальное расстояние от Москвы до Владивостока– 6430 км, по железнодорожным путям — 9288 километров. Республика, край, область, пункт Температура воздуха

наиболее холодных суток, °С, обес- печенностью Температура воздуха наиболее холодной пятидневки, °С, обеспеченностью Продолжительность, сут, и средняя температура воздуха, °С, периода со средней суточной температурой воздуха 8 °С 0,98 0,92 0,98 0,92 продолжительность средняя температура 1 2 3 4 5 11 12 Владивосток -27 -26 -25 -24 196 -3,9 Во Владивостоке преобладает муссонный климат. Зимой прохладно и сухо при ясной погоде. Оттепели могут происходить в любой месяц зимы. Весна долгая с постоянными перепадами температур. Летом влажно и тепло с большим количеством осадков. Осень также теплая, но количество осадков к зиме начинает постепенно уменьшаться. Первые морозы наступают в начале ноября. Средняя температура воздуха за год во Владивостоке +4,9 °С. Август является самым теплым месяцем в году со средней температурой около +20,8 °C. Самым холодным месяцем является январь − -11,3 °C. Вода к августуначалу сентября прогревается до температуры +21..+23 °С (максимум +26,5 °С). Средний уровень осадков за год 818 мм. Среднее годовое давление ртутного столба составляет 763 мм. 1.3 Общая информация об острове Русский Остров Русский расположен в заливе Петра Великого Японского моря, в нескольких километрах от города Владивосток. Территория острова входит в состав города краевого подчинения Владивосток и муниципального образования Владивостокский городской округ. От основной части города, расположенной на полуострове Муравьёва-Амурского, Русский отделён проливом Босфор-Восточный. С юга и востока остров омывается водами Уссурийского залива, а с запада — Амурского. Климат острова подобен климату города Владивосток. Средняя температура августа: 20,6 °C. Средняя температура января: −12,6 °C. Среднегодовое давление 763 мм ртутного столба. Зимой на острове Русский преобладает сухой и холодный

континентальный воздух, из-за чего погода ясная, но морозная. В среднем продолжительность зимнего периода на Русском - 132 дня, начиная с 13 ноября и заканчивая 23 марта, что подобно продолжительность зимнего периода в Москве (133 суток). На протяжении бывает в среднем 18 пасмурных дней и 27 дней с осадками в виде снега. Метели проходят на протяжении 8—9 дней. Бывают случаи, когда скорость ветра при метелях возрастает до 15—20 м/с, в следствие чего наблюдаются снежные заносы. В таких ситуациях прекращается работа городского транспорта, и останавливаются все работы. Оттепели можно пронаблюдать в любой месяц зимы, но они длятся не более чем 2 дня. Продолжительность лета на острове 88 дней, начиная от 26 июня и заканчивая 21 сентября, при усредненной температуре воздуха +15 градусов. В начале августа – примерно с 6 по 20 число – температура воздуха часто превышает 20°C. 1.4 ЖСК Остров Жилой поселок "Остров" самый большой поселок во Владивостоке, район комплексного освоения территорий на Дальнем Востоке Общая площадь участка составляет 400 508 кв.м. Планируется постройка 249 домов: 224 индивидуальных жилых дома, 20 дуплексов и 8 многоквартирных жилых домов. Общая площадь квартир 36 579 кв.м. Начало строительных работ было положено в 2016 г. Жилищно-строительный кооператив «Остров» (ЖСК «Остров») создан 25 октября 2012 года. Целью строительства является обеспечение жильем научно-педагогического состава ДВФУ и Дальневосточного отделения РАН, а также граждан, имеющих трех и более детей. В соответствии с поручениями Первого заместителя Председателя Правительства Российской Федерации И.И. Шувалова кооперативу по договору безвозмездного срочного пользования были предоставлены земельные участки из земель, находящихся в собственности Российской Федерации, общей площадью 400 508 кв. метров. При поддержке АИЖК строительство поселка ЖСК «Остров» на острове Русский во Владивостоке находится в активной фазе, она началась во второй половине 2016 года. На участках строительства уже выполнены геологоразведочные работы, произведена топографическая съемка, подеревная съемка. 17 Получены технические условия на подключение к сетям электроснабжения, 17 водоснабжения и канализации, газоснабжения. Выполнены работы по проектированию поселка, а также внешних сетей. Завершены работы по проектированию внутриквартальных сетей, проект прошел экспертизу. Утвержден эскиз застройки поселка ЖСК. 17 Обеспечен подъезд к территории строительства, обустроена площадка для размещения строительной техники, материалов. Подключены временные линии водо- и электроснабжения. 17 Заключен договор на выполнение привязки проектов жилых домов к местности с разработкой проектов фундаментов и проектов внутриплощадочных (внутри индивидуального участка). 17 Заключены договоры на строительство дорог и обеспечение инженерными коммуникациями. 2 Основное оборудование газораспределительной сети 2.1 Классификация и основные виды газовой арматуры 1 Газовой арматурой называют различные приспособления и устройства, монтируемые на газопроводах, аппаратах и приборах, с помощью которых 1 осуществляются включение, отключение, изменение количества, давления или направления газового потока, а также удаление 1 газа, При выборе газовой арматуры необходимо учитывать следующие

свойства металлов и сплавов: - природный газ не воздействует на черные металлы, поэтому газовая арматура может быть изготовлена из стали и чугуна; - из-за более низких механических свойств чугунной арматуры она может применяться при давлениях не более 1,6 МПа; - при выборе чугунной арматуры необходимо создать такие условия, чтобы ее фланцы не работали на изгиб; - 8 при существующих допустимых нормах содержания сероводорода в газе (2 г на каждые 100 м3) последний практически не воздействует на медные сплавы, поэтому арматура для внутридомового газового оборудования может быть из медных сплавов. 1 По назначению существующие виды газовой арматуры подразделяются: - 8 на запорную — для периодических герметичных отключений отдельных участков газопровода, аппаратуры и приборов; - предохранительную — для предупреждения возможности повышения давления газа сверх установленных пределов; - арматуру обратного действия - для предотвращения движения газа в обратном направлении; - аварийную и отсечную - для автоматического прекращения движения газа к аварийному участку при нарушении заданного режима. 1 Большинство видов арматуры состоит из запорного или дроссельного 1 устройства. Эти устройства представляют собой закрытый крышкой корпус, внутри которого перемещается затвор. Перемещение затвора внутри корпуса относительно его седел изменяет площадь прохода газа, что сопровождается изменением гидравлического сопротивления. К 1 запорной арматуре относятся различные устройства, предназначенные для герметичного отключения отдельных участков газопровода. 1 Они должны обеспечивать герметичность отключения, быстроту открытия и закрытия, удобство в обслуживании и малое гидравлическое сопротивление. 15 При проектировании стальных и полиэтиленовых газопроводов важное значение имеет правильный выбор соответствующей арматуры. В 1 качестве запорной арматуры на газопроводах 1 применяются задвижки, краны, вентили, гидравлические затворы. 1 Наружные надземные и внутренние газопроводы природного газа и паровой фазы СУГ давлением до 0,005 МПа 3 рекомендуется оснащать кранами конусными натяжными. На наружных и внутренних газопроводах природного газа давлением до 1,2 МПа, паровой и жидкой фазы СУГ давлением до 0,6 МПа 3 рекомендуется применять краны конусные сальниковые, 2 краны шаровые, задвижки и 2 вентили. На подземных газопроводах низкого давления, кроме прокладываемых в районах с сейсмичностью 2 свыше 7 баллов, на подрабатываемых и карстовых территориях в качестве запорных устройств допускается применять гидрозатворы. 2 Наиболее распространенным видом запорной арматуры являются задвижки, в которых поток газа или полное его прекращение регулируют изменением положения затвора вдоль уплотняющих поверхностей. Это достигается вращением шпинделя. 15 На подземных газопроводах задвижки монтируют в специальных колодцах из сборного железобетона или красного кирпича. Перекрытие колодца должно быть съемным для удобства его 1 разборки 14 при производстве ремонтных работ. В 14 местах пересечения газопроводами стенок колодца устанавливают

футляры, которые для плотности заделывают битумом. Колодцы должны быть водонепроницаемыми. 1 Помимо кранов со смазкой применяют простые поворотные краны, которые 1 подразделяются на натяжные, сальниковые и самоуплотняющиеся. Эти краны устанавливают на надземных и 1 внутри объектовых газопроводах и вспомогательных линиях (импульсные и 4 продувочные газопроводы, головки конденсатосборников, вводы). В натяжных кранах взаимное прижатие уплотнительных поверхностей пробки и корпуса достигается навинчиванием натяжной гайки на резьбовой конец пробки, снабженный шайбой. Гидравлические затворы 1 являются простым и плотным запорным устройством для подземных газопроводов низкого давления. 1 На газопроводах часто применяют шаровые краны, которые имеют все преимущества кранов с коническими пробками. Их конструкция исключает возможность заедания шара-пробки в гнезде корпуса. 1 Опыт эксплуатации подземных газопроводов показывает, что в них часто 1 обнаруживаются вода и конденсат. В составе конденсата преобладает вода, которая выделяется 8 из влажных газов при понижении их температуры. Помимо воды из газа конденсируются тяжелые углеводороды. Иногда в газопроводах 1 обнаруживается вода, оставшаяся в них при производстве строительных работ. Для сбора и удаления конденсата и воды в низких точках газопроводов 1 сооружаются конденсатосборники. В 14 зависимости от влажности транспортируемого газа они могут быть большей емкости — для влажного газа и меньшей — для сухого газа. В зависимости от величины давления газа они разделяются на конденсатосборники низкого, среднего и высокого давления. 8 Конденсатосборник низкого давления представляет собой емкость, 14 снабженную дюймовой трубкой. Как и у гидрозатвора, эта трубка выведена под ковер и заканчивается муфтой и пробкой. Через трубку удаляют конденсат, продувают газопровод и замеряют давление газа. 1 Газопровод длиной в 1 км при нагревании на 1°С удлиняется в среднем на 12 мм. Под действием температурных 4 напряжений возникают усилия, которые могут привести к сжатию или растяжению газопроводов. Если газопровод не имеет возможности свободно изменять свою длину, то в стенках газопровода возникнут дополнительные напряжения. В процессе эксплуатации наземных газопроводов величина изменения температуры может достигать нескольких десятков градусов, что вызывает напряжения в несколько десятков МПа. Поэтому для предотвращения разрушения газопроводов от температурных усилий необходимо обеспечить его свободное перемещение. Устройствами, обеспечивающими свободное перемещение труб, являются компенсаторы — линзовые, лиро- и П-образные. На подземных газопроводах наибольшее распространение получили линзовые компенсаторы. 1 Компенсатор имеет волнистую поверхность, которая меняет свою длину в зависимости от температуры газопровода и предохраняет его от деформаций. 1 Для очистки газа от примесей и его учета на газораспределительной сети устанавливаются ПУРГи (пункты учета расхода газа). Пункт предназначен для эксплуатации в макроклиматических районах с умеренным климатом исполнения УХЛ и категории размещения 1 по ГОСТ 15150-69, для работы при температуре окружающей среды от +40 до -60° С и относительной влажности воздуха 98%. 2.2 Пункт учета расхода газа Пункт учета расхода газа в соответствии с рисунком состоит из

установки шкафной 1, технологического оборудования учета расхода газа 2, обогревателя 3 с дымоходом 4. Установка шкафная представляет собой металлический шкаф с теплоизоляцией. Для 13 удобства обслуживания 13 технологического оборудования предусмотрены двери 5,6. Для обеспечения естественной вентиляции 13 предусмотрены жалюзи 7...10. Обогреватель 3 предназначен для обогрева технологического оборудования и 13 установлен под днищем шкафной установки. Технологическое оборудование пункта 13 учета расхода газа в соответствии с рисунком состоит из двух линий: рабочей 1 и обводной 2. Газ через кран 3 поступает к фильтру 4, очищается от механических примесей и поступает к измерительному комплексу 5 для измерения расхода проходящего газа. После измерительного комплекса 5 газ через кран 6 поступает к потребителю. Для визуального наблюдения за давлением газа и измерения перепада давления на фильтре 4 предусмотрен манометр 7 с клапанами 8, 9. 13 Для подачи газа к обогревателю 12, предусмотрен вентиль 10 и регулятор давления газа 11. Обводная линия 2 предназначена для обеспечения бесперебойной подачи газа 13 потребителю при ремонте рабочей линии и снабжена краном 13. Для сброса газа 13 предусмотрен продувочный трубопровод 14 с краном 15. Для замера перепада давления на измерительном комплексе предусмотрены краны 16, 17. 2.3 Когенерационные установки Главным фактором, заставляющим переходить на альтернативные средства снабжения теплом и электроэнергией, является изношенность теплои электросетей, а также низкое качество электроэнергии. Этой альтернативой стали когенерационные установки малой мощности, так называемые миниТЭЦ, способные обеспечить тепловой и электрической энергией отдельные здания или предприятия. Различают когенерационные системы на базе газотурбинных и газопоршневых установок, микротурбин. Реже используются двигатели, работающие на дизельном топливе. Еще одним критерием классификации может служить вид топлива. Дело в том, что происхождение газа бывает разным. Среди прочих особо перспективными считаются шахтный метан, биогаз и свалочный газ. Когенерационные системы используются не только по прямому назначению. В тепличных предприятиях они выполняют роль установки по производству СО2 для повышения урожайности. 1. Газотурбинные установки (ГТУ) способны обеспечить наиболее широкий диапазон электрической мощности — от десяти до нескольких десятков мегаватт. В таких установках поток газа, образованный в результате сгорания топлива, воздействуя на лопатки турбины, создает крутящий момент и вращает ротор, который, в свою очередь, соединен с генератором. Электрический КПД (доля электроэнергии от общей энергии сгорания топлива) систем подобного типа может достигать 39%. ГТУ, как правило, вырабатывают в два раза больше тепловой энергии, чем электрической (при этом общий КПД не превышает 90%). Их несомненным преимуществом является возможность работы как на жидком (дизельное топливо, керосин), так и на газообразном топливе различного происхождения, в том числе низкокалорийном (с содержанием метана меньше 30%). Установки большой мощности можно использовать вместе с паровыми турбинами. В этом случае их электрический КПД достигает 59%. Газотурбинные установки можно использовать во многих отраслях народного хозяйства, но основные сегменты потребления — это все же нефте- и газодобывающая сферы, металлургическая промышленность, а также энергетика. 2. Микротурбинные установки работают по тому же принципу, что и ГТУ, но имеют меньшие размеры и, соответственно, мощность. Также

отличительной чертой когенерационных установок на базе микротурбин является компактность конструкции, что дает несомненное преимущество при реализации проектов в ограниченном пространстве, например, в зданиях. Как можно видеть из рис. 4, вся когенерационная система компактно располагается внутри шумозащитного кожуха, наружу выведены только система выхлопа и тепловая магистраль. Электрический КПД, как правило, не превышает 35%, а тепловой равен примерно 50%. Максимальная мощность единичного блока составляет около 250 кВт. 3. Газопоршневые установки (ГПУ) не нуждаются в особом представлении. Это агрегаты, работающие от двигателей внутреннего сгорания, топливом для которых служит газ. Фактически это аналог дизельгенераторных электростанций, которые, кстати, также можно переделать под данный вид топлива. Электрический КПД газопоршневых установок достигает 40%, что несколько выше, чем у ГТУ, а вот тепловой КПД ниже — 50%. Меньшим является также потолок мощности, который составляет около 9 МВт. В данном проекте для частной застройки были подобраны когенерационные установки AKSA ABG8. Характеристики данной установки приведены в таблице. 3 Порядок приемки газопровода в эксплуатацию 3.1 Подготовительные работы к прокладке газопровода При строительстве газовых сетей в городских условиях в состав подготовительных работ входит получение разрешения на рытье траншей и котлованов. 18 Трассовые подготовительные работы включают: - разбивку и закрепление пикетажа, геодезическую разбивку горизонтальных и вертикальных углов поворота, разметку строительной полосы; - расчистку строительной полосы от леса и кустарника, корчевку пней; снятие и складирование в специально отведенных местах плодородного слоя земли; - планировку строительной полосы, уборку валунов, устройство полок на косогорах; - 2 устройство защитных ограждений, обеспечивающих безопасность производства работ, монтаж средств наружного освещения; - проведение противоэрозионных мероприятий. 2 Планировку монтажной полосы для прохода строительной техники рекомендуется осуществлять, как правило, за счет устройства грунтовых насыпей из привозного грунта. Планировка микрорельефа со срезкой неровностей допускается только на полосе будущей траншеи. 2 Разбивка трассы газопровода (перенесение в натуру трассы проектируемого 18 газопровод) производится от постоянных ориентиров, 18 которые указаны в плане трассы. В местах, 18 где находится новая застройка привязки газопровода наносятся от красных линий, а в 18 незастроенных местах перенос трассы 18 осуществляют от городской полигонометрии. 18 Требования по разбивке трассы: - нивелирование постоянных реперов осуществляется с точностью не ниже 4 разряда; - 18 обязательна установка вдоль трассы временных реперов, которые связаны с постоянными рельефами, углы поворотов и разбивочные оси трассы привязывают к постоянным объектам на местности; - установка специальных знаков на поверхности в местах пересечения газопроводом существующих подземных. Ось газопровода закрепляется металлическими штырями, которые

забиваются во всех углах горизонтальных изломов оси 18 газопровода и на прямых участках в пределах видимости штырей. При асфальтовом покрытии вместо штырей 18 применяют металлические кнопки. Также на трассу доставляют изолированные трубы или секции. Они раскладываются на расстоянии 1,5 м вдоль трассы и свариваются в секцию равную длине участка. На концы труб надеваются заглушки. [8] 3.2 Земляные работы Рытьё траншей и котлованов. На глубину заложения газопроводов влияют влажность транспортируемого газа и наличие динамических нагрузок над прокладываемым газопроводом. Грунт при рытье траншеи следует размещать на расстоянии не более 0,5 м от одного из краев. Размеры приямка в траншее необходимо принимать следующие: длина - 1м, ширина – диаметр плюс 1,2м, глубина - 0,7м. Засыпку траншей после укладки газопровода нужно производить в две стадии. Сперва, сразу после испытания на прочность, газопровод следует присыпать на 0,2 м, разравнить грунт и уплотнить. Далее засыпать остальную часть. Во время засыпки траншей нельзя забывать о мероприятиях по защите трубы от повреждений грунтом. 3.3 Укладка газопроводов Непосредственно перед спуском газопровода в траншею, ее следует тщательно осмотреть. Дно траншеи следует очистить, проектные отметки проверить. Для проверки соответствия проекта с натурой составляется акт поверки при участии представителей технадзора и заказчика. Также следует проверить и очистить от посторонних предметов, грязи, льда трубы и плети труб. Затем для защиты от последующих возможных загрязнении на концы труб надеваются заглушки. Секции размером до 40 м необходимо укладывать в траншею с использованием двух трубоукладчиков, на отдельные трубы до 12 м допускается один трубоукладчик. Если использование крупного оборудования невозможно по каким-либо обстоятельствам, то допускается укладка небольших участков труб путем установки над выемкой и укладываемой секцией монтажных треног. Для предотвращения аварий газопровод и оборудование следует опускать без рывков и касаний о стены и дно траншеи. После укладки труб в траншею, следует убедиться, что газопровод опирается по всей длине. Также проверяется состояние изоляции, действительно получившиеся расстояния до действующих коммуникаций и соответствие укладки проектным данным. 3.4 Монтаж сооружений на газовых сетях Собранный и испытанный в заводских условиях узел, состоящий из задвижки, компенсатора, патрубков, футляров 19 устанавливают в газовом колодце, а затем приваривают его к уложенному газопроводу. Поверхности колодцев обрабатываются: наружные покрывают битумной краской, внутренние затирают цементным раствором. Горловина для люков устанавливается на щите перекрытий колодцев. Колодцы засыпают со всех сторон с одинаковым уплотнением. В местах установки защитных коверов, заделанных в бетонное основание, 19 траншеи засыпают песком или 19 лишним грунтом, поливают водой и послойно уплотняют. Для ГРП оборудование монтируется из отдельных узлов, изготовленных и испытанных в заводских условиях. Для данных обязательно наличие акта заводского испытания.

Заделка сварных швов, фланцевых и резьбовых соединений в стены или фундаменты не допускается. При проходе газопровода через стену или фундамент расстояние от сварного шва до футляра должно быть не менее 100мм. [ 19 Ошибка! Источник ссылки не найден.] 3. Расчетная часть проектирования 3.1 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, Вт на отопление жилого дома определяется по формуле (2): (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 Расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления, tНв °С -5 –10 –15 –20 –25 –30 –35 –40 –45 –50 –55 Для зданий строительства после 2015 г. 1–3 этажные одноквартирные отдельностоящи е 60 61 62 64 67 72 77 81 84 85 86 2–3 этажные одноквартирные 47 48 49 51 55 59 64 67 71 73 74 блокированные 4–6 этажные 37 38 40 42 45 49 55 59 64 66 69 7–10 этажные 34 35 36 37 40 42 48 52 56 59 62 11–14 этажные 31 32 33 35 37 41 45 49 52 55 57 Более 15 этажей 30 31 32 33 36 40 43 47 50 52 55 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 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). (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; 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 Таблица 7 - Нормы расхода воды потребителями Расход воды прибором холодной или горячей литров в секунду [л/с]= 0,2 qc 0, qh 0 литров в час [л/ч]= 200 qc 0,hr, qh 0,hr Расход воды прибором общий (холодной и литров в секунду [л/с]= 0,3 qtot 0 литров в час [л/ч]= 300 qtot 0,hr горячей) Норма расходы воды, л в час наибольшего водопотребления горячей = 10 qh hr,u общая (в.т.ч горячей)= 15,6 qtot hr,u в сутки наибольшего водопотребления горячей = 120 qh u общая (в.т.ч горячей)= 300 qtot u в средние сутки горячей = 105 qh u,m общая (в.т.ч горячей)= 250 qtot u,m 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): (4) где U – количество потребителей; - норма расхода воды в сутки наибольшего водопотребления, л; T – расчетное время потребление воды, ч. ;

По имеющимся значениям находим среднюю часовую тепловую нагрузку на ГВС Гкал/ч по формуле (5). (5) где 1,3 – коэффициент, который учитывает тепловые потери полотенцесушителями с неизолированними стояками. Получаем В результате нагрузка составляет 0,0013 Гкал/ч, что по формуле (6) перевода в кВт/ч будет равняться: (6) Следовательно, =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 месяцы I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII Qт.п.м, кВт 17804,0 17672,0 17376,0 17088,0 1088,6 1088,6 1088,6 1088,6 1088,6 8446,0 17292,0 17648,0 Qт.п.с, кВт 593,47 589,07 579,20 569,60 36,29 36,29 36,29 36,29 36,29 563,07 576,40 588,27 Qт.п.ч, кВт 24,73 24,54 24,13 23,73 1,51 1,51 1,51 1,51 1,51 23,46 24,02 24,51 где Qт.п.м – отопительная нагрузка за месяц, кВт; 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. Рисунок 11 – График потребления энергии в зимний и летний период 3.2 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 20 абонента, общая мощность агрегатов должна превышать максимальную потребность 20 абонента на 5% – 10%; агрегаты по возможности должны быть одинаковой мощности. Перечисленные моменты в большей мере относятся к автономному 20 режиму, но их желательно учитывать и при работе параллельно с сетью [15]. 20 No No Потребите ли Количество квартир п.п . электроэне ргии 01. мар 6 9 12 15 18 24 40 60 100 200 400 600 100

1 Квартиры с плитами*: - на природном газе 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 0,6 - на 11 сжиженно м газе (в том числе при групповых установках ) и на твердом топливе 11 6 3,4 2,9 2,5 2,2 2 1,8 1,4 1,3 1,08 1 0,92 0,84 0,7 электричес кими мощность ю до 8,5 кВт 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 1,1 2. Квартиры повышенн ой комфортно сти с электричес кими плитами мощность ю до 10,5 кВт ** 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 1,6 3 Домики на участках садоводчес ких товарищест в 4 2,3 1,7 1,4 1,2 1,1 0,9 0,7 6 0,7 0,61 0,58 0,54 0,51 0,4 Таблица 9 - Удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир жилых зданий, кВт/квартира * в 11 зданиях по типовым проектам ** рекомендуемые значения 11 По руководящему документу РД 34.20.185-94 табл. 2.1.1 указана электрическая нагрузка электроприемников коттеджей в таблице 9, которая представлена ниже [16]. 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; 3.3 11 Определение расчетных расходов газа Для отдельных жилых домов и общественных зданий расчетный часовой расход газа, следует определять по сумме номинальных расходов газа газовыми приборами с учетом коэффициента одновременности их действия по формуле 123: Где 2 Ksim – коэффициент одновременности, принимаемый для жилых домов по таблице 123; Qnom - номинальный расход газа прибором или группой приборов, м3/ч, принимаемый по паспортным данным или техническим характеристикам приборов; ni - число однотипных приборов или групп приборов; m - число типов приборов или групп приборов. 2 Число 2 Коэффициент одновременности в зависимости от установки в жилых 3 квартир домах газового оборудования Плита 4конфорочная Плита 2конфорочная Плита 4конфорочная и газовый проточный водонагреватель Плита 2конфорочная и газовый проточный водонагреватель 2 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 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 В квартирах ЖСК «Остров» предусмотрены газовые плиты Gorenje мощностью 11,8 кВт. Средняя нагрузка на горячее водоснабжение и отопление по результатам расчетов получилась равной 21,12 кВт. По этим данным был произведен расчет нагрузок с учетом коэффициентов одновременности, приведенный в таблице 123. Noдома Ко(г.п.) Vном(г.п.) Ко(г.г.) Vном(г.г.) Нагрузка на дом, м3/ч 1 1 1,172 0,85 2,10 2,954 2 0,650 1,172 0,85 2,10 2,544 3 0,450 1,172 0,85 2,10 2,310 4 0,350 1,172 0,85 2,10 2,193 5 0,290 1,172 0,85 2,10 2,122 6 0,280 1,172 0,85 2,10 2,111 7 0,280 1,172 0,85 2,10 2,111 8 0,265 1,172 0,85 2,10 2,093 9 0,258 1,172 0,85 2,10 2,085 10 0,254 1,172 0,85 2,10 2,080 11 0,254 1,172 0,85 2,10 2,080 12 0,254 1,172 0,85 2,10 2,080 13 0,254 1,172 0,85 2,10 2,080 14 0,254 1,172 0,85 2,10 2,080 15 0,24 1,172 0,85 2,10 2,064 16 0,24 1,172 0,85 2,10 2,064 17 0,24 1,172 0,85 2,10 2,064 18 0,24 1,172 0,85 2,10 2,064 19 0,24 1,172 0,85 2,10 2,064 20 0,235 1,172 0,85 2,10 2,058 21 0,235 1,172 0,85 2,10 2,058 22 0,235 1,172 0,85 2,10 2,058 23 0,235 1,172 0,85 2,10 2,058 24 0,235 1,172 0,85 2,10 2,058 25 0,235 1,172 0,85 2,10 2,058 26 0,235 1,172 0,85 2,10 2,058 27 0,235 1,172 0,85 2,10 2,058 28 0,235 1,172 0,85 2,10 2,058 29 0,235 1,172 0,85 2,10 2,058 30 0,231 1,172 0,85 2,10 2,053 31 0,231 1,172 0,85 2,10 2,053 32 0,231 1,172 0,85 2,10 2,053 33 0,231 1,172 0,85 2,10 2,053 34 0,231 1,172 0,85 2,10 2,053 35 0,231 1,172 0,85 2,10 2,053 36 0,231 1,172 0,85 2,10 2,053 37 0,231 1,172 0,85 2,10 2,053 38 0,231 1,172 0,85 2,10 2,053 39 0,231 1,172 0,85 2,10 2,053 40 0,227 1,172 0,85 2,10 2,049 41 0,227 1,172 0,85 2,10 2,049 42 0,227 1,172 0,85 2,10 2,049

43 0,227 1,172 0,85 2,10 2,049 44 0,227 1,172 0,85 2,10 2,049 45 0,227 1,172 0,85 2,10 2,049 46 0,227 1,172 0,85 2,10 2,049 47 0,227 1,172 0,85 2,10 2,049 48 0,227 1,172 0,85 2,10 2,049 49 0,227 1,172 0,85 2,10 2,049 50 0,223 1,172 0,85 2,10 2,044 51 0,223 1,172 0,85 2,10 2,044 52 0,223 1,172 0,85 2,10 2,044 53 0,223 1,172 0,85 2,10 2,044 54 0,223 1,172 0,85 2,10 2,044 55 0,223 1,172 0,85 2,10 2,044 56 0,223 1,172 0,85 2,10 2,044 57 0,223 1,172 0,85 2,10 2,044 58 0,223 1,172 0,85 2,10 2,044 59 0,223 1,172 0,85 2,10 2,044 60 0,22 1,172 0,85 2,10 2,040 61 0,22 1,172 0,85 2,10 2,040 62 0,22 1,172 0,85 2,10 2,040 63 0,22 1,172 0,85 2,10 2,040 64 0,22 1,172 0,85 2,10 2,040 65 0,22 1,172 0,85 2,10 2,040 66 0,22 1,172 0,85 2,10 2,040 67 0,22 1,172 0,85 2,10 2,040 68 0,22 1,172 0,85 2,10 2,040 69 0,22 1,172 0,85 2,10 2,040 70 0,217 1,172 0,85 2,10 2,037 71 0,217 1,172 0,85 2,10 2,037 72 0,217 1,172 0,85 2,10 2,037 73 0,217 1,172 0,85 2,10 2,037 74 0,217 1,172 0,85 2,10 2,037 75 0,217 1,172 0,85 2,10 2,037 76 0,217 1,172 0,85 2,10 2,037 77 0,217 1,172 0,85 2,10 2,037 78 0,217 1,172 0,85 2,10 2,037 79 0,217 1,172 0,85 2,10 2,037 80 0,214 1,172 0,85 2,10 2,033 81 0,214 1,172 0,85 2,10 2,033 82 0,214 1,172 0,85 2,10 2,033 83 0,214 1,172 0,85 2,10 2,033 84 0,214 1,172 0,85 2,10 2,033 85 0,214 1,172 0,85 2,10 2,033 86 0,214 1,172 0,85 2,10 2,033 87 0,214 1,172 0,85 2,10 2,033 88 0,214 1,172 0,85 2,10 2,033 89 0,214 1,172 0,85 2,10 2,033 90 0,212 1,172 0,85 2,10 2,031 91 0,212 1,172 0,85 2,10 2,031 92 0,212 1,172 0,85 2,10 2,031 93 0,212 1,172 0,85 2,10 2,031 94 0,212 1,172 0,85 2,10 2,031 95 0,212 1,172 0,85 2,10 2,031 96 0,212 1,172 0,85 2,10 2,031 97 0,212 1,172 0,85 2,10 2,031

98 0,212 1,172 0,85 2,10 2,031 99 0,212 1,172 0,85 2,10 2,031 100 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 101 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 102 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 103 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 104 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 105 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 106 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 107 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 108 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 109 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 110 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 111 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 112 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 113 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 114 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 115 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 116 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 117 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 118 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 119 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 120 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 121 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 122 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 123 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 124 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 125 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 126 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 127 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 128 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 129 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 130 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 131 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 132 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 133 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 134 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 135 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 136 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 137 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 138 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 139 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 140 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 141 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 142 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 143 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 144 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 145 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 146 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 147 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 148 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 149 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 150 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 151 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029

152 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 153 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 154 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 155 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 156 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 157 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 158 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 159 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 160 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 161 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 162 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 163 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 164 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 165 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 166 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 167 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 168 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 169 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 170 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 171 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 172 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 173 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 174 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 175 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 176 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 177 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 178 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 179 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 180 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 181 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 182 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 183 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 184 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 185 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 186 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 187 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 188 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 189 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 190 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 191 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 192 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 193 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 194 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 195 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 196 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 197 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 198 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 199 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 200 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 201 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 202 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 203 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 204 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 205 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 206 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029

207 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 208 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 209 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 210 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 211 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 212 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 213 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 214 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 215 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 216 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 217 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 218 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 219 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 220 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 221 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 222 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 223 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 224 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 225 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 226 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 227 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 228 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 229 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 230 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 231 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 232 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 233 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 234 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 235 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 236 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 237 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 238 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 239 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 240 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 241 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 242 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 243 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 244 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 245 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 246 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 247 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 248 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 249 0,21 1,172 0,85 2,10 2,029 Общая нагрузка на поселок получилась равной 509 м3/ч. 4.4 Проектирование газовой сети Газопроводы системы среднего давления выполняются из полиэтилена по ГОСТ Р 50838-2009. Газопроводы внутридомовой газовой сети выполняются из труб ВГП по ГОСТ 3262-75. Для наружной газовой сети принята подземная прокладка. При подземной прокладке газопровода или в обваловании материал и габариты обвалования рекомендуется принимать исходя из теплотехнического расчета, а также обеспечения устойчивости и сохранности газопровода и обвалования. 5 При прокладке газопроводов всех категорий на расстоянии до 15 м 5 от зданий всех назначений 5 предусмотрена герметизация подземных вводов и выпусков

сетей инженерно-технического обеспечения. 5 Соединения труб предусмотрены неразъемные. В местах установки технических устройств соединения - разъемные или неразъемные в зависимости от конструкции технических устройств и удобства обслуживания. Газопроводы в местах входа и выхода из земли, а также вводы газопроводов в здания рекомендуется 5 заключаются в футляр. Концы футляра в местах входа и выхода газопровода из земли 5 заделываются эластичным материалом, а зазор между газопроводом и футляром на вводах газопровода в здания 5 заделываются на всю длину футляра. 5 Вводы газопроводов в здания 5 предусмотрены непосредственно в помещение, в котором установлено газоиспользующее оборудование, или в смежное с ним помещение, соединенное открытым проемом. 5 Запорная арматура на газопроводах предусмотрена на границе сети газораспределения и газопотребления; перед отдельно стоящими зданиями, 5 одноквартирными или блокированными жилыми домами; 5 перед наружным газоиспользующим оборудованием; перед и на выходе из ПУРГ; на ответвлениях от газопроводов к группам жилых домов, к отдельно стоящим домам; при пересечении водных преград двумя нитками газопровода и более, а также одной ниткой при ширине водной преграды при меженном горизонте 75 м и более. 5 Прокладка газопроводов осуществляется на глубине не менее 0,8 м до верха газопровода, футляра или балластирующего устройства. В 5 тех местах, где не предусматривается движение транспорта и сельскохозяйственных машин, глубина прокладки стальных газопроводов должна быть не менее 0,6 м. 5 Расстояние по вертикали (в свету) между газопроводом (футляром) и подземными сетями инженерно-технического обеспечения и сооружениями в местах их пересечений 5 принимается согласно приложению В*. В местах пересечения газопроводов с подземными коммуникационными коллекторами и каналами различного назначения, теплотрассами бесканальной прокладки, а также в местах прохода газопроводов через стенки газовых колодцев газопровод 5 прокладываются в футляре. При пересечении с тепловыми сетями 5 предусматривается прокладка газопроводов в футлярах, стойких к температурным воздействиям среды, транспортируемой по трубопроводам тепловых сетей, и в соответствии с СП 124.13330. Концы футляра 5 выводятся на расстояние не менее 2 м в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений и коммуникаций. 3 Концы футляра заделываются гидроизоляционным материалом. На одном конце футляра в верхней точке уклона 3 предусмотрен монтаж контрольной трубки, выходящей под защитное устройство. Прокладываемые трубы и соединительные детали предусмотрены в проекте с коэффициентом запаса прочности не менее 2,7. Места переходов с полипропиленовой трубы на стальную трубу выполняются в защитном футляре. Футляр покрывается теплоизоляцией толщиной 13 мм. Все элементы трубопроводов с температурой наружной поверхности стенки выше 45°С, расположенные в доступных для обслуживающего персонала местах, покрываются тепловой изоляцией. Изоляция весьма усиленная. Конструкция ПУРГ предусмотрена с функцией аварийного оповещения с предохранительным клапаном. В случае непредвиденной аварийной ситуации в пункте она активируется, а клапан прекращает подачу газа на вход ПУРГ.

Для обеспечения сохранности, создания нормальных условий эксплуатации 6 системы газоснабжения и предотвращения аварий и несчастных случаев устанавливаются 6 охранная зона вдоль трассы наружного газопровода и сооружений систем газоснабжения в виде участка земной поверхности, ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии 3 м 6 со стороны медного обозначающего провода, и 2 м – с другой стороны. На территории проектируемого предприятия наружные газопроводы обозначаются опознавательными знаками (привязками), 6 нанесёнными на постоянные ориентиры. В 6 охранной зоне системы газоснабжения без письменного уведомления администрации, запрещается: а) производить строительство, капитальный ремонт, реконструкцию или снос любых зданий и сооружений; б) складировать материалы, высаживать деревья всех видов; в) осуществлять всякого рода горные, дноуглубительные, землечерпальные, взрывные, мелиоративные работы, устраивать причалы для стоянки судов, барж, бросать якоря, проходить с отданными якорями и тралами; г) производить земляные и дорожные работы; д) устраивать проезды под надземными газопроводами для машин и механизмов, имеющих общую высоту с грузом или без груза от поверхности дороги более 4,5 м. 6 В 6 охранной зоне системы газоснабжения запрещается: а) набрасывать, приставлять и привязывать к опорам и газопроводам, ограждениям и зданиям систем газоснабжения посторонние предметы, загромождать к ним проходы и влезать на них; б) открывать помещения газорегуляторных пунктов, дверцы станций электрохимической защиты и редукционных головок групповых резервуарных установок, люки колодцев подземных газовых сооружений, открывать или закрывать отключающие устройства на газопроводах, отключать или включать электроснабжение средств связи, освещения, систем телемеханики; в) складировать химические удобрения, грунт, строительные отходы, выливать растворы кислот, солей и щелочей; г) перемещать и производить засыпку, нарушать сохранность опознавательных и предупредительных знаков; д) разводить огонь или размещать какие-либо открытые или закрытые источники огня; е) посторонним лицам находиться на территории и в помещениях систем газоснабжения. 6 Мероприятия по локализации и ликвидации аварийных ситуаций предусматривается в соответствии с требованиями Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности для объектов, использующих природный газ". План локализации аварийных ситуаций (ПЛАС) разрабатывается отдельно, по мере ввода объекта в эксплуатацию. ПЛАС подлежит предварительному согласованию с ОАО «Приморский газ». 4.5 Гидравлический расчет Гидравлический расчет газопровода производится с целью подбора диаметров труб на участках и определения минимальных потерь давления на них. Параметрами выбора пропускной способности газопроводов являются: сочетание экономичности прокладки труб с максимально допустимыми потерями газа, устойчивость работы ПРГ. Расчетный внутренний диаметр трубы следует определять исходя из условий обеспечения стабильной подачи газа для всех потребителей в часы максимального потребления. Расчетные

потери давления в газопроводах высокого и среднего давления принимаются в пределах категории давления, принятой для газопровода. 2 Исходная информация для расчета – совокупность физических свойств газа, выбранного для транспортировки, схема сети потребления газа с описанием ее участков. Вычисляемые параметры –потоки газа по участкам системы газопроводов и давление газа в узлах распределительной системы газоснабжения. Нормативные документы для производства гидравлического расчета газопровода: - СП 62.13330.2011* «Газораспределительные системы»; - СП 42-101-2003 «Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб»; - 3 СП 42-102-2004 «Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб»; - СП 42-103-2003 «Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов». 5 Принятые параметры расчетов, допущения и упрощения: - плотность газа при нормальных условиях – 0,73 кг/м3; - 2 кинематическая вязкость газа – 0,000014 м2/с; - 2 способ прокладки на всём протяжении – подземный; - поток газа считается изотермическим; - учет влияния местных сопротивлений выполнен увеличением фактической длины расчетного участка на 10%; - изменение физических свойств природного газа в пределах расчетного участка не учитывается. В данной работе рассчитываются сети высокого и среднего давления. Для данных сетей падение давления на участках рассчитывается по следующей формуле 2.7: где Pн – абсолютное давление в начале газопровода, МПа; Pк – абсолютное давление в конце газопровода, МПа; 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; – расход газа, м3/ 13 час, при нормальных условиях. 2 Коэффициент гидравлического трения определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса 3 по формуле 2.8: где v – коэффициент кинематической вязкости газа, м2/с, при нормальных условиях; d – 3 внутренний диаметр газопровода, см; – 13 расход газа, м3/час, при нормальных условиях, и 3 гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода, определяемой по условию 2.9: где Re – число Рейнольдса; n – эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая равной для 2 полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации – 0,0007 см; d – 3 внутренний диаметр газопровода, 3 см. В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического трения λ определяется: - для ламинарного режима движения газа Re ≤ 2000 3 по формуле 2.10: 3 - 3 для критического режима движения газа Re = 2000-4000 3 по формуле 2.11:

- 3 для гидравлически-гладкой стенки: - 3 при 4000<Re<100 000 по формуле 3 по формуле 2.12: - 2 при Re>100 000 по формуле 2.13: - 3 для шероховатых стенок 2 при Re>4000 по формуле 2.14: 3 где n – 3 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 – 2 внутренний диаметр газопровода. 2 Внешний диаметр полиэтиленового трубопровода и толщина стенки подбирается вручную по ГОСТ Р 50838-95. Диаметр подбирается таким образом, чтобы падение давления на участках не превышало максимального возможного значения. No Труба Материал Длина, м 1 90х8,2 ПЭ9SDR11 ГОСТ 50837-2009 969,0 2 63х5,8 ПЭ63SDR11 ГОСТ 50837-2009 215,1 3 40х3,7 ПЭ40SDR11 ГОСТ 50837-2009 793,2 4 32х3,0 ПЭ32SDR11 ГОСТ 50837-2009 1730,4 5 25х2,3 ПЭ25SDR11 ГОСТ 50837-2009 921,3 6 20х2,3 ПЭ20SDR11 ГОСТ 50837-2009 180,9 7 16х2,3 ПЭ16SDR11 ГОСТ 50837-2009 2870,8 Гидравлический расчет представлен в Приложении АБВ. Гидравлический расчет внутридомовой сети Гидравлический расчет внутридомового газопровода начинается с самого удаленного от ввода потребителя газа, а затем рассчитывается ближайший к вводу 7 потребитель. Невязка потерь давления по 7 потребителям не должна превышать 10%. Расчетный перепад давления от врезки внутридомового газопровода (ввода) в 7 наружную сеть до наиболее удаленного прибора составляет 600 Па с учетом потерь давления в газовом приборе. Для плиты эти потери составляют 40...60 Па, 7 когенерационной установки – 80...100 Па. Последовательность расчета: Расчетные расходы газа для потребителей определяем по

номинальному потреблению газа данными приборами. Для газовой плиты, используемой в проекте номинальный расход газа примерно равен 1,17 м3/ч. Номинальный расход на когенерационную установку складывается из нагрузок на отопление и среднему показателю расхода на горячее водоснабжение – 2,1 м3/ч. Определяем расчетные расходы газа 7 Vр, м3/ч, для всех участков по формуле: где K0 - коэффициент одновременности работы газовых приборов; 7 Vном - номинальный расход газа прибором или группой приборов, м3/ч; 7 ni - 3 число однотипных приборов; m - число типов приборов или групп приборов. 7 Задаемся диаметрами участков сети (для первого участка – по диаметру присоединительного штуцера прибора). Используются трубы стальные 7 водогазопроводные по ГОСТ 3262-75*. Определяем суммарные значения коэффициентов местных сопротивлений для каждого участка ξ по 7 таблице. По таблице и номограмме находим удельные потери на трение R, Па/м, и эквивалентные длины 7 Lэ, м, для единичного местного сопротивления. 7 7 Вводим поправку на плотность в значения удельных потерь давления. Определяем расчетные длины участков 7 Lp, м, где LД – фактическая длина участка, измеряемая по плану жилого дома и аксонометрической схеме внутридомовых газопроводов, м; 7 LЭКВ – эквивалентная длина участка, м; Рассчитываем потери давления на участках δP, Па. 7 Определяем дополнительное избыточное давление 7 PД, Па, на вертикальных и наклонных участках по формуле: 7 ρг - плотность газа, кг/м3; h – разность 7 абсолютных отметок начала и конца рассчитываемого участка, м. 7 Определяем потери давления на участках с учетом дополнительного сопротивления. 7 Находим суммарные потери давления в газопроводах с 7 учетом потерь в трубах и арматуре прибора. Полученные суммарные потери давления 7 сравниваем с расчетным перепадом давления. Если невязка превышает допустимую (10%), изменяем диаметры некоторых участков и производим перерасчет, добиваясь требуемой невязки. 7 Результаты расчеты сведены в таблицу. N учка V м3/ч К Vp L, м d, м ξ Lэ' Lэ Rуд δP Рд Руч Сумма КУ-1 1,17 0,8 5 0,99 2,5 15 1,6 2,9 4,64 2,5 11 ,6

0,4 12 12,0 Плита1 2,10 1,0 0 2,10 17, 6 20 1,9 18,08 34,3 5 2,1 72 ,1 4 0 72,1 4 84,1 1ПУРГ 3,27 3,09 1,1 20 1,1 1,58 1,73 8 4,25 7, 39 0,1 7,49 91,6 Общие потери по трассе составили 91,6 Па. Диаметры трубопровода не превысили 20 мм. 5. Автоматизация внутридомовой газовой сети Для контроля загазованности помещения в проекте предусмотрена установка сигнализаторов типа СЗ-1. Сигнализаторы СЗ-1 предназначены для: а) непрерывного контроля содержания метана (природного газа) в воздухе коммунально-бытовых, жилых помещений; котельных различной мощности, работающих на природном газе и других зданиях; б) выдачи световой и звуковой сигнализации в случае возникновения в контролируемом помещении концентраций газа, соответствующих сигнальным уровням; в) выдачи сигналов для управления клапаном запорным газовым с электромагнитным управлением типов КЗГЭМ-У, КЗЭУГ с целью перекрытия трубопровода подачи газа при аварийной ситуации или (и) при подаче на сигнализатор внешнего управляющего сигнала; г) выдачи сигналов аварии на внешние устройства; д) запоминания состояния аварии. Сигнализаторы 10 СЗ-1 могут также использоваться: а) для управления исполнительными устройствами, способными воспринимать сигналы, вырабатываемые сигнализаторами; б) в качестве светового и звукового индикатора сигналов внешних датчиков пороговых состояний параметров, сигнала о нарушении соединений с клапаном, 10 подключённым к сигнализатору. г) в тандеме с клапаном газовым с тех характеристиками отличными от КЗГЭМ-У, КЗЭУГ. 10

Основные технические данные сигнализаторов СЗ-1: Наименование параметра Значение СЗ-1-1Г СЗ-1-2Г 1 Напряжение питания переменного тока частотой (50 ± 1)Гц, В 220 +22/-33 2 Потребляемая мощность, ВА, не более 6 3 Концентрация природного газа, вызывающая срабатывание сигнализатора, % НКПР: a) "Порог" б) "Порог 1" в) "Порог 2" 10 4 Предел допускаемой основной абсолютной погрешности, % НКПР ±5 10 20 5 Время установления рабочего режима, мин 5 6 Время срабатывания сигнализатора, с, не более 15 7 Амплитуда импульсов 37±5 управления клапаном, В 8 Время автоматической работы сигнализатора без технического обслуживания с применением внешних средств и без вмешательства оператора, ч, не менее 8760 9 Длина кабеля для подключения внешнего устройства, м, не более 50 10 Длина кабеля для подключения клапана, м, не более 20 11 Габаритные размеры, мм, не более 1 25 х 80 х 35 12 Масса, кг, не более 0, 5 Сигнализатор на природный газ СЗ-1 устанавливается в верхней части помещения над местами возможной утечки природного газа (над горелкой, ГРУ и т.д.). 10 Сигнализатор загазованности на угарный газ СЗ-2 Предназначен для непрерывного автоматического контроля содержания оксида углерода (СО) в воздухе котельных, других коммунально-бытовых и

производственных помещений. Сигнализатор оповещает световым и звуковым сигналами о появлении опасных концентраций газа в воздухе. Сигнализатор может применяться как в составе систем автоматического контроля загазованности САКЗ-МК, так и самостоятельно. Сигнализатор СЗ-2-2АГ способен управлять импульсным электромагнитным клапаном газоснабжения типа КЗЭУГ. Тип сигнализатора: стационарный, непрерывного действия, одноканальный, с диффузионной подачей контролируемой среды, с двумя фиксированными порогами аварийной сигнализации. Концентрация СО, вызывающая срабатывание сигнализатора, «Порог 1» - 20 мг/м3 «Порог 2» - 100 мг/м3 Время срабатывания сигнализации, с: не более 60 сек. Напряжение питания: 50 Гц, 220 В Потребляемая мощность: не более 1ВА Для перекрытия подачи газа от сигнала датчика предусмотрена установка клапана запорного газового с электромагнитным приводом унифицированный КЗГЭМ-У. Основные технические данные: Амплитуда импульса управляющего сигнала для закрытия клапана: от 20 до 42 В Диапазон условного давления, Мпа: (кгс/см2): для клапанов НД: до 0,005 (0,05) для клапанов СД: до 0,3 (3) Время срабатывания клапана: не более 1с. Условный проход, габаритные размеры, масса, способ присоединения к трубопроводу, вид корпуса клапана и строительные размеры приведены в таблице. Для учета потребления природного газа потребителем в доме предусмотрен монтаж расходомеров газа типа BK-G4. Принцип работы счетчика основан на перемещении подвижных перегородок (диафрагм), расположенных в камерах, при поступлении газа в счетчик. Впуск и выпуск газа, объемный расход которого необходимо измерить, вызывает попеременное движение диафрагм, которые связаны с системой рычагов и редуктором. Редуктор приводит в действие счетный механизм, показания которого отградуированы в м3. Отличительные особенности: Компактность конструкции и современный дизайн Наличие конструктивного исполнения как с правым, так и левым направлениями потока газа Возможность дополнительного монтажа НЧ генератора IN-Z61 для дистанционной передачи сигнала Блокировка отсчетного устройства от обратного хода Высокая чувствительность и точность измерения Низкие энергетические потери и малая потеря давления Нечувствительность к загрязнениям Низкий уровень шума Высокая коррозийная стойкость применяемых материалов Длительный срок службы и высокая надежность Основные характеристики: Диапазон рабочих расходов от 0,016 м3/ч до 6 м3/ч Погрешность измерения: ±3 % в диапазоне расходов от Qмин. до 0,1 Qном. ±1,5% в диапазоне расходов от 0,1 Qном. до Qмакс. включительно

Рабочее давление газа до 50 кПа Диапазон температур окружающей среды: Рабочей среды минус 30 °С плюс 50 °С Окружающей среды минус 40 °С плюс 50 °С Межповерочный интервал - 10 лет. Срок службы не менее 24 лет. 6. Технико-экономический расчет 6.1 Обоснование рентабельности выбора проекта с использованием когенерационных установок Правильно выбранная когенерационная установка малой мощности является финансово эффективной, потому что в данный момент произведенная на месте электроэнергия дешевле, чем закупаемая от распределительных сетей. Не исключена и ситуация, когда при расширении рынка электроэнергии и увеличении числа поставщиков электроэнергии произведенная на месте электроэнергия становится дороже закупаемой. 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. Тепловая мощность вырабатывается в течении отопительного и переходного периодов. Количество дней в году с выработкой тепловой мощности n=198. Далее следует посчитать капиталовложения в выбранную систему когенерации. Установка AKSA ABG 8 имеет рыночную стоимость 182 590 рублей. Подключение установки следует принимать как 5% от стоимости установки. Также следует принять во внимание стоимость вспомогательных устройств и системы регулирования, принимаемая как 7% от стоимости установки. Итого капиталовложения высчитываются по формуле: Для обоснования финансовой составляющей проекта рассчитаем годовую выплату по кредиту на систему когенерации. Для покрытия кредита K=204 500,8 рублей за n=10 лет с процентной ставкой e =14% годовой возврат будет равен Eкред=41 655,92 руб./год. Рассчитаем годовые расходы на топливо. Расход топлива установкой в час при 100%-ой нагрузке равен l=3,3 м3/ч. Коэффициент полезного действия производства электроэнергии 19%. Коэффициент полезного действия производства электроэнергии 75%. Цена топлива в районе строительства s=6717 рублей на 1000 м3. Сумма эксплуатационных расходов в год считаются по формуле: где pэл. – установленная мощность когенерационной установки по электроэнергии (1 кВт); eэкспл – эксплуатационные расходы (2100 руб/МВтэл×ч). Себестоимость электроэнергии высчитывается по формуле: Где – произведенная в год электроэнергия pэл. – установленная электрическая мощность установки; Тэ.э. – тариф продажи/ замещения электроэнергии в данном регионе (3540 руб./МВт*ч). Себестоимость тепловой энергии высчитывается по формуле: Где – произведенная в год тепловая энергия Pт.э. – установленная тепловая мощность установки; Тт.э. – тариф продажи/ замещения тепловой энергии в данном регионе (2500 руб./МВт*ч). Доходы от продажи/замещения электроэнергии: Доходы от продажи/замещения тепловой энергии:

Чистый доход от производства энергии равен сумме доходов от продажи электрической и тепловой энергии когенерационной установки: Экономическая выгода проекта рассчитывается как разность чистого дохода и суммы годовых эксплуатационных расходов: Срок окупаемости проекта определяется как частное капиталовложений и экономический выгоды проекта: устан. Мощ-ть эл. кВт 1 устан. Мощ-ть тепл. кВт 8 часы полного использования мощности (электроэн.) ч/год 8760 часы полного использования мощности (тепло) ч/год 4752 капиталовложения в установку рубли 182590 капиталовложения в здание рубли 0 подключения рубли 9129,5 вспомогательные устройства + система регулирования рубли 12781,3 капиталовложения, всего рубли 204500,8 собственный вклад рубли 0 инвестиции рубли 0 кредит рубли 217282,1 срок кредита лет 10 процентная ставка % 14,00% годовой возврат руб/год 41 655,92 расход топлива м3/ч 3,3 КПД, пр-ва электроэн. % 15 КПД, пр-ва тепла % 81 расход топлива м3/год 28908 цена топлива руб/1000м3 6717 годовые расходы на топливо руб/год 118622 эксплуатационные расходы руб/МВтэл×ч 2100 сумма эксплуатационных расходов руб/год 178 673,92 произведенная электроэнергия в год Мвт×ч/год 8,76 тариф продажи/замещения электроэнергии руб/МВтэл×ч 3540 произведенная тепл.энергия в год Мвт×ч/год 38,016 тариф продажи/замещения тепловой энергии руб/МВттепл×ч 3689,00 себестоим.электроэнегрии руб/МВтэл×ч 23936,57 себестоим. Тепл.энергии руб/МВттепл×ч 8388,97 доходы от продажи/замещения эл.энергии руб/год 31010,40 доходы от продажи/замещения тепл.энергии руб/год 140241,02 чистый доход руб/год 194935,00 экономическая выгода в год рубли 16 261,08 простой срок окупаемости лет 12,58 По данным таблицы видно, что срок окупаемости установки за счет собственного производства тепловой и электрической энергии равен 12,5 лет. 6.2 Расчет сметной стоимости работ Экономическая часть дипломного проекта разработана на основании технологической и расчетной частей. 6.2.1 Стоимость проектно-изыскательских работ Стоимость всех проектно-изыскательских работ определяется на основе «Справочника базовых цен на проектные работы для строительства. Газооборудование и газоснабжение промышленных предприятий, зданий и сооружений. Наружное освещение» (СБЦ). Основная стоимость разработки рабочей документации определяется по формуле 6.1: , (6.1) где: a, b - постоянные величины для определения интервала основного

показателя проектируемого объекта, тыс. руб.; Х - основной показатель проектируемого объекта; Ki - повышающий коэффициент, отражающий инфляционные процессы на момент определения цены. Ki =6,68 согласно Письму Минстроя России от 04.04.2018 No13606ХМ/09 «Об индексах изменения сметной стоимости проектных и изыскательских работ на I квартал 2018 года». В работе предусмотрено использование ПУРГ полной заводской готовности, поэтому их проектирование не требуется. Необходима только привязка данных ПУРГ к местности. Исходя из этого, стоимости данного вида работ определяется по таблице 1 п. 9 - а=7,132 тыс. руб. Площадка обслуживания, ограждения и озеленение увеличивают стоимость проектирования ПУРГ на 18%, а ПРГШ – на 8%. Проектирование газораспределительных сетей. Протяженность сетей составляет 73,4 км. По таблице 6 гл.2 для газопроводов протяженностью от 2 до 4 км показатель а=125,306 тыс. руб., b=11,412 тыс. руб. Расчеты стоимости проектно-изыскательских работ сведена в таблицу 6.1. Таблица 6.1 Проектно-изыскательские работы No п/п Наименование Стоимость, тыс. руб. 123 1 Проектирование ПУРГ 12868,04 2 Проектирование газораспределительных сетей 6432,48 ИТОГО 19300,52 6.2.2 Стоимость строительно-монтажных работ Согласно приказу Минрегионразвития РФ от 30.12.2011 г. No643 « Об утверждении укрупненных нормативов цены строительства различных видов объектов капитального строительства непроизводственного назначения и инженерной инфраструктуры и о внесении изменений в отдельные приказы Министерства регионального развития Российской Федерации» 21 Приложению 12 НЦС 81-02-15-2014 «Сети газоснабжения. Техническая часть» рассчитываем стоимость строительно-монтажных работ по сооружению газораспределительной сети города. Допущения и ограничения: - прокладка газопроводов производится на глубину 1,5 м; - разработанный грунт погружается в автомобили и вывозится на площадки временного хранения грунта на расстояние, не далее 1 км; - стесненность условий отсутствует. Стоимость строительно-монтажных работ включает в себя цену строительных материалов, заработную плату персонала, накладные расходы и сметную прибыль, затраты на строительство временных титульных зданий и сооружений и дополнительные затраты на произведение работ в сложных условиях, траты на получение заказчиком и исполнителем исходных данных для строительства, проведение необходимых согласований по проекту, стоимость проектно-изыскательных работ и проектную экспертизу, а также резерв средств на непредвиденные нужды.

Для полиэтиленовых труб используются таблицы: - укладывание полиэтиленовых труб в траншею со стационарно установленного барабана было рассчитано по таблице 15-02-001; - укладывание одиночных труб в траншею, разработка грунта с погрузкой в автотранспорт было рассчитано по таблице 15-02-003. Расчет стоимости строительно-монтажных работ газораспределительной сети представлен в таблице 6.2. Таблица 6.2 – Стоимость строительства газораспределительной сети No Диаметр,мм Материал Длина,м Цена за 1 км, тыс. руб. Стоимость с НДС, тыс. руб. 1 2 3 4 5 6,00 2 90 ПЭ 969,0 814,89 931,76 3 63 ПЭ 215,1 635,19 161,22 4 40 ПЭ 793,2 482,11 451,25 5 32 ПЭ 1730,4 428,87 875,69 6 25 ПЭ 921,3 382,28 415,59 7 20 ПЭ 180,9 349,00 74,50 8 16 ПЭ 270,8 322,38 103,01 ИТОГО 2 835,51 В дипломной работе используются ПУРГ двух типов: ГРПШ-03М-042У1 (249 штук) и ПГБ-03М-2У1 (1 штука), стоимость которых составляет 55 и 50 тыс. руб. соответственно. Стоимость капиталовложений в данное оборудование составляет 13745 тыс. руб. 6.2.3 Расчет эксплуатационных затрат Эксплуатационные затраты необходимы для того, чтобы поддерживать проложенный газопровод в исправном состоянии и полной работоспособности. Они определены законодательством Российской Федерации. Состав затрат устанавливается в главе «Налог на прибыль» Налогового кодекса РФ. Эксплуатационные расходы состоят из: 1) затраты на оплату труда; 2) амортизационные отчисления; 3) затраты на электроэнергию; 4) текущий ремонт. 6.2.4 Затраты на оплату труда Для определения суммы средств на заработную плату рабочему персоналу планируется фонд заработной платы предприятия. В него входят суммы заработных плат, не учитывая налоги и удержания, производящиеся в соответствии с законодательством. В состав фонда заработной платы входит: 1) зарплата, начисленная за проработанное время по тарифным ставкам, окладам, основным расценкам; 2) денежные премии из фонда заработной платы. Штатное расписание персонала эксплуатирующей организации: 1) ИТР – 8 человек; 2) рабочие – 24 человек. Оборудование, использованное в проекте работает круглые сутки и требует круглосуточного обслуживания. В соответствии с ПБ 12-529-03 «Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления» персонал для обслуживания газового оборудования должен состоять из 3-х человек (1 мастер и 2 слесаря).

Средняя заработная плата персонала ИТР составляет 45000 руб. в месяц, рабочих – 23000 руб. в месяц. Заработная плата работников составит: (8 45 000 + 24 23 000) 12 = 10944 тыс. руб. в год. Отчисления на социальное страхование в размере 30,9 % от годового фонда заработной платы, составят: 10944 0,309 = 3819,5 тыс. руб. в год. 6.2.5 Амортизационные отчисления Амортизационные отчисления начисляются линейным способом. Норма амортизации рассчитывается в зависимости от срока полезной эксплуатации сооружения, который для газопровода составляет 30 лет и рассчитывается по формуле 6.2. (6.2) где Т - срок полезной эксплуатации объекта. Амортизационные отчисления следует рассчитывать по формуле 6.3: (6.3) где К - капитальные затраты; КА - норма амортизации. Амортизационные отчисления составляют: А = 3360 0,0333 = 1196 тыс. руб. в год. 6.2.6 Текущий ремонт Текущий ремонт оборудования необходим для восстановления работоспособности какого-либо объекта газопровода или для восстановления его остаточного ресурса. Текущий ремонт должен производиться не реже, чем 2 раз в год. Самые наиболее изнашивающиеся части системы – мембрана регулятора давления (0,7 стоимости ПРГ), сальниковые набивки (0,1 стоимости регулятора давления) и уплотнительные прокладки (0,1 стоимости регулятора давления). Текущий ремонт газораспределительной сети будет рассчитываться по формуле 6.5. (6.5) 6.2.7 Прочие затраты Это затраты представляют собой накладные расходы и обычно их принимают в размере от 10 до 40% суммы затрат по пп. 6.2.1 - 6.2.4. Величина прочих затрат для нужд дипломного проектирования принята в размере Кпр=15% и будет высчитываться по формуле 6.6. (6.6) 8 881,36 тыс. руб. Эксплуатационные расходы представлены в таблице 6.3. Таблица 6.3 Эксплуатационные затраты Элемент затрат Величина затрат, тыс.руб. Удельный вес Заработная плата 10 944,00 53,21% Отчисления во внебюджетные фонды 3 819,46 18,57% Амортизационные отчисления 1 196,03 5,82% Текущий ремонт 1 924,30 9,36% Прочее 2 682,57 13,04% ИТОГО 20 566,36 100,00% 6.2.8 Расчет показателей экономической эффективности проекта Оценка экономической эффективности проводится по системе

показателей экономической эффективности: 1) Прибыль от реализации проекта; 2) чистая текущая стоимость проекта; 3) окупаемость; 4) рентабельность. 6.2.9 Прибыль Прибыль предприятия рассчитывается по формуле (6.8): , (6.8) где В – выручка от реализации газа, руб. (формула 6.9), Эз – эксплуатационные затраты, руб. (6.9) где Q – количество поставляемого газа, м3/год; Т – разница между розничной и оптовой ценой природного газ, руб. за 1 м3 (формула 6.10). , (6.10) где Трозн - розничная стоимость газа (принята условно), руб./м3; Тсо - оптовая цена газа, руб./м3. Для получения чистой прибыли, вычтем из прибыли налог на прибыль 20%. Расчеты сведены в таблице 6.4. Таблица 6.4 Прибыль от реализации газа Наименование Показатель, руб. 12 Выручка за год 17 835 360 Экспл. Затраты за год 5 282 459 Прибыль 12 552 901 Чистая прибыль 10 042 321 6.2.10 Чистая текущая стоимость проекта Экономическая оценка инвестиций проводится методом чистой текущей стоимости (ЧТС) (формула 6.11): (6.11 ) где ЧТСпр – чистая текущая стоимость проекта, руб.; t – срок действия проекта, t = 30 лет; ЧТСi – чистая текущая стоимость i - го года, руб (формула 6.12). (6.12) где Пi – прибыль i - го года, руб.; Ki – инвестиции в i-м году, руб; 1/(1+En)tр – коэффициент дисконтирования (Кд); En – норма дисконта, En = 25,64%; tр – расчетный год. Норма дисконта рассчитывается на основе премий за риск по формуле 6.13. (6.13) где rf - безрисковая процентная ставка, rf = 11,0%; rp - премия за риск, rp = 6,0% (расширение рынков сбыта продукции); I - процент инфляции, I = 8,64%. Расчеты чистой текущей стоимости (ЧТС) проекта сведены в таблицу 6.5. Таблица 6.5 Чистая текущая стоимость проекта Год i Пi, тыс.руб. Ki, тыс. руб. Пi-Кi Кдi ЧТСi ЧТСпр

12345678 2018 0 0 35 881 037 -35 881 037 1,00 -35 881 037 -35 881 037 2019 1 10 042 321 0 10 042 321 0,80 7 992 297 -27 888 741 2020 2 10 042 321 0 10 042 321 0,63 6 360 761 -21 527 979 2021 3 10 042 321 0 10 042 321 0,50 5 062 285 -16 465 694 2022 4 10 042 321 0 10 042 321 0,40 4 028 878 -12 436 816 2023 5 10 042 321 0 10 042 321 0,32 3 206 429 -9 230 387 2024 6 10 042 321 0 10 042 321 0,25 2 551 873 -6 678 514 2025 7 10 042 321 0 10 042 321 0,20 2 030 938 -4 647 576 2026 8 10 042 321 0 10 042 321 0,16 1 616 345 -3 031 230 2027 9 10 042 321 0 10 042 321 0,13 1 286 387 -1 744 843 2028 10 10 042 321 0 10 042 321 0,10 1 023 786 -721 057 2029 11 10 042 321 0 10 042 321 0,08 814 792 93 735 2030 12 10 042 321 0 10 042 321 0,06 648 461 742 196 2031 13 10 042 321 0 10 042 321 0,05 516 086 1 258 282 2032 14 10 042 321 0 10 042 321 0,04 410 733 1 669 014 2033 15 10 042 321 0 10 042 321 0,03 326 886 1 995 900 2034 16 10 042 321 0 10 042 321 0,03 260 156 2 256 057 2035 17 10 042 321 0 10 042 321 0,02 207 048 2 463 105 2036 18 10 042 321 0 10 042 321 0,02 164 782 2 627 887 2037 19 10 042 321 0 10 042 321 0,01 131 143 2 759 030 2038 20 10 042 321 0 10 042 321 0,01 104 372 2 863 402 2039 21 10 042 321 0 10 042 321 0,01 83 066 2 946 468 2040 22 10 042 321 0 10 042 321 0,01 66 109 3 012 577 2041 23 10 042 321 0 10 042 321 0,01 52 613 3 065 190 2042 24 10 042 321 0 10 042 321 0,00 41 873 3 107 063 2043 25 10 042 321 0 10 042 321 0,00 33 325 3 140 388 2044 26 10 042 321 0 10 042 321 0,00 26 522 3 166 911 2045 27 10 042 321 0 10 042 321 0,00 21 108 3 188 019 2046 28 10 042 321 0 10 042 321 0,00 16 799 3 204 818 2047 29 10 042 321 0 10 042 321 0,00 13 370 3 218 187 2048 30 10 042 321 0 10 042 321 0,00 10 640 3 228 828 По данным таблицы составлен график (рисунок 6.1) чистой текущей стоимости проекта. Срок окупаемости проекта - период времени, необходимый для того, чтобы доходы, генерируемые инвестициями, покрыли затраты на инвестиции, или когда ЧТСпр=0, т.е. срок окупаемости проекта равен ~9,9 лет. Рисунок 6.1 – Чистая текущая стоимость проекта (млн.руб.). 6.2.11 Окупаемость Срок окупаемости проекта рассчитывается по формуле 6.14: (6.14) где, ЧТСt – последняя отрицательная величина ЧТС, руб.; ЧТСt+1 – первая положительная величина ЧТС, руб.; Т – последний год, в который ЧТС отрицательный. 9,93. 6.2.12 Рентабельность Рентабельность определяет доходность предприятия и рассчитывается по формуле 6.15: (6.15) где Фосн – капитальные вложения, руб.; чистая прибыль, руб. 7. Охрана воздушного бассейна 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. Источниками выделения ЗВ в атмосферу будет являться когенерационная установка. При ее работе на природном газе в атмосферу выбрасывается азот диоксид, азот оксид, углерод оксид. Большую часть вредных выбросов составляет оксид азота. Основным источником загрязнения воздушного бассейна является оксид азота. Расчет вредных выбросов был произведен в программе Эколог 3.0. Унифицированная программа расчета загрязнения атмосферы (УПРЗА) «Эколог» (версия 3) реализует положения «Методики расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий (ОНД-86)» Госкомгидромета. В зависимости от модификации программы реализуются также Приложение II к указанной «Методике...» (учет застройки и расчет на различных высотах) и «Отраслевая методика расчета приземной концентрации загрязняющих веществ, содержащихся в выбросах компрессорных станций магистральных газопроводов». Программа позволяет по данным об источниках выброса веществ и условиях местности рассчитывать разовые (осредненные за 20 - 30 минутный интервал) концентрации веществ в приземном слое при неблагоприятных метеорологических условиях. 16 Для высоты выбросного дымохода 8,5 м вредные выбросы составили величины представленные в таблице. Координаты (м)|X Координаты (м)|Y Макс. конц. в долях ПДК Макс.конц. в мг/м3 Опасное напр. ветра (град) Опасная скорость ветра (м/с) Номер и название площадки Номер точки по длине Ном точ по ши 0 0 8,783253 3,513301 45 0,5 1 1 2 0 8,180142 3,272057 39 0,5 1 2

4 0 7,574917 3,029967 31 0,5 1 3 6 0 7,049892 2,819957 22 0,5 1 4 8 0 6,691912 2,676765 11 0,5 1 5 10 0 6,566015 2,626406 0 0,5 1 6 12 0 6,691912 2,676765 349 0,5 1 7 14 0 7,049892 2,819957 338 0,5 1 8 16 0 7,574917 3,029967 329 0,5 1 9 18 0 8,180142 3,272057 321 0,5 1 10 20 0 8,783253 3,513301 315 0,5 1 11 0 2 8,180142 3,272057 51 0,5 1 1 2 2 7,375078 2,950031 45 0,5 1 2 4 2 6,565829 2,626332 37 0,5 1 3 6 2 5,863623 2,345449 27 0,5 1 4 8 2 5,385999 2,1544 14 0,5 1 5 10 2 5,215001 2,086 0 0,5 1 6 12 2 5,385999 2,1544 346 0,5 1 7 14 2 5,863623 2,345449 333 0,5 1 8 16 2 6,565829 2,626332 323 0,5 1 9 18 2 7,375078 2,950031 315 0,5 1 10 20 2 8,180142 3,272057 309 0,5 1 11 0 4 7,574917 3,029967 59 0,5 1 1 2 4 6,565829 2,626332 53 0,5 1 2 4 4 5,551261 2,220504 45 0,5 1 3 6 4 4,663705 1,865482 34 0,5 1 4 8 4 4,048719 1,619488 18 0,5 1 5 10 4 3,828842 1,531537 0 0,5 1 6 12 4 4,048719 1,619488 342 0,5 1 7 14 4 4,663705 1,865482 326 0,5 1 8 16 4 5,551261 2,220504 315 0,5 1 9 18 4 6,565829 2,626332 307 0,5 1 10 20 4 7,574917 3,029967 301 0,5 1 11 0 6 7,049892 2,819957 68 0,5 1 1 2 6 5,863623 2,345449 63 0,5 1 2 4 6 4,663705 1,865482 56 0,5 1 3 6 6 3,598494 1,439398 45 0,5 1 4 8 6 2,842991 1,137196 27 0,5 1 5 10 6 2,567235 1,026894 0 0,5 1 6 12 6 2,842991 1,137196 333 0,5 1 7 14 6 3,598494 1,439398 315 0,5 1 8 16 6 4,663705 1,865482 304 0,5 1 9 18 6 5,863623 2,345449 297 0,5 1 10 20 6 7,049892 2,819957 292 0,5 1 11 0 8 6,691912 2,676765 79 0,5 1 1 2 8 5,385999 2,1544 76 0,5 1 2 4 8 4,048719 1,619488 72 0,5 1 3 6 8 2,842991 1,137196 63 0,5 1 4 8 8 1,964427 0,785771 45 0,5 1 5 10 8 1,630118 0,652047 0 0,5 1 6 12 8 1,964427 0,785771 315 0,5 1 7 14 8 2,842991 1,137196 297 0,5 1 8 16 8 4,048719 1,619488 288 0,5 1 9 18 8 5,385999 2,1544 284 0,5 1 10 20 8 6,691912 2,676765 281 0,5 1 11 0 10 6,566015 2,626406 90 0,5 1 1 2 10 5,215001 2,086 90 0,5 1 2

4 10 3,828842 1,531537 90 0,5 1 3 6 10 2,567235 1,026894 90 0,5 1 4 8 10 1,630118 0,652047 90 0,5 1 5 10 10 1,257666 0,503066 90 0,5 1 6 12 10 1,630118 0,652047 270 0,5 1 7 14 10 2,567235 1,026894 270 0,5 1 8 16 10 3,828842 1,531537 270 0,5 1 9 18 10 5,215001 2,086 270 0,5 1 10 20 10 6,566015 2,626406 270 0,5 1 11 0 12 6,691912 2,676765 101 0,5 1 1 2 12 5,385999 2,1544 104 0,5 1 2 4 12 4,048719 1,619488 108 0,5 1 3 6 12 2,842991 1,137196 117 0,5 1 4 8 12 1,964427 0,785771 135 0,5 1 5 10 12 1,630118 0,652047 180 0,5 1 6 12 12 1,964427 0,785771 225 0,5 1 7 14 12 2,842991 1,137196 243 0,5 1 8 16 12 4,048719 1,619488 252 0,5 1 9 18 12 5,385999 2,1544 256 0,5 1 10 20 12 6,691912 2,676765 259 0,5 1 11 0 14 7,049892 2,819957 112 0,5 1 1 2 14 5,863623 2,345449 117 0,5 1 2 4 14 4,663705 1,865482 124 0,5 1 3 6 14 3,598494 1,439398 135 0,5 1 4 8 14 2,842991 1,137196 153 0,5 1 5 10 14 2,567235 1,026894 180 0,5 1 6 12 14 2,842991 1,137196 207 0,5 1 7 14 14 3,598494 1,439398 225 0,5 1 8 16 14 4,663705 1,865482 236 0,5 1 9 18 14 5,863623 2,345449 243 0,5 1 10 20 14 7,049892 2,819957 248 0,5 1 11 0 16 7,574917 3,029967 121 0,5 1 1 2 16 6,565829 2,626332 127 0,5 1 2 4 16 5,551261 2,220504 135 0,5 1 3 6 16 4,663705 1,865482 146 0,5 1 4 8 16 4,048719 1,619488 162 0,5 1 5 10 16 3,828842 1,531537 180 0,5 1 6 12 16 4,048719 1,619488 198 0,5 1 7 14 16 4,663705 1,865482 214 0,5 1 8 16 16 5,551261 2,220504 225 0,5 1 9 18 16 6,565829 2,626332 233 0,5 1 10 20 16 7,574917 3,029967 239 0,5 1 11 0 18 8,180142 3,272057 129 0,5 1 1 2 18 7,375078 2,950031 135 0,5 1 2 4 18 6,565829 2,626332 143 0,5 1 3 6 18 5,863623 2,345449 153 0,5 1 4 8 18 5,385999 2,1544 166 0,5 1 5 10 18 5,215001 2,086 180 0,5 1 6 12 18 5,385999 2,1544 194 0,5 1 7 14 18 5,863623 2,345449 207 0,5 1 8 16 18 6,565829 2,626332 217 0,5 1 9 18 18 7,375078 2,950031 225 0,5 1 10 20 18 8,180142 3,272057 231 0,5 1 11 0 20 8,783253 3,513301 135 0,5 1 1 2 20 8,180142 3,272057 141 0,5 1 2

4 20 7,574917 3,029967 149 0,5 1 3 6 20 7,049892 2,819957 158 0,5 1 4 8 20 6,691912 2,676765 169 0,5 1 5 10 20 6,566015 2,626406 180 0,5 1 6 12 20 6,691912 2,676765 191 0,5 1 7 14 20 7,049892 2,819957 202 0,5 1 8 16 20 7,574917 3,029967 211 0,5 1 9 18 20 8,180142 3,272057 219 0,5 1 10 20 20 8,783253 3,513301 225 0,5 1 11 По данным таблицы видно, что ПДК вредных выбросов не была превышена при данной высоте дымохода ни в одной из выбранных для расчета точек, из чего следует, что мероприятий по уменьшению выбросов вредных веществ осуществлять не требуется.

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв