Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

природный газ население потребитель

Снабжение природным газом городов и населенных пунктов имеет своей целью:

улучшение бытовых условий населения;

замену более дорогого твёрдого топлива или электроэнергии в тепловых процессах на промышленных предприятиях, тепловых электростанциях, на коммунально-бытовых предприятиях, в лечебных учреждениях, предприятиях общественного питания и т. п.;

улучшение экологической обстановки в городах и населенных пунктах, так как природный газ при сгорании практически не выделяет в атмосферу вредных газов.

Природный газ подается в города и поселки по магистральным газопроводам, начинающимся от мест добычи газа (газовых месторождений) и заканчивающихся у газораспределительных станций (ГРС), расположенных около городов и поселков.

Для снабжения газом всех потребителей на территории городов строится распределительная газовая сеть, оборудуются газорегуляторные пункты или установки (ГРП и ГРУ), сооружаются необходимые для эксплуатации газопроводов контрольные пункты и другое оборудование.

На территории городов и посёлков газопроводы прокладываются только под землей.

Современные городские и сельские распределительные системы представляют собой сложный комплекс сооружение, состоящий из следующих основных элементов: газовых сетей низкого, среднего и высокого давления; газораспределительных станций, контрольно-регуляторных пунктов, газорегуляторных пунктов и установок; в указанных станциях и установках давление газа снижают до необходимой величины и автоматически поддерживают постоянным. Они имеют автоматические предохранительные устройства, которые исключают возможность повышения давления в сетях сверх нормы; системы связи и телемеханизации.

Система газоснабжения должна обеспечивать бесперебойную подачу газа потребителям, быть безопасной в эксплуатации, простой и удобной в обслуживании, должна предусматривать возможность отключения отдельных ее элементов или участков газопроводов для производства ремонтных или аварийных работ.

Сооружения, оборудование и узлы в системе газоснабжения следует применять однотипные. Принятый вариант системы должен иметь максимальную экономическую эффективность и предусматривать строительство и ввод в эксплуатацию системы газоснабжения по частям.

Основным элементом сельских систем газоснабжения являются газовые сети. По числу степеней давления, применяемые в газовых сетях, системы газоснабжения подразделяются на:

1. двухступенчатые, состоящие из сетей низкого и среднего или высокого (до 0,6 МПа) давления;

2. трехступенчатые, включающие газопроводы низкого, среднего и высокого (до 0,6 МПа) давления;

3. многоступенчатые, в которых газ подается по газопроводам низкого, среднего и высокого (до 0,6 и до 1,2 МПа) давления.

Системы газоснабжения городов и поселков отличаются принципами, заложенными в схемы распределительных сетей, характером питания сельской сети, типом оборудования и сооружений, применяемых в сетях, системами связи и телемеханизации.

На выбор системы газоснабжения села оказывает влияние ряд факторов. Основные из них:

1) характер источника газа, свойства газа, степень его очистки и влажности;

2) размеры деревни, особенности его планировки и застройки, плотность населения;

3) количество и характер промышленных потребителей;

4) наличие естественных или искусственных препятствий для прокладки газопроводов.

Газ подводят к поселку по нескольким магистральным газопроводам, которые заканчиваются газораспределительными станциями (ГРС). В ГРС давление газа снижается, и он поступает в сеть высокого давления. К кольцу высокого давления через контрольно-регуляторный пункт (КРП) присоединяют подземное хранилище газа. Для выравнивания суточного графика потребления газа в городе имеются газгольдерные станции. Газопроводы среднего и высокого давления (до 0,6 МПа) служат для питания сельских распределительных сетей низкого давления через газорегуляторные пункты (ГРП). Они также подают газ через ГРП и местные газорегуляторные установки (ГРУ) в газопроводы промышленных и коммунальных предприятий. Газопроводы низкого давления служат для транспортирования газа в жилые и общественные здания, а так же мелким коммунальным потребителям, так же к ним могут присоединяться небольшие отопительные котельные.

Количество ГРП, питающих сеть низкого давления, определяют технико-экономическим расчетом. ГРП располагают в центре зон, которые они питают, зоны действия не перекрываются. Трассы газопроводов проектируют с обеспечением минимальной протяженности сети. Распределительные сети состоят из основных линий и абонентских ответвлений.

1. Общая часть

1.1 Месторасположение, районно-климатическая характеристика

Суксунский район - один из наиболее крупных в Пермском крае, где сосредоточено 14 процентов населения всей области.

Климат -- резко континентальный, засушливый с жарким и сухим летом и холодной зимой. Летом часты суховеи и пыльные бури, зимой -- метели. Средняя температура воздуха в июле составляет 22,5 °C, а средняя температура воздуха в январе ? 15,5 °C. Количество осадков в среднем 125--200 мм в год. Население районного центра составляет около 8500 человек. Для расчетов взят один из районов поселок Мартьяново.

1.2 Определение физико-химических параметров газа

Магистральный газопровод подает газ к газораспределительным станциям и контрольно-распределительным пунктам, где его очищают от механических примесей, конденсата и влаги, замеряют проходящий объем, снижают давление и одорируют (если это не было выполнено на головных сооружениях газопровода) перед подачей к потребителю.

Основной компонент природных газов - метан (до 98%). В составе природных газов в значительном количестве содержатся также этан, пропан, бутан, пентан и более тяжелые углеводороды. В состав газов всегда входят водяные пары и довольно часто такие компоненты, как азот, сероводород, двуокись углерода и гелий.

В составе природных газов и конденсата (газового) наряду с сероводородом встречаются и другие сернистые соединения, которые разделяются на две группы - активные и неактивные.

К активным сернистым соединениям относятся сероводород, элементарная сера, сернистый ангидрид, меркаптаны и т.п.

К неактивным соединениям серы - сульфиды, дисульфиды, тиофен и тиофаны. Из сернистых соединений газа наиболее активен сероводород, он вызывает коррозию металлов с образованием сульфидов. Наличие влаги в газе резко усиливает коррозионное действие сероводорода и других кислых компонентов.

Свойства газа определяются свойствами отдельных компонентов, входящих в его состав.

Метан при стандартных условиях (при атмосферном давлении и 20С) ведет себя как реальный газ. Этан находится на границе фазовых состояний газ - пар.

Пропан и бутаны при обычных условиях являются газами, т.к. их критические параметры весьма высоки.

Углеводороды, начиная с изопентана и выше, при нормальных условиях (0,1 МПа и 0 С) находятся в жидком состоянии, а в составе газа - в капельном виде.

В составе газов чисто газовых месторождений значительно больше содержится метана, чем в составе нефтяных газов. В зависимости от преобладания легких (СН4, С2Н8) или тяжелых (С3Н8) компонентов газа разделяются соответственно на две группы: сухие и жирные. В сухом газе содержание тяжелых углеводородов незначительное или они отсутствуют, в то время как в жирном газе их количество может достигать таких величин, что из него можно получать сжиженные газы или конденсат (газовый бензин). На практике принято считать сухим газ, содержащий в 1мі менее 60 г газового бензина, а жирным - более 6070 г бензина.

Для того чтобы газ отвечал установленным стандартами требованиям, необходимо определять точку росы по воде (таблица 1.), содержание углеводорода, содержания в газе сернистых соединений, механических примесей и кислорода (таблица 2.). Важный показатель качества товарного газа - содержание в нем кислорода. Значение этого показателя - не более 1%. При большем содержании кислорода газ становится взрывоопасным. Кроме того, кислород способствует усилению коррозии в системе. Отраслевой стандарт не устанавливает конкретное содержание отдельных углеводородов в товарном газе.

Таблица 1. Значения коэффициентов А и В для природных газов средней плотности 0,7 кг/мі. Концентрация водяных паров и точки росы влаги

t точки росы, 0C	А	В	t точки росы, 0C	А	В
-40	0,1451	0,00347	+2	5,400	0,04610
-38	0,1780	0,00402	+4	6,225	0,05150
-36	0,2189	0,00465	+6	7,150	0,05710
-34	0,2670	0,00538	+8	8,200	0,06300
-32	0,3235	0,00623	+10	9,390	0,06960
-30	0,3910	0,00710	+12	10,72	0,07670
-28	0,4715	0,00806	+14	12,39	0,08550
-26	0,5660	0,00921	+16	13,94	0,09300
-24	0,6775	0,01043	+18	15,75	0,1020
-22	0,8090	0,01168	+20	17,87	0,1120
-20	0,9600	0,01310	+22	20,15	0,1227
-18	1,1440	0,01510	+24	22,80	0,1343
-16	1,350	0,01705	+26	25,50	0,1463
-14	1,590	0,01927	+28	28,70	0,1595
-12	1,868	0,02155	+30	32,30	0,1710
-10	2,188	0,02290	+32	36,10	0,1895
-8	2,550	0,02710	+34	40,50	0,2070
-6	2,990	0,03035	+36	45,20	0,2240
-4	3,480	0,3380	+38	50,80	0,2425
-2	4,030	0,03770	+40	56,25	0,2630
0	4,670	0,04180

Где: А-коэффициент зависимости содержания воды от давления водяного пара при измеренной температуре точки росы влаги;

В-коэффициент зависимости воды от температуры точки росы влаги и состава газа.

Таблица 2. Состав природного газа

Наименование	% содержание хим.веществ в расчете на 1 м3
Метан СН4	95,1
Этан С2Н4	2,3
Пропан С3Н8	0,7
Бутан С4Н10 и высшие	0,4
Сероводород	0,2
Углекислый газ СО2	0,2
Кислород	0,5
Пентан	0,6

1.3 Выбор принципиальной схемы газоснабжения

В настоящее время начинается интенсивная газификация сельских районов почти по всему Пермскому краю. Чтобы этот процесс был наиболее эффективным, проходил с наименьшими затратами на строительство, эксплуатацию, ремонт газовых сетей необходимо выбрать наиболее экономичную, рациональную схему газораспределения населенных пунктов. Этот выбор должен характеризоваться обеспечением надежной, безопасной подачей газа потребителю.

Выбор условий прокладки газопровода и расстояния по горизонтали и вертикали от газопровода до сопутствующих инженерных коммуникаций, а также зданий, сооружений, естественных и искусственных преград следует предусматривать с учетом строительных норм и правил, утвержденных федеральным органом исполнительной власти, специально уполномоченным в области строительства, а также другим нормативно-техническим документам утвержденным и (или) согласованным Госгортехнадзором России.

В проекте следует предусмотреть, как правило, подземную прокладку газопроводов. Наземная и надземная прокладка газопроводов должна осуществляться при соответствующем обосновании.

Заглубление газопроводов следует предусматривать не менее 0,8 м до верха трубы.

Для стальных газопроводов в местах, где не предусмотрено движение транспорта и сельскохозяйственных машин (межпоселковые газопроводы) - не менее 0,6 м.

Допускается наземная и надземная прокладка газопроводов, в том числе внутриплощадочных совмещенных с другими инженерными коммуникациями, в случаях, когда нет противоречий с другими нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.

Расстояния между трубопроводами принимаются из условия технологичности и удобства проведения работ при строительстве и эксплуатации.

При прокладке газопроводов по стенам зданий и сооружений расстояние (в свету) до ограждающих конструкций должно приниматься не менее половины диаметра газопровода.

Отвод земли под газопровод должен иметь ширину, равную поперечному габариту сооружений на подземном газопроводе и наибольшей длине траверсы (ригеля), включая консоли опор, эстакад, переходов.

При надземной прокладке не допускается размещение арматуры, разъемных соединений в пределах габаритов автомобильных и пешеходных мостов, а также над железнодорожными и автомобильными дорогами.

Устройство компенсаторов за счет углов поворота трассы газопроводов в пределах габаритов автомобильных и железнодорожных дорог, допускается при обосновании их безопасности.

Расчеты конструкций газопроводов на прочность и устойчивость, а также гидравлический расчет газопроводов, должны производиться по соответствующим методическим документам, утвержденным в установленном порядке.

Расчет газопроводов должен производиться на сочетание нагрузок, действующих на газопровод, по времени действия, направлению, а также на нагрузки, вызванные грунтовыми и природными условиями (пучение, просадки, сейсмические воздействия, подработка территорий и др.).

При расчете нагрузок, действующих на газопровод, следует учитывать собственную массу трубы и арматуры, предварительное напряженное состояние газопроводов, температурные перепады, возможное воздействие дополнительных нагрузок при оползневых и паводковых явлениях.

Для надземных газопроводов при наличии вибрационных нагрузок или расположенных в сейсмических районах следует предусматривать крепления, обеспечивающие их перемещение и не допускающие сброса газопровода с опор.

При надземной прокладке газопроводов следует предусматривать стандартные подвижные и неподвижные опорные части или выполненные по типовым или отдельным проектам.

Пролет между опорами следует определять с учетом деформаций опор, вызываемых природными воздействиями. При прогнозируемых деформациях грунта конструкция опоры, как правило, должна предусматривать возможность восстановления проектного положения газопровода.

Надземные газопроводы должны прокладываться на опорах, эстакадах, переходах, выполненных из негорючих материалов.

Шаг опор газопровода следует определять с учетом нагрузок от газопроводов, воздействия грунтов на опоры, а также природных воздействий. Высота прокладки должна приниматься в соответствии со строительными нормами и правилами.

Участки надземного газопровода между неподвижными опорами следует рассчитывать с учетом воздействий на них изменений температуры стенки трубы, давления. Для компенсации этих воздействий следует использовать самокомпенсацию газопроводов за счет углов поворотов трассы или компенсаторов заводского изготовления (линзовые, сильфонные).

При выборе материалов труб, арматуры, соединительных деталей и изделий для газопроводов и технических устройств для систем газопотребления следует руководствоваться утвержденной номенклатурой, с учетом давления, расчетных температур и других условий.

Толщина стенки трубы должна быть не менее 3 мм для подземных и наземных в обваловании газопроводов и 2 мм для надземных и наземных без обвалования.

Толщину стенок труб для подводных переходов следует принимать на 2 мм больше расчетной, но не менее 5 мм, на переходах через железные дороги общей сети - на 3 мм больше расчетной, но не менее 5 мм.

Стальные трубы должны содержать углерода не более 0,25%, серы - 0,056%, фосфора - 0,046%.

Величина эквивалента углерода для углеродистых и низколегированных сталей не должна превышать 0,46%.

Требования к материалу труб из полиэтилена, маркировке и к методам испытаний полиэтиленовых труб для газопроводов должны соответствовать государственным стандартам.

Использование вторичного полиэтилена для изготовления газовых труб не допускается.

Полиэтиленовые трубы, используемые при строительстве газопроводов, должны быть изготовлены из полиэтилена с минимальной длительной прочностью (MRS) не менее 8,0 МПа.

При строительстве полиэтиленовых газопроводов можно использовать трубы и соединительные детали, имеющие различное значение MRS.

Прокладка подземных газопроводов из полиэтиленовых труб допускается:

- на территории поселений давлением до 0,3 МПа;

- вне территории поселений (межпоселковые) давлением до 0,6 МПа.

Коэффициент запаса прочности должен приниматься не менее 2,5.

Допускается предусматривать прокладку подземных газопроводов из полиэтиленовых труб давлением свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа на территории поселений с одно-двухэтажной и коттеджной застройкой с коэффициентом запаса прочности не менее 2,8.

Для поселений, численностью до 200 жителей, допускается прокладка подземных газопроводов из полиэтиленовых труб давлением до 0,6 МПа с коэффициентом запаса прочности не менее 2,5.

Не допускается прокладка газопроводов из полиэтиленовых труб:

- при возможном снижении температуры стенки трубы в процессе эксплуатации ниже минус 15 °С;

- для транспортировки газов, содержащих ароматические и хлорированные углеводороды, а также жидкой фазы сжиженных углеводородных газов;

- в районах с сейсмичностью свыше 7 баллов на территории поселений из труб с коэффициентом запаса прочности ниже 2,8 мерной длины без 100% контроля ультразвуковым методом сварных стыковых соединений;

- надземно, наземно, внутри зданий, а также в тоннелях, коллекторах и каналах;

- на переходах через искусственные и естественные преграды (через железные дороги общей сети и автомобильные дороги I-III категории, под скоростными дорогами, магистральными улицами и дорогами общегородского значения, а также через водные преграды шириной более 25 м при меженном горизонте и болота III типа с коэффициентом запаса прочности ниже 2,8 и при значении отношения номинального наружного диаметра трубы к номинальной толщине стенки трубы (SDR) более 11.

На пересечении подземных газопроводов с другими коммуникациями должны быть предусмотрены защитные меры, исключающие проникновение и движение газа вдоль коммуникаций.

Надземные газопроводы при пересечении высоковольтных линий электропередачи, должны иметь защитные устройства, предотвращающее падение на газопровод электропроводов в случае их обрыва.

Сопротивление заземления газопровода и его защитного устройства должно быть не более 10 Ом.

Расстояния между газопроводом и электропроводами в местах пересечения и при параллельной прокладке должны приниматься в соответствии с правилами устройства электроустановок.

Газопроводы при прокладке через стены должны выполняться в стальных футлярах. Внутренний диаметр футляра должен определяться, исходя из возможных деформаций зданий и сооружений, но быть не менее, чем на 100 мм больше диаметра газопровода. Зазоры между газопроводом и футляром должны уплотняться эластичным материалом.

Колодцы для размещения запорной арматуры и компенсаторов должны иметь габариты, обеспечивающие их монтаж и эксплуатацию.

Конструкция колодцев должны быть водостойкой по отношению грунтовых вод.

При выборе схемы газораспределения населенного пункта можно рассмотреть три основные схемы газораспределения:

- С ГРП или шкафной установкой, общей для всего деревни и сетями низкого давления;

- Со шкафными регуляторными пунктами на группу домов и с сетями низкого и среднего давления;

- С индивидуальными шкафными регуляторными пунктами, от которых газ с низким давлением поступает только на один дом.

В дипломном проекте применяется комбинированная схема газораспределения из Суксунского района Пермского края.

Схема газоснабжения районного центра Мартьяново определена из условия местонахождения источника газоснабжения и характера застройки районного центра. Она включает в себя сети низкого и среднего давления. Газ по трубопроводу среднего давления подается на:

- ГРПШ-1, ГРПШ-2, ГРПШ-3, ГРПШ-4, ГРПШ-5, где газ очищается, распределяется к потребителям по газопроводам низкого давления с Р3 кПа.

Снабжение природным газом потребителей в жилом районе предусматривается от строящегося магистрального газопровода от г. Кунгур. От МГ для подключения жилого сектора достаточно подвести ветку среднего давления с параметрами: Ру 0,3 МПа, Ду 63.

В качестве основного топлива предусматривается одорированный природный газ, который будет транспортироваться по МГ от г.Кунгур.

2. Определение расчетных расходов газа отдельными потребителями и гидравлический расчет

2.1 Годовые расходы газа

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

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

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

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

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

- Расход газа на производственные нужды.

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

Удельные нормативные расходы тепла, отнесенные к различным измерителям и производится их пересчет на м3 газа по формуле:

(1)

Где: - удельный расход газа м3/год на единицу измерения;

- удельный расход тепла в МДж/год на условную единицу измерений;

-низшая теплота сгорания газа, МДж/мі

Расчет сводим в таблицу 3.

Таблица 3. Нормативные расходы газа на различные измерители

Потребители газа	Измеритель, к которому отнесена норма.	Норма расхода газа в год.
		МДж	М3
1. Жилые дома.
1.1 На приготовление пищи (плита и централизованное горячее водоснабжение)	На 1 человека в год.	4100	109,5
1.2 На приготовление пищи и горячей воды для хозяйственных нужд, включая стирку белья(при отсутствии газового водонагревателя и централизованного горячего водоснабжения)	То же	6000	160,23
1.3 На приготовление пищи и горячей воды для хозяйственных и бытовых нужд, включая стирку белья(водонагреватель и плита)	То же	10000	267,0
2. Предприятия бытового обслуживания.
2.1 Прачечная	1 т сухого белья	18800	502,0
2.2 Баня	1 помывка	85	1,07
3. Предприятия общественного питания.
3.1 Столовая	1 обед	8,5	0,112
4. Учреждения здравоохранения.
4.1 Больница	На 1 койку в год	12400	331,14
5. Хлебопекарня.
5.1 На выпечку хлебобулочных изделий	На 1 шт.	5450	145,54

Далее необходимо рассчитать годовые расходы газа на бытовые и коммунальные нужды населения по населенному пункту. К полученному газовому расходу добавляется расход газа на нужды предприятий бытового обслуживания, который принимается в размере 5 % от годового расхода газа на индивидуально- бытовые нужды.

Таблица 4. Годовой расход газа на бытовые и коммунальные нужды

Потребители	Количество измерителей	Норма расхода газа,	Годовой расход газа,
1	2	3	4
1. Индивидуально-бытовые нужды (жилые дома), в том числе	8500		983,25
1.1 Приготовление пищи (при централизованном горячем водоснабжении)	2690	109,5	441,75
1.2 Приготовление пищи и горячей воды (без водоподогревателя)	420	160,23	134,6
1.3 Приготовление пищи и горячей воды (при наличии газового водоподогревателя)	1100	267,0	440,55
Прочие 5% от 1.			20,015
2. Коммунально-бытовые нужды, в том числе			688,3
2.1 Прачечная	318,75 т сухого белья в год	502,0	160
2.2 Баня	110500 помывки	1,07	118,2
2.3 Столовая	обедов	0,112	260,6
2.4 Больница	85 коек в год	331,14	28
2.5 Хлебопекарня	т в год	145,54	338,7
Всего годовой расход газа по индивидуально- и коммунально-бытовым нуждам.	-	-	3613,965
Годовой расход газа по сосредоточенным потребителям (прачечная, баня, больница, хлебопекарня)	-	-	905,5
Годовой расход газа без сосредоточенных потребителей.	-	-	2708,465

Примечания:

1. Мощность механизированных прачечных принимается из условия, что услугами прачечной пользуются 25% всего населения микрорайона и на 1-ого человека в год приходится 150 кг сухого белья. Количество белья, стираемого в год, определяется по формуле (2):

 (2)

2. Банями пользуется 25% населения и на одного человека в году приходится 52 помывки. Число помывок в год определяется по формуле (3)

(3)

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

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

(4)

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

(5)



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

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

(6)

Где: - годовой расход газа на отопление и вентиляцию, мі/год;

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

- расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления, принимаемая равной -23 ;

- расчетная температура наружного воздуха для проектирования вентиляции, принимаемая равной -23 ;

- средняя температура наружного воздуха за отопительный период, принимаемая равной - 1,2;

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

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

- продолжительность отопительного периода в сутках, принимается равным 173 дням;

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

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

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

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

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

Для определения часового расхода на отопление и вентиляцию жилых и общественных зданий предварительно определяем источник теплоснабжения, т.к. они имеют различные КПД и сводим в таблицу 5

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

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

Таблица 5. Распределение потребления тепла по источникам теплоснабжения

Застройка по населенному пункту	Общая площадь зданий,	Источник теплоснабжения	КПД системы
		Котельная	Местные отопительные установки	Котельная	Местные отопительные установки
		%	Объем,	%	Объем,
1. Отопление жилых зданий.
Одноэтажная	5310	-	-	100	5310	-	0,75
Двух-, трехэтажная	20520	85	17442	15	3078	0,85	0,75
Четырехэтажная	4560	100	4560	-	-	0,85	-
2. Отопление общественных зданий.
Одноэтажная	1327,5	100	1327,5	-	-	0,85	-
Двух-, трехэтажная	5130	100	5130	-	-	0,85	-
Четырех-, пятиэтажная	1140	100	1140	-	-	0,85	-
3. Вентиляция общественных зданий.
Одноэтажная	531	100	531	-	-	0,85	-
Двух-, трехэтажная	2052	100	2052	-	-	0,85	-
Четырех-, пятиэтажная	456	100	456	-	-	0,85	-

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

(7)

-жилая площадь, отапливаемая от котельной, ;

- КПД отопительной системы жилых зданий от котельной

- коэффициент перевода в

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

(8)

Где: - жилая площадь, отапливаемая местными приборами, ;

- КПД отопительной системы местного отопления жилых зданий

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

(9)

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

При этом - площадь отапливаемых общественных зданий;

- КПД системы отопления общественных зданий от котельной;

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

(10)

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

- КПД системы вентиляции общественных зданий от котельной.

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

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

(11)

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

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

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

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

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

- КПД котельной, в нашем случае равен 0,85;

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

350 - число суток работы горячего водоснабжения в году.

Где: - коэффициент перевода в .

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

(12)

(13)

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

Результаты расчетов годовых расходов газа по всем категориям потребителей связаны в таблицу 6, по сосредоточенным промышленным потребителям и котельным - в таблицу 7.

Таблица 6. Годовые расходы газа по категориям потребителей

Потребители	Газовый расход,
1. Индивидуально - бытовые нужды	1311
жилые дома.	1311
2. Прочие 5%	32,775
3. Коммунально - бытовые нужды, в том числе	305
Прачечная	79,07
Баня	58,4
Хлебопекарня	167,4
4. Учреждения здравоохранения, в том числе	14
Больница	14
5. Предприятия общественного питания, в том числе	128,8
Столовая	128,8
6. Отопление жилых и общественных зданий, в том числе	2415,5
Котельные	1282,2
Местные отопительные установки	1127,3
7. Промышленные потребители	21614
Всего по населенному пункту	27133

Таблица 7. Годовые и расчетные часовые расходы газа по сосредоточенным коммунально-бытовым потребителям, производственным потребителям и котельным

Наименование	Номер по генсхеме	Расход газа	Подключение к газопроводу
		Годовой	Часовой
Отопительная котельная
Котельная	1	12689,5	3095	0,6 МПа
Итого		12689,5	3095	0,6 МПа
Хлебопекарня	1	167,4	19,1	Среднее давление
Итого		167,4	19,1	Среднее давление
Больница	2	14	1,6	Среднее давление
Итого		14	1,6	Среднее давление
Баня	3	58,4	6,7	Среднее давление
Итого		58,4	6,7	Среднее давление
Всего		38853,1	9517,4

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

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

(14)

Где: - коэффициент часового максимума (коэффициент перехода от годового расхода к максимальному часовому расходу газа).

Таблица 8. Расчетный расход газа на бытовые и мелкие коммунальные нужды

Число жителей, тыс. чел.	Коэффициент часового максимума	Расход газа
		Годовой,	Часовой,
8,5	0,00115	1587,6	139,7

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

Расчет максимальных часовых расходов газа по этим потребителям приведен в таблице 9.



Таблица 9. расчетные расходы газа для предприятий коммунального хозяйства

Потребители.	Коэффициент часового максимума.	Расход газа.
		Годовой,	Часовой,
Прачечная	1/2900	79,07	27,3
Баня	1/2700	58,4	21,7
Хлебопекарня	1/6000	167,4	27,9
Итого	-	305	76,9

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

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

(15)

Где: - площадь отапливаемых или вентилируемых зданий, ;

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

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

- КПД системы

Расчетный часовой расход газа на горячее водоснабжение определяется по формуле:

 (16)

; (17)

Где: - расчетный часовой расход газа на горячее водоснабжение, ;

2 - коэффициент неравномерности;

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

;

2.2 Гидравлический расчет

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

Подбор сводится в таблицу 10.

Таблица 10. Подбор ГРП

Квартал	Марка ШГРП	Регулятор давления	Входное давление
1	2	3	4
1	ГРПС-100С	РДУК2Н-100	0,1
2	ГРПС-100С	РДУК2Н-100	0,1
3	ГРПН-1200	РДУК2Н-50 РДБК1-100	0,3
4	ГРПН-50	РДБК1-50	0,3
5	ГРПС-100С	РДУК2Н-100	0,1
6	ГРПС-100С	РДУК2Н-100	0,1
7	ГРПН-50	РДБК1-50	0,3
8	ГРПС-100С	РДУК2Н-100	0,1
9	ГРПС-100С	РДУК2Н-100	0,1
10	ГРПС-100С	РДУК2Н-100	0,1
11	ГРПН-50	РДБК1-50	0,3
12	ГРПН-50	РДБК1-50	0,3
13	ГРПС-100С	РДУК2Н-100	0,1
14	ГРПС-100С	РДУК2Н-100	0,1
15	ГРПН-50	РДБК1-50	0,3
16	ГРПС-100С	РДУК2Н-100	0,1
17	ГРПС-100С	РДУК2Н-100	0,1
18	ГРПС-100С	РДУК2Н-100	0,1
19	ГРПН-50	РДБК1-50	0,3

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

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

Qав = Коб·Qрасч. (18)

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

 (19)

Где: Pн, Pк - соответственно давление газа в начале и в конце участка, МПа;

l - длина расчетного участка, км;

Кэ - коэффициент эквивалентной шероховатости;

d - диаметр трубопровода, см;

н - коэффициент кинематической вязкости газа, мІ/с;

с - плотность газа кг/мі;

Q - расход газа, мі/ч.

Для однокольцевого газопровода аварийных режимов, подлежащих расчету, два:

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

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

2. Производится предварительный расчет кольца по формулам:

Vр = 0,59·У Коб i·Vi (20)

(21)

Где: Vр - расчетный расход газа, мі/ч;

Vi - расчетные расходы газа потребителями, мі/ч;

Коб - коэффициент обеспеченности газом потребителей;

Pн, Pк - давление газа в начале и в конце сети;

lк - протяженность расчетного кольца;

1,1 - коэффициент, учитывающий местные сопротивления;

0,59 - приближенное значение коэффициента при путевой нагрузке.

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

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

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

Уl = 608 м

Таблица 11. Расчетные длины ответвлений

№ уч-ка	Длина ответвлений,м
	2-6	3-7	4-8	5-9
длина	12	9	9	12

Уlотв = 42 м

Подбираем диаметр кольца:

Vр = 0,59·0,7·973,94=402,2 мі/ч

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

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

а) отказ участка 2-3:

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

Участок 1-5:

Vр = 0,7·973,94= 681,76 мі/ч

d = 100мм

По номограмме определяем действительную величину квадрата давления:

Определяем давление в конце участка по формуле:

(22)

Где: Pн - давление газа в начале сети (участка)

Участок 5-1

Vр = 0,7·973,94 = 681,76 м3/ч;

d = 150мм;

Rд = 8,7 кПа/м;

Аналогично выполняется расчет остальных участков. Данные сводим в таблицу.

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

Фактическое значение давления в начале участка ответвления определяется по формуле:

(23)

Участок 2-6:

l = 12м;

Vр = 0,7·1455,1 = 1018,6 м3/ч;

Pн = 299,9 кПа;

Pк = 100 кПа;

d = 15мм;

По номограмме Rдф = 66,6 кПа/м, тогда - что не меньше 100кПа, значит диаметр оставляем. Аналогично рассчитываем остальные участки ответвлений, данные сводим в таблицу 12.

Таблица 12. Гидравлический расчет ответвлений в сети среднего давления

№ отв-ний	Расч-й расход Vр м3/ч	Дли-на ответ-ий l, м	Давлен. в нач. уч-ка Pн, кПа	Вел. квад. давл. Rg, кПа/м	Диаметр ответв-лений d, мм	Давлен. в конце ответвл Pк, кПа	Фактич. давл. в кон. отв. Pкф,кПа
1	2	3	4	5	6	7	8
2-6	1455,1	12	299,9	66,6	15	100	298,4
3-7	1116,6	9	299,5	88,5	15	100	266,3
4-8	1646,7	9	299,8	88,7	15	100	266,5
5-9	1988,63	12	299,4	63,4	70	100	254,1

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

Qав= Коб·Qрасч. (24)

Потери давления на преодоление сил трения определяются по формуле:

 (25)

Где: Pн, Pк - соответственно давление газа в начале и в конце участка, МПа;

l - длина расчетного участка, км;

Кэ - коэффициент эквивалентной шероховатости;

d - диаметр трубопровода, см;

н - коэффициент кинематической вязкости газа, мІ/с;

с - плотность газа кг/мі;

Q - расход газа, мі/ч;

Производится предварительный расчет по формулам:

Vр= 0,59·У Коб i·Vi (26)

(27)

Где: Vр - расчетный расход газа, мі/ч;

Vi - расчетные расходы газа потребителями, мі/ч;

Коб - коэффициент обеспеченности газом потребителей;

Pн, Pк - давление газа в начале и в конце сети;

lк - протяженность расчетного кольца,1,1 - коэффициент, учитывающий местные сопротивления;

0,59 - приближенное значение коэффициента при путевой нагрузке.

Таблица 13. Расчетная схема гидравлического расчета сети среднего давления

№ уч-ка	Длина участка,м
	1-2	2-3	3-4
длина	12,5	12,2	34



Уl = 58,7 м

По формулам (20), (21) подбираем диаметр кольца:

Vр = 0,59·0,7·460=190 мі/ч

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

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

а) отказ участка 1-2:

При отказе участка расчет ведем следующим образом:

Участок 1-2:

Vр = 0,7·460= 322 м3/ч

d = 219мм

По номограмме определяем действительную величину квадрата давления:

Определяем давление в конце участка по формуле:

(28)

Где: Pн - давление газа в начале сети (участка)

Участок 2-1

Vр = 0,7·460 = 322 м3/ч;

d = 219мм;

Rд = 131,6 кПа/м;



Аналогично выполняется расчет остальных участков.

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

Таблица 14. Участки аварийных ответвлений

№ участка	Длина участка, м	Расход, мі/ч	Диаметр участка, мм
1	2	3	4
1-2	12,5	460	219
2-3	12,2	920	219
3-4	34	1380	219

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

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

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

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

(29)

Где: - коэффициент одновременности работы газовых приборов;

- номинальный расход газа на прибор, мі/ч;

- число однотипных приборов, шт.

Для укрупненных значений можно принять для ПГ-4 - 1,1 мі/ч, для ВПГ - 2,2 мі/ч.

4) определяют среднеориентировочные удельные потери давления на расчетной ветке от точки подключения до наиболее удаленного газифицируемого здания по формуле:

(30)

Где: 250 - нормативный перепад давления;

1,1 - потеря давления на местные сопротивления;

- суммарная длина расчетной ветки, м.

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

По формуле определяем расчетный расход газа на участке:

V1-2 = 3,8•2•12•0,325=29,64 м3/ч.

V2-3 = (7,6•12•2+7,6•28)•0,217= 85,7 м3/ч.

V3-4 = (7,6•12•2+7,6•28•2)•0,192 = 116,7 м3/ч.

V4-5 = (608+7,6•12•2)•0,1865= 147,4 м3/ч.

V5-6 = (790,4+7,6•12+7,6•28)•0,175 = 191,52 м3/ч.

V6-7 = (1094,4+7,6•12)•0,17 = 201,5 м3/ч.

V7-8 = 201,5 м3/ч.

Данные расчета сводим в таблицу 15.

Потери давления, Па на участках определим по формуле:

?Р = Rд·l, (31)



Где: Rд - действительные удельные потери давления, по номограмме, Па/м.

l - длина участка в метрах, м

?Р1-2 = 1•16 = 16 Па

?Р2-3 = 2,5•40 = 100 Па

?Р3-4 = 1,6•33 = 52,8 Па

?Р4-5 = 2,2•24 = 52,8 Па

?Р5-6 = 1,5•40 = 60 Па

?Р6-7 = 1,4•35 = 49 Па

?Р7-8 =1,4•23= 32,2 Па

Средние ориентировочные удельные потери давления:

Таблица 15. Гидравлический расчёт тупиковой дворовой сети низкого давления

№ Уч-ка	Длина участка l, м	Расчетный расход газа V, м3/ч	Средние ориентировоч-ные удельные потери давления Rор, Па/м	Диаметр участка Д, мм	Потери давления
					Действительные удельные потери давления Rд,Па/м	Потери давления на участке ?Р, Па
1	2	3	4	5	6	7
1-2	16	29,64	1,07	70	1	16
2-3	40	85,7	1,07	80	2,5	100
3-4	33	116,7	1,07	100	1,6	52,8
4-5	24	147,4	1,07	100	2,2	52,8
5-6	40	191,5	1,07	125	1,5	60
6-7	35	201,5	1,07	125	1,4	49
7-8	23	201,5	1,07	125	1,4	32,2

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

3. Патентный поиск и технико-экономическое обоснование проекта

3.1 Патентный поиск

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

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

Конструкция блочной котельной

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

Рисунок 1. Конструкция блочной котельной

Конструкция водонагревателя

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

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

L=[GC(tвых -tвх)n-1-KpDH(tст -0,5(tвых +tвх))]:[KpD(tст -0,5(tвых +tвх))] (32)

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

G - расход нагреваемой воды, кг/с;

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

tвых - температура нагреваемой воды на выходе из резервуара, єС;

tвх - температура нагреваемой воды на входе в резервуар, єС;

n - количество Г-образных жаровых труб;

К - средний коэффициент теплопередачи от стенки жаровой трубы к нагреваемой воды, кВт/(мІ єС);

p=3,14;

D - наружный диаметр жаровой трубы, м;

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

tст - средняя температура стенки жаровой трубы, єС.

Кроме того, водонагреватель дополнительно снабжен блоком управления, подключенным к датчику температуры, расположенному внутри резервуара на его стенке, и к горелочному устройству. Устройство дополнительно может содержать взрывной клапан, расположенный на крыше резервуара; подключенные к горелочному устройству подогреватели газа, жестко закрепленные к стенке резервуара и расположенные компланарно по отношению к каждому из горизонтальных участков Г-образных жаровых труб; а опора выполнена в виде опоры скольжения. При выборе длины горизонтального участка каждой из жаровых труб по указанной зависимости, полученной из совместного решения уравнений теплового баланса и теплопередачи, средняя температура стенки жаровой трубы tст принимается на уровне на 5-10 0 С выше температуры конденсации водяных паров (точки росы по водяным парам) для используемого топлива и для номинального режима эксплуатации жаровых труб. Оптимальная длина горизонтального участка исключает образование конденсата водяных паров в жаровой трубе. Для исключения конденсации водяных паров внутри каждой из жаровых труб, при тепловой нагрузке ниже номинальной, блок управления, обеспечивает дискретное автоматическое управление работой горелок. Расположенный на крыше резервуара взрывной клапан, обеспечивает сброс импульса давления водяных паров внутри резервуара при нештатном режиме его эксплуатации (например, при подаче воды в резервуар при уже включенной жаровой трубе). Предотвращение деформации резервуара при номинальном режиме эксплуатации водонагревателя осуществляется с помощью патрубка на крыше резервуара, обеспечивающего образование кольцевого воздушного зазора между вертикальным участком жаровой трубы и крышей, что, в конечном итоге, приводит к выравниванию давления воздуха внутри и снаружи резервуара.

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