Характеристика газифицируемого объекта

Введение

Первый газовый завод был построен в Петербурге в 1835 году. Весь газ в то время вырабатывался из каменного угля и предназначался только для освещения. Трубы применялись только чугунные с раструбными соединениями на свинце.

Первый магистральный газопровод Саратов – Москва, диаметром 300 мм и протяженностью 850 км, вступил в эксплуатацию в 1946 году. Вслед за газопроводом Саратов – Москва были построены газопровод Кохтла – Ярве – Ленинград для подачи искусственного сланцевого газа из Эстонии и газопровод от месторождений природного газа в Западной Украине Дашава – Киев – Брянск – Москва.

Затем началось интенсивное освоение газовых месторождений в Ставропольском и Краснодарском краях и строительство магистральных газопроводов в центральных районах страны. Газовая промышленность вступила в период бурного развития. Началась широкая газификация городов и сельских населенных пунктов.

За годы Советской власти построено свыше 200 тыс. км магистральных и распределительных газопроводов. Важным звеном в общей системе газоснабжения страны являются подземные газопроводы, по которым газ поступает непосредственно к жилым домам, коммунально-бытовым и промышленным предприятиям.

Эксплуатацией магистральных газопроводов занимаются организации министерства газовой промышленности.

В настоящее время газовым топливом в быту пользуются более 80% населения страны, причем большая часть квартир газифицированы сжиженным газом.

Природный газ используется преимущественно промышленностью и в теплоэнергетике, на долю которой приходится около 50% потребляемого газа, том числе на электростанциях Минэнерго – 26%, в отопительных котельных – 15% и в промышленных котельных – 14%. Нет ни одной отрасли народного хозяйства, где газ не используется.

Наиболее крупные месторождения газа: Медвежье, Ямбургское, Заполярное – Западная Сибирь; на севере Тюменской области; в Европейской части – Оренбургская область, Саратовская, Астраханская, Республика Коми; Северный Кавказ.

Добыча газа включает в себя три этапа:

Первый - движение газа по пласту к скважинам, благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях (низ) скважин. Он называется разработкой газовых месторождений.

Второй этап - движение газа от забоев скважин до их устьев на поверхности.

Третий этап - сбор продукции скважин и подготовка газа к транспортированию потребителям. На этом этапе нефть, а также сопровождающие ее попутный нефтяной газ и вода собираются, затем газ и вода отделяются от нефти, после чего вода закачивается обратно в пласт для поддержания пластового давления, а газ направляется потребителям. В ходе подготовки природного газа от него отделяются поры воды, коррозионно-активные (сероводород) и балластные (углекислый газ) компоненты, а также механические примеси.

 

ОБЩИЙ РАЗДЕЛ

Охрана окружающей среды

Магистральные трубопроводы имеют огромную протяженность, они пересекают практически все природно-климатические регионы. На всей территории России рассредоточены искусственно созданные трубопроводные сооружения, которые находятся в сложном взаимодействии с окружающей средой. Как правило, взаимовлияние трубопроводных комплексов и природной среды носит негативный характер. Отсюда и основная задача: с одной стороны, свести к минимуму техногенные воздействия в период строительства и эксплуатации трубопроводов, с другой, ослабить отрицательное влияние природных компонентов на надежность и безопасность трубопроводных объектов.

Негативное воздействие трубопроводов на природную среду:

· адаптационной (локальным, статистическим смещением равновесия);

· восстановительной (характеризующейся полным возвратом экосистемы «объект - природа» в исходное состояние);

· частично восстановительной (характеризующейся необратимым сдвигом экосистемы от исходного (равновесного) состояния).

Риски на разных этапах работ:

1) Этап обустройства месторождений:

· Аварии при сооружении скважин;

· Техногенное воздействие строительной техники;

· Техногенное воздействие самих объектов;

2) Этап эксплуатации месторождений:

· Аварии на промышленных объектах, включая скважины;

· Разлив конденсата (для газоконденсатных месторождений);

· Утечка газа;

· Выбросы вредных веществ при сгорании природного газа на факелах;

· Продувки скважин.

Трубы

Трубы составляют основную часть газопроводов, по ним транспортируется газ потребителям. Все соединения труб на газопроводах выполняются только сварными. Фланцевые соединения допускаются только в местах установки запорно-регулирующей арматуры.

Для строительства систем газоснабжения следует применять стальные прямошовные, спиральношовные, сварные и бесшовные трубы, изготавливаемые из хорошосвариваемых сталей, содержащих не более 0,25 % углерода, 0,056 % - серы, 0,046 % - фосфора. Для газопроводов, например, применяется сталь – углеродистая, обыкновенного качества, спокойная, группы В ГОСТ 14637-89 и ГОСТ 16523-89,не ниже II категории, марок Ст. 2, Ст. 3, а также Ст. 4 при содержании в ней углерода не более 0,25 %.

Детали газопроводов.

К деталям газопроводов относятся: отводы, переходы, тройники, заглушки. Отводы устанавливаются в местах поворотов газопроводов на углы 90⁰, 60⁰, 45⁰.

Переходы- устанавливают в местах изменения диаметров газопроводов.

Тройники применяют в местах подключения к газопроводам потребителей.

Заглушки служат для закрытия и герметизации торцевых частей тупиковых участков газопроводов. Заглушки представляют собой круг соответствующего диаметра, выполненный из стали тех же марок.

Выбор запорной арматуры

Запорная арматура (задвижки, вентили, пробковые краны), применяемые в ГРП и ГРУ должна быть рассчитана на газовую среду. Плавными критериями при выборе запорной арматуры является условный диаметр и исполнительное давление. Задвижки применяются как с выдвижным, так и не с выдвижным шпинделем. Первые предпочтительнее для надземной установки, а вторые для подземной.

Вентили применяются в тех случаях, когда повышенной потерей давления можно пренебречь, например, на импульсных линиях.

Пробковые краны имеют значительно меньшее гидравлическое сопротивление, чем вентили. Их различают по затяжки конической пробки на натяжные и сальниковые, а по методу присоединения к трубам – на муфтовые и фланцевые.

Материалами для изготовления запорной арматуры служит углеродистая сталь, легированная сталь, сера и ковкий чугун, латунь и бронза.

Запорная арматура из серого чугуна применяется при рабочем давлении газа не более 0,6 МПа. Стальная, латуневая и бронзовая при давлении до 1,6 МПа. Рабочая температура для чугунной и бронзовой арматуры должна быть не ниже -35⁰, для остальной не менее -40⁰.

На входе газа в ГРП следует применять стальную арматуру или арматуру из ковкого чугуна. На выходе из ГРП при низком давлении можно применять арматуру из серого чугуна, она дешевле стальной.

Условный диаметр задвижек в ГРП должен соответствовать диаметру газопроводов на входе и выходе газа. Условный диаметр вентилей и кранов на импульсных линиях ГРП рекомендуется выбирать равным 20 мм или 15 мм.

РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ

Направление А-И

ℓ_{ф А-Б} = 80 м

ℓ_{ф Б-В} = 70м

ℓ_{ф В-Г} = 85м

ℓ_{ф Г-Д} = 85 м

ℓ_{ф Д-Е} = 60м

ℓ_{ф Е-Ж} = 25м

ℓ_{ф Ж-З} = 50м

ℓ_{ф З-И} = 50м

Ответвления 1-з

ℓ_{ф 1-2} = 70м

ℓ_{ф 2-3} = 80м

ℓ_{ф 3-з} = 25м

Определяем расчетные длины

ℓ_р=ℓ_ф·1,1(м) (3)

где ℓ_ф – фактическая длина участка газопровода

1,1 – коэффициент, учитывающий местные сопротивления

 

Направление А-И

ℓ_{р А-Б} = ℓ_{ф А-Б} *1,1= 80 *1,1 = 88 м

ℓ_{р Б-В} = ℓ_{ф Б-В}*1,1 = 70*1,1 = 77м

ℓ_{р В-Г} = ℓ_{ф В-Г} *1,1 = 85*1,1 = 93,5м

ℓ_{р Г-Д} = ℓ_{ф Г-Д} *1,1 = 85*1,1 = 93,5м

ℓ_{р Д-Е}= ℓ_{ф Д-Е}*1,1 = 60*1,1 = 66м

ℓ_{р Е-Ж} = ℓ_{ф Е-Ж} *1,1= 25*1,1 = 27,5м

ℓ_{р Ж-З} = ℓ_{ф Ж-З} *1,1 = 50*1,1 = 55м

ℓ_{р ф З-И} = ℓ_ф З-И *1,1 = 50*1,1= 55м

Ответвления 1-з

ℓ_{р 1-2} =ℓ_{ф 1-2} *1,1 = 70*1,1 = 77м

ℓ_{р 2-3} = ℓ_ф2-3*1,1 = 80*1,1 = 88м

ℓ_{р 3-з} = ℓ_{ф 3-з}*1,1 = 25*1,1 = 27,5м

∑ ℓ_р=748м(4)

Направление А-И

Q_{p А-Б} = 40*0,230*3,51 =32,292 (м³/час)

Q_{p Б-В} = 80*0,192*3,51 =54,1944 (м³/час)

Q_{p В-Г} = 120*0,183*3,51 =77,0796 (м³/час)

Q_{p Г-Д} = 160*0,178*3,51 =99,9648 (м³/час)

Q_{p Д-Е} = 200*0,173*3,51 =121,446 (м³/час)

Q_{p Е-Ж} = 240*0,169*3,51 =142,3656 (м³/час)

Q_{p Ж-З} =280*0,164*3,51 =161,1792 (м³/час)

Q_{p З-И} = 400*0,150*3,51 =210,6 (м³/час)

Ответвления 1-з

Q_{p 1-2} = 40*0,230*3,51 =32,292 (м³/час)

Q_{p 2-3} = 80*0,192*3,51 =54,1944 (м³/час)

Q_{p 3-з} = 120*0,183*3,51 =77,0796 (м³/час)

 

Направление А-И

 

Участок А-Б Участок Б-В

Q_p =32,292 Q_p =54,1944

∆Р_табл =0,334 ∆Р_табл = 0,3

ø = 89×3 ø= 114×4

∆Р_уч= 88*0,334=29,392 ∆Р_уч= 77*0,3 = 23,1

Участок В-Г Участок Г-Д

Q_p =77,0796 Q_p = 99,9648

∆Р_табл =0,25 ∆Р_табл =0,334

ø =133×4 ø= 140×4,5

∆Р_уч= 93,5*0,25 = 23,375 ∆Р_уч= 93,5*0,334 = 31,229

 

Участок Д-Е Участок Е-Ж

Q_p = 121,466 Q_p = 142,3656

∆Р_табл =0,2 ∆Р_табл =0,225

ø = 159×4 ø= 159×4

∆Р_уч= 66*0,2 = 13,2 ∆Р_уч= 27,5*0,225 = 6,1875

Участок Ж-З Участок З-И

Q_p =161,1792 Q_p = 210,6

∆Р_табл = 0,25 ∆Р_табл = 0,14

ø = 159×4 ø = 219×6

∆Р_уч= 55*0,25 =13,75 ∆Р_уч= 55*0,14 = 7,7

 

 

Ответвление 1-з

Участок 1-2 Участок 2-З

Q_p =32,292 Q_p = 54,1944

∆Р_табл= 0,334 ∆Р_табл =0,3

ø = 89×3 ø= 114×4

∆Р_уч= 77*0,334 =25,718 ∆Р_уч= 88*0,3= 26,4

 

Участок 3-з

Q_p = 77,0796

∆Р_табл = 0,25

ø= 133×4

∆Р_уч= 27,5*0,25 = 6,875

 

После подбора диаметра труб определяют сумму потерь давления от ГРП до самой удалённой точки распределительной газовой сети ∑∆Р_уч. Сумма потерь давления участков сети не должна превышать допустимого падения давления ∆Рдоп.

Затем определяют степень использования расчётного перепада давлений:

≤0,1= =0,17≤ 0,1

∑∆Р_{уч =206,9265}

Результаты расчёта сводим в таблицу

№ Уч-ка	l ф м	l р=1,1· l ф м	Qp м3/ч	∆Руд Па/м	∆Ртабл Па/м	∆Руч Па	Ø мм
А-Б			32,292	0,334	0,334	29,392	89×3
Б-В			54,1944	0,334	0,3	23,1	114×4
В-Г		93,5	77,0796	0,334	0,25	23,375	133×4
Г-Д		93,5	99,9648	0,334	0,334	31,229	140×4,5
Д-Е			121,446	0,334	0,2	13,2	159×4
Е-Ж		27,5	142,3656	0,334	0,25	6,1875	159×4
Ж-З			161,1792	0,334	0,25	13,75	159×4
З-И			210,6	0,334	0,14	7,7	219×6
1-2			32,292	0,334	0,334	25,718	89×3
2-3			54,1944	0,334	0,3	26,4	114×4
3-з		27,5	77,0796	0,334	0,25	6,675	133×4

 

 

Определяем расчетную длину

l _р= l _ф*1,1 = 80 м.*1,1= 110(м) = 0,088 км (8)

где l _ф – фактическая длина участка газопровода

1,1 – коэффициент, учитывающий местные сопротивления

Определяем диаметр газопровода и среднеквадратичные потери давления α по номограмме [24] по расходу Q_p

Q_p= 210,6

Ø = 159×4,5

α= 0,018

Определяем конечное давление газопровода

Р_к= = = = 3,0572046 кгс/см² (9)

Р_н=0,3 МПа = 3,0591кгс/см² - начальное давление (давление в месте подключения по заданию)

α – среднеквадратичные потери давления

l _р- расчётная длина, км

Подбор оборудования ГРП

Описание ГРП. Основное назначение ГРП и установок ГРУ – снижение давления газа и поддержание его постоянным независимо от изменения входного давления и расхода газа потребителями.

Газопровод от городской сети среднего или высокого давления подходит к ГРП под землёй. Пройдя фундамент, газопровод поднимается в помещение. Аналогично отводится газ из ГРП. На вводе и выводе газа в ГРП на газопроводе устанавливаются изолирующие фланцы. Газ среднего давления проходит в ГРП очистку от механических примесей в фильтре. После фильтра газ направляется к линии регулирования. Здесь давление газа снижается до необходимого и поддерживается постоянным с помощью регулятора. Предохранительно-запорный клапан закрывает линию регулирования в случаях повышения и понижения давления газа после регулятора более допустимых пределов. Верхний предел срабатывания клапана составляет 120 % от давления, поддерживаемого регулятором давления. Нижний предел настройки клапана для газопроводов низкого давления составляет 300 - 3000 Па; для газопроводов среднего давления - 0,003 - 0,03 МПа.

Предохранительно-сбросной клапан (ПСК) защищает газовую сеть после ГРП от кратковременного повышения давления в пределах 110 % от величины давления, поддерживаемого регулятором давления. При срабатывании ПСК избыток газа выбрасывается в атмосферу через газопровод безопасности.

В помещении ГРП необходимо поддерживать положительную температуру воздуха не менее 10 °С. Для этого ГРП оборудуется местной системой отопления или подключается к системе отопления одного из ближайших зданий. Для вентиляции ГРП на крыше устанавливается дефлектор, обеспечивающий трёхкратный воздухообмен в основном помещении ГРП. Входная дверь в основное помещение ГРП в нижней её части должна иметь щели для прохода воздуха.

Освещение ГРП чаще всего выполняется наружным путем установки источников направленного света на окнах ГРП. Можно выполнять освещение ГРП во взрывобезопасном исполнении. В любом случае включение освещения ГРП должно осуществляться снаружи.

Возле здания ГРП оборудуется грозозащита и заземляющий контур.

Выбор оборудования ГРП и ГРУ начинается с определения типа регулятора давления газа. После выбора регулятора давления определяются типы предохранительно запорных и предохранительно-сбросных клапанов. Далее подбирается фильтр для очистки газа, а затем запорная арматура и контрольно-измерительные приборы.

 

Подбор фильтра

Перед регулятором давления устанавливают фильтры, как правило, того же диаметра. Подбор газового фильтра сводится к определению расчетных потерь давления в них, которые складываются из потерь в корпусе и на кассете фильтра. Для обеспечения нормальной работы фильтра следует принимать потери давления не более 400-600 мм.вод.ст.. Для сварных волосяных фильтров потери давления для заданного расхода газа:

∆Р_{фильтра} = 200*()* = 200*()* = 200*0,8025*0,2386505 = = 38,4365, (мм.вод.ст.) (10)

Р _вых= Р_к- ∆Р_{фильтра} = 0,2999723-0,0003768 = 0,2995955 МПа

Q – од газа, протекающего через фильтр, м³/ч (расход на участке перед ГРП)

Q_T – расход газа при перепаде в фильтре, м³/ч (берется из таблицы 44)

Ƿ - плотность газа = 0,73 кг/м³

Р_к – давление на входе в фильтр, ат

Р _вых. – давление на выходе из фильтра, МПа

Принимаем фильтр Ø 80 мм

Условный проход, мм	Габаритные размеры, мм	Масса, кг	Пропускная способность, м3/ч
А	Б	В

Подбор регулятора давления

Выбор регулятора давления следует производить по максимальному расчетному расходу газа потребителями и требуемому перепаду давления. Пропускная способность определяется по формуле:

Q = 1595* f *φ*P₁* = 1595*9,6*0,48*0,30006581* =

= 3422,2132 (м³/ч) (11)

Р₁ = Р _{вых. из фильтра} +1 _атм.= 0,296503+0,1 = 0,1001325 МПа

 

f – площадь седла клапана, см²

φ- коэффициент, зависящий от отношения Р₂/Р₁ (по рис. 3.8)

ƿ- плотность газа. кг/м³

Р₁ – абсолютное давление газа на входе, МПа

Участок 1-2 Участок 2-3

Qp=2,5272 м³/ч Qp= 2,5272 м³/ч

∆Рт=2,25 Па/м ∆Рт= 2,25 Па/м

Ø= 26,8×2,8 Ø= 26,8×2,8

∆Р_уч= 2,25*5,5 = 12,375 Па ∆Р_уч= 2,25*3,6 =8,1 Па

 

Участок 3-4 Участок 4-5

Qp= 3,2292 м³/ч Qp= 3,6855 м³/ч

∆Рт= 4 Па/м ∆Рт= 1,5 Па/м

Ø= 26,8×2,8 Ø= 33,5×3,2

∆Р_уч= 4*3,6 = 14,4 Па ∆Р_уч= 1,5*1,08 = 1,62 Па

 

Участок 5-6 Участок 6-7

Qp= 4,3524 м³/ч Qp= 7,722 м³/ч

∆Рт= 2 Па/м ∆Рт= 2,35 Па/м

Ø= 33,5×3,2 Ø= 38×3

∆Р_уч= 2*11,75 = 22,5 Па ∆Р_уч= 2,5*6,625 = 16,5625 Па

 

Участок 7-8 Участок 8-9

Qp= 10,0035 м³/ч Qp= 12,7062 м³/ч

∆Рт= 3 Па/м ∆Рт= 4,24Па/м

Ø=42,3×3,2 Ø= 42,3×3,2

∆Р_уч= 3*0,375 = 1,125 Па ∆Р_уч= 4,24*29,125 = 123,49 Па

 

Участок 9-10

Qp=24,1488 м³/ч

∆Рт= 2,5 Па/м

Ø= 57×3

∆Р_уч= 2,5*20,875 =52,1875 Па

∑∆Р_уч= 252,36

Фактические потери напора.

∑∆Р_фак=∑∆Р_уч-Р г = 252.36 -65.856 =186,504

Сумма потерь давления участков сети ∑∆Р_фак не должна превышать допустимого падения давления. ∆Р_доп

∆Р_доп > ∑∆Р_фак

350>186,504

При нарушении неравенства необходимо увеличить диаметры трубопроводов.

Список используемой литературы.

1. СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы», Санкт-Петербург 2004 год

2. СП 42-103-2003 «Проектирование и строительство газопровода из полиэтиленовых труб», Санкт-Петербург 2005 год

4.Жила В.А., Ушаков М.А. «Газовые сети и установки», Москва, 2005 год

5. Гордюхин А.И. «Газовые сети и установки», Москва, 1978 год

6. Ионин А.А. «Газоснабжение», Москва, «Стройиздат», 1981 год.

7. Баясанов Д.Б. «Распределительные системы газоснабжения» Москва, «Стройиздат», 1977 год.

8. Кулаков Н.Г. «Справочник по газоснабжению», Киев, 1979 год

9. Пальгунов П.П. «Санитарно-технические устройства и газоснабжение зданий»,москва, 1982 год

10. СНиП 2.04.08-87 «Газоснабжение»

11. Чугунов М. «Справочник работника газовой промышленности», Минск

12. ГОСТ «Газоснабжение. Внутренние устройства»

13. Интернет источники: knowledge.allbest.ru

 

Введение

Первый газовый завод был построен в Петербурге в 1835 году. Весь газ в то время вырабатывался из каменного угля и предназначался только для освещения. Трубы применялись только чугунные с раструбными соединениями на свинце.

Первый магистральный газопровод Саратов – Москва, диаметром 300 мм и протяженностью 850 км, вступил в эксплуатацию в 1946 году. Вслед за газопроводом Саратов – Москва были построены газопровод Кохтла – Ярве – Ленинград для подачи искусственного сланцевого газа из Эстонии и газопровод от месторождений природного газа в Западной Украине Дашава – Киев – Брянск – Москва.

Затем началось интенсивное освоение газовых месторождений в Ставропольском и Краснодарском краях и строительство магистральных газопроводов в центральных районах страны. Газовая промышленность вступила в период бурного развития. Началась широкая газификация городов и сельских населенных пунктов.

За годы Советской власти построено свыше 200 тыс. км магистральных и распределительных газопроводов. Важным звеном в общей системе газоснабжения страны являются подземные газопроводы, по которым газ поступает непосредственно к жилым домам, коммунально-бытовым и промышленным предприятиям.

Эксплуатацией магистральных газопроводов занимаются организации министерства газовой промышленности.

В настоящее время газовым топливом в быту пользуются более 80% населения страны, причем большая часть квартир газифицированы сжиженным газом.

Природный газ используется преимущественно промышленностью и в теплоэнергетике, на долю которой приходится около 50% потребляемого газа, том числе на электростанциях Минэнерго – 26%, в отопительных котельных – 15% и в промышленных котельных – 14%. Нет ни одной отрасли народного хозяйства, где газ не используется.

Наиболее крупные месторождения газа: Медвежье, Ямбургское, Заполярное – Западная Сибирь; на севере Тюменской области; в Европейской части – Оренбургская область, Саратовская, Астраханская, Республика Коми; Северный Кавказ.

Добыча газа включает в себя три этапа:

Первый - движение газа по пласту к скважинам, благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях (низ) скважин. Он называется разработкой газовых месторождений.

Второй этап - движение газа от забоев скважин до их устьев на поверхности.

Третий этап - сбор продукции скважин и подготовка газа к транспортированию потребителям. На этом этапе нефть, а также сопровождающие ее попутный нефтяной газ и вода собираются, затем газ и вода отделяются от нефти, после чего вода закачивается обратно в пласт для поддержания пластового давления, а газ направляется потребителям. В ходе подготовки природного газа от него отделяются поры воды, коррозионно-активные (сероводород) и балластные (углекислый газ) компоненты, а также механические примеси.

 

ОБЩИЙ РАЗДЕЛ

Охрана окружающей среды

Магистральные трубопроводы имеют огромную протяженность, они пересекают практически все природно-климатические регионы. На всей территории России рассредоточены искусственно созданные трубопроводные сооружения, которые находятся в сложном взаимодействии с окружающей средой. Как правило, взаимовлияние трубопроводных комплексов и природной среды носит негативный характер. Отсюда и основная задача: с одной стороны, свести к минимуму техногенные воздействия в период строительства и эксплуатации трубопроводов, с другой, ослабить отрицательное влияние природных компонентов на надежность и безопасность трубопроводных объектов.

Негативное воздействие трубопроводов на природную среду:

· адаптационной (локальным, статистическим смещением равновесия);

· восстановительной (характеризующейся полным возвратом экосистемы «объект - природа» в исходное состояние);

· частично восстановительной (характеризующейся необратимым сдвигом экосистемы от исходного (равновесного) состояния).

Риски на разных этапах работ:

1) Этап обустройства месторождений:

· Аварии при сооружении скважин;

· Техногенное воздействие строительной техники;

· Техногенное воздействие самих объектов;

2) Этап эксплуатации месторождений:

· Аварии на промышленных объектах, включая скважины;

· Разлив конденсата (для газоконденсатных месторождений);

· Утечка газа;

· Выбросы вредных веществ при сгорании природного газа на факелах;

· Продувки скважин.

Характеристика газифицируемого объекта

По заданию проекта требуется газифицировать микрорайон, состоящий из 10 домов. В каждом доме 40 квартир. В квартирах установлено следующее оборудование ПГ-4, ВПГ-18-1-3-П. Газификация микрорайона осуществляется через ГРП. Длина ответвления от уличной сети (газопровода среднего давления) до ГРП 100м. Давление в месте подключения 0,3 МПа. Давление при выходе из ГРП 300 мм.вод.ст. (кгс\см²). Давление перед приборами 200 мм.вод.ст. (кгс\см²).

Схема прокладки газопровода подземная тупиковая. Тупиковая схема представляет собой разветвляющийся в разные стороны участок газопровода, концы которого между собой не соединяются. Достоинство тупиковой схемы в её экономичности. Недостаток в малой надёжности при эксплуатации.

Схема газоснабжения низкого давления выбирается из условий минимальных металловложений и максимальной надёжности.