Газоснабжение жилого микрорайона г. Чебоксары

Работа из раздела: «Физика и энергетика»

ДИПЛОМ

НА ТЕМУ:

Аннотация

Дипломный проект выполнен в соответствии с заданием на дипломное проектирование. Разработан проект газоснабжения города Чебоксары Чувашской Республики.

Проект состоит из 6 частей: технологическая часть, технология и организация строительных и монтажно-заготовительных процессов, экономика систем ТГВ, автоматизация и управление системами ТГВ.

В технологической части выполнен расчёт потребление газа на бытовое, коммунально-бытовые нужды, на отопление и вентиляцию, на горячее водоснабжение. А также рассмотрена проблема неравномерности потребление газа и её регулирование. Запроектированы системы газоснабжения.

Выполнен гидравлический расчёт газопроводов низкого и среднего давления, рассчитан внутридомовой газопровод. Определено количество газорегуляторных пунктов, подобрано оборудование. В разделе автоматизация и управление системами ТГВ разработана схема автоматического регулирования ГРП.

По технологии и организации строительных и монтажно-заготовительных процессов выполнен календарный план производства работ, разработана схема организации строительно-монтажных работ.

В экономической части проекта составлена локальная смета на строительно-монтажные работы.

В разделе безопасность и экологичность проекта рассмотрены проблемы охраны труда, применяемые меры безопасности при производстве работ, выполнены расчет опасной зоны при выполнении такелажных работ и расчёт, а так же построение зоны защиты одиночного молниеотвода для газорегуляторного пункта.

В разделе охраны воздушного бассейна рассмотрены проблемы охраны природы, проведение мероприятий, направленных на рациональное использование природных ресурсов, причины загрязнения окружающей среды, произведён расчёт вредных выбросов при сварке.

Содержание

Введение

1. Технологическая часть

1.1 Общая часть.

1.2 Характеристики населённого пункта.

1.3 Удельный вес и теплотворность газа.

1.4 Потребление газа.

1.4.1 Бытовое и коммунально-бытовое газопотребление.

1.4.2 Определение расхода газа по укрупнённым показателям

1.5 Регулирование неравномерности потребления газа.

1.5.1 Сезонная неравномерность.

1.5.2 Суточная и часовая неравномерность

1.6 Гидравлический расчёт газовых сетей.

1.6.1 Основные характеристики газовых сетей.

1.6.2 Расчёт кольцевых сетей.

1.6.3 Выбор и обоснование системы газоснабжения

1.6.4 Газорегуляторные пункты.

1.6.5 Подбор регуляторов давления.

1.6.6 Расчёт газопровода высокого давления

1.6.7 Расчёт газопровода среднего давления

1.6.8 Гидравлический расчёт газопровода низкого давления

1.6.9 Надежность распределительной системы газоснабжения.

1.7 Газоснабжение зданий

1.7.1 Общая часть

1.7.2 Подземные газопроводы из полиэтиленовых труб.

1.7.3 Расчет внутридомового газопровода.

1.8 Подбор котла

1.9 Аэродинамический расчёт коллективного дымохода

2. Технология и организация строительных и монтажно-заготовительных процессов

2.1 Исходные данные.

2.2 Технология производства работ.

2.3 Определение объемов строительных и монтажных работ.

2.4 Выбор комплекта машин для производства земляных работ.

2.5 Трудоёмкость строительных и монтажных работ.

2.6 Техника безопасности.

3. Экономика систем ТГВ

3.1 Общие положения

3.2 Составление локальной сметы

4. Автоматизация и управление процессами ТГВ

4.1 Автоматизация.

4.2 Технические решения по автоматизации.

Список использованной литературы.

Введение

Развитие газовой промышленности и газоснабжения городов, посёлков промышленных предприятий на базе природных газов в России началось в середине 40-ых годов. Пуск газопровода Саратов - Москва явился началом широкой газификации страны. За прошедший период газовая промышленность превратилась в важную отрасль народного хозяйства, а газотранспортные системы - в крупные топливоснабжающие системы страны.

Базой для широкого развития газовой промышленности являются значительные запасы природного газа, которые в результате успешно проводимых геологических работ непрерывно возрастают.

Совершенствование, интенсификация и автоматизация технологических процессов приводят к необходимости повысить качество расходуемых теплоносителей. В наибольшей мере по сравнению с другими видами топлива этим требованиям удовлетворяет природный газ.

Рациональное использование газового топлива с наибольшей реализацией его технологических достоинств позволяет получить значительный эффект экономический, который связан с повышением КПД агрегатов и сокращением расхода топлива, более лёгким регулированием температурных полей и состава газовой среды в рабочем пространстве печей и установок, в результате чего удаётся значительно повысить интенсивность производства и качество получаемой продукции. Применение газа для промышленных установок, в результате чего удаётся значительно, улучшать условия труда и способствовать росту его производительности. Исследования показали, что использование природного газа в промышленности позволяет осуществлять принципиально новые, прогрессивные и экономически эффективные технологические процессы.

Из анализа достоинств природного газа следует, что применение его в качестве топлива позволяет значительно улучшить условия быта населения, повысить санитарно - гигиенический уровень производства и оздоровить воздушный бассейн в городах и промышленных центрах.

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

На территории промышленных предприятий и тепловых электростанций газопроводы прокладываются над землей на отдельно стоящих опорах, по эстакадам, а также по стенам и крышам производственных зданий.

Прокладку газопроводов выполняют в соответствии с требованиями СНиП [1]. Природный газ используется населением для сжигания в бытовых газовых приборах: плитах, водяных газовых нагревателях, в отопительных котлах

На предприятиях коммунально-бытового обслуживания населения газ используется для получения горячей воды и пара, выпечки хлеба, приготовления пищи в столовых и ресторанах, отопления помещений.

В лечебных учреждениях природный газ используется для санитарной обработки, приготовления горячей воды, для приготовления пищи.

На промышленных предприятиях газ сжигают в первую очередь в котлах и промышленных печах. Его также используют в технологических процессах для тепловой обработки изделий, выпускаемых предприятием.

В сельском хозяйстве природный газ используется для приготовления корма животным, для обогрева сельскохозяйственных зданий, в производственных мастерских.

При проектировании газовых сетей городов и поселков приходится решать следующие вопросы:

– определить всех потребителей газа на газифицируемой территории;

– определить расход газа для каждого потребителя;

– определить места прокладки распределительных газопроводов;

– определить диаметры всех газопроводов;

– подобрать оборудование для всех ГРП и ГРУ и определить места их расположения;

– подобрать всю запорную арматуру (задвижки, краны, вентили);

– определить места установки контрольных трубок и электродов для контроля за состоянием газопроводов время их эксплуатации;

– разработать способы прокладки газопроводов при их пересечении с другими коммуникациями (дорогами, теплотрассами, реками, оврагами и т.п.);

– определить сметную стоимость строительства газопроводов и всех сооружений на них;

– разобрать мероприятия для безопасной эксплуатации газопроводов.

1. Технологическая часть

1.1 Общая часть

Основания для разработки рабочего проекта

Проект разработан на основании документов, перечисленных в приложении к проекту, и в соответствии с требованиями:

СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы»;

СП 42-101-2003 «Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб»;

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»;

СНиП 2.07.01-89 «Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений»;

СНиП 23-01-99* «Строительная климатология»;

ПБ 12-529-03 «Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления»;

В проекте использованы материалы инженерно-строительных изысканий, выполненные ГУП ЧР «ЧувашГИИЗ» г. Чебоксары в ноябре 2006 г-марте 2007г. Технический отчет «Инженерно-геологические и топогеодезические изыскания на газопровод и водопровод к жилому району «Новый город» Заказ 7919'.

1.2 Характеристики населённого пункта.

Данным проектом предусматривается строительство распределительных газопроводов высокого давления 0,6 МПа к жилому району «Новый город» г. Чебоксары, головного газорегуляторного пункта (ГГРП), газопровода среднего давления 0,3МПа для закольцовки с существующими сетями газоснабжения мкр. Восточный г. Чебоксары, а также внутриквартальные газопроводы среднего давления жилого района «Новый город». Газопроводы предназначены для снабжения природным газом потребителей жилого района «Новый город», на нужды приготовления пищи населением, отопление, вентиляция и горячее водоснабжение общественных и жилых зданий района.

Стальной газопровод высокого давления II категории проходит от точки врезки в существующий газопровод завода «Промтракторов», параллельно за пределами охранной зоны линий ВЛ , на восток по не застроенной территории, где имеется несколько оврагов с заболоченными участками, в районе городской свалки трасса газопровода поворачивает на север и проходит по землям СХПК «Кадыковский» и Синьяльского сельского поселения, пересекает автодорогу «Вятка», заканчивается входом в ГГРП на территории жилого района «Новый город». Полиэтиленовый газопровод среднего давления 0,3 МПа проходит вдоль автодороги «Вятка» параллельно кабелям связи от ГГРП до мкр. «Восточный» г. Чебоксары и врезается в существующий газопровод среднего давления Ду150мм в районе рынка «Эверест». Эта трасса насыщена существующими инженерными коммуникациями и зданиями сооружениями.

Внутри районные кольцевые газопроводы среднего давления проходят по территории жилого района «Новый город» вдоль «красных линий» улиц 1ой очереди строительства.

Перепад отметок местности изменяется в пределах от 111м до 155 м.

Инженерно-геологический разрез трассы газопровода с поверхности представлен почвенно-растительным слоем, мощностью 0,1-1,0 м, насыпными грунтами с включениями строительного и бытового мусора который подстилаются суглинками покровными и лессовыми разной глубины залегания. Нормативная глубина промерзания грунтов для суглинков - 1,6м.

По степени морозоопасности грунты относятся в основном к среднепучинистым, а по дну оврагов сильнопучинистым.

Грунтовые воды на период изысканий (ноябрь2006 г.) по трассе газопровода на глубине 3м в основном отсутствуют, исключение составляют днища оврагов уровень воды на отм. 0,-0,7м. В северной части трассы 1,3м.

Более детально инженерно-геологический разрез представлен на инженерно-геологических разрезах скважин.

Степень агрессивного воздействия воды-среды на бетон нормальной водонепроницаемости--неагрессивная, к углеродистой стали - некорродирующая.

Климатические условия строительства согласно СНиП 23-01-99* (принято по г.Чебоксары):

- Абсолютная минимальная температура воздуха минус 44°С;

- Абсолютная максимальная температура воздуха плюс 39°С;

- Температура воздуха наиболее холодной пятидневки - 32°С

- Средняя температура отопительного периода - 5,6°С

- Продолжительность отопительного периода 217 суток

Газоснабжение. Технологические решения

В качестве топлива предусматривается одорированный природный газ по ГОСТ 5542-87, с расчетной теплотворной способностью - 8000 ккал/куб.м. и удельным весом - 0,67кг/ м3 при температуре 0°С и давлении 0,10132 МПа.

Параметры в точке подключения: существующий подземный стальной газопровод Ду500 Рр<0,45-0,58МПа от ГРС-.4 до ГРП «ОАО «Промтрактор».

Проектом рассматривается строительство газопровода высокого давления II категории от точки подключения до ГГРП «Новый город» из стальных труб ГОСТ10704-91*/В10 ГОСТ 10705-80 в заводской изоляции из экструдированного полиэтилена по ГОСТ1390-002-01297858-96 и газопровода среднего давления 0,3МПа из труб ПЭ80 ГАЗ SDR11- по ГОСТ Р 50838-95* на закольцовку с микрорайоном «Восточный» и внутрирайонный газопровод жилого района «Новый город».

Проектом предусматривается:

подключение к существующему стальному газопроводу Ду500 Рр<0.6МПа, с установкой отключающего устройства Ду300 в ж/б колодце;

строительство газопроводов высокого давления из стальных труб и среднего давления из труб ПЭ80 ГАЗ SDR11 по ГОСТ Р 50838-95*;

- переход под автодорогой ' Вятка'; проезжей части улиц;

- переход через естественные препятствия в виде оврагов с заболоченным дном;

- пересечение с коммуникациями (водопровод, канализация, кабели связи, линии электропередач);

- установка отключающих устройств Ду250и Ду300 на входе и выходе из ГГРП в ж/б колодцах, надземной задвижки Ду 300 по трассе газопровода в полевых условиях, полиэтиленовых кранов в грунте пред подключением к газовым сетям мкр. «Восточный», и внутрирайонных газопроводах среднего давления;

- строительство головного газорегуляторного пункта с 3мя линиями редуцирования в кирпичном здании 9х12м;

- катодная защита стальных газопроводов от электрохимической коррозии.

В качестве отключающих устройств, применяются задвижки фланцевые 30с41нж с ответными фланцами (завод - изготовитель 'Пензтяжпромарматура', г. Пенза). Герметичность затвора не ниже класса В по ГОСТ 9544-93, полиэтиленовые краны фирмы « Friatec AG» из полиэтилена ПЭ100.

Для уплотнения фланцевых соединений следует применять прокладки, стойкие к воздействию транспортируемого газа. Материалы для изготовления прокладок рекомендуется предусматривать согласно СП 42-101-2003 п.7.

Строительство газопровода рекомендуется произвести открытым способом при помощи экскаватора типа обратная лопата и бестраншейным способом на установке типа «Навигатор» фирмы «Вермеер».

Весь комплекс работ по строительству газопроводов природного газа выполнить с соблюдением требований СНиП 42-01-2002, СП 42-101-2003, СП 42-102-2004, СП 42-103-2003, ПБ 12-529-03.

Земляные работы при строительстве газопроводов должны выполняться в соответствии со СНиП 3.02.01-87 «Земляные сооружения, основания и фундаменты». При производстве земляных работ необходимо руководствоваться СНиП12-03-2001«Безопасность труда в строительстве» часть I 'Общие требования' и СНиП12-04-2004.«Безопасность труда в строительстве» часть II 'Строительное производство'.

Минимальные расстояния от зданий, сооружений и инженерных коммуникаций приняты в соответствии с требованиями СП 42-101-2003 приложение В.

Вводы и выпуски всех подземных коммуникаций, проходящих через подземную часть наружных стен зданий и сооружений, расположенных вдоль трассы газопровода на расстоянии 50м в обе стороны тщательно уплотнить согласно серии 5.905-26.04 «Уплотнение вводов инженерных коммуникаций зданий и сооружений в газифицированных городских и населенных пунктах. Выпуск 1 «Уплотнение вводов».

Основные данные по проекту

Таблица 1

№п/п	Наименование показателя	Ед. изм.	По рабоче-му проекту
1	Газопровод высокого давления II категории из стальных труб O426 х 8,0 O325 х 7,0 Газопровод среднего давления а) из полиэтиленовых труб: ПЭ80 ГАЗ SDR11 - 225х20,5 по плану с2% запасом ПЭ80 ГАЗ SDR11 - 160х14,6 б) из стальных труб: O426 х 8,0 O325 х 7,0 O219 х 5,0 O159 х 4,5	м м м м м м м м м	4270,0 23,0 1891,0 1930,0 1,0 50,0 9,0 1,0 1,0
2	Внутри районный газопровод среднего давления : из стальных труб 273х6,0 из полиэтиленовых труб: ПЭ80 ГАЗ SDR11- 315х28,6 (с2% запасом) ПЭ80 ГАЗ SDR11-225 х20,5 (с2% запасом) ПЭ80 ГАЗ SDR11Ф160х14,6 (с2% запасом)	м м м м	21,0 1393 3960 454
3	Отключающие устройства
	в ж/б колодце задвижка Ду300	шт	3
	в ж/б колодце задвижка Ду250		1
	надземная задвижка Ду300	шт	1
	полиэтиленовый кран в грунте Ду 200	шт	8
	полиэтиленовый кран в грунте Ду 160	шт	1
4	ГГРП в кирпичном здании 9х12м	шт	1

1.3 Удельный вес и теплотворность газа

Используемый природный газ состоит из смеси ряда горючих компонентов. Теплотворность и удельный вес смеси горючих газов могут быть определены по уравнениям:

где a1,a2...an - содержание компонента в газе;

Q1,Q2...Qn - теплота сгорания каждого компонента;

р1,р2...рп - плотность каждого компонента

Таблица 2

	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	СО2	N2
%	98,0	0,14	0,04	0,02	0,5	1,3
Qрн, кДж/нм3	35840	63730	93370	123770	-	-
р, кг/нм3	0,717	1,356	2,02	2,70	1,97	1,251

1.4 Потребление газа

Годовое потребление газа городом является основной для составления проекта газоснабжения. Расчет годового потребления производят по нормам. Все виды потребления газа можно сгруппировать следующим образом:

1) бытовое потребление (потребление газа в квартирах);

2) бытовое потребление в коммунальных и общественных предприятиях;

3) потребление на отопление и вентиляцию зданий;

Расчет расхода газа на бытовые, коммунальные, общественные нужды представляет собой сложную задачу, так как количество газа, расходуемого этими потребителями, зависит от ряда факторов: газооборудования городских учреждений и предприятий, степени обслуживания населения этими учреждениями и предприятиями, охвата потребителей централизованным горячим водоснабжением и от климатических условий. Большинство приведенных факторов не поддается точному учету, поэтому потери газа рассчитывают по средним нормам, разработанным в результате многолетнего опыта. Особенно трудно определить расход газа в квартирах. В нормах расхода газа учтено, что население частично питается в буфетах, столовых и ресторанах, а так же пользуется услугами коммунально-бытовых предприятий.

В квартирах газ расходуют на отопление, приготовление пищи и горячее водоснабжение. Все виды потребления газа условно поделены на три категории:

1) бытовое потребление (приготовление пищи и горячей воды в домашних условиях);

2) промышленное потребление (расход газа на технологические нужды предприятий);

3) потребление газа для отопления и вентиляции жилых и общественных зданий.

1.4.1 Бытовое и коммунально-бытовое газопотребление

Расход газа на бытовые и коммунально-бытовые нужды и нужды отопления и вентиляции зависит от численности населения и годовых норм газопотребления.

Число жителей N определяется по плотности населения р, то есть по числу жителей приходящихся на 1 га и по площади F населенного пункта или микрорайона.

Плотность населения зависит от этажности, застройки и норм жилой площади на человека.

Число жителей N:

Норма жилой площади на одного человека 25м2 (кроме особняков и 2-х этажных жилых домов на одну семью).

Число жителей газифицированного микрорайона = 14498чел.

Годовой расход определяется по формуле, нм3/год

где q - норма расхода газа на расчётную единицу, кДж/год;

Ni - количество расчётных единиц потребления;

Qнр - низшая теплота сгорания, кДж/ нм

Количество расчётных единиц потребления Ni для существующих населённых мест принимается по данным горисполкома с учётом возможного их увеличения, для проектируемых - по данным проектов планировки и застройки. При отсутствии таких данных количество расчётных единиц потребления может быть определено по нижеприведённым методикам.

Определение расчётных единиц потребления

Потребление в квартирах.

х1 - доля квартир, имеющих централизованное горячее водоснабжение;

х2 - доля квартир с горячим водоснабжением от газовых водонагревателей.

Считая, что всё население города живёт в квартирах, т.е. не учитывая проживающих в общежитиях, можно написать х1+ х2 =1.

Охват газоснабжением квартир близок к единице. Однако при наличии старого жилого фонда, который нельзя газифицировать или, наоборот, при наличии современных зданий, оборудованных электроплитами, степень охвата газоснабжением квартир будет меньше единицы. С учётом степени охвата газоснабжением квартир у1, количество жителей N1 на 1000 чел. городского населения, пользующихся газом, для различных групп квартир определяется выражением:

Зная число людей, пользующихся газом, по нормам определяем годовой расход газа.

Прачечные

Норма расхода газа на стирку белья отнесена к 1 т сухого белья, поэтому для перехода от указанной единицы к числу жителей необходимо знать годовую норму накопления сухого белья на 1000 жителей. Обычно эту норму принимают 100 т на 1000 жителей в год. Для расчёта расхода газа на стирку белья необходимо определить количество белья, стираемого в квартирах в течение года. Если долю белья, стираемого в квартирах, от числа обозначить zk, тогда количество МК (т/1000 жителей в год) определяется выражением:

где ук - средний охват газоснабжением квартир.

Нормы расхода газа этими предприятиями отнесены к условной единицы: для стирки белья 1 т сухого белья. Для мытья в банях на 1 помывку. Если число жителей из 1000 человек, пользующихся прачечными, обозначить zn (zn =l - zK), тогда количество белья (т/1000 жителей в год), стираемого в прачечных, Мn определяется так:

где yп - охват газоснабжением прачечных.

При определении количества помывок в банях можно исходить из расчёта 52 помывки в год одним человеком в банях или ванных квартир.

Потребление газа в учреждениях здравоохранения.

При расходе газа в больницах следует учитывать, что их общая вместительность определяется из расчёта Ai коек на 1000 жителей, поэтому общее число коек в больницах будет равно:

где N - общая численность жителей города.

При оценке охвата больниц газоснабжением необходимо учитывать возможность работы столовых больниц на электрооборудовании, наличие централизованного теплоснабжения, возможность использования твёрдого или жидкого топлива для котельной.

Потребление газа на предприятиях общественного питания.

При расчёте годового расхода газа на предприятиях общественного питания учитывают их следующую среднюю загрузку. Охват обслуживанием населения считается при этом, что каждый человек, регулярно пользующихся столовыми и ресторанами, потребляет в день примерно 1 обед и 1 ужин (завтрак). Охват столовых и ресторанов газоснабжением уп.оп даётся в задании на проектирование (табл. 2 прил.). Следовательно, количество обедов плюс ужинов или завтраков Кп.оп, которые приготавливают на газовом топливе, в течение года составляет:

Таблица 3 Параметры для расчета максимальных часовых нагрузок
№ п/п	Наименование объекта	Объем здания, м3	Расчетная температура в помещении, оС	Отапливаемый объем помещения, м3	Удельная отопительная характеристика, ккал/(м3·ч·оС)	Вентилируемый объем помещения, м3	Удельная вентиляционная характеристика, ккал/(м3·ч·оС)
1	Церковь	10800	16	10800	0,35	10800	0,20
2	Детскийсад на 250мест-3ед.	28170	20	28170	0,34	28170	0,10
2	Школа на 1150 учащихся -3ед.	118944	16	118944	0,33	118944	0,07
4	Предприятия обслуживания населения	74854	18	74854	0,49	74854	0,09
5	Многоквартирный 4эт. ж/д-105 ед.	867607	20	867607	0,45	0	0,00
6	2х эт. блокированный ж/д-47ед.	182313	20	182313	0,47	0	0,00
7	2х эт. ж/д на 1семью -148ед.	223776	20	223776	0,69	0	0,00

Определение расхода газа по укрупнённым показателям

Максимальный часовой расход запрашиваемого натурального топлива определяется по следующей формуле:

где Qсумчас - максимальная часовая нагрузка отопления, вентиляции,

ГВС и технологии (с учетом тепловых потерь), Гкал/ч;

Qнр - низшая теплота сгорания топлива;

Qнр=7950 ккал/м3 - для природного газа;

h - коэффициент полезного действия тепловой установки.

Внатчас= 67,5971 ·106= 9142,77 м3

7950·0,93

2. Годовой расход натурального топлива (каменного угля):

где Qсумгод - суммарный расход тепловой энергии на отопление, вентиляцию, ГВС и технологию, (с учетом тепловых потерь), Гкал/год;

Qнр - низшая теплота сгорания топлива;

Qнр= 6460 ккал/кг - для каменного угля

h - коэффициент полезного действия тепловой установки.

Внатгод=121090,53·103=20155,553т

6460·0,93

3. Годовой расход условного топлива:

Qнр - низшая теплота сгорания топлива;

Qнр= 7000 ккал/кг - для условного топлива;

h - коэффициент полезного действия тепловой установки.

Вуслгод= 121090,53·103= 18600,696 т.у.т.

7000·0,93

Годовой расход тепла на ГВС:

где в - коэффициент учитывающий изменение расхода воды в летний период 0,8;

tвл - температура холодной воды зимой +15 °С;

tвз - температура холодной воды летом +5 °С;

Годовой расход газа на ГВС:

Для расчёта по микрорайонам принимаем:

а) 1,25 м3/час - ПГ-4

б) 3 м3/ час котел «Мора»

Для расчета расхода газа принимаем жилые дома одноэтажностью с 1 по 9 этажей с поквартирным отоплением и приготовлением пищи и горячей воды.

Часовой расход газа сведен в таблицу № 2

Часовые расходы

Таблица 0.1

№ поз.	Расход газа	Общий расход газа, м?/ч
	I квартал
60	1?1,25?1+1?3?0,85+9,8?0,85	8,33
35	48?1,25?0,223+48?3?0,85+2?3?0,85	140,88
36	24?1,25?0,233+24?3?0,85+2?9,8?0,85	84,85
37	6?1,25?0,28+6?3?0,85	17,4
38	6?1,25?0,28+6?3?0,85	17,4
39	8?1,25?0,265+8?3?0,85+2?9,8?0,85	39,71
24	140?1,25?0,212+140?3?0,85+2?3?0,85	399,2
25	108?1,25?0,212+108?3?0,85+2?3?0,85	309,12
26	1?9,8?0,85	8,33
27	120?1,25?0,212+120?3?0,85	337,8
28	30?1,25?0,217+30?3?0,85+3?9,8?0,85	110,15
		1473,17
	II квартал
40	8?1,25?0,265+8?3?0,85+2?9,8?0,85	39,71
41	6?1,25?0,247+6?3?0,85+8,5?0,85	24,62
42	6?1,25?0,247+6?3?0,85	17,4
43	8?1,25?0,265+8?3?0,85+(9,8+8,5)?0,85	38,605
30	38?1,25?0,227+38?3?0,85+7,1?0,85	113,63
31	98?1,25?0,212+98?3?0,85	275,87
29	30?1,25?0,217+30?3?0,85+(9,8+8,5)?0,85	74,425
32	9,8?0,85	8,33
34	110?1,25?0,212+110?3?0,85+5,8?0,85	314,58
62	1,25?1?1+1?3?0,85	3,8
63	1?1,25?1+1?3?0,85	3,8
		912,76
	III квартал
48	4?1,25?0,35+4?3?0,85	11,95
49	4?1,25?0,35+4?3?0,85	11,95
50	5?1,25?0,29+5?3?0,85	14,56
51	3?1,25?0,45+3?3?0,85	9,34
52	4?1,25?0,35+4?3?0,85	11,95
53	3?1,25?0,45+3?3?0,85	9,34
54	4?1,25?0,35+4?3?0,85	11,95
55	3?1,25?0,45+3?3?0,85	9,34
56	5?1,25?0,29+5?3?0,85	14,56
57	4?1,25?0,35+4?3?0,85	11,95
58	4?1,25?0,35+4?3?0,85	11,95
59	1,28+3?0,85	3,8
60	1,28+3?0,85	3,8
61	1,28+3?0,85	3,8
62	1,28+3?0,85	3,8
63	1,28+3?0,85	3,8
47	5?1,25?0,29+5?3?0,85	14,56
46	4?1,25?0,35+4?3?0,85	11,95
45	4?1,25?0,35+4?3?0,85	11,95
		186,3
	IV квартал
12	140?1,25?0,212+140?3?0,85+2?3?0,85	399,2
14	140?1,25?0,212+140?3?0,85+2?3?0,85	399,2
15	123?1,25?0,212+123?3?0,85	346,24
16	30?1,25?0,231+30?3?0,85+8,5?0,85	92,385
17	158?1,25?0,212+158?3?0,85	444,77
18	30?1,25?0,216+30?3?0,85+9,8?2?0,85	101,82
5	124?1,25?0,212+124?3?0,85+11,2?0,85	358,58
6	124?1,25?0,212+124?3?0,85+11,2?0,85	358,58
7	124?1,25?0,212+124?3?0,85+11,2?0,85	358,58
2	160?1,25?0,212+160?3?0,85+(3?5+5,8)?0,85	468,08
		3327,43
	V квартал
19	30?1,25?0,216+30?3?0,85+(2?9,8+7,1)?0,85	107,855
3	160?1,25?0,212+160?3?0,85+(15+8,5+5,8)?0,85	475,305
20	158?1,25?0,212+158?3?0,85	444,77
21	30?1,25?0,216+30?3?0,85+8,5?0,85	92,385
22	123?1,25?0,212+123?3?0,85	346,24
8	124?1,25?0,212+124?3?0,85+11,2?0,85	358,58
9	98?1,25?0,212+98?3?0,85+11,2?0,85	285,39
11	50?1,25?0,223+50?3?0,85	141,44
23	102?1,25?0,212+102?3?0,85+3?0,85	289,68
		2541,645

Q = 8441 м3/ч

1.5 Регулирование неравномерности потребления газа

Для регулирования сезонной неравномерности газопотребления применяют следующие способы:

1) подземные хранилища газа;

2) использование потребителей-регуляторов, которым сбрасывают избытки в летний период;

3) резервные мощности промыслов и газопроводов

Магистральные газопроводы обычно проектируют с коэффициентом загрузки годового графика Кз = 0,85. Это значит, что фактическое количество газа, подаваемого за год по газопроводу, составляет 85% максимально возможного количества или производительности магистрального газопровода. Превышение линии максимальной подачи газа над средней линией годового графика в долях от пропускной способности магистрального газопровода составляет величину, равную (1- Кз). Это справедливо в том случае, если при использовании всех средств регулирования, включая резервные мощности магистрального газопровода, годовой график будет полностью зарегулирован, а пропускная способность магистрального газопровода будет равна максимальному месячному потреблению.

При регулировании неравномерности годового графика сперва выявляют возможную степень его выравнивания путём использования подземных хранилищ. В периоды провалов потребления газ закачивают в хранилища, в результате увеличивается суммарное потребление, а в месяцы наибольшего потребления газ отбирают из хранилищ и срезают тем самым максимумы потребления.

Если ёмкость хранилища ограничена, тогда используют потребителей-регуляторов. С помощью этих потребителей можно заполнить только повалы потребления в графике путём подачи им излишков газа. Так - как зимой потребители-регуляторы работают на другом топливе, поэтому с их помощью срезать максимумы потребления нельзя. Следовательно, максимальная пропускная способность магистрального газопровода должна быть равна максимальному месячному потреблению после срезания максимумов подземными хранилищами. В качестве потребителей-регуляторов используют электростанции, котельные цехи которых имеют двойное топливоснабжение: газ - мазут или газ - угольная пыль. В летний период они используют избытки газа, а зимой переходят на другой вид топлива.

Наибольшие трудности представляет покрытие суточных пиковых нагрузок, возникающих при значительных снижениях наружной температуры, т. е. Покрытие суточной неравномерности отопительной нагрузки. Использование для этой цели подземных хранилищ не экономично, так как с увеличением интенсивности отбора газа резко возрастают капитальные вложения в хранилища и особенно эксплуатационные расходы.

Для покрытия суточной неравномерности отопительной нагрузки приходится вводить ограничения, т. е. прекращать или сокращать подачу газа промышленным предприятиям, переводя их газоиспользующие установки на другой вид топлива. Для большинства промышленных предприятий это связано с определённым ущербом.

Рациональное решение рассматриваемого вопроса - это создание станции пикового покрытия неравномерности газопотребления. На таких станциях сооружают изотермические хранилища сжиженного метана или пропана и установки регазификации. Из испарившегося пропана до подачи в газораспределительную сеть приготовляют газовоздушную смесь, которая по тепло-химическим характеристикам эквивалентна природному газу. Если на станциях хранится сжиженный природный газ (метан), тогда его после испарения непосредственно подают в сеть.

Часовую, внутрисуточную неравномерности потребления покрывать с помощью подземных хранилищ также неэкономично. Неэкономично использовать и газгольдерные парки, которые по указанным причинам теперь не строят. Для покрытия часовой неравномерности используют аккумулирующую ёмкость последних участков магистральных газопроводов. В ночное время газ накапливается в газопроводе и его давление растёт, а днём производительность газопровода увеличивается вследствие выдачи аккумулированного газа. Если ёмкости последнего участка не хватает, тогда в нестационарный режим работы включается следующий участок магистрального газопровода. При невозможности покрытия часовой неравномерности с помощью аккумулирующей ёмкости магистрального газопровода приходится для этой цели использовать потребителей - регуляторов, несмотря на то, что частные переходы с одного вида топлива на другой экономически невыгодны.

1.5.1 Сезонная неравномерность

Суммарные газовые графики потребления газа городами и экономическими районами являются основой для планирования добычи газа, а также для выбора и обоснования мероприятий, обеспечивающих регулирование неравномерности потребления газа. Решение проблемы неравномерности потребления позволяет обеспечить надёжность газоснабжения и повысить экономическую эффективность газоснабжающих систем.

Значение годовых графиков газопотребления велико и имеет большое значение для эксплуатации городских систем газоснабжения, а так как позволяет правильно планировать спрос на газ по месяцам года определять необходимую мощность городских потребителей - регуляторов, планировать проведение реконструкций и ремонтных работ на газовых сетях и их сооружениях. Используя провалы потребления газа для отключения отдельных участков газопроводов и газорегуляторных пунктов на ремонт, можно провести его без нарушения подачи газа потребителям.

Расходы газа каждого вида потребителей за каждый месяц определяется как доля годовых расходов:

где Am- доля месячных расходов газа от годовых на коммунально-бытовые нужды

Доля месячных расходов газа на отопление и вентиляцию:

где tcp м- среднемесячная температура;

nом - количество отопительных дней в месяце.

Доля месячных расходов газа на коммунально-бытовые нужды принимается по таблице

Таблица 0.2

Месяц года	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Амкб,	10,2	9,22	9,65	8,9	7,9	7,3	5,93	5,96	7,35	8,53	8,91	10,11

Доля месячных расходов газа промышленными предприятиями при равном потреблении газа в течение года:

где nрм- количество рабочих дней в месяце;

nрг- количество рабочих дней в году.

Расходы газа на каждый месяц на ГВС определяется:

где nм- количество отопительных дней в месяце

Полученные данные по месячным расходам газа различными потребителями заносят в таблицы.

Основное влияние на режим бытового потребления газа оказывают климатические условия. Понижение наружной температуры вызывает увеличение потребления газа. Это объясняется тем, что в зимние месяцы температура водопроводной воды значительно снижается, и на её нагрев расходуют больше тепла. Кроме того, зимой больше пользуются горячей пищей, а численность населения летом несколько уменьшается, так как некоторая его часть выезжает за город.

Режим потребления газа промышленными предприятиями зависит от характера технологического процесса. Наиболее равномерно потребляют газ те крупные предприятия, в которых технологический процесс протекает непрерывно.

Определение расходов газа на отопление и вентиляцию

Таблица 0.3

Месяц года	Am ov	Vov год, нм3/год	Vм, нм /мес	Месяц года	Am ov	Vov год, нм3/год	Vм, нм3/мес
сентябрь	0,007	110007676	770053	февраль	0,179	110007676	19691374
октябрь	0,095	110007676	10450729	март	0,156	110007676	17161197
ноябрь	0,136	110007676	14961043	апрель	0,090	110007676	9900690
декабрь	0,182	110007676	20021397
январь	0,202	110007676	22221550

Определение расхода газа на ГВС:

Таблица 0.4

Месяц года	nм	nом	Vм гв всего, нм3/м
январь	31	31	2009544
февраль	28	28	2009544
март	31	31	2009544
апрель	30	30	2009544
май	31	-	3072369
июнь	30	-	3072369
июль	31	-	3072369
август	31	-	3072369
сентябрь	30	5	2477717
октябрь	31	31	2009544
ноябрь	30	30	2009544
декабрь	31	31	2009544

1.5.2 Суточная и часовая неравномерность

Колебания потребления газа по отдельным дням недели и месяца (суточные колебания) в основном зависят от следующих факторов: уклад жизни населения, режима работы предприятий, изменения температуры наружного воздуха.

Суточные колебания, связанные с первым фактором, примерно одинаковы для любой недели, за исключением тех, которые попадают на праздники. Недельный режим работы предприятий также стабилен.

Третий фактор учитывать значительно сложнее, так как трудно прогнозировать изменение температур по дням недели и месяца, вместе с тем максимальное значение коэффициента суточной неравномерности за месяц и отопительный период можно определить, используя климатологические наблюдения за продолжительный период времени.

Почасовое потребление газа в течение суток определяется для месяца с максимальным потреблением газа.

Режим почасового расхода газа промышленными предприятиями определяется по каждому предприятию отдельно.

где Vпp м - месячный расход газа предприятием для месяца с максимальным расходом;

nрм- количество рабочих дней в данном месяце.

Часовой расход газа:

где Ncм- количество смен работы предприятия; Ncм=2;

Zcм- количество часов работы в смену; Zcм=8

Часовые расходы газа на протяжении смены считаются постоянными. Часы суток, когда предприятия не работает, расход газа равен 0. Предприятия, работающие по одинаковому графику, объединяем в группы.

Для определения почасовых расходов газа в течение суток на коммунально-бытовые нужды определяются недельные, суточные, а затем почасовые расходы газа.

Недельный расход газа:

Суточный расход газа:

Часовой расход газа:

где Ас, Ач - коэффициенты суточной и часовой неравномерности таблиц

Таблица 0.5

День

недели

ПН

ВТ

СР

ЧТ

ПТ

СБ

ВС

Ас,%

13,4

13,7

14,3

18,3

12,9

Таблица 0.6

Часы в сут	Ач, %	Часы в сут	Ач, %	Часы в сут	Ач, %
0-1	2	8-9	2,0	16-17	2,3
1-2	1,5	9-10	2,1	17-18	2,35
2-3	0,1	10-11	2,1	18-19	2,3
3-4	0,1	11-12	2,2	19-20	2,2
4-5	0,1	12-13	2,2	20-21	2,2
5-6	0,8	13-14	2,2	21-22	2,1
6-7	0,3	14-15	2,2	22-23	2,0
7-8	0,7	15-16	2,2	23-24	2,0

Расчет ведётся для месяца с наибольшим расходом газа- января.

Определяем часовой расход газа для суток с наибольшим расходом газа- субботы.

Таблица 0.7

Часы в сут	Vc, нм3 /сут	Ач	Vч, нм' / час	Часы в сут	Vc, нм3 /сут	Ач	Vч, нм3 / час
1	2	3	4	5	6	7	8
0-1	202584	0,02	4051,6	1-2	202584	0,015	3038,7
2-3	202584	0,001	202,584	13-14	202584	0,022	4456,8
3-4	202584	0,001	202,584	14-15	202584	0,022	4456,8
4-5	202584	0,001	202,584	15-16	202584	0,022	4456,8
5-6	202584	0,008	1620,6	16-17	202584	0,023	4659,4
6-7	202584	0,003	607,7	17-18	202584	0,0235	4760,7
7-8	202584	0,007	1418,0	18-19	202584	0,023	4659,4
8-9	202584	0,02	4051,6	19-20	202584	0,022	4456,8
9-10	202584	0,021	4254,2	20-21	202584	0,022	4456,8
10-11	202584	0,021	4254,2	21-22	202584	0,021	4254,2
11-12	202584	0,022	4456,8	22-23	202584	0,02	4051,6
12-13	202584	0,022	4456,8	23-24	202584	0,02	4051,6

1.6 Гидравлический расчёт газовых сетей

1.6.1 Основные характеристики газовых сетей

Газовые сети бывают 2-х типов: разветвлённые и кольцевые. У разветвлённых сетей газ поступает к узлу потребления по одному участку (направлению), поэтому они являются тупиковыми сетями.

Повысить надёжность разветвлённой сети можно путём их кольцевания. Кольцевые сети состоят из замкнутых контуров, в результате чего газ может поступать к потребителям по двум или нескольким линиям, т. е. Потребители имеют двустороннее или многостороннее питание.

Надёжность кольцевой сети по сравнению с разветвлённой значительно выше, так как она имеет резервирующие элементы - замыкающие участки.

Надёжность газоснабжения потребителей будет выше, чем надёжность элементов сети, по которым газ в расчётном режиме последовательно двигается к потребителям. При отказе элемента в расчётном пути газа к потребителю возникает другой путь движения газа через резервирующий элемент.

Следовательно, надёжность кольцевой сети будет выше надёжности элементов, из которых она состоит.

Ещё одна немаловажная деталь у кольцевых сетей можно наметить бесчисленное количество вариантов распределения транзитных расходов. В общем случае транзитный расход для любого участка будет равен сумме всех узловых расходов, расположенных за этим участком.

Учитывая, что кольцевые газопроводы проектируют исключительно для того, чтобы обеспечить надёжностью работу сети, при распределении транзитных расходов следует руководствоваться принципом максимальной надёжности сети. Исходя из этого принципа, наилучшим будет решение, допускающее взаимозаменяемость отдельных участков. В этом случае нагрузка участка, вышедшего из строя, можно передать на соседние участки с наименьшими нагрузками работы сети.

Изменение работы какого-либо участка кольцевой сети приведёт к перераспределению расходов у всех остальных участков, так как ветви кольцевой сети включены параллельно. Кроме того, изменится и давление в точке питания сети.

1.6.2 Расчёт кольцевых сетей

В практике проектирования применяют следующую методику расчёта кольцевых сетей:

на основании известных количеств потребляемого газа и заданной схемы газопроводов вычисляют сосредоточенные и удельные путевые расходы для всех контуров питания потребителей;

определяют путевые расходы для всех участков сети;

задают начальное распределение потоков в сети. Как уже отмечалось, в основе распределения потоков лежат требования надёжности, которые определяют выбор направлений движения газа по участкам сети, а также транзитные расходы.

Из закольцованной сети выбирают главные замкнутые контуры, по которым направляют основные транзитные расходы. По участкам, представляющим внутренние пересечение этих контуров, транзитные потоки не направляют. Головные участки, примыкающие к точкам питания должны быть взаимозаменяемыми, а их расчётные расходы примерно одинаковыми. Точки питания главных контуров выбирают так, чтобы потоки газа двигались к потребителям кратчайшим путем, а точки их встречи располагались диаметрально противоположно потокам питания. Такой принцип построения системы выдерживать удаётся не всегда, особенно для несимметричных систем. Целесообразно чтобы один из них объединял точки питания сети.

определяют расчётные расходы газа для всех участков сети; исходя из заданного перепада давления в сети, прежде всего, подбирают диаметры главных контуров. Каждое кольцо этих контуров проектируют постоянного диаметра или из диаметров, близких по размерам, проверяя при этом полноту использования расчётного перепада от точки питания до точки встречи потоков. Остальные участки рассчитывают на полное использование заданного перепада в сети. Потери давления на местных сопротивлениях обычно оценивают примерно в 10% линейных потерь. Выбор диаметров является предварительным гидравлическим расчётом;

производят окончательный расчёт сети, т. е. Её гидравлическую увязку. Алгебраическая сумма всех перепадов давлений в замкнутом контуре равна нулю. В результате получают окончательное распределение потоков.

Задача гидравлического расчёта газопроводов сводится к выбору их диаметров в зависимости от величины расчётных расходов и допустимой потери давления.

1.6.3 Выбор и обоснование системы газоснабжения

Системы газоснабжения представляют собой сложный комплекс сооружений. На выбор системы газоснабжения города оказывает влияние ряд факторов. Это, прежде всего размер газифицируемой территории, особенности ее планировки, плотность населения, число и характер потребителей газа, наличие естественных и искусственных препятствий для прокладки газопроводов (рек, дамб, оврагов, железнодорожных путей, подземных сооружений и т.п.).При проектировании системы газоснабжения разрабатывают ряд вариантов и производят их технико-экономическое сравнение. Для строительства применяют наивыгоднейший вариант.

В зависимости от максимального давления газа городские газопроводы разделяют на следующие группы:

– высокого давления 1 категории с давлением от 0,6 до 1,2 МПа;

– среднего давления от 5 кПа до 0.3 МПа; *низкого давления до 5 кПа.

Газопроводы высокого и среднего давления служат для питания городских распределительных сетей среднего и низкого давления. По ним идет основная масса газа ко всем потребителям города. Эти газопроводы являются основными артериями, питающими город газом. Их выполняют в виде колец, полу колец иди лучей. Газ в газопроводы высокого и среднего давления подается от газораспределительных станций (ГРС).

Современные системы городских газовых сетей имеют иерархическую систему построения, которая увязывается с приведённой выше классификацией газопроводов по давлению. Верхний уровень составляют газопроводы высокого давления первой и второй категории, нижний газопроводы низкого давления. Давление газа при переходе с высокого уровня на более низкий постепенно снижается. Это осуществляется с помощью регуляторов давления, установленных на ГРП.

По числу ступеней давления, применяемых в городских газовых сетях, они подразделяются на:

– двухступенчатые, состоящие из сетей высокого или среднего давления и низкого давления;

– трёхступенчатые, включающие газопроводы высокого, среднего и низкого давления;

– многоступенчатые, в которых газ подаётся по газопроводам высокого (1 и 2 категорий) давления, среднего и низкого давления.

Выбор системы газоснабжения в городе зависит от характера потребителей газа, которым нужен газ соответствующего давления, а также от протяженности и нагрузки газопроводов. Чем разнообразнее потребители газа и чем большую протяженность и нагрузку имеют газопроводы, тем сложнее будет система газоснабжения.

В большинстве случаев для городов с населением до 500 тысяч человек наиболее экономически целесообразной является двухступенчатая система.

1.6.4 Газорегуляторные пункты.

Назначение, классификация и оборудование.

Газовое топливо должно подаваться потребителям под определенным давлением в зависимости от условий его использования. Газосбытовая организация обязана обеспечивать требуемое давление в газораспределительных сетях и на входе у потребителей. ГРП предназначены для снижения давления газа, поступающего к потребителю, до необходимого и автоматического поддержания его постоянным независимо от расхода газа и колебания его давления до ГРП. Кроме того, на ГРП осуществляют очистку газа от механических примесей, контроль за входным и выходным давлением и температурой газа, учет расхода, предохранение от возможного повышения или понижения давления газа в контролируемой точке газопровода сверх допустимых пределов.

В зависимости от входного давления различают ГРП среднего (до 0,3 МПа) и высокого давления (от 0,3 МПа). По значению ГРП могут быть общегородскими, районными, квартальными объектовыми.

В соответствии с назначением в состав ГРП входят следующие элементы:

1) регулятор давления (РД), понижающий давление газа и поддерживающий его на заданном уровне независимо от расхода газа и изменения входного давления;

2) предохранительное запорное устройство (ПЗУ), прекращающее передачу газа при повышении или понижении давления после регулятора сверх заданного;

3) предохранительное сбросное устройство (ПСУ), сбрасывающее излишки газа из газопровода после регулятора, чтобы давление газа не превысило заданного;

4) фильтр для очистки газа от механических примесей;,

5) контрольно-измерительные приборы (КИП) для измерения давления (манометры), перепада давления на фильтре (дифманометры), учета расхода газа (расходомеры), температуры газа (термометры).

6) импульсный и сбросной трубопроводы;

7) запорные устройства (задвижки, краны);

8) обводной газопровод (байпас) для снабжения газом потребителей в период ревизии и ремонта.

На байпасе следует предусматривать установку последовательно двух отключающих устройств.

Для ГРП с входным давлением более 0,6 МПа и пропускной способностью более 5000 м /ч вместо байпаса можно устраивать дополнительную резервную нитку. Диаметр байпаса должен быть не менее диаметра седла.

При компоновке оборудования ГРП необходимо обеспечивать возможность доступа к оборудованию для монтажа, обслуживания и ремонта. Расстояние между параллельными рядами оборудования в свету может быть не менее 0,4 м, ширина основного прохода в помещении ГРП и со стороны обслуживания ГРУ - не менее 0,8 м. При размещении оборудования на высоте более 1,5 необходимо устраивать площадки с лестницами, огражденными перилами.

Установка арматуры, оборудования, а также устройство фланцевых и резьбовых соединений в каналах не допускается. При проходе газопроводов и других инженерных коммуникаций через наружные стены не допускается. При проходе газопроводов и других инженерных коммуникаций через наружные стены и фундаменты ГРП следует тщательно уплотнять пространство между футляром и стеной на всю толщину пересекаемой конструкции. На подземных вводах необходимо предусматривать конструктивные решения по защите газопроводов от повреждений при осадке здания.

При монтаже газопроводов в ГРП можно использовать только гнутые или крутоизогнутые штампованные отводы.

В ГРП следует предусматривать продувочные и сбросные трубопроводы. Эти трубопроводы необходимо выводить наружу места, обеспечивающие безопасные условия для рассеяния газа, но не менее чем на 1 м выше карниза здания. Условный диаметр продувочного трубопровода должен быть не менее 20 мм; сбросного, отводящего газ от ПСК, - равен, но не менее 20 мм. Допускается объединять продувочные газопроводы одинакового давления в общий продувочный трубопровод. Продувочные и сбросные трубопроводы должны иметь минимальное число поворотов. На концах трубопроводов следует предусматривать устройства, исключающие попадание в них атмосферных осадков.

Размещение ГРП.

В соответствии со СНиП 2.04.08-87 ГРП в зависимости от назначения и технической целесообразности могут размещаться в отдельно стоящих зданиях, в пристройках к зданиям, к встроенным в шкафах на наружных стенах газифицируемых зданий и т.д. Запрещается размещение ГРП в подвальных и цокольных помещениях здания любого назначения, а также встроенными и пристроенными к жилым и общественным зданиям.

Здания и пристройки, в которых монтируют оборудование ГРП, строят из несгораемых материалов с покрытием легкой конструкции..

Архитектурно-строительные решения.

Здание газорегуляторного пункта одноэтажное с размерами в плане в осях 3,0*3,6 с высотой от пола до низа плит покрытие 3,0 м.

По степени огнестойкости здание относится ко II степени огнестойкости.

Помещение газового оборудования -- взрывопожароопасное категории А.

Фундаменты - ленточные из сборных железобетонных блоков по ГОСТ 13679-79.

Стены из кирпичной кладки.

Плиты покрытия - сборные железобетонные по серии 1.141-1 вып. 63.

Полы в помещении газового оборудования искронедающие.

Окна защищены снаружи стальными решетками.

Утеплитель в покрытии керамзит насыпной.

Крыша - плоская с наружным водостоком.

Кровля рулонная четырехслойная.

Вокруг здания устраивается отмостка из асфальтобетона по щебню шириной 0,75 м.

Здание ГРП размещается внутри парковой зоны на расстоянии от соседних зданий и сооружений удовлетворяющим главам СНиП 2.04.08.77.

Технические решения.

Технические решения по электрическому освещению предусматривают устройство по электрическому освещению и молниезащиты ГРП.

Электроосвещение выполняется в соответствии с требованиями, предъявляемыми к взрывоопасным помещениям класса В1 -а «Правил устройства электроустановок», а молниезащита - в соответствии с требованиями, предъявляемыми к сооружениям II категории «Инструкции по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений (СН-305-77)».

Величина освещенности принята в зависимости от характера выполняемых работ по СНиП П-4-79 «Искусственное освещение. Нормы проектирования».

В ГРП принято напряжение осветительной сети 220 В. При монтаже электропроводки в ГРП руководствовались инструкцией по монтажу силовых и осветительных сетей взрывоопасных зон Главэлектромонтажа.

Техническое решение по отоплению и вентиляции ГРП выполнено в соответствии с требованиями СНиП 2.04.08-87 и санитарными правилами проектирования промышленных предприятий СН-243-71. В помещениях газового оборудования и вспомогательных помещениях запроектирована приточно-вытяжная естественная вентиляция, обеспечивающая трехкратный воздухообмен в час.

Приток осуществляется через отверстия с жалюзийными решетками, предусмотренные:

1) в, установленные на помещениях газового оборудования в стене на высоте 0,5 м от пола,

2) во вспомогательных помещениях в стене над дверью. Вытяжка осуществляется через дефлекторы крыше.

Отопление газорегуляторного пункта запроектировано в следующем варианте: с естественной циркуляцией - источник теплоснабжения аппарат отопительный газовый бытовой с водяным контуром типа АОГВ.

Система отопления предусмотрена тупиковая с верхней разводкой. В качестве нагревательных приборов приняты радиаторы чугунные типа МС-140-108.

Оптимизация системы газоснабжения.

При разработке системы газоснабжения необходимо, чтобы запроектированная система минимальные приведенные затраты на ее эксплуатацию. В настоящее время в практике газоснабжения наиболее распространена двухступенчатая система газоснабжения, при которой газ среднего давления подводится к ГРП, которые распределяют его по газопроводам низкого давления к бытовым потребителям. При такой схеме суммарные приведенные затраты по системе газоснабжения будут определяться количеством установленных ГРП. При изменении ГРП числа изменяется стоимость сооружения отдельных элементов сети газоснабжения - газопроводов среднего давления, подводящих газ к ГРП, самих ГРП и разводящих газопроводов низкого давления. Газоснабжению от минимально возможного количества ГРП - одного, соответствует минимальная длина и стоимость газопроводов среднего давления, подводящих газ к ГРП, минимальные затраты на сооружение и эксплуатацию ГРП, зато длина разводящих сетей низкого давления и соответственно затраты по ним будут максимальными.

При увеличении числа ГРП возрастают длина подводящих газопроводов и их стоимость, стоимость самих ГРП, но сокращается сеть разводящих газопроводов низкого давления, т.к. уменьшается радиус действия ГРП. Оптимальное количество ГРП соответствует варианту с минимумом приведенных годовых затрат на эксплуатацию системы газоснабжения.

Методика решения задачи определения оптимального количества ГРП.

Задача решается методом определения минимума суммарных приведенных затрат по системе: газопроводы среднего давления, ГРП, сеть газопроводов низкого давления. Для решения задачи необходимо вывести связь между количеством ГРП и указанными статьями затрат. При этом расчет ведут на 1 кв. м площади газифицируемого района.

Определение необходимого числа ГРП.

Максимальную экономию средств в газоснабжении можно получить на строительстве газопроводов низкого давления. Стоимость газопровода низкого давления зависит, в основном, от числа ГРП и их радиуса действия. Оптимальное число ГРП для каждого квартала равно:

Vгрп - расход газа ГРП (912,76... 3327,43 нм3/ч)

Количество ГРП необходимое для газоснабжение микрорайона подберём согласно часовым расходам газа.

1.6.5 Подбор регуляторов давления

Для снижения давления с 6кгс/см2 до 3 кгс/см2 предусматривается установка типового ГРП с регулятором давления РДБК 1-100 и двумя выходами. Оборудование ГРП состоит из регулятора давления, предохранительно-запорного клапана, фильтра и т.д.

Стены ГРП приняты из сплошного красного кирпича.

Вентиляция в ГРП предусматривается 3-х кратная в час, естественная, общеобменная.

Пропускная способность регуляторов давления типа РДБК1-100 определяется по формуле:

f - площадь клапана; см2;

- коэффициент, зависящий от отношения Р2/Р1;

Р1- абсолютное давление газа на входе, кПа;

K3- коэффициент расхода;

- плотность газа, кг/нм3.

Номинальная пропускная способность РДБК должна быть в пределах 0,1-0,8 Vmax

= 0,732 кг/нм3

Р1 =0,15 МПа;

Р2=0,003+0,1=0,103 МПа;

Р2/Р 1=0,68

=0,206

f1=78,5

Vном=0,1-0,8Vmax или Vmax=l,25-10Vном

Vmax п= 2541 нм3/ч

Процент загрузки регулятора РДБК 1-100 для V квартала составляет

Qmax•100/Vmax

=82%

Для понижения давления со среднего до низкого проектом предусматривается установка регуляторных блочных пунктов. Пункты представляют собой утепленный металлический блок. Помещение, в котором находится газорегуляторное оборудование, отделено от отсека с отопительным оборудованием газонепроницаемой стенкой. Блоки представляют собой рамную сварную конструкцию, обшитую снаружи и внутри стальными листами, между которыми проложен теплоизолирующий материал. В помещении предусмотрены естественная вентиляция, искусственное освещение и отопление.

На ситуационном плане все ГРП имеют условные обозначения, что соответствует:

ГРП1 - ГРП

ГРП-2 - ГПБ-16-1НУ1;

ГРП-3 - ПГБ -13-1НУ-1;

ГРП-4 - ПГБ -13-1НУ-1

ГРП-5 - ГРПШ 400-01

1.6.6 Расчёт газопровода высокого давления

Протяженность газопровода высокого давления Р-4,5 кг/см2 составляет 700 м, пропускная способность трубы должна быть 8441,305 м3/ час.

Расчёт диаметра трубопровода производим по формуле и номограмме, где:

Р1 - начальное давление, ата;

Р2 - конечное давление, ата;

L - длина газопровода, км

Принимаем диаметр газопровода 250мм.

Р = Р2-1•n = v5,52-0,7?1,05=5,43

С учётом местных сопротивлений

(5,5-5,43)?1,1=0,077 кгс/см2

1.6.7 Расчёт газопровода среднего давления

Запроектированный газопровод условно следует превратить в расчётную тупиковую систему. Для этого на расчётной схеме стрелками, начиная от точки запитки, намечают направление потоков газа. Точки встречи потоков газа кольцевую систему газопровода делят на полукольца.

Расчёт ведётся в определённом порядке.

Нумеруются участки и по плану города определяются их расчётные длинны, км.

Определяются расчётные расходы на каждом участке, нм3/ час.

По каждому большому полукольцу подсчитывается удельная потеря давления:

L - суммарная длинна полукольца, км.

Зная расчётный расход на участке, по удельной потере давления с помощью номограммы, подбирая необходимый диаметр трубы и выписывая соответствующее этому диаметру фактическое значение удельной потери Rф.

Фактическое конечное давление на каждом участке определяется по уравнению:

Затем производится увязка давлений в точке встречи потоков газа. Увязка производится путём перерасчёта отдельных участков одного или другого полукольца. Расхождение давления в конечных точках встречи потоков допускается в пределах 10%.

Далее производится расчёт перемычек. Перемычки рассчитываются как тупиковые газопроводы, для которых начальные и конечные давления известны по расчётам основного кольца.

Для учёта местных сопротивлений определяем расчётную длину газопроводов на каждом участке в км.

L=L·1,1

Конечное давление на участке определяется по формуле:

Р = vР?-?•L

Все результаты расчётов сводятся в таблицу 1.9.

Таблица 0.8

№№ уч-ков	Расчётн. расход м?/час	Диаметр газ-в мм	Длина уч-ов, км	Начальное давление на 1 п.м.	Потери давления на 1 п.м.	Конечное давление ата
			Фактич.	Расчётная
1-2	5899,6	200	0,34	0,374	4,00	2	3,9
2-3	5713,36	200	0,176	0,194	3,9	2	3,85
3-4	4800,6	200	0,28	0,308	3,85	1,5	3,79
4-4	1473,17	200	0,097	0,107	3,79	0,15	3,787
4-5	1473,17	150	0,079	0,0869	3,787	0,6	3,78
2-8	186,3	80	0,23	0,253	3,9	0,3	3,89
3-7	912,76	80	0,112	0,123	3,85	6	3,75
4-6	3327,43	150	0,102	0,112	3,79	3,2	3,74

1.6.8 Гидравлический расчёт газопровода низкого давления

При проектировании распределительной сети низкого давления точные данные о потребителях, которые будут к ней присоединены, отсутствуют. Известны только суммарная нагрузка отдельных кварталов и районов, а также направления использования газа. Поэтому при расчете газопроводов необходимо исходить из определенной схемы отдачи газа из сети, которая в наибольшей степени отражала бы фактическую нагрузку, присоединяемую к газопроводам.

Всю газоснабжающую сметную территорию делят на несколько районов, считая газовую нагрузку для каждого района равномерно распределенной.

После этого осуществляют трассировку распределительной сети, в результате чего выявляют контуры газопроводов, к которым будут присоединены потребители. К газопроводам присоединяют большое число различных потребителей: отдельные стояки жилых зданий, отдельные жилые здания, мелкие отопительные котельные, коммунальные и общественные потребители. Отличительная черта этих потребителей состоит в том, что заранее неизвестны места их присоединения к газопроводу. Поэтому их считают присоединенными равномерно по длине участков газовой сети.

Газ, движущийся по газопроводу, поступает к потребителям, т.е., расходуется по пути. Поэтому такая нагрузка называется путевой. Путевой расход для каждого участка принимают пропорциональным его длине.

Только для потребителя со значительным расходом газа может быть известно место присоединения к газопроводу, в таком случае его учитывают как сосредоточенную нагрузку.

Методика определения путевых расходов:

1) всю газифицированную территорию разбивают на площади с одинаковым удельным потреблением газа, которые получают газ от определенных контуров или участков сети,

2) вычисляют количества газа, которые потребляют на этих площадях,

3) рассчитывают удельные путевые расходы путем деления потребляемого газа на этих площадках на периметр сети, от которой подается газ, определяют путевой расход участка, умножая удельный расход на его длину.

Таблица 0.9

№№

уч-ка

Длина

L м

Расход газа Q м?/ч

Диаметр

O мм

Потери давления

мм. вод. ст

Давление в конце участка мм. вод. ст

Нам 1 п.м

На весь уч-к

С учётом местных сопрот.

ГРП 1-2

2-3

3-3

3-4

2-5

120

2541,645

1269,174

613,896

59,32

237,116

250

200

150

0,07

0,19

0,7

0,09

0,1

5,6

14,44

0,864

6,16

15,88

46,2

0,95

13,2

293,84

277,96

231,76

230,81

280,64

ГРП 2-6

6-7

7-8

8-9

6-10

10-11

100

120

3327,43

1792,66

815,98

219,56

603,89

56,0

250

200

150

1,25

0,35

0,24

0,09

0,65

0,009

10,8

58,5

1,08

5,5

38,5

26,4

11,88

64,35

1,188

294,5

256

229,6

217,72

191,65

190,462

ГРП 3-12

12-12

12-13

13-14

12-15

12-16

130

110

180

1473,17

245,17

121,68

35,99

389,58

250,95

200

100

150

0,75

0,9

0,2

0,03

0,26

0,11

3,3

46,8

19,8

3,3

59,4

28,6

3,63

51,48

21,78

296,7

237,3

208,7

205,07

245,22

274,92

ГРП 4-17

17-18

18-19

18-20

17-21

21-22

21-23

140

100

120

912,76

405,91

37,47

102,32

378,96

32,89

173,02

150

100

150

100

150

1,4

0,26

0,03

0,16

0,26

0,02

0,07

5,6

4,2

2,4

5,6

6,16

14,3

4,62

17,6

14,3

2,64

6,16

293,84

279,1

274,48

261,5

279,54

276,9

273,38

ГРП 5-24

24-25

25-26

24-27

140

120

200

240

180,92

48,3

22,14

65,73

100

0,5

0,045

0,06

0,075

5,4

5,94

13,2

19,8

223

217,06

203,86

203,2

1.6.9 Надежность распределительной системы газоснабжения

Под надежностью распределительной системы газоснабжения понимают ее способность транспортировать и распределять газ потребителям в необходимых количествах с соблюдением заданных параметров при нормальных условиях эксплуатации. Система должна обеспечивать требуемый уровень давления, заданную степень очистки газа от пыли.

С увеличением времени эксплуатации системы увеличивается вероятность отказа ее элементов, что может привести к существенному сужению или полной потери работоспособности. Надежность отражает этот процесс и поэтому представляет собой характеристику качества, отнесенную ко времени.

Особенности системы газоснабжения являются необходимость непрерывной работы и возможность кратковременного снижения качества системы на период ремонта поврежденных элементов. Снижение качества выражается в сокращении количества газа, подаваемого предприятиям и абонентам, или в снижении его давления ниже номинального значения. В связи с этим возникает необходимость в изучении работы системы и обеспечении потребителей газообразным топливом в аварийных ситуациях, когда восстанавливают отказавший элемент.

Основной характеристикой надежности системы является вероятность безотказной ее работы в течение заданного периода времени. Существуют два основных пути повышения надежности: повышение надежности и качества элементов, из которых состоит сложная система, и разработка специальных методов проектирования системы из элементов, надежность которых ниже требуемой надежности системы.

Первый путь реализуют при конструировании, изготовлении и приемки элементов и узлов, второй - при проектировании, включая планирование эксплуатации и обслуживания системы.

Основными способами повышения надежности сетей являются прокладка параллельных ниток газопроводов и кольцевание сетей. Оба способа связаны с большими дополнительными капитальными вложениями, поэтому их применение должно быть строго обосновано.

Для сокращения ущерба при отключении потребителей от газовой сети в аварийных ситуациях необходимо так ее запроектировать, чтобы недопадача газа была небольшая. Этого достигают путем секционирования сети на участки таким образом, чтобы к каждому участку было присоединено ограниченное число потребителей. Правильным секционированием можно существенно повысить показатель качества функционирования сложной технической системы.

Расчет потокораспределения.

Первый этап гидравлического расчета кольцевой сети включает предварительное распределение потоков газа с соблюдением первого закона Кирхгофа и заканчивается подбором диаметров всех участков газопроводов. После подбора всех диаметров второй закон Кирхгофа для большинства колец оказывается неудовлетворенным. Здесь следует отметить, что одной из причин, приводящих к невыполнению второго закона Кирхгофа, является дискретность диаметров труб в соответствии с ГОСТом. Другой причиной являются ограничения, накладывающие выбор диаметров газопроводов при конструировании сети. Эти ограничения порождаются требованиями эксплуатации (применение минимального диаметра труб), учета прогноза роста газовых нагрузок, а также требованиями надежности газоснабжения. Для главных взаимозаменяемых линий и участков в соответствии с требованиями надежности назначают близкие по размеру диаметры, при этом потери давления в замкнутых контурах могут не балансироваться. Учитывая изложенное, при проектировании кольцевой газовой сети вторым этапом расчета всегда является задача определения истинного потокораспределения, соответствующего принятым диаметров участков газопроводов. Необходимость расчетов потокораспределений возникает также при проведении гидравлических расчетов для различных нерасчетных эксплуатационных режимов, а также при расчете аварийных гидравлических режимов, возникающих при аварийном отклонении какого-либо элемента из сети.

Задача расчета потокораспределения формируется следующим образом. Дана кольцевая газовая сеть с заданными геометрическими характеристиками и диаметрами участков. Известны расходы газа для всех участков сети, которые сбалансированы во всех узлах. Таким образом, задача расчета потокораспределения сводится к удовлетворению второго закона Кирхгофа для всех независимых контуров газовой сети.

Расчет распределения потоков ведем в табличной форме.

Определение удельного расхода - Vуд

Таблица 0.10

район	площадь	расход	Vуд
1	7,6	553	0,553
2	6,5	473	0,461463
3	5,8	421	0,431795
4	4,3	313	0,382641
5	4,5	327	0,382456
6	3,7	270	0,343075
7	7,6	553	0,553

Расчёт потокораспределения

Таблица 0.11

участок	длинна	Vп	Vэ	Vтр	Vр
1-2	225	200,9831	100,4916	549,796	650,2876
2-3	275	278,9774	139,4887	0	139,4887
3-4	250	253,6159	126,8079	0	126,8079
4-6	200	168,8208	84,4104	441,425	525,8354
6-1	75	63,29397	31,64698	1218,462	1250,109
1-8	125	101,7814	50,89069	776,3647	827,2554
8-11	150	116,2305	58,11524	420,9777	479,093
11-12	200	196,959	98,47949	0	98,47949
12-2	275	270,8186	135,4093	0	135,4093
4-5	200	187,1281	93,56406	0	93,56406
5-7	200	187,1281	93,56406	0	93,56406
7-6	218	166,7911	83,39554	441,425	524,8205
7-9	200	187,0912	93,54561	67,20562	160,7512
9-8	237	171,9509	85,97544	67,20562	153,1811
9-10	150	134,4112	67,20562	0	67,20562
10-11	250	224,0187	112,0094	0	112,0094

Невязка =0%

1.7 Газоснабжение зданий

1.7.1 Общая часть

Проектом предусматривается газоснабжение 9- этажного многоквартирного жилого дома в микрорайоне «Волжский - 3» северо-западного жилого района г. Чебоксары. Участок строительства предусмотрен в соответствии с разработанными проектами застройки микрорайона.

Рельеф участка сравнительно ровный, с северо-восточным уклоном.

В геоморфологическом отношении участок приурочен к правобережному плато вдоль реки Волга. Инженерно - геологические процессы выражены в виде просадочности лессовых суглинков при замачивании, возможного техногенного подтопления, а также в виде незначительной эрозии с образованием промоин и канав.

Геологическое строение площадки изысканий до исследованной глубины (12-17м) представлено в основном породами татарского яруса верхней перми, прикрытыми маломощным чехлом четвертичных отложений в северной части и более мощным слоем четвертичных просадочных суглинков в южной её части сформированных при заполнении древней ложбины.

Подземные воды установлены локально на глубине 10,7-10,9 м в суглинках и коренных отложениях. Расчётный уровень подземных вод рекомендуется принять на глубине 1,5-2,0 м от поверхности земли.

По химическому составу вода пресная, неагрессивная к бетону марки W4 по водонепроницаемости.

Площадка по грунтовым условиям в пределах развития ИГЭ №2 относится к 1 типу просадочности. Относительная просадочность грунтов при замачивании под нагрузкой Р= 0,3 МПа изменяется от 0,0193 до 0,0368 начальное посадочное давление Рsl = 0,065-0,175 МПа.

Коррозионная активность грунтов до глубины 2,0 м к углеродистой стали средняя, к алюминиевой и свинцовой оболочкам кабеля - высокая.

По степени морозной пучинистости грунты относятся к среднепучинистым (0,25<Il <0.50). С учётом прогнозного уровня ПВ и увлажнения они станут сильнопучинистыми (Il >0.50), согласно ГОСТ 25100-95.

Нормативная глубина промерзания глинистых грунтов для Чувашской Республики составляет 1,6 м, песчаных - 1,9 м (СНиП 2.01.01.-82).

Сейсмичность района изысканий оценивается в 6 баллов, согласно СНиП II-7-81* и карте А ОСП-97.

Инженерное оборудование принято в соответствии с техническими условиями: отопление, вентиляция, водопровод, канализация, газоснабжение, электроснабжение, радиофикация, телефонизация, телевидение, диспетчеризация лифтов.

Отопление, горячее водоснабжение предусмотрено от поквартирных газовых котлов фирмы «Beretta». В качестве топлива используется природный газ. Номинальная тепловая мощность котла - 28 кВт. Параметры теплоносителя - 80-60 0С. Система отопления квартир и офисных помещений - двухтрубная горизонтальная.

Нагревательные приборы - алюминиевые радиаторы «Global». Предусмотрена установка терморегуляторов RTD- N фирмы «Danfoss» перед каждым отопительным прибором для поддержания заданной температуры как жилых, так и в офисных помещениях.

Трубы систем отопления приняты из металлополимера, транзитные изолируются защитной оболочкой UNIWELL.

Отопление лестничных клеток мусоросборных камер предусмотрено электрическими отопительными панелями.

Отвод дымовых газов от котлов предусмотрен через дымовые отводы O80 мм от каждого котла, с подключением в коллективный дымоотвод O300мм.

Конструкция трубы дымоотвода - нержавеющая сталь с термической оболочкой в монолитном кожухе.

Общий расход газа на дом составляет 381 м3/час.

Газопровод низкого давления прокладывается из полиэтиленовых труб ПЭ80ГАЗSDR17,6 160?9,1.

Применяемые материалы, изделия и оборудование должны быть сертифицированы на соответствие требованиям государственных стандартов и нормативных документов и иметь разрешение Ростехнадзора России на их применение.

1.7.2 Подземные газопроводы из полиэтиленовых труб

Газоснабжение предусмотрено от ранее запроектированного газопровода низкого давления.

Врезка в газопровод низкого давления осуществляется через равнопроходной тройник ПЭ80 160SDR11 ГАЗ. Отводная труба по ГОСТ 50838* ПЭ80ГАЗSDR17,6 160?9,1.

Глубина прокладки газопровода принята с учётом пучинистых свойств грунтов 1,8 м. Газопровод прокладывают в траншее для компенсации температурных удлинений способом «Змейка» по песчаному основанию толщиной 100мм с обратной засыпкой песком толщиной 200 мм. Присыпку плети производить летом в самое холодное время суток (рано утром), а зимой - в самое тёплое.

Предусматривается хранение аварийного запаса труб в количестве 3 труб на каждый типоразмер. Концы труб закрыть деревянными заглушками.

Опознавательные знаки располагаются на прямых участках газопровода на расстоянии не более 500 метров друг от друга на расстоянии 1 метр от оси газопровода слева по ходу газа, а также на поворотах, в местах ответвлений, в местах изменения диаметра, установки арматуры и сооружений.

По всей трассе полиэтиленового газопровода предусматривается укладка сигнальной ленты шириной не менее 0,2 метра на расстоянии 0,2 м от верха трубы с несмываемой надписью «ГАЗ», и в местах пересечения с подземными коммуникациями - по 2 м в каждую сторону от пересечения.

1.7.3 Расчет внутридомового газопровода

Расчет внутридомовых газопроводов производят после выбора и размещения оборудования и составления газопроводов. Расчетный перепад давления газа увязывают с перепадом давления в распределительной сети.

Порядок расчета:

– определяем расчетные расходы для всех участков;

– задают диаметры участков;

– определяют сумму коэффициентов местных сопротивлений;

– по графикам находят удельные потери на трение;

– определяют расчетные длины участков и потери давления на них;

– рассчитывают дополнительное давление;

– определяют потери давления на участках с учетом дополнительного давления;

– определяют суммарные потери в газопроводах с учетом потерь в трубах и арматуре прибора;

– полученные суммарные потери сравнивают с расчетными;

– перепадом давления. Если необходимо производят пересчет.

Рассчитываемые расходы газа на участке подсчитываются по формуле:

где qном - номинальный расход газа группой приборов;

h - количество групп приборов.

Сети газопровода низкого давления. Схема газоснабжения принята тупиковая. Расчёт выполнен на основании существующих потребителей.

В каждой кухне устанавливается 4-х конфорочная плита, газовый котёл «Beretta», газовый счётчик G-4, термозапорный клапан КТЗ-001-25.

Гидравлический расчёт газопровода выполняется по формулам и номограммам свода правил СП 42-101-2003, с подбором оптимальных диаметров с минимально-допустимыми потерями давления, со скоростью движения газового потока не более 7м/с - для газопровода низкого давления.

Расчетные расходы и Кsim

Таблица 0.12

№ участка	Число квартир	Кsim	Расход, нм3/ч
0-1	1	0,7	2,083688
1-2	2	0,56	5,417588
2-3	3	0,48	9,704031
3-4	4	0,43	14,82395
4-5	5	0,4	20,77734
5-6	10	0,34	30,89811
6-7	15	0,3	44,29325
7-8	20	0,28	60,96275
8-9	40	0,23	88,34836
9-10	1	0,7	2,083688

Гидравлический расчёт внутридомового газопровода

Таблица 0.13

№ участка	Расход, нм3/ ч	Длина, м	Q, %	Lp, м	Rсp, Па/м	Диаметр, мм	Rф Па/м	Рф, Па
0-1	2,083687702	1	450	5,5	13,91956	21,3*2,6	9	49,5
1-2	2,083687702	3	20	3,6	8,412923	21,3*2,6	8	28,8
2-3	5,417588025	3	20	3,6	6,028157	33,5*3,2	5,6	20,16
3-4	9,704031298	3	20	3,6	4,696785	38*3	4,5	16,2
4-5	14,82394965	3	20	3,6	3,847116	48*3,5	3	10,8
5-6	20,77734309	2,5	25	3,125	3,324977	60*3,5	1,9	5,9375
6-7	30,89811192	27,7	25	34,625	1,327972	75,5*4	1,2	41,55
7-8	44,29324715	1	25	1,25	1,299789	76*3	1,5	1,875
8-9	60,96274877	6,7	25	8,375	1,13798	89*3	1.1	9,2125
9-10	88,34835856	18	25	22,5	0,852772	114*4	0,9	20,25
204,285

Q - процентная надбавка к потерям на трение.

1.8 Подбор котла

Уже сейчас все чаще применяется в многоэтажных домах настенные газовые котлы, называемые иногда котлы-колонки или термоблоки, предназначенные для индивидуального отопления помещений. К установке применяем двухконтурные настенные газовые котлы торговой марки «Beretta».

Двухконтурные настенные котлы обеспечивают наряду с отоплением приготовление горячей воды для бытовых нужд. Область применения данного оборудования довольно широка. Они могут использоваться для отопления коттеджей, загородных домов, нежилых помещений, а также для индивидуального отопления квартир.

Благодаря размерам, слегка превышающим размеры колонки, котлу нетрудно подобрать место на кухне. Бесшумность аппарата не вызывает неудобств в использовании.

Для различных областей применения производятся котлы двух модификаций: с естественной тягой (или с открытой камерой сгорания), и с принудительным удалением продуктов сгорания (или с закрытой камерой сгорания).

Дымоудаление в котлах с открытой камерой сгорания осуществляется через дымоход за счет естественной тяги. Воздух, необходимый для горения газа, потребляется непосредственно из помещения, где установлен котел, и поэтому туда необходимо обеспечить достаточный приток воздуха.

В котлах с закрытой камерой сгорания продукты сгорания удаляются с помощью вентилятора, а воздух для процесса горения поступает непосредственно с улицы. Такие агрегаты не требуют подключения к индивидуальному дымоходу, а могут отводить продукты сгорания в коллективные дымоходы или через стену здания непосредственно наружу. Подобные агрегаты получили особое распространение в поквартирном отоплении многоэтажных зданий. использование их в этой области позволяет решить проблему «перевертывания» тяги и отрыва пламени, возникающее при подключении нескольких котлов к коллективному дымоходу.

Котлы оборудованы модуляционной горелкой, что обеспечивает наиболее экономичный режим: котел автоматически регулирует свою мощность в зависимости от потребности в тепле. Модуляция горелки является немаловажным фактором для обеспечения комфорта в режиме ГВС. Автоматическое регулирование мощности позволяет поддерживать температуру горячей воды на постоянном, заданном пользователем уровне.

При использовании горелок без модуляции возникают сильные колебания температуры горячей воды, сравнимые, практически, с контрастным душем.

Уровень комфорта в этом случае, естественно, невелик.

Мощность котла подбирается в зависимости от теплопотерь здания. конструкция котла позволяет ограничить максимальную мощность отопления до 8 кВт, что делает возможным его установку в помещениях площадью до 60м2.

Номинальную мощность котла нельзя считать избыточной даже при установке в зданиях или квартирах с малой площадью отопления. Ибо избыточная мощность оказывается крайне необходимой для приготовления приемлемого количества горячей воды.

Все двухконтурные настенные котлы имеют приоритет горячего водоснабжения, то есть в момент приготовления горячей воды функция отопления отключается, и вся тепловая мощность используется для ГВС. На отопление это практически не влияет, так как инерция, которой обладают любые здания, не допускает резкого снижения температуры воздуха в помещениях даже во время длительного водоразбора. На практике же в общем графике нагрузки работа котла в режиме ГВС занимает сравнительно небольшое место.

Помимо настенных котлов с проточным принципом приготовления горячей воды - CIAO, SUPER EXCLUSIVE типа CAI CSI - на российском рынке предполагаются так же котлы со встроенным аккумулятором ГВС. Это котлы серии BOILER. Одноконтурные котлы SUPER EXCLUSIVE типа RAI и RSI, предназначенные только для отопления, имеют возможность подключения аккумулятора ГВС BL120. эти котлы предоставляют пользователю большой комфорт горячего водоснабжения, так как способны удовлетворить потребности в горячей воде в пиковых режимах водозабора. Кроме того, они позволяют выполнить линию циркуляции ГВС, что практически сводит время ожидания горячей воды к нулю.

Возможность эксплуатации настенного котла, как для отопления, так и для приготовления горячей воды, позволяет эксплуатировать его в летний период только в режиме ГВС. Функция отопления в этом случае отключается.

Для обеспечения высокого комфорта и экономичной работы оборудования в режиме отопления рекомендуется использовать регуляторы комнатной температуры - «дистанционное управление», «хронотермостат», регулятор комнатной температуры». Они управляют работой котла в зависимости от температуры воздуха в помещении или от наружной температуры. Они имеют таймер или могут быть дополнены им. По желанию пользователя таймер может автоматически повышать или понижать температуру в помещении в заданные часы. Применение регуляторов в комбинации с трехходовыми клапанами позволяет разбить систему отопления на несколько независимых контуров, что обеспечивает поддержание в них различной комнатной температуры. дополнительным способом регулирования температуры в различных помещениях могут быть и термостатические регуляторы на отопительных приборах (радиаторах).

Надежная и длительная работа оборудования во многом зависит от качественно выполненного монтажа. Немаловажными факторами при этом являются подключение газа и электричества.

Для обеспечения электропитания котла рекомендуется использовать стабилизатор напряжения или - что несколько дешевле - сетевой фильтр. Нужно обеспечить заземление котла и подключать его к отдельному автомату. отсутствие напряжения не является причиной, вызывающей блокировку котла.

Его системы прекращают на время свое функционирование и автоматически возвращаются в нужный режим работы после восстановления электропитания. Благодаря тепловой инерции дома замораживания системы отопления не произойдет в течение нескольких десятков часов.

На свою номинальную мощность котлы выходят при динамическом, то есть замеренном на работающем приборе давлении газа 13,5 мбар, что соответствует российской практике. Так как сужение проходного сечения газопровода вызывает большую потерю давления газа, что ведет к снижению номинальной мощности, нельзя ни в коем случае использовать гибкую подводку рекомендуется обеспечить жесткую подводку сечением не менее диаметра газового штуцера котла 3/4”. При большом падении давления газа, что нередко случается в наших газовых сетях, котел не блокируется, а продолжает нормально функционировать даже при понижении давления до 4,5 мбар на входе. При этом он теряет значительную часть своей мощности, но не допускает замораживания системы отопления,

В случае отсутствия природного газа возможно использование котлов на сжиженном газе, но оно имеет смысл только в районах, где предусмотрено газоснабжение от газгольдеров. Объем газа, содержащегося в баллонах, достаточен для эксплуатации котла в максимальном режиме не более чем на сутки - двое.

Расход газа в котлах зависит от правильности настройки, подпора мощности, КПД котла и удельной теплоты сгорания. Котел, однако, не работает постоянно, а тем более на максимальной мощности. Количество часов работы зависит от времени года и погодных условий конкретного региона.

Для обеспечения надежной эксплуатации в жилых помещениях настенные котлы снабжены всеми необходимыми системами безопасности: контроль правильного дымоудаления, образования пламени, циркуляции и перегрева. Это основные системы, относящиеся к первой степени защиты и вызывающие блокировку котла при сбоях в них. При поступлении уходящих газов в помещение, что может послужить причиной отравления, при подаче газа без его воспламенения в течение контрольного времени, либо же при повышении температуры выше критической наступает полная блокировка котла, которую можно снять только вручную. Снятие блокировки вручную важно из-за того, что надо понять причину неисправности и устранить ее.

Контроль горения осуществляется ионизационным электродом.

Ионизационный контроль является современным методом и блокирует подачу газа мгновенно. При использовании ионизационного контроля с автоматическим электророзжигом отсутствует постоянно горящий фитиль запальника, что позволяет экономить газ.

Встроенная обвязка делает котел полностью готовым к подключению к трубопроводам системы отопления и горячего водоснабжения. В обвязку входит: циркуляционный насос, расширительный бак, автоматический воздухоотводчик, сбросной клапан и манометр.

1) Циркуляционный насос обеспечивает принудительную циркуляцию теплоносителя, что не регламентирует больше установку котла только в нижней точке в системе отопления, а позволяет подобрать для него любое место, вплоть до чердака. В отличие от систем с естественной циркуляцией отпадает необходимость в трубопроводах большого диаметра. Достаточным сечением для главного стояка будет 3/4”, а для подводки к радиаторам ?”. Кроме вышеназванных достоинств, принудительная циркуляция значительно сокращает время нагрева отопительных приборов, что ведет к быстрому повышению температуры воздуха в помещениях. Основными параметрами насоса являются напор и производительность, которые находятся в зависимости друг от друга. напор, создаваемый циркуляционным насосом должен преодолевать гидравлические сопротивления элементов системы отопления: трубопроводов, радиаторов, фитингов. В случае если гидравлическое сопротивление системы отопления окажется больше, чем располагаемый напор циркуляционного насоса, последний можно заменить на другой с лучшими характеристиками по напору статическая высота водяного столба системы отопления не влияет на работу насоса и не учитывается в расчетах.

2) Установленный в котле стандартный расширительный бак мембранного типа в большинстве случаев удовлетворяет необходимым требованиям, предъявляемым системой отопления к его объему. Это объясняется тем, что размер системы отопления зависит от потребляемой тепловой мощности, что позволяет произвести приблизительный расчет необходимого объема расширительного бака в зависимости от мощности котла.

3) Сбросной клапан, установленный в котле, рассчитан на 3 бар. Рабочее же давление в системе должно лежать в пределах от 1 до 1,5 бар. Наличие давления в системе необходимо для обеспечения правильной работы циркуляционного насоса и предотвращение закипания теплоносителя. В конструкции котлов предусмотрена система подпитки, но там, где возможны частые утечки теплоносителя, лучше установить дополнительную линию подпитки. За давлением в системе отопления должен следить пользователь. При создании параллельной автоматической подпитки, в принципе возможной, возникает опасность позднего обнаружения неисправности в системе отопления.

Для котлов малой мощности система отопления имеет обычно незначительный объем: в ней редки утечки, то есть она близка к идеальной; подпитка практически исключительна, снижается риск образования накипи в первичном теплообменнике. Химическая подготовка воды в этом в этом случае желательна, но не обязательна. Соли жесткости, содержащиеся в воде, откладываются тонким слоем в виде накипи на поверхностях теплообмена при первичном заполнении системы отопления, что умеренно сказывается на КПД системы и ее работоспособности. Только постоянная подпитка с добавлением свежей воды может нанести ущерб. Следует обратить внимание и на приготовление воды для горячего водоснабжения. Во вторичных пластинчатых теплообменниках отсутствует фактор постоянного нагрева стоячей воды выше 60?C, поэтому возможность отложения накипи в них именно в силу конструктивных особенностей резко снижается. Однако если общая жесткость исходной воды поступающей в котел превышает 4 мг-экв/л, целесообразно использовать установки для умягчения воды, например с помощью полифосфатных дозаторов «Beretta» или их аналогов. Следует также заметить, что показатель кислотности PH для котловой воды, согласно принятым в Европе нормативам должен находиться в пределах от 6,5 до 8,5 относительных единиц (что соответствует российским нормам СанПиН для питьевой водонапорной воды).

Используемые в настенных котлах медный теплообменник первичного контура и пластинчатый медно-стальной теплообменник контура ГВС достаточно надежны и имеют высокий КПД. При правильном монтаже системы отопления и периодическом сервисном обслуживании, включающем в себя промывку теплообменников и чистку горелки, срок их эксплуатации составит не менее 15 лет.

Оптимальным теплоносителем для систем отопления является вода. использование незамерзающих жидкостей возможно, однако многие из них ядовиты или имеют эффект пенообразования, что ведет к отсутствию циркуляции в системе отопления и блокировке котла.

Для монтажа системы отопления рекомендуется использовать медную или пластиковую разводку. В качестве тепловых приборов желательно использование радиаторов, обладающих большим объемом; не рекомендуется применять конвекторы, для которых необходимы определенные температурные режимы. Для системы отопления крайне нежелательно использовать черную трубу или чугунные радиаторы, которые подвержены коррозии - это ведет к снижению срока службы котла. Независимо от использованных материалов перед установкой котла необходимо тщательно промыть систему отопления. Для дополнительной защиты теплообменника должен быть установлен на обратном трубопроводе фильтр-грязевик, а для проведения регламентных работ необходимо наличие под котлом на прямом и обратном трубопроводе отсекающих шаровых кранов.

Мощность котлов подбираем по потребности жителей квартиры в горячей воде.

В двухкомнатных квартирах устанавливаем котлы Beretta Super Exclusive 24 CSI. В трехкомнатных квартирах устанавливаем котлы Beretta Super Exclusive 28 CSI. В двухъярусных квартирах устанавливаем котлы Beretta Super Exclusive 32 MIX CSI.

Технические характеристики котлов Beretta

Таблица 0.14

Технические характеристики	SE 24CSI	Se 28 CSI	32 MIX CSI
Тепловая нагрузка, кВт	26,3	31,0	34,9
Номинальная тепловая мощность, кВт	23,7	28,0	32,0
Минимальная тепловая мощность, кВт	9,3	9,9	9,0
К.П.Д. %	90,2	90,4	91,5
Потребляемая электрическая мощность, Вт	125	125	160
Электропитание, В/Гц	220/50	220/50	220/50
Номинальное давление газа, мбар	13,5	13,5	13,5
Минимальное давление газа, мбар	4,5	4,5	4,5
Расход газа
Природный газ, м3/ч	2,78	3,28	3,69
Сжиженный газ, кг/ч	2,04	2,54	2,75
Отопление
Максимальное давление в системе отопления, бар	3	3	3
Диапазон регулирования температуры ?С	45-85	45-85	45-80
Расширительный бак, л	8	8	10
Горячее водоснабжение
Максимальное давление, бар	6	6	6
Минимальное давление, бар	0,15	0,15	0,15
Производительность ГВС
- при ?t=25?С, л/мин	13,6	16,1	18,3
- при ?t=35?С, л/мин	9,7	11,5	13,1
Диапазон регулирования температуры, ?С	37-60	37-60	37-60
Диаметр соединений
Вход/выход отопления, R	3/4'	3/4'	3/4'
Вход/выход ГВС, R	1/2'	1/2'	1/2'
Вход газ, R	3/4'	3/4'	3/4'
Дымовые газы
Диаметр патрубка коаксиального дымохода, мм	60/100	60/100	60/100
Диаметр патрубка раздельного дымоудаления, мм	80	80	80
Макс. СО, р.р.m	80	60	75
Макс. СО2 %	5,5	6,2	6,9
Макс. NOx, p.p.m.	130	130	140
Т уходящих газов, ?С	112	119	127

1.9 Аэродинамический расчёт коллективного дымохода

Основной задачей расчёта является вывод о работоспособности или неработоспособности дымохода заданного сечения и высоты при присоединении к нему котлов.

Расчётом определяется:

1) Температура и скорость дымовых газов на выходе из трубы;

2) Общее аэродинамическое сопротивление трубы и газохода;

3) Тяга, развиваемая трубой в зависимости от температуры наружного воздуха и средней температуры дымовых газов в трубе.

Обычно, вызывает опасение верхний участок дымохода (участок от присоединения теплогенератора верхнего этажа до устья). В летнем режиме работы при относительно низкой плотности окружающего воздуха тяга на этом участке невелика, а сопротивления высоки из-за больших скоростей продуктов сгорания.

Произведем аэродинамический расчёт верхнего участка дымохода, прокладываемого по балкону.

По паспорту при работе котла Beretta Super Exclusive 24 CSI выделяет 56,4 м3/час дымовых газов. Следовательно, на верхнем участке дымохода расход дымовых газов составит:

где G- расход дымовых газов от одного котла;

n- число котлов, присоединенных к одному дымоходу, n=8;

При 0?С и 750 мм. рт. ст. плотность дымовых газов составляет 1,34 кг/м3. Соответственно средняя плотность дымовых газов в трубе равна:

?= 1,34•273/Тср,

где Тср - средняя абсолютная температура в трубке (К).

?= 1,34•273/(273+112)=0,95 кг/м3.

Средняя скорость газов в трубе, м/с:

?= ?G/(F•3600),

где F - площадь сечения дымохода, F =?•D2/4, м2.

?=4•451,2/(3,14•0,32•3600)=1,77 м/с.

Линейное сопротивление участка трубы длиной 1 и диаметром D определяем по формуле:

?h= ?•l•?2•?/(D2),

где ?- коэффициент сопротивления, равный 0,02 для металлических труб и 0,04 для кирпичных дымоходов.

?h= 0,02•5,2•1,772•0,95/(0,3•2)=0,52 Па.

Потери на местное сопротивление в дымоходе определяем по формуле:

?h=??•?2•?/2,

где ?- коэффициент местного сопротивления:

поворот на 30?- 0,2;

врезка дымоотвода в дымоход - 1,0; выход из дымохода с зонтом - 1,5. Итого ??=2,9.

?h=2,9•1,772•0,95/2=4,31 Па.

Суммарные потери составят:

?h=0,52+4,31=4,83 Па.

Расчётное гравитационное давление, Па, определяем по формуле:

Ргр=h•(?нар-?вн)•g,

где h- высота воздушного столба, h=5 м.;

?нар,, ?вн - плотность наружного воздуха; ?нар= 1,189 кг/м3 (при 27?С) и дымовых газов, ?вн= 0,95 кг/м3.

Ргр= 5(1,189-0,95)9,8=11,7 Па

Тяга, создаваемая дымовой трубой, превышает общие потери более чем на 20%.

2 Технология и организация строительных и монтажно-заготовительных процессов

2.1 Исходные данные

Разработать проект производства строительных и монтажных работ наружных сетей газоснабжения.

Таблица 2.1

Диаметр, мм	Длинна, м
630	15660
520	5000
420	200
377	1200
273	2000
219	800
159	2500
133	3800
31160

2.2 Технология производства работ

1. Механизированная разработка грунта.

Рытьё ведётся экскаватором. Он перемещается по оси траншеи. Отвал устраивается по одной стороне. Загрузка грунта в автосамосвал производится по этой же стороне.

2. Сборка труб в звеньях.

Стальные трубы собирают в звенья в такой последовательности:

– укладывают и выверяют лежки;

– укладывают с помощью крана на лежки трубы, очищают и подготавливают кромки труб к сварке;

– центрируют стыки центратором, поддерживают при этом трубы краном - трубоукладчиком во время прихватки стыка электросваркой;

– собирают стыки труб с поворачиванием звена труб

– удаляют лежки и устанавливают собранное звено на инвентарные подкладки.

3. Сварка поворотных стыков.

Стыки центрируют центратором. Сцентрированный стык, в зависимости от диаметра труб, закрепляют 3 - 5-ю прихватками. Длинна каждой прихватки не более 50 мм, а толщина - 0,4 стенки. Трубы поворачивают поворотными ключами, зазор между трубами должен быть 1,1-3 мм в зависимости от толщины стенок. Величину зазора проверяют шаблонами.


прихватка

газовый сеть потребление

При толщине стенок труб до 8 мм, их сваривают в 2 слоя:

1 слой - 0,6;

2 слой - 0,4.

По окончанию сварки поверхность каждого слоя очищают от шлаков и брызг металла. Первый слой шва наносят по частям с двух позиций; сначала заворачивают первую и третью, а потом, повернув на 90 , вторую и четвёртую четверти стыков. Сварку ведут снизу вверх. Второй слой сварщик наносит с одной позиции по всей длине стыка, постоянно поворачивая трубу. Прихватку и сварку стыков делают 2 электросварщика.

4. Укладка звеньев труб в траншею.

Краны одновременно поднимают и опускают звено труб в траншею на основание. Звено труб центрируются при прихватке стыков.

5. Сварка неповоротных стыков.

При такой сварке, сварщик находится в приемке для сварки, сваривать начинают снизу. Операции при прихватке стыка те же, что и для поворотных стыков, но без поворачивания звена труб.

6. Антикоррозийная изоляция стыков.

Она наносится вручную. Тип изоляции - нормальный. Слои изоляции: грунтовка, битумная мастика (2 слоя), крафт-бумага. Грунтовку наносят на очищенную от окалины, грязи и ржавчины поверхность труб. Трубы очищают вручную. Слой грунтовки должен быть ровным, без пропусков, спусков, подтеков и пузырей. Мастику приготавливают в специальных битумоварочных котлах и наносят в горячем виде на слой сухой грунтовки. Крафт-бумагой оборачивают по горячему слою мастики с нахлестом витков 10-30 мм складок. Изоляцию выполняют трое рабочих.

7. После укладки трубопровода устанавливают стены колодцев сборные железобетонные.

Устройство колодцев включает:

– зачистку дна котлована и устройство песчаной подготовки;

– задел стыков труб в колодце;

– монтаж железобетонного колодца;

– установка стальной лестницы;

– установка люка.

При устройстве колодцев используются автокраны. Покрытие поверхности битумной мастикой идет сразу же за устройством колодца.

8. Установка фасонных частей, задвижек компенсаторов.

Их установку производят до возведения стен колодцев. Последовательность: фасонные части, задвижки, компенсаторы.

9. Присыпка трубопровода.

Осуществляется вручную. После укладки труб на основание и центрирования мест их соединения, с целью удержания трубы проектном положении производят их подбивку (грунтом, песком). Для этого грунт лопатами подсыпают одновременно с обеих сторон трубы на высоту 1/4 диаметра. После заделки мест соединения труб производят присыпку трубопровода.

Сначала засыпают приямки и подбивают пазухи одновременно с обеих сторон, а затем траншею засыпают вручную на 0,2 м выше верха трубы. Грунт засыпают слоями и уплотняют трамбовкой.

рис. 2.2 рис. 2.3

10. Засыпка трубопровода и планировка трассы.

Засыпка осуществляется бульдозером. Засыпка должна осуществляться осторожно, чтобы не нарушить строение конструкции.

11. Испытание трубопровода (пневматическое).

Пневматическое испытание в две стадии: на прочность и на плотность. При первичном испытании подземных газопроводах на прочность их укладывают в траншею и присыпают на 0,2 м выше верха трубы.

Подняв давление в газопроводе до нормы, газопровод выдерживают этим давлением 1 час, затем давление снижают до нормы, установленной для испытания на плотность, обмазывают стык водным раствором и после этого осматривают газопровод и арматуру. Дефекты устраняют после снижения давления в газопроводе до атмосферного. Вторичное испытание газопровода на плотность производят после их полной засыпки до проектных отметок. Перед началом испытаний необходимо, чтобы температура воздуха была равна температуре грунта. Для этого газопровод наполняют воздухом и выдерживают некоторое время. Результаты испытания определяют путем равнения фактического давления за время испытания с падением давления.

2.3 Определение объемов строительных и монтажных работ

Объем работ при строительстве земляных сооружений состоит из объемов механизированной ручной разработки грунта. Механизированным способом отрывают траншеи, под колодцы котлованы, а вручную - приямки в траншее для сварки неповоротных стыков газопровода при бесканальной прокладке и недобор грунта в траншее и котлованах после работы экскаватора. Общий объем земляных работ на захватке получается суммированием по участкам объемов механизированной и ручной разработки грунта в траншее, котлованах под колодцы и в приямках.

Подсчёт объёмов земляных работ начинают с котлованов. Объём механизированной разработки котлована с откосами под колодец подсчитывается в м3:

где hк - глубина котлована за вычетом недобора грунта, м;

hтр - глубина траншеи, м;

hнед- недобор грунта, hнед= 0,1 м.

F - площадь основания котлована, м2;

F1 - площадь верхней плоскости котлована, м2.

Площади определяются по формулам:

где а - размер основания котлована, для колодцев круглого сечения:

а=Dн+0,4;

а1 - размер верхней плоскости котлована, м

а1=а +2•m•h;

m - коэффициент заложения котлована.

Объёмы недобора грунта для котлована:

Объёмы механизированной разработки траншеи с откосами на участках, согласно продольному профилю при разности отметок не более 0,5 м и длина его менее 50 м определяют по формуле Муза:

где Fcp - площадь среднего на участке поперечного сечения траншеи.

где атр - ширина траншеи по дну, м;

l - длина участка траншеи, принимается за вычетом длины котлована, м.

где n - количество котлованов.

Рис. 2.4. Рис. 2.5.

Объём недобора грунта на участке траншеи с постоянной шириной дна:

Минимальные размеры принятые для сварки неподвижных стыков трубопровода в траншее для газовых сетей: длина 1 м, ширина (D+1,2), глубина 0,7 м.

Объём разработки приямков в траншее с откосами:

где V1, V2 - объем частей приямка.

где Dн - наружный диаметр трубопровода с учетом противокоррозионного покрытия.

Определение обратной засыпки траншеи, котлованов и приямков ранее вынутым грунтом:

Vо - общий объём разработки грунта на захватке;

Vк - объём, объём занимаемый конструкцией.

Высоту колодца принимают из расчёта заглубления верха перекрытия от поверхности земли не менее 0,2 м.

Объём избыточного грунта, подлежащего отрывке:

Подземные газопроводы после укладки в траншею присыпаются местным грунтом. Поэтому объём обратной засыпки траншеи следует разделит на объём присыпки и объём последующей засыпки до проектных отметок.

Объём присыпки:

где Fп - площадь присыпки для траншей с откосами.

где Dн - наружный диаметр трубопровода;

hп - общая толщина присыпки;

lп - длина прихватываемого участка трубопровода;

Dк - диаметр кольца по наружному обмеру, 2 м;

n - количество колодцев;

Vпр - объем приямка для сварки стыков трубопровода в траншее.

Объём механизированной обратной засыпки траншеи и котлованов:

площадь планировки трассы:

аср - средняя ширина траншеи по верху

Общее число стыков для конкретного диаметра:

nз,к,ф- число соответственно задвижек, компенсаторов, фланцевых частей. Расчёты сведены в таблицу 2.2.

Подсчет объема земляных работ

Таблица 2.2

	630*7	520*7	420*9	377*9	273*7	219*6	159*4,5	133*4
Объём котлована, Vкот	777	224	8	46	70	26	74	114
Объём траншей, Vтр	62812	19194	736	4337	6903	2693	8184	12281
Объём приямков, Vпр	1404	421	20	123	216	83	250	372
Объём общий, Vo	64994	19840	765	4508	7190	2803	8509	12768
Объём мех. выемки, Vмех	60745	18565	712	4197	6681	2607	7922	11893
Объём руч. выемки, Vруч	2844	853	32	187	292	112	337	502
Объём руч. прис/, Vрп	25211	6720	228	1259	1688	589	1558	2183
Объём мех. зас., Vмех зас	8481	3824	186	1203	2300	975	3219	5000
Общий объём засыпки, Vз	33693	10545	414	2462	3988	1565	4778	7184
Объём избыточног Vо-Vз	31301	9295	350	2045	3201	1238	3731	5584
Площадь планировки, Fм	114787	36100	1424	8492	13946	5535	17147	25965
Кол - во неповоротных стыков	774	246	6	38	48	18	61	93

2.4 Выбор комплекта машин для производства земляных работ

В комплект входят экскаваторы, автосамосвалы и бульдозеры. Эти машины выполняют следующие работы: рытьё траншей и котлованов, увоз избыточного грунта и засыпку траншей и котлованов после завершения в них монтажных работ.

Ведущей машиной для выполнения земляных работ является одноковшовый экскаватор с оборудованием обратной лопаты. Выбор типа экскаватора зависит от вида грунта, ширины и глубины траншеи, от необходимости устройства отвала в транспортные средства.

Требуемый радиус выгрузки экскаватора обуславливается необходимостью устройства отвала грунта определённых размеров:

Поперечное сечение отвала:

где Fтp - площадь сечения траншеи;

Fк - площадь сечения конструкции;

Кпр -- первоначальное увеличение объёма грунта 0,2 (суг.)

Рис. 2.5

Размер отвала грунта:

определяем размеры:

Требуемый радиус выгрузки при совпадении движения экскаватора с осью траншеи:

где а - берма траншеи (принимается не менее 0,5 м).

Требуемая высота выгрузки при укладке:

Выбираем экскаватор универсальный с гибкой подвеской рабочего оборудования, пневмоколёсный ЭО - 3111А оборудованный лопатой;

– ёмкость ковша - 0,4 м;

– ширина ковша - 0,96 м;

– максимальная глубина копания -4 м;

– радиус выгрузки - 4,15 м;

– высота выгрузки - 3 м;

– максимальный радиус копания - 7,8 м.

Сметная выработка автосамосвала: для экскаватора выбирается автосамосвал с ёмкостью кузова равной 7-10 ёмкостям ковша. Объём ковша 0,4 м, рекомендуется грузоподъёмность автосамосвала: 7 тонн при транспортировке грунта на 3 км, следовательно объём кузова 2,8 - 4м3.

Выбираем автосамосвал МАЗ - 503: грузоподъёмность 7 тонн объём кузова -4м.

Выбор монтажного крана. Для сборных ж/б элементов:

для монтажа трубопровода:

где Сдоп - заложение призмы обрушения грунта, м, для супесей -2 м.

Для монтажа трубопровода проверяется условие:

С?Сдоп; С = z+dн+a+m•h

С=2,97?2=Сдоп - условие выполняется.

При опускании плети двумя кранами нагрузка приходящаяся на 1 кран:

Отреб? 1,1 •Qpacч; Qтpe6> 1523кг.

Выбираем кран марки КС - 4362

– длина стрелы 14 м;

– вылет крюка 3 м;

– грузоподъёмность 4,4 тонны

– радиус хвостовой части 3,2 м

2.5 Трудоёмкость строительных и монтажных работ

Расчёт продолжительности ручных и механизированных строительных процессов, а также затраты машинного времени производятся по ЕНиР соответствующих разделов.

Трудоёмкость работы равна в чел/дн.:

Нвр - нормы времени на единицу работы, чел.•ч;

V - объём работы в единицах принятых ЕНиР;

к- поправочный коэффициент к норме времени;

8 -- продолжительность рабочей смены.

Расчёт затрат машинного времени автосамосвалов на извоз избыточного грунта производится в маш./смена,

Vотв - объём избыточного грунта, подлежащего увозу, м3;

nа см - сметная эксплуатационная производительность автосамосвала, м3/см.

где n - количество рейсов в смену;

Vк - погрузочная ёмкость кузова автосамосвала м J;

Kв -коэффициент использования автосамосвала, Кв = 0,7-0,8.

Количество рейсов за смену:

tц, -- продолжительность рейса, мин.

Ведомость объёмов работ

Таблица 2.3

№ п/п	Вид системы, наименование работ	объёмы	Формула расчёта	Примечание
		Ед. изм	Кол-во
1	2	3	4	5	6
1	Устройство ограждений из инвентарных щитов, высотой 2,2 м	м	61784	l=2•lтр +2•в в=30 м
2	Рытьё котлованов и траншей	м3	113325		экскаватор
3	Зачистка дна траншей и котлованов	м3	5163
4	Рытьё приямков в местах сварки труб	м3	2892
5	Устройства естественного основания	м3	5151
6	Сварка труб в плети на бровке	1 м		l захвата	5
	630		15660
	520		5000
	420		200
	377		1200
	273		2000
	219		800
	159		2500
	133		3800
7	Сварка труб в плети (поворотные)	1 ст			lтр=10 м lпл?520=20 м lпл?377=30 м lпл?133=40 м
	630		774
	520		246
	420		13
	377		79
	273		149
	219		60
	159		186
	133		283
8	Опускание труб (плетей) в траншею и укладка на основание			l захвата
	630
	520	1м	15660
	420		5000
	377		200
	273		1200
	219		2000
	159		800
	133		2500
			3800
9	Сварка труб в приямках (неповоротная)
	630
	520		774
	420	1 ст	246
	377		6
	273		38
	219		48
	159		18
	133		61
			93
10	Присыпка и подбивка трубопровода грунтом (кроме стыков)	м3	39440
11	Монтаж стальных задвижек	1 шт.		nз=nкол
	630		78
	520		25
	420		1
	377		6
	273		10
	219		4
	159		12
	133		19
12	Сборка типовых колодцев из типовых готовых цилиндров	1 шт.	155	на 1 км - 5 шт.
13	Монтаж компенсаторов	1 шт.		nком=nз=nкол
	630		78
	520		25
	420		1
	377		6
	273		10
	219		4
	159		12
	133		19
14	Продувка трубопровода воздухом. Пневматическое испытание на прочность	1 м		l захвата
	630		15660
	520		5000
	420		200
	377		1200
	273		2000
	219		800
	159		2500
	133		3800
15	Противокоррозийная изоляция стыков трубопровода	1 ст


	630		2496
	520		1430
	420		950
	377		1050
	273		1130
	219		1010
	159		1180
	133		1310
16	Окончательная засыпка трубопровода с трамбовкой	100 м3	64633
17	Разборка ограждений	1 м	61784	1 = 2•1тр+2•в в = 30м

Ведомость трудоёмкости работ

Таблица 2.4

№ п / п	Вид системы, наименование работ	объём	Параграф нормированного справочника	Тип, марка механизма	Норма времени на ед. измерения	Общее количество	Состав звена
		Ед. изм.	Количество			Чел.час./ расц.	Маш. час	Чел.дн./расц.	Маш. см.	Профессия, разряд	кол-во
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	Рытьё котлована	100 м2	1,33	Е2-1-11	Экскаватор ЭО-3111А	3,5/3-19	3,5	0,58/4,24	0,58	машинист 5 р.	1
2	Рытьё траншей	100 м2	112	Е2-1-11	Экскаватор ЭО- 3111А	2,8/2-55	2,8	39/285,6	2,8	машинист 5 р.	1
3	Зачистка дна траншей и котлованов	1 м2	5163	Е2-1-47	-	0,85/0-54,4	-	549/2809	-	Землекоп 2 р.	1
4	Рытьё приямков в местах сварки труб и изоляции	1 м2	2892	Е2-1-50		1,3/0-83,2		470/2406		Землекоп 2 р.	1
5	Устройство естественных оснований под ТП	1 м2	5151	Е9-2-32	-	0,9/0- 60,3	-	560/3106-05	-	Монтажник 3 р. 2 р.	2 2
6	Сборка труб (непо- воротные)	1 м ТП		Е9-2-32	Кран					Монтаж- ник
					КС-
	630		15660		4362	0,19/0-15,2	0,19	372/2380-30	372	5 р.	1
	520		5000			0,16/0-12,8	0,16	100/640-00	100	4 р.	1
	420		200			0,13/0-10,5	0,13	3/21-00	3	Зр.	1
	377		1200			0,09/0-07,2	0,09	13,5/14-40	13,5
	273		2000			0,06/0-04,8	0,06	15/96-00	15	машинист
	219		800			0,05/0-04,0	0,05	5/32	5	5 р.	1
	159		2500			0,04/0-03,2	0,04	12,5/80-00	15,5
	133		3800			0,03/0-02,4	0,03	14/91-20	14
7	Сварка труб (поворотные)	1 ст		Е22-2-2	АСБ-120 Сварочный аппарат		-		-	Электросварщик ручной сварки 6 р.	1

	630		774			1,5/1-59		145/1230-66
	520		246			1,4/1-48		43/364-08
	420		13			1,4/1-48		2/19-24
	377		79			1,2/1-27		12/100-33
	273		149			1/1-06		19/157-94
	219		60			0,7/ 0-74,2		5/44-52
	159		186			0,55/0-58,3		13/108-44
	133		283			0,29/0-30,7		10/86-88
8	Опускание плетей труб в траншею и укладка на основание	1 м ТП		Е9-2-1	Кран КС-4362					Монтажник
	630		15660			0,53/0-41,9	0,53	1037/6561-54	1037	6 р.	1
	520		5000			0,43/0-34	0,43	269/1700-00	269	4 р.	2
	420		200			0,33/0-25,7	0,33	8/51-40	8	3 р.	3
	377		1200			0,24/0-18,7	0,24	36/224-40	36
	273		2000			0,18/0-14	0,18	45/280-00	45	машинист
	219		800			0,17/0,13,2	0,17	17/105-60	17	5 р.	1
	159		2500			0,14/0-10,9	0,14	44/272-50	44
	133		3800			0,12/0-09,3	0,12	57/353-40	57
9	Сварка труб в приямках (неповоротные)	1 ст		Е22-2-2	АСБ-120 Сварочный аппарат		-		-	Электросварщик ручной сварки
	630		774			2/2-12		186/1577-28		6 р.	1
	520		246			1,8/1-91		55/469-86
	420		6			1,8/1-91		1,5/11-46
	377		38			1,5/1-59		7/60-42
	273		48			1,3/1-38		8/66-24
	219		18			0,79/0-83,7		2/15-07
	159		61			0,62/0-65,7		5/40-08
	133		93			0,33/0-35		4/32-55
10	Присыпка и подбивка грунтом	м3	39440	Е2-1-58	_	0,79/0- 48,6	_	4/19167-84 3892		Землекоп 2 p.	1
11	Монтаж стальных задвижек	1 шт.		Е9-2-16	-		-		-	Монтаж-
										ник
	630		78			17,5/14-61		171/1139-58		6 p.	1
	520		25			13,5/11-27		42/281-75		4 p.	2
	420		1			8,7/7-26		1/7-26		Зр.	1
	^77					7,2/5-76		5/34-56
	273		10			4,8/3-84		6/38-40
	219		4			3,7/2-96		2/11-84
	159		12			2,9/2-32		4/27-84
	133		19			1,9/1-44		4,5/27-36
12	Монтаж сальниковых компенсаторов	1 шт.		Е9-2-17	-		-		-	Монтажник
	630		78			17/14-45		166/1127-10		6 p.	1
	520		25			14,5/12-33		45/308-25		4 p.	1
	420		1			11,5/9-78		1,5/9-78		Зр.	1
	377		6			9/7-20		7/43,2
	273		10			6,5/5-20		8/52-00
	219		4			6,5/5-20		3/20-80
	159		12			3,9/3-12		6/37-44
	133		19			2,6/2-08		6/39-52
13	Сборка типовых колодцев из готовых цилиндров	1 шт.	155	Е9-2-29	Кран КС-4362	9,6/7-0,1	9,6	186/1086-55	186	Монтажники
										5 р.	1
										Зр.	3
										2 р.	1
										машинист
										5 р.	1
14	Продувка и испытание ТП	1 м		Е9-2-9	Компрессорная установка АКС-8		-		-	Монтажник
	630		15660			0,4/0-33,4		783/5230-44		6 р.	1
	520		5000			0,34/0-27,6		212/1380-00		4 р.	1
	420		200			0,34/0-27,6		9/55-20		3 р.	2
	377		1200			0,28/0-22,8		42/273-60
	273		2000			0,24/0-19,5		60/390-00
	219		800			0,24/0-19,5		24/156-00
	159		2500			0,2/0-16,3		62,5/407-50
	133		3800			0,2/0-16,3		95/619-40
15	Изоляция стыков	1 ст		Е9-2-12	-		-		-	Изолировщик на термоизоляции
	630		2496			0,77/0-56,2		240/1402-75
	520		1430			0,66/0-48,2		944/689-26
	420		950			0,54/0-39,4		64/374-30
	377		1050			0,42/0-30,7		55/322-35		4 р.	1
	273		ИЗО			0,34/0-24,8		48/280-24		3 р.	2
	219		1010			0,34/0-24,8		343/250-48
	159		1180			0,3/0-21,9		44/258-42
	133		1310			0,3/0-21,9		49/286-89
16	Окончательная засыпка трубопровода с трамбовкой	100 м2	64633	Е2-1-34	Бульдозер ДЗ-29	0,66/0-60,1	0,66	5332/38844-44	5332	машинист 5Р.	1
17	Окончательное испытание	1 м ТП		Е9-2-9	Компрессорная установка АКС-8		-		-	Монтажник
	630		15660			0,4/0-33,4		783/5230-44		6 р.	1
	520		5000			0,34/0-27,6		212,5/1380-		4 р.	1
	420		200			0,34/0-27,6		00 8,5/55-20		3 р.	2
	377		1200			0,28/0-22,8		42/273-60
	273		2000			0,24/0-19,5		60/390-00
	219		800			0,24/0-19,5		24/156
	159		2500			0,2/0-16,3		62,5/407-50
	133		3800			0,2/0-16,3		95/619-40
18	Устройство ограждий Разборка ограждений	1 м 1 м	61784 61784	Е9-2-33		0,25/0-17,5 0,15/0-09,6	-	1931/10812-20 1158,5/5931-26		Плотник 3 р. плотник 2 р.	1 1

2.6 Техника безопасности

Земляные работы.

Котлованы и траншеи должны иметь устойчивые откосы или крепления. Откосы и берма должны быть очищены от камней и строительных материалов. Вблизи подземных коммуникаций работать только лопатами. Для перехода через траншею использовать проезжие мосты. Запрещается находиться при погрузке грунта между землеройной машиной и транспортным средством. Погрузку следует производить со стороны заднего или бокового борта автомобиля.

Каменные и железобетонные работы.

До начала и во время работ следует проверять состояние откосов, прочность и надежность креплений, правильность и безопасность положения грузоподъемных кранов и других механизмов. Материалы располагают не ближе 1,5 м от верха бровки, а при отсутствии крепления пределами призмы обрушения грунта. Грузоподъемные механизмы устраивают за пределами призмы обрушения и не ближе 0,5 м от нее.

Монтажно-сварочные работы.

Автомобильный кран при совместной работе со сварщиком должен соблюдать следующие меры безопасности:

1) работать в исправной спецодежде, используя индивидуальные средства защиты, глаза предохранять защитными стеклами и щитками;

2) следить за движением резака при резке металла, чтобы исключить ожог;

3) проверить перед стыкованием труб, не находятся ли в них посторонние предметы;

4) поворачивать трубу согласно со сварщиком;

5) обращать внимание на исправность изоляции проводов, не допускать их переплетения между собой и другими проводами.

При опускании труб в траншею нельзя использовать распорки креплений в качестве опор под трубы. Во время опускания труб в траншею (и других предметов) вместе опускания не должно быть рабочих. При стыковании труб в плети следует обращать внимание на их устойчивость во время монтажа. Плети должны находиться не ближе 1,5 м от верха бровки траншеи.

Монтаж и сварка труб в подвешенном состоянии запрещается.

Изоляционные работы.

Площадка под варку битума должна быть ограждена, над каждым установлен навес. Варочные котлы прочно закрепляют и закрывают несгораемыми крышками. Место варки оборудуется комплектом противопожарных средств: огнетушители, лопаты, песок. Котлы должны находиться на расстоянии 50 м от траншеи. Заполнять проем за 3Л его емкости. Битумную мастику доставляют к месту производства изоляционных работ в бочках, плотно закрытых крышками и положенных на 3А их ёмкости.

Испытание трубопровода.

Запрещается находиться перед заглушками в зоне временных и постоянных устройств. Дефекты устраняются после снятия в нем давления.

При испытании трубопровода запрещается производить на нем работы, не связанные с испытанием. Испытания лучше производить в дневное время. В колодцах и камерах открывают все люки. Для определения загазованности запрещается пользоваться спичками. При проведении испытания устанавливается зона охраны. Запрещается производить осмотр участка трубопровода во время наполнения воздухом. Наблюдать за испытанием с расстоянием не менее 5 м. Поддержание безопасных условий труда заключается в систематической проверке состояния безопасности труда на всех рабочих местах перед началом работ, в устранении производственных опасностей и контроле со стороны непосредственного руководителя и инженера по технике безопасности за состоянием оборудования, защитных приспособлений, и применением безопасных способов выполнения рабочих операций.

3. Экономика систем ТГВ

3.1 Общие положения

Системы теплогазоснабжения и вентиляции как системы энергообеспечения играют важную роль в развитии и укреплении народного хозяйства, в улучшении и совершенствовании энергоснабжения и инженерного благоустройства городов. Они должны быть надёжными, бесперебойными в работе и экономичными в эксплуатации, обеспечивать рациональное использование и экономию энергетических ресурсов. Высокое совершенство и экономичность систем теплогазоснабжения и вентиляции в значительной мере определяются теми решениями, которые принимаются при их проектировании и строительстве. Особую роль в определении экономичности системы на этапе проектирования играет оценка стоимости СМР на основе составленной локальной сметы.

Для определения прямых затрат в локальных сметах и расчётах, составляемых при строительстве новых, расширении, реконструкции и техническом перевооружении действующих предприятий, зданий и сооружений, а также формирования на основе этих смет договорных цен на строительную продукцию предназначены сметные нормы и расценки(СНиР).

В расценках учтены затраты, связанные с выполнением комплекса работ по монтажу оборудования, установленные соответствующими нормативными и техническими документами на поставку и монтаж оборудования включая:

– приёмку оборудования в монтаж;

– перемещение оборудования по горизонтали и вертикали с погрузкой и выгрузкой;

– распаковку оборудования с отноской упаковки;

– очистку оборудования от консервирующей смазки и покрытий;

– технический осмотр оборудования;

– укрупнительную сборку оборудования, поставляемого отдельными блоками, узлами или деталями;

– приёмку и проверку фундаментов и других оснований под оборудование, разметку мест установки оборудования, установку анкерных болтов и закладных частей в колодцы фундаментов;

– установку оборудования с выверкой и закреплением на фундаменте или другом основании, включая установку отдельных механизмов и устройств, входящих в состав оборудования или его комплектную поставку: вентиляторов, насосов, питателей, электроприводов (механическая часть), пускорегулирующей аппаратуры, металлических конструкций, трубопроводов, арматуры, систем маслосмазки др., предусмотренных чертежами данного оборудования;

– сварочные работы, выполняемые в процессе сборки и установки оборудования, с подготовкой кромок под сварку;

– заполнение смазочными и другими материалами устройств оборудования;

– проверку качества монтажа, включая индивидуальные испытания оборудования (вхолостую, а в необходимых случаях - под нагрузкой, гидравлическое, пневматическое и другие виды испытаний, указанные в технических частях или вводных указаниях сборников расценок).

В расценках на монтаж оборудования, как правило, не учтены затраты на:

– монтаж приборов и средств автоматизации, определяемые по расценкам соответствующего сборника;

– электромонтажные работы, определяемые по расценкам соответствующего сборника;

– огрунтовку трубопроводов и последующую их окраску, определяемые по соответствующему сборнику СниР;

– цветовую или различительную окраску оборудования, а также пояснительные и предупредительные надписи, определяемые по соответствующему сборнику СНиР;

– устройство и разработку инвентарных лесов, необходимость которых установлена проектом, определяемые по соответствующему сборнику СНиР.

Расценки не корректируются в зависимости от применяемой техники, технологии и организации монтажных работ, согласно проекту производства работ на конкретном объекте, за исключением случаев, предусмотренных действующими положениями, а также техническими частями и вводными указаниями сборников.

В случаях, когда проектом организации строительства предусматривается выполнение монтажных работ в более сложных производственных условиях по сравнению с предусмотренными в сборниках (при реконструкции, техническом перевооружении, расширении промышленных предприятий, зданий и сооружений, при ликвидации последствий аварий, стихийных бедствий и т.п.), вследствие чего снижается производительность труда рабочих, к основной заработной плате рабочих и к затратам по эксплуатации машин следует применять коэффициенты: на предприятиях (в цехах, корпусах, на производственных площадках), остановленных для производства строительно-монтажных работ, а также в зданиях и сооружениях всех назначений при наличии в зоне производства работ загромождающих помещение предметов(станков, установок, аппаратов, эксплуатационного и лабораторного оборудования, оргтехники, мебели и т.п.) - коэффициент составляет 1,1-1,15.

В случаях, когда в сборниках не приведены расценки на демонтаж, и в технических частях и вводных указаниях сборников нет указаний о порядке их определения, расценки на демонтаж определяются применением к соответствующим расценкам на монтаж (с учетом местных условий, за вычетом стоимости учтенных материальных ресурсов) следующих коэффициентов:

– для оборудования, предназначенного для дальнейшего использования, с укладкой деталей оборудования в ящики, со смазкой антикоррозионным слоем и составлением упаковочной спецификаций - 0,5;

– для оборудования, предназначенного для дальнейшего использования, без консервации и упаковки - 0,4;

– для оборудования, предназначенного в лом - 0,3.

При расчетах также учитываются территориальные коэффициенты к стоимости материальных ресурсов и заработной платы, учтенных в расценках на монтаж оборудования.

Для определения сметной стоимости конструкций и видов работ, отсутствующих в сборниках СНиР, могут разрабатываться индивидуальные сметные нормы и расценки.

Перечень материальных ресурсов в СНиР значительно сокращен в сравнении с торговой номенклатурой, а нормы расхода усреднены и не могут служить основанием для списания материалов на расход на производство работ.

3.2 Составление локальной сметы

После разработки ППР составляется локальная смета,, определяющая сметную стоимость строительно-монтажных работ. Перечень работ, единицы измерения и объемы работ заносятся в бланк сметы на основании ведомости объемов работ. Перечень работ и единицы измерния должны соответствовать нормативным документам.

Прямые затраты, основная заработная плата, затраты на эксплуатацию машин и механизмов, нормативную трудоемкость а также зарплату машинистов определяем по [ ]. Стоимость оборудования учитывается в случаях, предусмотренных в соответствующих сборниках расценок на монтаж этого оборудования.

Общая стоимость определяется произведением единичной стоимости на объем работ с учетом поправочных коэффициентов, указанных в [ ].

Локальная смета на вентиляцию составляется с учетом накладных расходов на внутренние санитарно-технические работы, а также плановых накоплений, которые определяются после расчета сметы и нахождения общей суммы основной заработной платы, и зарплаты машинистов.

Общая сметная стоимость вентиляции здания определяется суммированием прямых затрат, накладных расходов и плановых накоплений. Смета составлена в соответствии с инструкцией о составе, порядке и разработке проектов и смет для промышленного и гражданского строительства в нормах и ценах, введенных в действие 2001г. Определение сметной стоимости СМР в ценах 2006г. производится с помощью коэффициента перерасчета.

Смета составлена с использованием программного комплекса «Ресурсная смета», программы «Smeta-ru».

Задача экономического расчета заключается в составлении смет.

Локальные сметы составляются на отдельные виды работ и части зданий и сооружений. К ним относятся: общественные работы, внутренние санитарно-гигиенические работы, специальные работы и т.д. Они составляются для определения затрат на приобретение приспособлений, устройства инженерных коммуникаций и т.п. В локальных сметах выделяются затраты на заработную плату, эксплуатацию строительных машин и механизмов, сметная зарплата, нормативная трудоемкость.

Объектные сметы разрабатываются на строительство каждого отдельного здания и сооружения на основе локальных смет на отдельные конструктивные элементы. Они включают в себя: средства на временные здания (в %) от сметной стоимости строительных и монтажных работ, а также ряд прочих затрат, которые относятся к данному зданию и сооружению.

Также сюда включаются резерв на непредвиденные работы и затраты.

Все расчеты сводятся в таблицы.

Локальная смета на СМР

Таблица 3.1

№ п/п	Ссылка	Наименование	объём	Ед. изм.	Единичная стоимость	Общая стоимость	tснип/tоб=1,44•Зэ
					Cпр	В том числе	Спр	В том числе	Единичная t	Общая t
						31	Э1/Зэ		3	Э/Зэ
1	2	3	4	s	6	7	8	9	10	11	12	13
1	СНиП IV-5-82 сб1	Мех. разработка траншей и котлованов	113	100 м3	185	8,5	176,5/ 70,6	20905	960	19944/7978	17,2/101,66	1944/11488
2	СНиП IV-5-82 сб1	Ручная зачистка дна	5,2	100 м3	194	194		1008	1008		299	1555
3	СНиП IV-5-82c61	Рытьё приямков в местах сварки труб	2,9	100 м3	194	194		562	562		299	867
4	СНиП IV-5-82c61	Устройство естественного	5,2	100 м3	41,5	41,5		215	215		89,6	466
5	СНиП IV-5-82 сб1	Присыпка и подбивка газопровода грунтом	39,4	100 м3	41,5	41,5		1635	1635		89,6	3530
6	СНиП IV-5-82 сб1	Окончательная зсыпка	31,16	км	675	139	536/184	21033	4331	16702/5733	260/ 264,96	8102/8256
		итого						45360	8714	36646/ 13711		16464/ 19744
		Прямые затраты Спр						45360
		Накладные расходы Н=112•(3о+3мех)						25116
		Плановые накопления Пн=0,5 (3о + Змех)						11213
		Сметная стоимость Ссм84=Спр+Н+Пн						81689
		Ссм2000=Ссм84•1,864•15,55						2367758
								2349376

4. Автоматизация и управление процессами ТГВ

4.1 Автоматизация

Для предотвращения аварий и создания безопасности для обслуживающего персонала печи данным проектом предусматривается автоматика безопасности и сигнализация.

Автоматика безопасности горелочного устройства обеспечивает отсечку газа при отклонении от норм, следующих параметров:

1) погасания факела горелки,

2) отклонения от нормы давления газа,

3) превышение температуры печи выше заданной,

4) падения разрежения в топке,

5) отсутствие напряжения в целях автоматики.

При отклонении одного из вышеперечисленных параметров от данного значения закрываются соленоидные вентили малого и большого горения, включается звуковая сигнализация и световая индикация первопричины аварийной ситуации на щите ЩАП.

Поддержание температуры в шихтовой камере плавильной печи осуществляется позиционным поочередным включением (отключением) соленоидных вентелей малого и большого горения.

Розжиг горелок осуществляется ручным запальником после проветривания топки, проверки наличия тяги и давления газа по показаниям приборов установленных на щите КИП.

В качестве датчиков приняты мембранные датчики давления, действующие на электромагнитные вентили высокого и малого горения.

Из всего комплекса защитных устройств основной является защита по наличию пламени в топке котла, так как при отрыве факела может произойти взрыв газо-воздушной смеси. Для этого служит комплект защитно-запального устройства ЗЗУ - 1. Оно предназначено для дистанционного зажигания горелок и защиты котла от погасания факела. При зажигании кнопки «Пуск» в упарвляющий прибор по-

Блок фильтра предназначен для очистки газа от механических примесей, способных повредить уплотненные поверхности клапанов, регуляторов давления.

Основным элементом газового оборудования ГРП является блок редуцирования. Он состоит из последовательно соединенных между собой входной задвижки.

Импульсные линии от регулятора давления и предохранительно-запорного клапана подсоединяются к общему коллектору. Максимальная пропускная способность регулятора давления, установленного в блоке редуцирования приведена в таблице.

Вспомогательный блок редуцирования устанавливается в ГРП при теплоснабжении здания от местного источника тепла. Он состоит из последовательно соединенных между собой при помощи катушек, вентиля, предохранительного запорного клапана и регулятора давления.

Блоки, в которых установлены краны, не имеющие органичителя поворота, комплектуются специальными комбинированными ключами.

Все соединения газопроводов между собой и блоками производятся на сварке в соответствии с требованиями рабочих чертежей.

Крепление продувочных и сборных газопроводов производится к стенам здания при помощи опор через каждые 2 метра по месту.

Продувочные газопроводы размещаются:

– на входном газопроводе после первого отключающего устройства, обводном газопроводе первой и второй линии,

– на участках газопровода с оборудованием, отключаемым для профилактического осмотра и ремонта.

дается напряжение на электромагнитный клапан, установленный на импульсной трубке, подводящей газ к запальной горелке, клапан открывается. Одновременно подается напряжение на высоковольтный трансформатор. Если теперь отпустить кнопку «Пуск», то электрозапальник прекратит свою работу, а фотодатчик будет контролировать наличие пламени у основной грелки.

Между датчиками и электромагнитными вентилями предусмотрено промежуточное реле.

Согласно ТУ на каждом агрегате предусмотрена система автоматического регулирования количества подаваемого на горение воздуха в зависимости от количества газа. При отклонении заданной температуры в большую или меньшую стороны, срабатывают электромагнитные вентили большого или малого горения, что позволяет уменьшить расход газа.

К погасанию факелов основных горелок приводит понижение давления газа ниже допустимого за регулирующим органом. Для контроля давления газа используются сигнализаторы.

Автоматизация технологических процессов является одним из главных направлений технического прогресса, повышения производительности труда и создание материально-технической базы построения современного общества.

Средства автоматизации в настоящее время широко внедряют во все отрасли народного хозяйства. Рабочим и инженерно-техническим работникам, занятым монтажом, наладкой и эксплуатацией систем контроля и управления техническими процессами, их материальными, схемами и чертежами.

Специальными технологическими требованиями к монтажу импульсных труб и электрических проводов (уклоны, дренажи, разделительные устройства для агрессивных сред и т.п.) усложняющими схемы и чертежи дополнительными деталями.

Функциональная схема автоматического контроля и управления. Ее назначение и содержание.

Функциональная схема автоматического контроля и управления предназначена для отражения основных технических решений, принимаемых при проектировании системы автоматизации технологических процессов. При создании функциональной схемы определяют:

– необходимый уровень автоматизации технологического процесса;

– принципы организации контроля и управления технологическим процессом;

– технологическое оборудование, управление автоматикой дистанционно или в обоих режимах по заданию;

– перечень значений контролируемых и регулируемых параметров;

– методы контроля, законы регулирования и управления.

На схеме оборудование показывается обычно в виде условных изображений, соединенных между собой линиями технологических связей, которые отражают направления потоков вещества или энергии.

Нанесенные на условные изображения буквенные обозначения отражают функции, выполненные аппаратурой управления.

Технологические решения по газовому оборудованию.

Компоновка газового оборудования в ГРП выполняется в виде отдельных блоков заводского изготовления.

6) Блок фильтра,

7) Блок редуцирования,

8) Блок учета расхода газа,

9) Блок предохранительного клапана.

4.2 Технические решения по автоматизации

1) Организация технического контроля и выбора приборов производится в соответствии с требованиями СНиП 2.04.08-87 по следующим параметрам:

– параметры, наблюдения за которыми необходимо для правильного ведения установленных режимов (контролируются показывающими приборами),

– параметры, изменение которых может привести к аварийному состояния оборудования, а также, учет которых необходим для анализа работы оборудования или хозяйственных расчетов (контролируются самопишущими приборами).

2) К первой группе параметров относятся:

– давление на вводе ГРП,

– давление на выводе ГРП,

– давление на байпасе фильтра,

– давление на узлах редуцирования.

3) Ко второй группе параметров относятся:

– давление на вводе ГРП,

– давление на выводе ГРП,

– расход газа,

– давление газа в плюсовой камере диафрагмы,

– температура газа за диафрагмой,

– перепад давления на фильтре.

4) В зависимости от величины давления газа измеряется техническим манометром типа НТП-180 или напоромером показывающим типа НМП-52.

5) Запись давления газа на вводе и выводе осуществляется манометром самопишущим типа МТС-Т12 или дифманометром самопишущим типа ДСС-712М.

6) Расход газа измеряется комплектом приборов, состоящим из диафрагмы и двух дифманометров сильфонных самопишущих типа ДСС 712-2С. Установка второго дифманометра необходима при значительном (менее 30% от Qmax) колебаниях расхода газа. Подбор дифманометров и диафрагмы должен производиться в соответствии с требованиями «Правил изменения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами» РД 50-213-80». При этом модуль сужающего устройства (диафрагмы) не должен превышать значения m =0,3.

7) Давление в плюсовой камере диафрагмы измеряется дифманометром - расходомером имеющим устройство дополнительной записи давления.

8) Температура газа измеряется самопишущим манометрическим термаметром типа ТЖС-720.

9) Перепад давления на фильтре измеряется дифманометром сильфонным типаДСС-712М.

10) Заказ дифманометров - расходомеров производится по опросному листу (форма УОП-1-85).

Список использованной литературы

1) Газоснабжение: Учебник для ВУЗов /А.А. Ионин. - М: Стройиздат, 1987-413 с.

2) Стаскевич Н.Л., Северинец Г.Н., Вигдорчик Д.Я. Справочник по газоснабжению и использованию газа. К.: Недра, 1990 - 762 с.

3) Кулаков Н.Г., Бережное И.А. Справочник по газоснабжению. К.: Недра, 1976.

4) Охрана труда: Методические указания к типовым расчётам по противопожарной технике /сост. Л.Е. Калихман - Чебоксары: Из дание Чуваш, университета, 1987.

5) Охрана труда: Методические указания к дипломному проекту /сост. Н.Р. Абрамов, Ю.А. Попов; Чуваш, университет, 1988 - 24 с

6) Пчелинцев В.А. Охрана труда в строительстве: Учебник для стро ит. ВУЗов - М. Высш. школа, 1991 - 272 с.

7) Анастасиев А.Н.,Зеленицкий М. М., Фролов Ю.А. Молниезащита зданий и сооружений. -М: Энергия, 1976.

8) СНиП 2.04.08.87. Газоснабжение. /Госстрой. - М: Стройиздат, 1987 -75 с.

9) СНиП 42-01-2002 Газораспределительные системы. /Госстрой. - М: Стройиздат/

10) СНиП 2.04.08.87. Правила безопасности в газовом хозяйстве. / Госстрой.-М: Стройиздат, 1987/

11) СНиП IV-5-82 Приложение. Сборники единых районных единичных расценок на строительные конструкции и работы. Сб. 1. земляные работы /Госстрой. - М: Стройиздат/

12) СНиП П-2-82 Противопожарные нормы проектирование зданий и сооружений/Госстрой. - М: Стройиздат, 1980./ СНиП Ш-4-80 Техника безопасности в строительстве /Госстрой. - М: Стройиздат, 1980. - 55 с.

13) Экономика строительства: Учебник для ВУЗов по спец. «Промышленное и гражданское строительство» /Ю.Б. Монфрейд, Л.Д. Бощелавский, P.M. Меркин и др. - М. Высш. школа, 1987 - 427 с.

14) Методические указания к курсовому проекту «Газоснабжение на селённых пунктов, /сост. Архипов П.Я. Днепропетровск - 1981/

15) СНиП 23-01 -99 Строительная климталогия /Госстрой. - М: Стройиздат/

16) СНиП 2.04.01 .-82 Тепловые сети /Госстрой. - М: Стройиздат/

17) ГОСТ 10704-76 Трубы стальные электросварные