Газоснабжение микрорайона города Великий Новгород

ПЗ диплом 71,51%.docx

Исходные данные о потребителях газа в городе6
1 Основные характеристики и плотности газообразного топлива8
2 Определение расхода газа районом города9
2.1 Определение количества жителей9
2.2 Определение расчетных расходов газа11
2.3 Расход газа на коммунально-бытовые нужды12
3 Расход тепла на отопление вентиляцию и централизованное горячее водоснабжение жилых и общественных зданий16
3.1 Расход тепла на отопление16
3.2 Расход тепла на вентиляцию17
Расчет сетей низкого давления22
1 Расчет кольцевых распределительных газопроводов низкого давления22
2 Определение количества газорегуляторных пунктов22
3 Определение расходов газа23
4 Гидравлический расчет ГНД30
5 Гидравлическая увязка газопроводов сети низкого давления30
Расчет сетей высокого давления33
1 Гидравлический расчет магистральных газопроводов высокого или среднего давления33
2 Расчет потокораспределения при нормальном гидравлическом режиме работы сети высокого давления35
3 Расчет ответвлений36
4 Подбор оборудования ГРП38
1 Автоматизация ГРП41
2 Устройство и принцип работы регулятора РДУК-244
3 Устройство и принцип работы предохранительных клапанов ГРП46
4 Приборы измерения и регистрации в ГРП49
Котельные установки52
2 Газоснабжение котельной53
3 Тепломеханическая часть59
4 Автоматизация технологического процесса64
Технология строительного производства70
2 Расчет размеров траншеи70
3 Подсчет объемов земляных работ71
4 Подбор строительных машин79
5 Составление ведомости состава и объема работ80
6 Ведомость подсчета затрат труда и машинного времени по строительству81
7 Календарный план производства работ по объекту82
8 Организация контроля качества82
1 Анализ условий строительства85
2 Техника безопасности85
3 Пожарная безопасность87
Технико–экономический расчет89
2 Капитальные затраты90
3 Экономический расчет91
Список использованной литературы96
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 газообразного топлива с наибольшей реализацией его технологических достоинств позволяет получить значительный экономический эффект который связан с повышением КПД агрегатов и сокращением расхода топлива более легким регулированием температурных полей и состава газовой среды в рабочем пространстве котельных установок в результате чего удается значительно повысить интенсивность производства и качество получаемой продукции. Применение в качестве топлива природного газа позволяет значительно улучшить условия быта населения повысить санитарно-гигиенический уровень производства и оздоровить воздушный бассейн в городах.
В наше сложное время с больной кризисной экономикой строительство новых промышленных объектов сопряжено с большими трудностями если вообще строительство возможно. Но в любое время при любой экономической ситуации существует целый ряд отраслей промышленности без развития которых невозможно нормальное функционирование народного хозяйства невозможно обеспечение необходимых санитарно-гигиенических условий населения. К таким отраслям и относится энергетика которая обеспечивает комфортные условия жизнедеятельности населения как в быту так и на производстве.
Основная часть газа сжигается в теплогенераторах для отопления и горячего водоснабжения поэтому от их эффективности использования вырабатываемого тепла и в большей степени будут зависеть объемы газопотребления.
Рост потребления газа в городах поселках и сельской местности а также масштабность распределительных сетей ставят перед инженерами по газоснабжению новые и сложные задачи связанные с развитием и реконструкцией систем повышением их надежности защиты воздушного бассейна.
Использование природного газа в качестве топлива имеет ряд преимуществ по сравнению с другими видами топлива:
-Стоимость добычи природного газа значительно ниже чем других видов топлива.
-Производительность труда при его добычи значительно выше чем при добычи угля и нефти.
-Высокая теплота сгорания делает целесообразным транспортировку газа по магистральным трубопроводам на значительные расстояния.
-Обеспечивается полнота сгорания и облегчаются условия труда обслуживающего персонала.
-Отсутствие в природных газах оксида углерода предотвращает возможность отравления при утечках газа что особенно важно при газоснабжении коммунальных и бытовых потребителей.
-Газоснабжение городов и населённых пунктов значительно улучшает состояние их воздушного бассейна.
Исходные данные о потребителях газа в городе
Район строительства г.Великий Новгород
Состав газа используемого для газоснабжения:
средняя этажность застройки районов: № 1 от 5 до 12 эт.; №2 от 2 до 4 эт.;
№3 одноэтажные. Границы районов указаны на генплане.
Годовые расходы газа на технологические нужды промышленных предприятий (ПП) 881 м3.
Охват газоснабжением жилых домов -100%
Давление для сети высокого давления (среднего) давления (абс.): начальное 06 МПа конечное минимальное 015 МПа.
Номинальное давление газа перед приборами сети низкого давления 2000(1300)Па
Расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления = минус 27°С.
Температура наружного воздуха средняя за отопительный период. tср.о = минус 23°С.
Продолжительность отопительного периода n = 221 сут.
Проект выполняется на перспективный план застройки города.
На генплане города указаны три района жилой застройки:
№1 – перспективной многоэтажной застройки (от 5 до 12 этажей);
№2 – существующей малоэтажной застройки (от 2 до 4 этажей);
№3 - существующий район одноэтажной усадебной застройки.
Район №1. Отопление и горячее водоснабжение 100% жилых и общественных зданий централизованное от – от ТЭЦ.
Район №2. Отопление всех зданий централизованное от ТЭЦ. Часть жилых зданий имеет децентрализованное горячее водоснабжение (ГВ) от проточных газовых водонагревателей часть зданий района – централизованное горячее водоснабжение от ТЭЦ и РТС.
Район №3. Отопление децентрализованное от газовых отопительных агрегатов или печей периодического действия работающих на газе. Горячего водоснабжения и механической вентиляции нет.
ТЭЦ сжигает газ для выработки: 1) Электроэнергии 2) теплоты на нужды:
Отопления и вентиляции жилых и общественных зданий районов №1 и №2;
Горячее водоснабжение районов №1 и № 2;
Отопления и вентиляции промышленных предприятий (ПП) присоединенных к водяной тепловой сети; отопительно-вентиляционная нагрузка ПП в пределах заданной технологической нагрузки составляет не более 30%;
Фабрики-прачечной которая имеет отдельный паропривод от ТЭЦ;
Бань расположенных в жилых кварталах и присоединенных к водяной тепловой сети от ТЭЦ.
К сосредоточенным потребителям газа имеющим на входе высокое (среднее)давление газа относятся:
ГРП сетей низкого давления;
ПП (газ используется только на технологические нужды);
Районные тепловые станции (РТС);
ТЭЦ (присоединена к ГРС отдельным газопроводом не зависимым от городской газовой сети).
1 Основные характеристики и плотности газообразного топлива
Для определения состава природного газа необходимо знать его низшую теплоту сгорания . Она определяется исходя из состава газа и лежит в диапазоне 35 40МДжм3
Определяем теплоту сгорания газа по формуле:
где - низшая теплота сгорания газа в пересчете на рабочую массу топлива кДжм3;
- низшая теплота сгорания газа на сухую массу топлива кДжм3;
к - коэффициент учитывающий влагосодержание газа и определяемый по формуле:
где dг – влагосодержание газа зависящее от температуры выражаемое в кг на 1нм3 газа в интервале 0005-0008 кгм3.
Низшая теплота сгорания газообразного топлива на сухую массу определяется по формуле:
где - низшая теплота сгорания
ri – объемная доля i-го компонента газа %
Плотность газа определяется как сумма произведений плотности компонентов на их объёмные доли:
ρ=001 (9730717+1491357+0272019+0092703+000763221)=073кгм3
2 Определение расхода газа районом города
2.1 Определение количества жителей
По заданному генплану района города выполняем нумерацию кварталов с определением площадей квартала зная этажность застройки района города находим плотность населения (принимаем что для 1-2 этажной застройки приходится 50-70челга 3-4 этаж – 200-230челга 6-8этаж – 350челга).
Количество жителей по кварталам определяется по формуле:
Где F – площадь кварталов района города га ;
b- Плотность населения района города челга.
Площадь кварталов вычисляют по генплану не включая площади улиц проспектов площадей парков территории промышленных предприятий и заносят в таблицу 1.
Площадь квартала м2*104
Количество жителей в квартале чел.
Таблица 1 Площадь кварталов
2.2 Определение расчетных расходов газа
Расчетный расход газа определяется по годовым нормам.
Охват газоснабжением квартир для большинства городов близок к единице. Однако при наличии старого жилищного фонда который нельзя газифицировать или на оборот при наличии высоких зданий оборудованных электроплитами степень охвата газоснабжением квартир будет меньше единицы. Годовой расход газа на приготовление пищи и горячей воды существенно зависит от системы горячего водоснабжения зданий.
Общее годовое потребление газа в квартирах города определится выражением:
где - степень охвата газоснабжением квартир т.е. отношение газифицированных квартир к их общему числу
N - число жителей в населенном пункте чел;
- норма расхода теплоты на 1 чел. в год в квартире с газовой плитой и централизованным горячим водоснабжением МДж;
- норма расхода теплоты на 1 чел. в год в квартире с газовой плитой и газовым водонагревателем МДж;
- норма расхода теплоты на 1 чел. в год при наличии в квартире газовой плиты без централизованного горячего водоснабжения и газового водонагревателя МДж.
х1 – доля квартир с централизованным горячем водоснабжением в районе №1;
х2 – доля квартир использующая газ на приготовление пищи и водонагревание (с газовыми водонагревателями) в районе № 2;
х3 – доля квартир без горячего водоснабжения.
2.3 Расход газа на коммунально-бытовые нужды
2.3.1 Расход газа фабриками-прачечными
При расчете потребления газа этими предприятиями учитывают расход газа на одну стирку белья. Норма расхода теплоты на стирку белья отнесена к 1 т сухого белья поэтому для расчета газа на стирку белья следует определить количество белья стираемого в прачечных в течение года. Тогда годовой расход газа на прачечные составит:
где 100 кг на 1 жителя в год.
Z – степень охвата населения прачечными 0 ≤ Zпр ≤ 1;
Y– охват газоснабжением прачечных.
qпр МДж - норма расхода теплоты в механизированных на стирку 1 тонны сухого белья.
2.3.2 Расход газа банями
При определении количества помывок в банях можно исходить из расчета 52 помывки в год одним человеком в банях. Тогда годовой расход газа на бани можно подсчитать по формуле:
где 52 –число недель в году;
Y– охват бань газоснабжением;
Z– охват обслуживанием банями;
qб = 50 МДж - норма расхода теплоты в банях.
2.3.3 Расход газа предприятиями общественного питания
При расчете годового расхода газа на столовые учитывают их среднюю загрузку. Считая что каждый человек регулярно пользующий столовыми и ресторанами потребляет в день примерно один обед и ужин (завтрак). Следовательно общее количество газа потребляемого предприятиями общественного питания города будет:
где 360 – дней в год а 5 отводится на ремонт;
Y– охват газоснабжением предприятий общественного питания.
Z – охват обслуживанием населения предприятиями общественного питания (произвольно от 01 до 1).
МДж – норма расхода теплоты на один обед
МДж - норма расхода теплоты на один ужинзавтрак
2.3.4 Расход газа учреждениями здравоохранения
При расчете газа в больницах следует учитывать что их общая вместимость определяется из расчета 12 коек на 1000 жителей. Необходимо учитывать возможность работы столовых больниц на электрооборудовании наличие централизованного теплоснабжения возможность использования твердого и жидкого топлива для котельных больниц.
Тогда общий расход газа больницами города будет:
где N – число жителей
Y– охват больниц газоснабжением.
- норма расхода теплоты больницами на приготовление пищи и горячей воды.
2.3.5 Расчет годового расхода газа для хлебозаводов и пекарен
Расчет годового расхода ведут в предположении что объем суточной выпечки на 1000 жителей составляет 06 - 08кг. (принимаем 07 кг.). Общий расход газа на хлебозаводы будет:
Y– охват газоснабжением хлебозаводов и пекарен.
МДжт - норма расхода теплоты хлебозаводами.
Годовое потребление газа на нужды предприятий торговли предприятий бытового обслуживания населения (ателье мастерскими парикмахерскими магазинами др.) принимают в размере 5% годового расхода газа на жилые дома.
3 Расход тепла на отопление вентиляцию и централизованное горячее водоснабжение жилых и общественных зданий
3.1 Расход тепла на отопление
Определение максимальной величины теплового потока на отопление:
где A – жилая площадь зданий
qо – удельный тепловой поток на отопление 1 м2;
k1 – коэффициент учитывающий тепловой поток на отопление общественных зданий при отсутствии данных принимать равным 025.
Определение средней величины теплового потока на отопление:
где tв – температура внутреннего воздуха отапливаемых помещений;
tр.о – температура наружного воздуха расчетная для проектирования системы отопления;
tср.о – температура наружного воздуха средняя за отопительный период.
Годовой расход тепла на отопление:
где n– продолжительность отопительного периода
– КПД отопительной системы
– низшая теплота сгорания газа она определяется исходя из состава газа в расчетах необходимо перевести в ккалм3).
3.2 Расход тепла на вентиляцию
Определение максимальной величины теплового потока на вентиляцию:
где: A – жилая площадь зданий
k1– коэффициент учитывающий тепловой поток на отопление общественных зданий при отсутствии данных принимать равным 025;
k2– коэффициент учитывающий тепловой поток на вентиляцию общественных зданий при отсутствии данных принимать 04.
Определение средней величины теплового потока на вентиляцию:
где tв – температура внутреннего воздуха отапливаемого помещения;
tр.в – температура наружного воздуха расчетная для проектирования вентиляции;
Годовой расход тепла на вентиляцию:
где: z = 16 – время работы системы вентиляции в течении суток;
n– продолжительность отопительного периода;
- КПД отопительной системы.
Расход тепла на горячее водоснабжение.
где m – число жителей
a = 105 лсут – суточная норма расхода горячей воды на одного человека в жилом здании;
b = 25 лсут – суточная норма расхода горячей воды на одного человека в общественном здании;
оС – температура горячей воды;
tс = 5 оС – температура водопроводной воды;
c = 4187кДжкг оС – теплоемкость воды;
Годовой расход газа на горячее водоснабжение:
где: z = 24 – время работы системы ГВС в течении суток;
n– продолжительность работы ГВС;
Расчетный расход газа городом определяется по районам по формуле:
где: - суммарный годовой расход теплоты кДж;
- низшая теплота сгорания газа;
- коэффициент часового максимума
Коэффициент часового максимума определяется в зависимости от количества жителей методом интерполяции.
Удельный максимальный часовой расход газа м3(ч*чел) определяется по формуле:
где: Qр –максимальный часовой расход газа м3ч;
N – количество жителей в районе города чел.
Результаты расчета сводятся в таблицу 2.
Характер потребления газа
Годовые расходы газы по микрорайонам м3год
Число часов использования максимума
Максимальные часовые расходы газа по микрорайонам м3ч
Потребление низкого давления газа:
мелкие предприятия (5% от
потребления жилыми домами)
предприятия общественно питания
отопление жилых зданий района №3:
печи периодического действия
установки непрерывного действия
Удельный максимальный часовой расход газа м3(ч*чел)
Потребители высокого давления газа:
отопление жилых и общественных зданий в районах №1 и №2
вентиляция жилых и общественных зданий в районах №1 и №2
централизованное горячее водоснабжение в районах №1 и №2.
Промпредприятия (ПП)
Таблица 2 Годовые и максимальные часовые расходы газа городом.
Примечание: Вычисление годовые расходы газа предприятиями общественного питания и больницами распределяются между районами пропорционально количеству населения.
Расчет сетей низкого давления
1 Расчет кольцевых распределительных газопроводов низкого давления
Сеть низкого давления конструируем из условия экономичности с соблюдением требований надежности. Ее выполняют с условием кольцевания основных газопроводов в том числе связывающих источники питания по низкому давлению.
На генплане намечаем прокладку газовых сетей по проездам города. На отдельном листе вычерчивается схема газопроводов низкого давления желательно закольцованная.
Степень кольцевания и принципы конструирования сети в основном зависят от типа планировки и застройки жилых районов.
-Двустороннее питание;
На расчетной схеме наносится потокораспределение газа от ГРП до точек слияния который согласовывается с руководителем проекта определяются номера участков и по генплану находят фактические длины участков газопровода. Расчетная длина участков определяется с учетом потерь давления газа в местных сопротивлениях (10% от линейных потерь).
2 Определение количества газорегуляторных пунктов
Газорегуляторные пункты предназначены для снижения давления газа и поддержания его на заданном уровне независимо от расхода. Для городов с населением от 50 до 250 тысяч человек рекомендуется двухступенчатая система газоснабжения [1].
При известном расчетном расходе газообразного топлива города определяется количество ГРП исходя из оптимального радиуса действия (Rопт = 800-1000м) и оптимальной производительности (Qопт =1500 2000 м3час) по формуле:
n - количество ГРП шт.;
Qр – расчетный расход газа районом города м3час;
R – радиус действия ГРП R = 800-1000 м (для сети низкого давления)
Qопт =1500 2000 м3час – оптимальная производительность ГРП;
F- газифицируемая площадь включая площадь проездов.
После определения количества ГРП намечают их месторасположение на генплане города устанавливая их в центре газифицируемой площади на пересечении и в шахматном порядке.
3 Определение расходов газа
Удельный расход газа определяется по кольцам в зависимости от отношения расхода газа кварталом на расчетную длину газопровода охватывающий квартал по формуле:
где: Qуд –удельный расход газа м3часч;
- удельный максимальный часовой расход газа на 1человека м3час*чел;
- количество жителей
lр – расчетная длина периметра квартала или длина питающего контура м.
Для точности расчетов удельный расход газа определяется до третьего знака после запятой.
Полученные данные заносим в таблицу 3.
Численность населения N чел
Длина питательного контура l м
Удельный путевой расход Qуд м3(ч*м)
Таблица 3 Удельные путевые расходы для всех питающих контуров сети.
Путевой расход газа при одностороннем потреблении определяется по формуле:
где - удельный расход газа
- расчетная длина участка газопровода м.
Путевой расход газа на участке газопровода при двухстороннем потреблении газа определяется по формуле:
где и - соответственно удельные расходы I и 2 кварталов м3час.м.
Транзитный расход газа начинают определять с концевого участка газопровода где происходит слияние потоков газа по двум направлениям (он равен нулю).
На следующем участке газопровода транзитный расход газа равен путевому расходу а на последующих участках он определяется как сумма путевых и транзитных расходов газа предыдущего участка по формуле:
где - транзитный расход n –го участка газопровода м3ч;
- путевой расход газа (n-1) участка м3ч;
транзитный расход газа (n-1) участка м3ч.
Эквивалентный или сосредоточенный расход газа на участке газопровода определяется по формуле:
Расчетный расход газа на участке газопровода определяется по формуле:
Результаты расчета сводятся в таблицу 4.
Таблица 4 Определение расчетных расходов газа для участков сети
4 Гидравлический расчет ГНД
Основной целью расчета является определение оптимальных диаметров газопровода с поддержанием заданного перепада давления в газовой сети низкого давления.
Допустимые потери давления на местные сопротивления принимаются из расчета 10% от потерь на трение т.е. Па
Удельные потери давления Пам определяются по формуле:
Диаметр трубопроводов подбираем исходя из ориентировочных потерь давления и расчетного расхода газа на участках которые находим по номограмме.
Потери давления на участке сети определяем по формуле:
Затем вычисляем ошибку при расчете которая не должна превышать 10% по формуле:
Результаты расчета сведены в Приложение 1.
5 Гидравлическая увязка газопроводов сети низкого давления
Для окончательной гидравлической увязки используем следующие формулы:
Поправочный расход м3ч:
- поправка первого порядка м3ч;
- поправка второго порядка м3ч.
Окончательный расчетный расход:
где - поправочный расход на участке м3ч
- поправочный расход соседнего кольца (прибавляется к расходу на участке с противоположным знаком) м3ч.
По новому расчетному расходу и определенному диаметру в предварительном расчете определяем потери давления газа на участках сети а ошибку при расчете определяем повторно.
Ввиду малого различия в расходах на участках при предварительном распределении и посте итеративного пересчета новые потери давления на участках рассчитываются аналитически пропорционально изменению отношения расхода газа в степени 18 т.е. (QрQ)18 где Qр – новый расход газа Q – расход газа полученный при предварительном расчете.
Гидравлический расчет газопровода низкого давления отображены в пояснительной записке и приведены в Приложении 1.
Расчет сетей высокого давления
1 Гидравлический расчет магистральных газопроводов высокого или среднего давления
На генплане района города намечают прокладку газопроводов высокого или среднего давления (согласовать с преподавателем). 3акольцовывание газопроводов наиболее целесообразно в районах с многоэтажной застройкой кварталов. Трассировка газопроводов производится таким образом чтобы длина ответвлений от кольцевого газопровода была минимальной. К газопроводу высокого или среднего давления присоединяются все промышленные предприятия бани прачечные хлебозаводы районные или квартальные котельные ТЭЦ и газорегуляторные пункты (ГРП).
Гидравлический расчет кольцевого газопровода высокого или среднего давления производить после согласования с руководителем проекта намеченной трассы газовых сетей.
Гидравлический расчет магистральных газопроводов производится для двух аварийных и нормального режимов потребления газа.
Начальное давление газа принимается по заданию (давление газа на выходе из газораспределительной станции - ГРС). Конечное давление газа при максимальной нагрузке газовой сети должно обеспечивать нормальную работу регулятора давления газе. В большинстве случаев перед ГРП достаточно иметь избыточное давление газа примерно 200 250 кПа абс.
На расчетной схеме газопроводов высокого или среднего давления наносятся номера участков расстояние между участками в метрах расчетные расходы газа в м3час. наименование промышленных предприятий и их расходы квартальные или районные котельные.
Сначала на расчетной схеме ГВД или ГСД намечается нормальный режим когда поток газа движется по полукольцам.
Точка слияния потоков газа находится по двум условиям:
) расходы газа по левой и правой ветвям должны быть примерно равны между собой;
) длина газопроводов по обеим ветвям должны быть также равнозначными.
Определение аварийного расхода газа производится по формуле:
где Qав - аварийный расход газа по магистральному кольцевому газопроводу м3час;Q
Коб i - коэффициент обеспеченности i - потребителя газа.
Коэффициент обеспеченности газом при аварийных ситуациях для бытовых потребителей (ГРП) можно принять в пределах от 06 до 085;
для отопительно-производственных котельных от 0 до 075 - в зависимости от наличия резервного топлива;
для промышленных предприятий от 05 до 09.
Среднеквадратичную потерю давления газа по кольцу определяем по формуле:
где: Рн Рк - соответственно начальное и конечное давление газа кПа;
lр- расчетная длина кольцевого газопровода м.
Расчетная длина участков магистрального газопровода принимается с учетом 10% потерь давления газа в местных сопротивлениях по формуле:
где lф - фактическая длина участка газопровода м.
По номограмме для гидравлического расчета газопроводов высокого или среднего давления по Qав и Аср определяем предварительные диаметры кольцевого газопровода. Желательно по кольцу иметь один диаметр максимум два.
Первый аварийный режим когда отключен головной участок магистрального газопровода слева от источника газоснабжения (ГРС) второй аварийный режим - когда отключен участок газопровода справа от ГРС.
Диаметрами газопроводов задаемся предварительно выбранными и по номограмме для гидравлического расчета высокого или среднего давлений в зависимости от расчетного расхода газа и диаметра определяем фактическую квадратичную потерю давления газа на участках газопровода чтобы давление газа у последнего потребителя не было ниже минимально допустимого предела (Рк+50 кПа).
Конечное давление газа на участке определяется по формуле:
где Рн - начальное давление газа на участке кПа;
Аср - среднеквадратичная потеря давления газа кПа2 м.;
lр - расчетная длина участка газопровода м.
Конечное давление газа для данного участка газопровода равно начальному давлению газа следующего участка.
Расчетные схемы аварийных режимов сети высокого или среднего давлений отображены в пояснительной записке и приведены в Приложении 2 таблицу 1.
При расчете аварийных и нормального режимов движения потока газа диаметры на участках газопровода должны быть одинаковыми.
2 Расчет потокораспределения при нормальном гидравлическом режиме работы сети высокого давления
Задаем предварительную точку схода исходя из двух условий (см. выше.). Находим расчетные расходы на всех участках суммируя по каждой ветви кольца узловые расходы. Определяем удельные потери давления на участках по номограмме. Находим среднеквадратичные потери давления на каждом из участков. Расчеты сведены в Приложение 2 таблицу 2.
В результате расчета кольца исходя из предварительного распределения потоков определяем невязку в кольце по формуле:
Невязка по давлению при расчете нормального режима не должна превышать 10% если данное условие не соблюдается то вводим круговой поправочный расход (м3ч):
Затем вычитаем круговой поправочный расход с перегруженной ветви и прибавляем к расходам на противоположной ветви тот же круговой поправочный расход.
При известном диаметре и новых расходах определяем потери давления на каждом участке. После чего определяем ошибку заново по формуле (3.21).
Расход газа на головном участке газопровода от ГРС до разветвления по полукольцам должен быть равен сумме расходов газа по полукольцам без учета коэффициента обеспеченности.
3 Расчет ответвлений
Расчет ответвлений начинается с нормального режима. По номограмме для гидравлического расчета газопроводов высокого давления для известного расхода газа и среднеквадратичной потери давления на участке находим ближайший диаметр газопровода.
Начальное давление газа на участке ответвления принимается равным конечному давлению газа на участке для аварийных и нормального режимов движения потоков газообразного топлива.
Расчетные данные также вносим в таблицу 4.
Таблица 4 Расчет ответвлений.
4 Подбор оборудования ГРП
Выбор регулятора давления необходимо сделать с учетом выполнения неравенства Vо>Vг на 10% где Vо пропускная способность регулятора давления [26].
Пропускная способность регулятора давления Vо м3ч определяется по формуле:
где - коэффициент зависящий от данных газа - от отношения выходного давления к входящему в регулятор
c – площадь седла клапана см3;
Рабс – входное абсолютное давление МПа;
- плотность газа кгм3
- коэффициент расхода.
Определим пропускную способность регулятора давления РДУК2-10050.
Плотность природного газа согласно физическим свойствам составит = 073 (кгм3).
Коэффициент расхода примем = 07 (для типа регуляторов РДС).
Давление газа перед ГРП составляет Рабс = 055 МПа (расчетные данные).
Коэффициент примем = 046 из диапазона
Площадь сечения клапана составит c = 1963 см2 (определяется по диаметру седла 50мм).
Пропускная способность регулятора давления определяется по формуле (3.7):
48 м3ч > 3000 м3ч. Неравенство выполняется выбираем для установки в ГРП регулятор давления типа РДУК2-10050 который покрывает и максимальную нагрузку на перспективу и расчетную.
Подбираем предохранительно-запорный клапан т.к. выполняется снижение давления подбирается ПКН согласно условному диаметру соответствующему регулятору давления.
Выбираем предохранительно-запорный клапан ПКН-100 с рабочими параметрами:
- максимальное входное давление 06 МПа
- пределы настройки контролируемого давления:
при понижении давления – 00003 - 0003МПа
при повышении давления – 0002 - 006МПа.
Подбираем предохранительно-сбросной клапан из серии ПСК-32. Подбор осуществляется по максимальному рабочему давлению [26].
Выбираем ПСК-32Н5 с рабочими параметрами:
- максимальное рабочее давление 0005 МПа;
- диапазон настройки 0002 .0005 МПа.
Подбираем газовый фильтр по условному диаметру в зависимости от регулятора давления и по максимальному рабочему давлению.
Фактические потери давления в фильтре определяются по формуле:
где - потери давления на корпусе фильтра мм.в.ст;
- потери на пора на кассете фильтра мм.в.ст.
Подставим значения в формулу (3.8):
Окончательно принимаем типоразмер фильтра - волосяной фильтр марки ФГ-15-100-6 с рабочими параметрами: пропускная способность 15000 м3ч при давлении 06 МПа; максимальное рабочее давление 06 МПа; диаметр соединительного патрубка 100 мм.
Обоснование диаметра обводного газопровода. Согласно СП 42-101-2003 диаметр байпаса должен быть не менее диаметра седла клапана регулятора давления. Принимаем не менее 50 мм т.е. условный диаметр байпаса составляет 100 мм.
Подбираем запорные устройства – задвижки. Материал из которого выполнены запорные устройства зависит от входного и выходного давления в ГРП. Если давление до 06 МПа – чугун если более 06 МПа – сталь.
Так как входное давление составляет 055 МПа тогда на основной линии ГРП и на байпасе устанавливаем задвижки параллельные фланцевые из серого чугуна с выдвижным шпинделем 30ч6бр. Диаметр запорной арматуры зависит от диаметра газопровода.
Настройка оборудования ГРП:
PмаксПЗК = (12 ÷ 125) PРД = 125 · 5500 =6875 Па.
PминПЗК = 5500 - 1375 = 4125 Па.
PПСК = 115PРД = 115 · 5500 = 6325 Па.
Газорегуляторный пункт (ГРП) является граничной точкой между сетями высокого (среднего) и сетью низкого давления. Давление со стороны СВД (СНД) составляет 10-600 кПа а давление в СНД не превышает 5 кПа (обычно 06-2 кПа). Основным элементом ГРП является регулятор давления. Он предназначен для поддержания постоянного давления в сети низкого давления независимо от колебаний давления в СНД (ССД) и неравномерности потребления. Регулятор давления состоит из реагирующего и регулирующего органов соединенных исполнительной связью. Реагирующим устройством является мембрана (чувствительный элемент) регулирующим органом является дроссельный орган. Большинство регуляторов давления используемых в газорегуляторных пунктах имеют механический принцип работы. В нашем случае в ГРП установлен регулятор давления типа РДУК-2.
Регулятор РДУК-2 состоит из двух частей: Регулятора давления и регулятора управления. Принцип работы и устройство регулятора давления РДУК-2 подробнее рассмотрены далее.
Помимо регулятора давления на основной линии установлены вспомогательные устройства например фильтр для очистки газа от механических примесей. В ГРП обычно используют волосяные фильтры заводского изготовления со сменными фильтрующими кассетами. Устройство фильтра показано на рисунке 5.1. Твердые частицы вносимые потоком газа в фильтр ударяются об отбойный лист 1 и накапливаются в нижней части фильтра из которой они могут быть удалены через люк 5 корпуса 4. Оставшаяся в газе мелкая пыль задерживается в волосяной кассете 2. Для очистки или промывки кассета извлекается при снятии крышки корпуса 3.
Рисунок 5.1 - Волосяной фильтр.
- отбойный щит 2-кассета с фильтрующим материалом 3- крышка 4- корпус 5- люк.
Для предотвращения повышения давления в СНД устанавливаются два предохранительных устройства различного принципа действия.
Предохранительно-запорный клапан.
Он настраивается на верхний и нижний предел давления в СНД. ПЗК отсекает подачу газа в двух случаях:
Регулятор давления не может до конца закрыться а разбора газа нет. В результате давление газа в СНД повышается до критического значения после чего клапан закрывается.
Давление в СНД постоянно падает при полностью открытом регуляторе. Это свидетельствует об аварии в сети низкого давления. ПЗК перекрывает подачу газа в СНД до устранения неполадки
Предохранительно-сбросной клапан (ПСК) предназначен для предотвращения критического повышения давления в СНД. Он настраивается на верхний предел давления. При повышении давления происходит сброс газа в атмосферу через сбросную свечу.
ПЗК настраивается на давления превышающее рабочее давление СНД на 20%. Нижний предел срабатывания настраивают как минимально допустимое давление в сети.
ПСК настраивают на давление превышающее рабочее давление на 10%. Расчетная величина сброса газа не должна превышать 10% от пропускной способности наибольшего из регуляторов или клапанов ГРП. В нашем случае в качестве Предохранительно-запорного клапана используется клапан ПКН-50 а в качестве Предохранительно- сбросного клапана применен ПСК-50.
В помещении ГРП устраивается щит контроля на котором установлены приборы измерения и регистрации давления а также есть измерительные приборы установленные по месту:
- Входное давление измеряют показывающим техническим манометром общего назначения ОБМ1-100 с рабочим давлением до 16 атм. классом точности 15 (установлен на газопроводе высокого давления)
-Входное давление регистрируют манометром МТС-712 снабженным самопишущим устройством. (установлен на щите контроля ГРП)
- Выходное давление замеряют напоромером НМП-52 (установлен на газопроводе низкого давления)
- Выходное давление регистрируют сифонным дифманометром ДСС710 ЧН один из вентилей которого соединен с атмосферой. Он также снабжен самопишущим устройством. (установлен на щите контроля ГРП)
- Для определения степени загрязнения фильтра используют тоже сифонный дифманометр ДСС710 ЧН но присоединяют его на входе и на входе газового фильтра (установлен на щите контроля ГРП).
Помимо основной линии движения газа в ГРП предусмотрены газопровод импульса регулируемого давлении от которого поступает импульс давления на регуляторы и клапана ГРП к нему присоединены приборы регистрирующие и показывающие выходное давление и Байпас для пропуска газа во время замены (ремонта) приборов основной линии. На байпасе установлены вентили позволяющие вручную изменять выходное давление без регулятора.
2 Устройство и принцип работы регулятора РДУК-2
Регулятор давления РДУК-2 разработан Мосгазпроектом и представляет собой статичное устройство непрямого действия с командным прибором КН-2 или КВ-2. Регулятор давления поддерживает постоянное выходное давление при переменном входном давлении и изменяющимся от ноля до максимального значения расходе. Устройство газового регулятора РДУК-2-200 показано на рисунке 5.2.
Рисунок 5.2 - Регулятор давления РДУК-2.
Регулятор состоит из чугунного корпуса 3 разделенного на две камеры А и Б перегородкой с отверстием для седла 6. Над седлом расположен регулирующий клапан 5. К нижней части корпуса присоединена камера состоящая из двух чугунных крышек 8 в которых закреплена мембрана 9. Мембрана разделяет камеру на две части В и Г и соединена толкачом 10 и штоком 7 с клапаном 5. Колонка 12 служит для защиты штока клапана от воздействия потока газа. Для осмотра и чистки клапана предусмотрен люк 2 в верхней части клапана. Под крышкой люка установлен фильтр 4 для очистки газа от механических примесей которые могут вывести из строя регулятор управления 1.
Рисунок 5.3 - Принципиальная схема регулятора давления РДУК-2.
На рисунке 3 представлена принципиальная схема регулятора РДУК-2 . Газ с начальным давлением Р1 поступает в верхнюю часть корпуса регулятора 15 и при открытом клапане 14 выходит из регулятора с давлением Р2. Также газ с давлением Р1 поступает по импульсной трубке 7 через дроссель 6 в выходной газопровод с давлением Р2. Над мембраной 1 давление всегда равно Р2 из-за импульсной трубки 16 соединяющей надмембранную камеру с выходным трубопроводом. Итак на мембрану соединенную с клапаном 14 действуют два давления: сверху- Р2 а снизу- Р2+ Рх. Если давления Рх больше массы подвижной системы регулятора то клапан 14 поднимается если Рх меньше массы подвижной системы- клапан опускается. Надмембранное пространство регулятора управления соединено трубкой 8 с выходным газопроводом то есть Р2 находится в надмембранной камере регулятора управления. Снизу на регулятор управления действует пружина усилие которой регулируется винтом 13. Мембрана 9 соединена с клапаном 10. Если регулятор исправен то он будет поддерживать постоянное давление Р2 после себя независимо от величины Р1. При увеличении разбора газа Р2 снизится снизится давление под мембраной регулятора управления 11. Пружина поднимет клапан 10 и давление Рх и мембрана исполнительного регулятора пойдет вверх поднимая клапан и увеличивая расход через регулятор пока давление Р2 снова на достигнет заданного значения. При достижении заданного значения Р2 наступит равновесие и клапан перестанет двигаться. При уменьшении разбора газа произойдет обратный процесс. В обвязке регулятора установлены 3 дросселя 6 2 и 5. Дроссель 5 повышает давление Рх при больших диаметрах клапана. Дроссели обеспечивают плавность работы регулятора и предотвращают «качку» регулятора.
3 Устройство и принцип работы предохранительных клапанов ГРП
Предохранительные клапаны выпускаются также как и регуляторы давления РДУК в двух исполнениях: Для высокого и низкого давления (ПКВ и ПКГ соответственно). Обе модификации имеют одинаковую конструкцию и принцип работы. На рисунке 4 показан предохранительно-запорный клапан ПКН. Принцип его работы следующий: в открытом состоянии клапан 6 поддерживает внутренняя вилка 3 которая установлена Ра общей оси 18 с подъемным рычагом 8. Подъемный рычаг в верхнем положении удерживает курок коленчатого рычажного предохранителя 4 ось которого закреплена в корпусе прибора. Ударник 11 поддерживается в вертикальном положении в результате зацепления выступа ударника с защелкой 16 коромысла. Противоположный конец коромысла сопряжен с пазом мембранного штока 10. Импульс контролируемого давления подводят в подмембранную зону. При выходе контролируемого давления за нижний предел усилие от грузов 13 передаваемое на шток мембраны окажется больше усилия развиваемого мембраной в результате чего шток опустится защелка 16 коромысла отклонится вверх и ударник 11 упадет на рычажный предохранитель 4. Это вызовет расцепление предохранительного и подъемного рычагов и клапан закроется. Нижний предел настройки клапана ПК устанавливают путем подбора веса дисковых грузов.
Рисунок 5.4 - Предохранительно-запорный клапан.
- направляющая 2- фиксатор 3- вилка 4- предохранитель 5- седло 6- клапан
- шток 8-подъемный рычаг 9-мембрана 10-шток 11-ударник 12-опорная шайба13- груз 14- гайка 15- пружина 16- защелка 17- сальник 18- ось рычага.
Верхний предел настройки устанавливают путем сжатия пружины 15 регулировочной гайкой 14. При открытом клапане пружина упирается через опорную шайбу 12 в выступ крышки мембранной коробки. До тех пор пока усилие. развиваемое мембраной не превзойдет усилия пружины мембрана будет неподвижной. Когда в результате повышении давления мембрана разовьет усилие пружина будет сжата защелка коромысла опустится и падение ударника приведет к срабатыванию (закрытию) клапана.
Закрытый клапан 6 прижимается к седлу под действием собственного веса и веса груза сосредоточенного на конце подъемного рычага 8. Кроме того. давление газа дополнительно прижимает его к седлу. При высоком давлении это существенно затрудняет открывание клапана. Для выравнивания давления с двух сторон клапана при его открывании в конструкции ПЗК предусмотрен перепускной клапан при закрытом клапане отверстие перепускного клапана закрывает нижний конец штока 7.
Предохранительно-сбросной клапан показан на рисунке 5.5.
Он предназначен для сброса газа в атмосферу в случае незначительного повышения давления в СНД (такое обычно происходит ночью если клапан регулятора неплотно прилегает к седлу а разбора нет) и имеет более простую конструкцию чем ПЗК. Принцип работы предельно прост: газ с низким давлением подается в надмембранную область клапана. Когда усилие создаваемое давлением газа превышает усилие пружины 2 клапан опускается низ и часть газа выбрасывается в атмосферу через золотник 5. Давление срабатывания клапана регулируется винтом 1 в нижней части клапана.
Рисунок 5.5 - Предохранительно-сбросной клапан.
- регулировочный винт 2- пружина 3- мембрана 4- уплотнение 5- золотник
4 Приборы измерения и регистрации в ГРП
Контроль давления газа на входе ГРП после ПЗК выходе ГРП и перепада давления газа на фильтре выполнен с помощью датчиков давления МТ101М- Ех и перепада давления Сапфир- 22МТ- Ех- 2430 во взрывозащищенном исполнении. Датчики МТ101М и Сапфир- 22МТ имеют выходной аналоговый сигнал 4 20мА. Токовые сигналы датчиков подаются через блоки искрозащиты БПДМ- Ех на аналоговые входы модуля ввода контроллера.
Малогабаритный датчик МТ-101-М1предназначен для широкого использования в системах водо- и теплоснабжения установках в системах газового оборудования и других промышленных системах и оборудовании.
Рисунок 5.6 - Малогабаритный датчик МТ-101-М1
Диапазон измерений датчиков избыточного давления – разрежения равен сумме абсолютных значений верхних пределов измерений по избыточному давлению и разрежению.
Пределы допускаемой основной погрешности датчиков g при температуре окружающего воздуха (23±2)°С не превышают ±015; ±02; ±025; ±05 % диапазона измерений в зависимости от согласованного заказа.
Вариация выходного сигнала при температуре окружающего воздуха (23± 2)°С не превышает 05g %.
Наибольшее отклонение действительной характеристики преобразования g м от установленной зависимости включая вариацию нелинейность и повторяемость показаний (отклонение g м) не превышает 015 % диапазона измерений для датчиков с пределами допускаемой основной погрешности ± 015; ± 02 % и 02; 025 % диапазона измерений для датчиков с пределами допускаемой основной погрешности ± 025; ± 05 % соответственно.
Датчики МТ101-М1 выпускаются с выходными сигналами постоянного тока 4-20 мА или напряжения постоянного тока 0-5 В 0-10 В.
Предельно допускаемые смещение "нуля" [DUot] (изменение выходного сигнала при нулевом значении измеряемого параметра) и изменение диапазона выходного сигнала [DUдt] вызванные изменением температуры окружающего воздуха от (23±2) oС до любой температуры в рабочем диапазоне температур не превышают ± 015; ± 02; ± 025; ± 045 % диапазона измерений на каждые 10 oС изменения температуры для датчиков с пределами допускаемой основной погрешности ± 015; ± 02; ± 025; ± 05 % соответственно.
- от 10 до 42 В для приборов с выходным сигналом 4-20 мА;
-от (Uв+2) до 36 В для приборов с выходным сигналом (Uн-Uв) В.
Сопротивление изоляции источников питания не менее 40 МОм пульсация (двойная амплитуда) их выходного напряжения – не более 05 % его номинального значения при частоте гармонических составляющих не превышающей 500 Гц.
Потребляемая мощность не более 10 Вт.
Датчики имеют следующие исполнения по материалам контактирующих с измеряемой средой:
титан ВТ9 – материал тензопреобразователя;
сплав 12Х18Н10Т – материал штуцера.
Масса датчика не более: 035 кг.
Средний срок службы не менее 15 лет.
Рисунок 2.8 - Подключение датчиков с выходным сигналом 4-20 мА по 4-х проводной линии
Rн сопротивление нагрузки; БП блок питания
Рисунок 2.9 - Подключение датчиков с выходным сигналом 4-20 мА по 2-х проводной линии
Котельная – отдельно стоящее здание. Размеры помещения котельной 265х83х35(h) м строительный объем 7700 м3. Материал стен - кирпич.
Естественное освещение предусмотрено через существующие остекленные окна общей площадью 231 м2.
Двери открываются наружу. Двери имеют порог для предотвращения попадания воды за пределы помещения при аварии.
Технические показатели котельной приведены в таблице 5.
Наименование показателей
Теплоноситель – вода°C
Режим работы котельной
Категория котельной по надежности отпуска тепла
Годовое число использования установленной производительности (для отопления) час
Годовое число использования установленной производительности (для ГВС и вентиляции) час
Часовой расход топлива на котел при максимальной нагрузке котла м3час
Часовой расход топлива по котельной при максимальной нагрузке котлов м3час
Максимальная часовая тепловая мощность котельной – МВтч (Гкалч)
Необходимая часовая тепловая мощность котельной (максимальная) – МВт (Гкалч)
в т.ч.: для отопления и вентиляции–МВтч (Гкалч)
для ГСВ – МВтч (Гкалч)
Необходимая годовая выработка тепла (с учетом потерь) Тыс. Гкал.год
Продолжение таблицы 5
в том числе на – отопление
Годовой расход топлива: - натурального млн.м3;
Удельный расход условного топлива Т.У.ТГкал
Установленная мощность токоприемников кВт
Годовой расход эл.энергии тыс. кВт·год
Строительный объем м3
Напор теплоносителя:
располагаемый напор в системе отопления м.вод.ст.
располагаемый напор в системе ГВС м.вод.ст.
Расход воды на подпитку теплосети max м3час
Категория помещения котельного зала по пожароопасности
Класс помещения по ПУЭ
Таблица 5 Технические показатели котельной.
2 Газоснабжение котельной
В точке подключения к существующим сетям газопровода для понижения давления газа до рабочего предусмотрена установка ГРП-13-1Н-У1 с регулятором давления РДГ-50Н(35). ГРП расположено на территории котельной. От ГРП до ввода в котельную запроектирован газопровод Г2 диаметром 108х40мм проложен на опорах.
Технические характеристики ГРП-13-1Н-У1 с регулятором РДГ-50Н(35) приведены в таблице 6.
Входное давление газа МПа
Диапазон настройки давления на выходе кПа
Пропускная способность регулятора куб мч
Регулятор давления газа РДГ-50Н(35)
Таблица 6. Технические характеристики ГРП-13-1Н-У1.
В проекте предусмотрено заземление ГРП и продувочных свечей.
Продувочный трубопровод выведен на отметку 45м от уровня земли. Продувочный трубопровод от ГРП запроектирован из стальных труб по ГОСТ 10704-91 В20 ГОСТ 10705-80*. Соединение труб на сварке по ГОСТ 16037-80*.
Для отключения ГРП на выходном газопроводе предусмотрена установка отключающего устройства (класс герметичности не ниже В).
Для обогрева оборудования в зимнее время ГРП оснащены обогревателями типа ОГ-10. Обогреватель выполнен во взрыво - пожаробезопасном исполнении. Пункт газорегуляторный блочный устанавливаются на отдельно стоящем фундаменте.
Защита ГРП от прямых ударов молнии обеспечивается устройством молниезащиты с молниеотводом. Для предотвращения попадания на трубопроводы и оборудование ГРП блуждающих токов и защитных токов из подземных стальных газопроводов на входном и выходном газопроводах ГРП ставят изолирующие фланцевые соединения.
Испытание газопроводов и газового оборудования ГРП на прочность производится на заводах-изготовителях. Испытательное давление составляет до регулятора – 125 от рабочего но не более 03 МПа после регулятора - 01МПа.
В помещении котельной предусматривается:
установка семи газовых котлов «ELLPREX1570» (1 резервный) и «ELLPREX1320» (5 основных1 резервный);
установка газовой горелки Р73М.РR.S.RU.A.1.50 (7шт.);
установка отключающих устройств перед горелками котлов (кран DN50);
установка термозапорного клапана КТЗ-001-100-02 на вводе газопровода перекрывающего газовую магистраль при пожаре;
установка электромагнитного клапана ВН4Н-3 DN100 Ру 0.3МПа на вводе в помещение котельной. Клапан предназначен для автоматического управления потоком природного газа в системах безопасности в качестве запорного органа;
установка коммерческого узла учета газа - счетчика СГ- ЭКВа-Т1-035-80016 на вводе в котельную;
каждый котел оснащен некоммерческим газовым счетчиком СГ-16(МТ)-100;
устройство продувочных трубопроводов от наиболее удаленных от места ввода участков газопровода а также от отводов к каждому котлу. После отключающего устройства на продувочном трубопроводе предусмотрен штуцер с краном для отбора проб;
установка отключающих устройств в месте присоединения продувочного трубопровода к газопроводу (кран DN20);
установка системы автономного контроля загазованности САКЗ;
установка манометров на вводе в котельную и перед каждым котлом а также установка термометра на вводе в котельную (см. схему автоматизации котельной).
Электромагнитный клапан обвязать с датчиками загазованности и сигнализатором "САКЗ". Световую и звуковую сигнализацию вывести в диспетчерскую.
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.
Рассчитаем необходимую мощность горелки:
где Nк –максимальная требуемая мощность котла кВт;
Nкот = 81614 МВт – максимальная требуемая тепловая мощность котельной;
n = 7 - число котлов.
Котел ELLPREX1570 (1320)
Выбираем горелку Р73М.РR.S.RU.A.1.50 фирмы Unigas Италия:
Номинальный расход газа. м³ч
Давление газа мин.- макс Па
Таблица 7. Технические характеристики горелки.
Для экономии газа предусмотрены два режима работы горелок: «большое горение» с номинальным расходом газа; «малое горение» с расходом газа 50% от номинального.
Автоматика горелки обеспечивает : поддержание температуры теплоносителя в заданных пределах; пуск и выход на рабочий режим по заданной программе ; работу горелки в рабочем режиме с установленными параметрами; отключение горелки при возникновении аварийных ситуаций звуковую и световую сигнализацию с указанием первопричины защитного отключения горелки.
Многостадийность сжигания газа обеспечивает низкое содержание оксидов азота и углерода в продуктах сгорания.
Характеристика измерительного комплекса ЛОГИКА 7741
Измерительный комплекс предназначен для учета расхода природного газа по ГОСТ 5542-87 в единицах приведенного к стандартным условиям объема (количества) посредством автоматической электронной коррекции показаний турбинного счетчика газа типа СТГ (в дальнейшем — счетчик СТГ) или ротационного счетчика газа RVG (в дальнейшем — счетчик RVG) по температуре давлению и коэффициенту сжимаемости измеряемой среды с учетом вводимых вручную значений относительной плотности газа содержания в газе азота и углекислого газа удельной теплоты сгорания газа в соответствии с ГОСТ 20319-96 и ПР 50.2.019-96 с помощью электронного корректора СПГ741 (далее по тексту электронный корректор).
Температура окружающего воздуха в месте установки комплекса СТГ от -30°С до +60 °С. Температура измеряемой среды для измерительного комплекса ЛОГИКА 7741 от -20 °С до +50 °С.
Комплекс ЛОГИКА 7741 может применяться для измерения объема и расхода других неагрессивных сухих и очищенных газов (воздух азот аргон и т. п.) в напорных трубопроводах газораспределительных пунктов и станций (ГРП ГРС) теплоэнергетических установок и других технологических объектов. Счетчик СТГ имеет магнитный датчик импульсов с электропитанием по «искробезопасной цепи» обеспечивающей дистанционную передачу сигналов на регистрирующие электронные устройства количество сигналов пропорционально прошедшему объему газа и могут использоваться совместно с электронными корректорами и другими взрывозащищенными устройствами.
Комплекс ЛОГИКА 7741 со степенью защиты IP54 по ГОСТ 14254 устойчив к воздействию пыли и воды. При своей работе устойчив к воздействию внешнего электромагнитного поля напряженностью переменного поля — до 40 Ам постоянного поля — до 400 Ам. Также устойчив к воздействию синусоидальной вибрации в соответствии с ГОСТ 12997 группа исполнения № 3.
Электропитание комплекса ЛОГИКА 7741 внешнее 220В или батарейное со сроком службы 5 лет при эксплуатации без вывода импульсного сигнала и данных через интерфейс RS232. Среднее время восстановления работоспособности комплекса путем замены составных частей или соединительных трубопроводов составляет не более 60 мин.
Комплекс может применяться во взрывоопасных зонах помещений и установок согласно гл. 7.3 ПУЭ и другим нормативным документам.
Для обеспечения работоспособности на газе содержащем механические примеси перед комплексом должен устанавливаться фильтр.
Средний срок службы до списания комплекса ЛОГИКА 7741 составляет не менее 12 лет с учетом замены комплектующих имеющих естественный ограниченный срок службы. Межповерочный интервал комплекса СТГ — 6 лет.
Комплекс ЛОГИКА 7741 обеспечивает выполнение следующих процедур:
ввод и изменение исходных условий и данных (процедура настройки);
периодический опрос и расчет всех параметров потока газа;
вычисление приведенного к стандартным условиям расхода и объема газа;
отображение на дисплее электронного корректора информации о текущих значениях измеряемых и рассчитываемых параметров (объем расход давление температура и т. д.);
отображение по вызову текущих значений показаний датчиков а также приведенного расхода и объема и значений всех введенных и вычисленных параметров;
дистанционную передачу с помощью дополнительного модема (не входящего в состав комплекса) всех вычисленных введенных и хранящихся в памяти электронного корректора параметров по запросу или заданной программе;
представление отчетов о нештатных ситуациях авариях и несанкционированных вмешательствах;
архивирование основных параметров работы комплекса ЛОГИКА 7741;
диагностику работоспособности функциональных блоков комплекса ЛОГИКА 7741;
отображение максимальных и минимальных показаний измеренных параметров с указанием времени и даты;
отображение суточных потреблений и максимальных расходов газа текущего и прошедшего месяца;
отображение серийных номеров составных частей комплекса.
Характеристика некоммерческого газового счетчика СТГ-150-1000:
3 Тепломеханическая часть
Котельная предназначена для отопления и вентиляции жилых и общественных зданий в г. Великий Новгород. Схема теплоснабжения закрытая. Теплоноситель - вода с параметрами 95-70°С.
Основное и вспомогательное оборудование устанавливается в помещении котельной размерами: 8.3х26.5м (котельный зал) и высотой 3.5м.
В котельной предусмотрено размещение:
пяти котлов для отопления: «ELLPREX1570» (1 резервный) и «ELLPREX1320» (4 основных); двух котлов «ELLPREX1320» для горячего водоснабжения (1 основной 1 резервный);
насос сетевой Etanorm 100-160 G11 (с муфтой и проставком) фирмы «KSB» - 2 шт;
насос прикотлового контура (для котлов отопления) Mov
насос прикотлового контура (для котлов ГВС) Etal
насос подпиточный Mov
насос циркуляционный Etal
расширительного мембранного бака «Cal-Pro» V=300л. фирмы «Z
расширительного мембранного бака «Cal-Pro» V=400л. фирмы «Z
расширительного мембранного бака «Cal-Pro» V=600л. фирмы «Z
автоматизированная система дозировния реагентов «Комплексон-6» - 1 шт;
химводоподготовка «Импульс» - 1 комплект
в т.ч.: фильтр Protector ВW 1" – 1 шт;
умягчитель TS 95-21 М – 1 комплект;
ЭРСВ-420Ф-150 DN150 – 2 шт;
ЭРСВ-420Ф-100 DN100 – 2 шт;
ЭРСВ-420Ф-80 DN80 – 1 шт;
фильтр ФМТ магнитномеханический сетчатый DN100 – 1 шт;
фильтр ФМТ магнитномеханический сетчатый DN150 – 2 шт;
фильтр (грязеуловитель) магнитномеханический сетчатый BOA-S Pу=1.6МПа
грязевик вертикальный DN200 – 1шт;
грязевик вертикальный DN250 – 1шт;
воздухосборник DN250 – 2шт;
воздухосборник DN300 – 2шт;
бак подпиточный V=6.0 м3 – 1шт;
кран пожарный DN 50 в комплекте – 1 комплект.
подогреватель водо-водянной ПВ219х4-1.0-РГ-Z-Уз (7 секций DN200 Lсекц.=40м) – 1шт.
Теплоноситель - вода с температурой 95-70°С готовится в водогрейных газовом котлах и поступает в систему теплоснабжения. Подача теплоносителя в системы отопления и горячего водоснабжения осуществляется сетевыми и циркуляционными насосами фирмы «KSB».
Котлы цилиндрического типа с инверсией пламени в топке и тремя газоходами котлового блока с атмосферными горелками работают на газообразном топливе. Для компенсации расширения воды в системе устанавливаются расширительные мембранные баки фирмы «Zilmet».
Оборудование котельной предусматривает: автоматическое поддержание температуры сетевой воды в зависимости от температуры наружного воздуха автоматическую подпитку системы при падении давления поддержание температуры воды перед котлом не ниже 70ºС поддержание температуры воды на выходе из скоростного водонагревателя не выше 55ºС.
Химводоподготовка осуществляется с помощью автоматической системы:
умягчения воды. Умягчение воды на установках серии «ТS» осуществляется методом натрий-катионирования при фильтровании исходной воды через слой ионообменной смолы. Регенерация ионообменной смолы производится раствором поваренной соли автоматически с заданной периодичностью. Для умягчения воды в установках серии «ТS» используется катионообменные смолы;
дозирования комплексонатов основанной на их способности в определенных концентрациях вступать во взаимодействие с ионами (CaMgFe и др.) в широком диапазоне РН и образовывать устойчивые водорастворимые комплексы.
Удаление дымовых газов осуществляется через проектируемые металлические газоходы диаметром 530х6.0 в общую проектируемую стальную дымовую трубу:
от двух котлов в дымовую трубу диаметром 630х80 высотой 16.0м (2 дымовые трубы – одна для котлов работающих для отопления одна для котлов работающих для горячего водоснабжения);
от трех котлов - в трубу диаметром 720х80 высотой 17.0м (1 дымовая труба - для котлов работающих для отопления).
По расчету проектируемые дымовые трубы удовлетворяют условиям эксплуатации двух водогрейных котлов "ELLPREX1320"; и трех водогрейных котлов: "ELLPREX1320"-2шт. и "ELLPREX1570"-1шт.
Трубопроводы котельной запроектированы из труб стальных электросварных по ГОСТ 10704-91. Трубопроводы котельной покрыть эмалью в 2 слоя ПФ-115 ГОСТ 6465-76* по грунтовке ГФ-021 ГОСТ 25129-82 в 1 слой. Диаметры трубопроводов определены исходя из допустимой скорости потока экономичной и надежной эксплуатации.
Горячая вода из котла подается в котловой коллектор и далее к потребителям.
Коллекторы имеют сливной патрубок манометры термометры. Котлы работают с температурой в подаче зависимой от наружной температуры в диапазоне 95-70°С.
Температурный график устанавливается потребителем. Регулировка осуществляется благодаря изменению количества работающих котлов и плавного регулирования их производительности в зависимости от температуры наружного воздуха и разбора горячей воды (для системы ГВС). На обратном трубопроводе двух систем на входе в котельную установлены грязевики и магнитно-механнические фильтры. На трубопроводе холодной воды установлен сетчатый фильтр для защиты котлов и скоростного водонагревателя от грязи.
Система подпитки работает в зависимости от давления в трубопроводе обратной воды одной из систем. При этом включается подпиточный насос. Вода из бака поступает в подпиточный трубопровод где установлен электронный водомер для определения расхода воды и дозы впрыска реагента. Водомер выдает импульс на блок контроля дозирования которое включает насос установки дозирования и реагент поступает через питательную трубку ПВХ в водомер и далее через насосы-в трубопровод обратной воды той из систем где упало давление. Уровень воды в баке начинает понижаться открывается мембранный клапан и в бак поступает вода из водопровода (через систему химводоподготовки или напрямую через байпас).
Мембранный клапан срабатывает в зависимости от достижения максимального уровня воды в баке. При достижении этого уровня клапан закрывается что предохраняет бак от перелива воды. При достижении минимального уровня воды в баке отключаются подпиточные насосы.
Изменения давления в котловом контуре вызванные температурным расширением воды компенсируется установленными расширительными баками.
Максимальная тепловая мощность котельной - 8.1614 Гкалчас;
Необходимая тепловая мощность котельной - 5.2173 Гкалчас (6.067МВт);
в т.ч. для отопления и вентиляции - 4.1853Гкалчас (4.867МВт);
для ГСВ - 1.032Гкалчас (1.2МВт);
Расход сетевой воды для отопления - 220.0 куб.м.час;
Расход сетевой воды для ГСВ - 100.0 куб.м.час;
На всех коллекторах в котельной установлены воздухосборники на каждом котле - предохранительный сбросной клапан.
4 Автоматизация технологического процесса
Технические решения принятые в рабочих чертежах соответствуют требованиям санитарно-гигиенических противопожарных и других норм действующих на территории Российской Федерации и обеспечивают безопасную для жизни и здоровья людей эксплуатацию объекта при соблюдении предусмотренных рабочими чертежами мероприятий.
Настоящим проектом предусматривается автоматизация котельной в соответствии с требованиями СНиП II-35-76-"Котельные установки" СНиП-3-05-07-85-"Системы автоматизации". Эксплуатация котельной предусмотрена в полуавтоматическом режиме требующем постоянного нахождения в котельной обслуживающего персонала. Режим работы котельной круглогодичный.
Монтаж систем автоматизации должен производится в соответствии с рабочей документацией с учетом требований предприятий – изготовителей приборов средств автоматизации агрегатных и вычислительных комплексов предусмотренных техническими условиями или инструкциями по эксплуатации этого оборудования.
В монтаж должны приниматься приборы и средства автоматизации проверенные с оформлением соответствующих протоколов.
В целях обеспечения сохранности приборов и оборудования от поломки разукомплектования и хищения монтаж их должен выполняться после письменного разрешения генподрядчика (заказчика).
Проверка приборов и средств автоматизации производится заказчиком или привлекаемыми им специализированными организациями выполняющими работы по наладке приборов и средств автоматизации методами принятыми в этих организациях с учетом требований инструкций Госстандарта и предприятий-изготовителей.
Приборы и средства автоматизации принимаемые в монтаж после проверки должны быть подготовлены для доставки к месту монтажа. Присоединительные устройства должны быть защищены от попадания в них влаги грязи и пыли.
Приборы и средства автоматики расположить согласно планов расположения оборудования. Кабельные сети проложить по стенам в лотках на высоте 3.3м тросовой проводкой и в гибкой гофрированной трубе диаметром 16мм. При прокладке ниже 2 м от уровня пола кабели защитить от механических повреждений металлорукавом.
Смонтированные приборы и средства автоматизации электрической ветви щиты и пульты конструкции электрические и трубные проводки подлежащие заземлению согласно рабочей документации должны быть присоединены к контуру заземления. При наличии требований предприятий - изготовителей средства агрегатных и вычислительных комплексов должны быть присоединены к контуру заземления.
Приборы и средства автоматизации должны устанавливаться при температуре окружающего воздуха и относительной влажности оговоренных в монтажно-эксплуатационных инструкциях предприятий-изготовителей.
Присоединение к приборам внешних трубных проводок должно осуществляться в соответствии с требованиями ГОСТ 25164 - 82 и ГОСТ 10434 - 82 ГОСТ 25154 - 82 ГОСТ 25705 - 83 ГОСТ 19104 - 79 и ГОСТ 23517 - 79.
Крепление приборов и средств автоматизации к металлическим конструкциям (щитам стендам и т.п.) должно осуществляться способами предусмотренными конструкцией приборов и средств автоматизации и деталями входящими в их комплект. Если в комплект отдельных приборов и средств автоматизации крепежные детали не входят то они должны быть закреплены нормализованными крепежными изделиями.
При наличии вибраций в местах установки приборов резьбовые крепежные детали должны иметь приспособления исключающие самопроизвольное их отвинчивание (пружинные шайбы контргайки шплинты и т.п.).
Отверстия приборов и средств автоматизации предназначенные для присоединения трубных и электрических проводок должны оставаться заглушенными до момента подключения проводок.
Рабочие части термопреобразователей сопротивления должны плотно прилегать к контролируемой поверхности. Перед установкой этих приборов место соприкосновения их с трубопроводами и оборудованием должно быть очищено от окалины и зачищено до металлического блеска.
Монтаж агрегатных и вычислительных комплексов АСУ ТП должен осуществляться по технической документации предприятий-изготовителей.
Автоматизация разработана в соответствии со следующими принципами:
параметры наблюдение за которыми необходимо для правильного ведения технологического процесса на установленных режимах измеряются показывающими приборами;
параметры изменение которых может привести к аварийным ситуациям контролируются сигнализирующими приборами.
Проектом предусматривается:
управление циркуляционными подпиточными сетевыми насосами с помощью логических контроллеров марки САУ-МП производства фирмы ОВЕН и шкафа управления ШУ Грантор (в комплекте);
поддержание постоянной температуры воды поступающей в каждый котел с помощью включения рециркуляционных насосов (насосы подмешивания);
управление трехходовыми клапанами для поддержания оптимальной температуры в трубопроводах Т2;
плавный пуск циркуляционных насосов;
открытиезакрытие клапана подпитки при падении давления в трубопроводах;
открытиезакрытие клапана добавления воды при падении уровня в подпиточном баке;
передача информации на пульт диспетчера.
Вся система автоматики котельной позволяет обеспечить прекращение подачи топлива к горелкам при:
повышении температуры воды на выходе из котла;
повышении или понижении давления воды на выходе из котла;
повышении или понижении давления газа перед горелкой;
угасании пламени основного горелочного устройства;
уменьшении разряжения в топке.
Все насосы оборудуются контактными манометрами обеспечивающие защиту от сухого хода. Регулирования теплопроизводительности котлов по отопительному графику. Температурный график устанавливается потребителем. Регулирование температуры сетевой воды производится автоматически при помощи контроллера ТРМ32-Щ4 в зависимости от температуры наружного воздуха и разбора горячей воды (для системы ГВС) с помощью трехходового регулирующего клапана с электроприводом.
Регулировка осуществляется благодаря изменению количества работающих котлов и плавного регулирования их.
Котлы оснащены горелками и пультами управления которые полностью автоматизированы и снабжены устройствами защиты обеспечивающими максимальную безопасность.
Сигнализация о повышении (понижении) давления газа срабатывания главного запорного клапана топливоснабжения загазованности в помещении котлов выводится на щит автоматики установленный в помещении котельной.
К общекотельной системе безопасности относятся приборы реагирующие на появление в воздухе дыма метана угарного газа.
Проектом предусматривается контроль загазованности помещения котельной осуществляемый системой автономного контроля загазованности САКЗ (исполнение Б). Установка системы САКЗ предназначена для выдачи звуковой и световой сигнализации при превышении установленных значений объемной доли горючих газов и массовой концентрации оксида углерода в воздухе с сигнализацей ее пороговых значений и выводом сигналов аварийных параметров в место постоянного присутствия персонала. По сигналам загазованности помещения котельной и при неисправности в сети электроснабжения срабатывает клапан-отсекатель перекрывающий подачу газа к потребителям и передается сообщение диспетчеру.
Сигнализатор состоит из блока реле контрольного пульта блока управления питания и сигнализации со встроенными датчиками оксида углерода (3 шт.) и датчиками горючих газов (3 шт.) соединенных с блоком управления кабельными линиями (см. схему автоматизации котельной);
На коллекторах прямой и обратной воды (для отопления и ГВС) и на трубопроводе холодной воды установлены измерительные модули теплового счетчика фирмы "Взлет".
Подпитка системы производится автоматически по падению давления в системе при помощи микропроцессорного контроллера САУ-МП-Щ1.15.
Электромонтажные работы выполнить в соответствии с требованиями СНиП 3.05.07-85 и инструкциями на технологическое оборудование.
При эксплуатации и техническом обслуживании необходимо соблюдать требования ГОСТ 12.3.019-80 "Правил эксплуатации электроустановок потребителей" "Правил охраны труда при эксплуатации электроустановок потребителей".
Перед тем как подключать приборы к электрической сети питания необходимо корпуса составных частей соединить с магистралью защитного заземления (зануления).
На открытых контактах клеммников приборов щитового крепления при эксплуатации присутствует напряжение 220 В 50 Гц опасное для человеческой жизни. Установку таких приборов следует производить на специализированных щитах доступ внутрь которых разрешен только квалифицированным специалистам.
Любые подключения к приборам и работы по их техническому обслуживанию производить только при отключенном питании приборов и исполнительных механизмов.
В котельной предусматривается контроль аварийных параметров с выводом сигналов на диспетчерский щит сигнализации. Монтаж приборо и средств автоматизации выполнить в соответствии с требованиями СНиП 3.05.07-85 "Системы автоматизации". Сигнальные лампы подключенные к приборам в котельной вывести на диспетчерский щит.
Питание подобранных датчиков осуществляется либо от контроллеров к которым они подключаются либо от сети 220В. Если данный способ невозможен подключить через понижающий трансформатор к сети 1224В.
Технология строительного производства
Контроль за строительством и приемку выполненных работ провести согласно СНиП 42-01-2002.
В процессе строительства объектов систем газораспределения и выполнения работ в соответствии с общими требованиями СНиП 12-01-2004 «Организация строительства» осуществляют входной операционный и приемочный производственный контроль и приемку законченных строительством объектов заказчиком.
Входной контроль поступающих материалов газовой арматуры и оборудования а также операционный контроль при сборке и сварке газопроводов монтаже газового оборудования и устройстве антикоррозионной защиты осуществляют в соответствии с требованиями СНиП 12-01-2004.
- наружная сеть газоснабжения
- время строительства: лето
- грунтовые воды: имеются
- условия строительства: городские
- Количество колодцев: 10 шт.
- способ прокладки: открытым способом в траншеях
- схема прокладки: однотрубная
- длина сети: 1607 км
- диаметр трубопровода: 250
2 Расчет размеров траншеи
Размеры траншеи принимаются по условиям технологий и монтажа системы газоснабжения.
Глубину траншеи принимаем в местах где движение транспорта не предусмотрено - 08м.
Ширина траншеи определяется при грунте «песок» при hтр15 м m=1:05 где m-крутизна откоса (отношение его высоты к заложению):
Етр = bтр + 2*m*h (6.2)
где bтр – ширина траншеи по низу м;
Етр- ширина траншеи по верху м;
D – диаметр газопровода.
3 Подсчет объемов земляных работ
Для подсчета объема работ строим продольный профиль газопровода согласно ГОСТ 21.605-82 а натуральные поверхности земли принимаем по табл. 8 [7]. Подсчет объема земляных работ производится в плотном (естественном) состоянии т.е. вычисляются геометрические объемы выемок и насыпей. В состав земляных работ включают отрывку траншей обратную засыпку и транспортировку избыточного грунта. Для подсчета объемов земляных работ при разработке траншей необходимо на каждом пикете а так же в точках перелома продольного профиля трассы определить глубину траншеи.
hтр .= Hп.з. – Hв.т + DН + Hи.о. (6.3)
где Hп.з. – отметка поверхности земли м;
Hв.т. – отметка верха трубы м;
DН – наружный диаметр трубы включая изоляцию м
Hи.о - толщина искусственного основания
Затем определяем глубину траншеи на каждом пикете профиля или профиля или в точках перелома профиля трассы. Площадь поперечного сечения траншеи:
F=(bтр + Етр.)* hтр. 2 (6.4)
bтр. – ширина траншеи по низу м;
Етр. – ширина траншеи по верху м;
hтр. – глубина траншеи м.
Определение объема траншеи между двумя смежными пикетами:
Vтр = (F1+ F2)*L2 (6.5)
где L – длина траншеи между пикетами м;
F1 F2 – площади поперечных сечений траншей на пикете 1 и 2 м2.
Определение объема ручной подчистки дна траншеи:
Vртр= bтр.* l *hн (6.6)
где b – ширина траншеи по низу м;
hн – высота недобора грунта землеройной машины м принимаемой 015 м.
Результаты расчета представлены в таблице 7
Ширина траншеи по низу bтр м
Ширина траншеи по верху Eтр м
Площадь поперечного сечения раншеи
Объем ручной подчистки
Определение объёма земляных работ по рытью колодцев:
где Hкол.- высота колодца м;
lк bк - длина и ширина колодца м.
Определение объёма земляных работ по подчистке дна колодца:
Vркол. =bк*lк*hнедоб. (6.8)
где Hнедоб.- недобор грунта ковша экскаватором;
Результаты расчёта представлены в таблице 8.
Объем земляных работ по рытью колодцев
Определение объёма земляных работ по рытью приямков:
Vприям.=bпр.*lпр.*hпр.*n (6.9)
bпр. – ширина приямка: bпр. = Dтр. +1.2м по табл. 4[2]
hпр. - глубина приямка м принимаем равным 0.7м;
nпр. - количество приямков шт.
где Lуч. – длина участка м;
lзагот. – длина стандартной заготовки м.
Результаты расчёты представлены в таблице 9.
Объем земляных работ по рытью приямков
Определение общего объема земляных работ:
Vобщ.= Vтр.+Vртр +Vкол. + Vркол +Vприям (6.10)
где Vтр. - суммарный объем земляных работ по рытью траншей м3
Vртр - суммарный объем земляных работ ручной подчистки дна траншеи м3
Vкол. - суммарный объем земляных работ по рытью колодцев м3
Vркол - суммарный объем земляных работ по подчистке дна колодца м3
Vприям - суммарный объем земляных работ по рытью приямков м3
Vобщ. = 39453 +1863 +133+ 124 + 1657 = 431184 м3
Определение трубного объема засыпаемого трубопровода:
Vт= (Dн2) Lуч 4 (6.11)
где Lуч. - длина данного участка м.
Результаты расчета представлены в таблице 10
Объёмы засыпаемой трубы
Объём канала Vканала.
Определение рабочего объёма колодца:
Vкол.раб. = Hк*(bк-04)*(Lк. –04) (6.12)
где Hк. – высота колодца м;
bк. – ширина колодца м.
Результаты расчеты представлены в таблице 11.
Рабочий объём колодца
Определение объема обратного засыпки грунта и вывоза грунта:
Vзас=((Vобщ _ (Vтр + Vкол.раб))*100)(100+P) (6.13)
где Vобщ - общий объем земляных работ м3
Vтруб - общий объем занимаемый каналом м3
Vкол.раб – рабочий объем колодца м3
P – коэффициент остаточного разрыхления грунта принимаемый равный 10% ЕНиР-2 .
Vзас=((431184 - (9402+133))*100)(100+10)= 38232 м3
Определение объема грунта на вывоз:
Vнавывоз= Vобщ – Vзас (6.14)
где Vобщ- объем земляных работ м3
Vзас – объем обратной засыпки м3
Vнавывоз = 431184 – 38232 = 48864 м3
Баланс земляных масс
котлованов под колодцы
Ручная подчистка дна:
4 Подбор строительных машин
Определение высоты отвала:
Нотв.=√( Vзасып.l) (6.17)
где Vзасып. – объем на засыпку бульдозером м3;
Hотв. =√(3823216070) = 154 м
Определяем высоту выгрузки:
Hвыгр. = Hотв. + 05 (6.18)
где Hотв. – высота отвала м
Hвыгр. = 154+05=204 м
Определяем радиус вырывания:
Rвыр. = (Етр.2) + с + Hотв. (6.19)
где Eтр. – ширина траншеи по верху;
с – расстояние от края траншеи до отвала.
Rвыр. = 2042 + 1 + 154 = 356 м
Выбираем экскаватор ЭО-3322А[5]технические характеристики которого:
- объёма ковша: 0.4м3
- наибольшая глубина копания: 42м
- наибольшая высота выгрузки: 48м
- максимальный радиус копания: 736м
- мощность двигателя: 55кВт или 75л.с.
Выбираем кран на пневмоколесном ходу КС-5361 [5] технические характеристики которого:
- грузоподъемность 4 т.
- длина стрелы 15 м.
- наибольший вылет крюка 14 м.
- мощность двигателя 100 л.с.
5 Составление ведомости состава и объема работ
Состав работ в порядке и последовательности
Ручная подчистка дна траншеи
Сварка труб на бровке
Укладка труб в траншеи
Сварка труб в канале
Предварительные испытания
Установка запорной арматуры
Гидроизоляция стыков
Механизированная засыпка
Окончательные испытания
6 Ведомость подсчета затрат труда и машинного времени по строительству
Состав звена и наименование машин
Проф. раб. и наим. машин
Разряд раб. и марка машин
Машин кран Экскаватор
Монтажный машинный кран
Уклад труб в траншею
Сварка труб в траншее
Монтажный машинный кран.
Механическая засыпка
7 Календарный план производства работ по объекту
Принятая трудоёмк. чел. дн.
Планир. % выполнен. нормы
Укладка труб в траншею
8 Организация контроля качества
Контроль выполненных работ включает в себя:
Проверку соответствия трубопроводов газоиспользующего и газового оборудования проекту и требованиям нормативных документов внешним осмотром и измерениями -100%.
Механические испытания стыковых сварных соединений трубопроводов в соответствии с требованиями ГОСТ 6996-66*. Механическим испытаниям подлежат:
пробные (допускные) сварные стыки выполненные при квалификационных испытаниях сварщиков и проверки технологии сварки стального газопровода;
сварные стыки стальных газопроводов не подлежащих контролю физическими методами. Стыки отбирают в период производства сварочных работ в количестве 05% от общего числа стыковых соединений сваренным каждым сварщиком но не менее 2 стыков диаметром 50мм и менее и 1 стыка диаметром свыше 50мм сваренных им в течение календарного месяца.
Стыки стальных газопроводов испытывают на статическое растяжение и на изгиб или сплющивание по ГОСТ 6996-66*.
Контроль качества антикоррозионных покрытий на толщину адгезию к стали и сплошность - по [28].
Неразрушающий контроль сварных соединений трубопроводов физическими методами.
Контроль физическими методами стыков законченных сваркой участков стальных газопроводов согласно СНиП 42-01-2002 не производится:
для внутренних газопроводов диаметром менее 50мм всех давлений;
внутренних газопроводов диаметром 50мм и более давлением до 0005 МПа;
Сварные стыки соединительных деталей стальных газопроводов изготовленные в условиях центральных заготовительных мастерских (ЦЗМ) всех давлений подлежат 100%-ному контролю радиографическим методом.
Для проверки следует отбирать сварные стыки имеющие худший внешний вид.
Испытания газопровода и газового оборудования на герметичность воздухом.
Законченные строительством газопроводы следует испытывать на герметичность воздухом. Перед испытанием на герметичность внутренняя полость газопровода должна быть очищена в соответствии с ППР. Очистку полости внутренних газопроводов следует производить перед их монтажом продувкой воздухом.
Испытания газопроводов на герметичность проводят путем подачи в газопровод сжатого воздуха и создания в газопроводе испытательного давления. Значение испытательного давления и время выдержки под давлением принимают согласно СНиП 42-01-2002 (см. таблицу 7):
Рабочее давление газа МПа
Испытательное давление МПа
Продолжительность испытаний ч
Газопроводы ГРУ св.0.005 до 03
Газопроводы котельных св.0005 до 01
Наружные газопроводы св.0.005 до 03
Результаты испытания на герметичность считаются положительными если за время испытания давление в газопроводе не меняется.
Отключающие устройства испытываются на заводах-изготовителях.
Для приемки законченного строительством объекта газораспределительной системы заказчик создает приемочную комиссию в состав которой входят представители:
заказчика (председатель комиссии)
проектной организации
эксплуатирующей организации
Ростехнадзора если объект является подконтрольным этим органам.
Генеральный подрядчик предъявляет комиссии на законченный строительством объект газораспределительной системы всю необходимую документацию.
Приемочная комиссия проверяет соответствие смонтированной газораспределительной системы проекту и представленной исполнительной документации требованиям СНиП 42-01-2002. Приемка заказчиком законченного строительством объекта газораспределительной системы оформляется актом.
1 Анализ условий строительства
Основной причиной инцидентов является обрушение грунтовых масс в результате:
Падения людей в котлован;
Неправильной эксплуатации строительных машин и механизмов;
Неправильного выбора элементов откоса;
Несоблюдения правил ведения работ вблизи опасных подземных коммуникаций;
Существенного притока дождевых и грунтовых вод.
При монтажных работах возможны следующие опасности:
Повреждение труб при укладке в траншею;
Возможность взрыва при испытаниях газопровода;
Возможность возгорания при работе с изоляционными материалами.
При сварочных работах возможны следующие опасности:
Попадание на кожу брызг расплавленного металла и шлака;
Воздействие вредных излучений на глаза;
Поражения током в условиях повышенной опасности.
2 Техника безопасности
Техника безопасности при производстве земляных работ:
- при разработке траншей и котлованов с откосами необходимо строго соблюдать установленную правилами безопасности крутизну откосов по фактически разрабатываему грунту не зависимо от величины откоса принятой в проекте состояния откосов нужно применять ежесменно:
в случае появления трещин в грунте работы останавливают и крутизну откоса уменьшают;
- при разработке выемок одинаковым экскаватором запрещается находится кому-либо на верху забоя в зоне призмы обрушения и в радиусе действия стрелы экскаватора – 5м. Отвалы грунта располагают на расстоянии не ближе 0.5м от бровки выемки а грунт грузят на самосвалы через боковой или задней борт машины не допускается прохождения ковша экскаватора над кабиной шофера;
-если на участке будут обнаружены подземные прокладки которые не были указаны в проекте работы в данном месте необходимо остановить до выяснения характера обнаруженного сооружения и получения указаний об условиях дальнейшего производства работ.
Техника безопасности при погрузочно-разгрузочных работах и перевозках грузов:
- при эксплуатации автомобильного транспорта должны соблюдаться «Правила техники безопасности для предприятий автомобильного транспорта».
- каждый автомобиль перед выездом в рейс должен пройти технический осмотр для предотвращения подтверждения его исправности;
- площадки для погрузки должны быть склонированы и иметь уклон не более 5 градусов
Техника безопасности при монтажных работах
- запрещается применять монтируемые элементы если они подняты под
местом установки более чем на 30 см. Производства других видов работ в радиусе действия монтажного крана не допускается;
- на каждый подъемный кран должен иметься паспорт и журнал учета его технического состояния. Состояния пути и ширину колес башенного крана проверяют ежедневно .
Техника безопасности при укладке трубопровода:
- прежде чем приступить к монтажу трубопровода необходимо проверить состояние траншеи;
- перед спуском рабочих в траншеи котлованы мастер должен убедиться в отсутствии в них взрывоопасных или вредных газов;
-в ночное время ограждения должны иметь идеальное освещение. В местах переходов через траншеи полагаются устраивать прочные мосты с ограждением в виде барьеров;
- для спуска рабочих в широкие траншеи и котлованы необходимо устанавливать стремянки шириной не менее 075м с перилами а для спуска рабочих в узкие траншеи – приставные лестницы.
Техника безопасности при испытании трубопроводов:
- во избежание выбивания заглушек при гидравлическом испытании рабочие занятые на этих рабочих местах должны находиться в безопасных местах или заглушки должны быть ограждены безопасным экраном;
- на весь период испытаний устанавливается охраняемая зона вход людей при пуске газа в трубопровод и при выдерживании его под давлением запрещается;
- установление обнаруженных дефектов а так же подтягивание болтов соединенных на трубопроводах находящихся под давлением категорически запрещается.
3 Пожарная безопасность
Дороги подъезды к зданиям (сооружениям пожарным гидрантам и водоемам) а также подступы к пожарному инвентарю должны быть исправными и свободными. В зимний период дороги подъезды проезды и крышки люков пожарных гидрантов и водоемов должны систематически очищаться от льда и снега.
Огнетушители должны размещаться в местах исключающих попадание прямых солнечных лучей и непосредственное (без заградительных щитков) воздействие отопительных нагревательных и других источников тепла.
В здании котельной предусмотрен эвакуационный выход в случае пожара.
Руководители предприятий и организаций обязаны:
а) организовать на подведомственных объектах изучение и выполнение правил пожарной безопасности всеми инженерно-техническими работниками служащими и рабочими;
б) организовать на объекте добровольную пожарную дружину при наличии инженерно-технического персонала и пожарно-техническую комиссию и обеспечить их работу в соответствии с действующими положениями.
На предприятиях с числом работающих менее 15 человек организуется пожарный расчет на который возлагается контроль за соблюдением правил пожарной безопасности тушение пожара и эвакуации имущества и товарно-материальных ценностей;
в) организовать противопожарную подготовку (противопожарный инструктаж пожарно-технический минимум) рабочих и служащих.
противопожарный инструктаж должен проводиться не реже раза в 6 месяцев а пожарно-технический минимум не реже раза в два года;
г) установить в производственных административных и вспомогательных помещениях строгий противопожарный режим (оборудовать места для курения установить четкий порядок проведения огневых работ правила пользования электронагревательными приборами порядок осмотра и закрытия помещений после окончания работы и т.п.) и постоянно контролировать его строжайшее соблюдение всеми рабочими и обслуживающим персоналом;
д) периодически но не реже одного раза в квартал проверять организацию противопожарной охраны и противопожарное состояние предприятия наличие и исправность технических средств борьбы с пожарными. Результаты проверки и мероприятия по повышению уровня пожарной безопасности объявлять приказом по предприятию;
е) не допускать к работе лиц не прошедших противопожарный инструктаж;
ж) проверять не реже одного раза в квартал организацию и состояние противопожарной охраны предприятия и проводить учебные пожарные тревоги результаты проверки объявлять приказом по предприятию.
Технико–экономический расчет
При выборе систем газораспределения важным фактором является обеспечение стабильного давления у потребителей. Колебания давления газа перед приборами у потребителей зависит от расположения регуляторов по отношению к газопотребляющим устройствам.
Наиболее распространенной в настоящее время системой газораспределения является двухступенчатая в которой газ среднего и высокого давления подается на газорегуляторные пункты где давление снижается до 3-5 КПа после чего газ поступает в газопроводы низкого давления. Специфика работы этой системы газораспределения заключается в том что по сети среднего или высокого давления газ поступает к промышленным объектам а по сети низкого давления поступает к коммунально-бытовым предприятиям и бытовому потребителю.
Из всего количества газа отпускаемого и распределяемого через городские системы газораспределения около 85% используется промышленными предприятиями различных отраслей народного хозяйства а долю коммунально-бытового хозяйства и жилого фонда приходится в среднем 10-12% (из них на долю населения- 3-5%). Небольшой удельный вес бытовых потребителей в общем объеме потребления газа обуславливает то что при дефиците газа в зимнее время особенно во время максимального газопотребления падает газоснабжение бытовых потребителей так как давление перед газорегуляторным пунктом резко падает.
Для обеспечения стабильного давления газа перед аппаратами у потребителей и повышения пропускной способности систем газораспределения необходимо повышать давление в сетях либо производить реконструкцию сетей путем прокладки дополнительных газопроводов среднего или высокого давления.
2 Капитальные затраты
Проектируемая система газораспределения относится к городу Великому Новгороду. Общая численность населения района 1625 тыс. человек. Город разделен на три района. Первый район застроен многоэтажными зданиями оборудованными централизованным теплоснабжением. 2-й и 3-й районы застроены малоэтажными зданиями. Общее потребление газа для города 180670 тыс. м3год а расчетное часовое потребление составляет 63154 м3ч.
В экономической части будут рассмотрены два варианта систем газораспределения. В первом варианте предусматривается установка 9-ти газорегуляторных пунктов для бытовых потребителей по всему городу из них 5 во втором районе. Во втором варианте во втором районе запроектировано 20 шкафных регуляторных пунктов а в двух других районах оставлены ГРП.
На основе производственных технико-экономических расчетов двух вариантов (см. табл. 16) капитальные затраты при применении шкафных регуляторных пунктов меньше чем с использованием газорегуляторных пунктов. Это связано с сокращением затрат на строительство ШРП.
Капитальные затраты Таблица 16
Вариант 20 ШРП + 4 ГРП
Установленная розничная цена на природный газ реализуемый населению принята равной тарифной стоимости на настоящий год для Новгородской области 535 рубн.м3.
3 Экономический расчет
Расчет экономической эффективности будем вести с учетом дисконтирования. Денежные затраты делятся на две составляющие: эксплуатационные и капитальные. Капитальные затраты определены из сметного расчета стоимости.
где А - амортизация принята из расчета срока службы газопровода 20лет т.е. 5% от капитальных затрат.
О - обслуживание принято из расчета 10% от капитальных затрат.
Доход в рублях в результате реализации расчетного количества газа потребителям:
где Q- годовое потребление газа потребителями;
Т - установленная розничная цена на природный газ реализуемый населению в следующих размерах (с учетом НДС).
Поток доходов в год (прибыльная часть)
где С - себестоимость газа (принята 80% от стоимости реализуемого газа).
Полный дисконтированный доход за срок службы:
Чистый дисконтированный доход
Бездисконтный срок окупаемости инвестиций
Срок окупаемости инвестиций с учетом дисконтирования
где ΔД - промежуточный ожидаемый доход тыс. руб. год;
r - норма дисконта равная ставке рефинансирования Центрального банка Российской Федерации – 8% (Указание Банка России от 25.02.2011 № 2583-У "О размере ставки рефинансирования Банка России")
ДДТсл- определяем величину полного ожидаемого дохода за период службы оборудования с учетом дисконтирования тыс. руб;
ЧДДТсл - определяем величину чистого дисконтированного дохода тыс. руб.;
То - бездисконтный срок окупаемости;
Тд - рассчитываем срок окупаемости инвестиций с учетом дисконтирования поступающих доходов;
ИДд – индекс доходности при условии дисконтирования всех поступающих доходов в течении срока эксплуатации.
Доход в рублях в результате реализации расчетного количества газа потребителям
Экономический расчетТаблица 17
эксплуатационные расходы:
процент затрат на обслуживание от капитальных затрат
Годовое потребление газа потребителями
Установленная розничная цена на природный газ реализуемый населению
Себестоимость газа (принята 80% от стоимости реализуемого газа)
срок службы системы газоснабжения без полной реконструкции
поток доходов в год (прибыльная часть)
норма дисконта (в долях)
полный дисконтированный доход за срок службы
чистый дисконтированный доход
срок окупаемости инвестиций с учетом дисконтирования
Выводы. Вариант с использованием шкафных регуляторных установок является более экономически-выгодным.
Список использованной литературы
Газовые сети и установки. Учебное пособие для сред. проф. образования Жила В.А. М.А. Ушаков О.Н. Брюханов. – М.: Издательский центр «Академия» 2003. – 272с.
Свод правил по проектированию и строительству. СП 42-101-2003 Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб.
СНиП 42-01-2002 Газораспределительные системы.
Методические указания к заданиям для практических занятий по газоснабжению для студентов специальность 2907 «Теплогазоснабжение вентиляция и охрана воздушного бассейна» А.А. Ионин В.А. Жила и др.: М МГСУ 1994г.
СНиП 41-01-2003 Отопление вентиляция и кондиционирование.
СНиП 41-02-2003 Тепловые сети
СНиП 2.07.01-89* Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений.
Ионин А.А. Газоснабжение. Учебник для вузов. М.: Стройиздат. 1989. 439с
В.Н. Сосков «Технология монтажа и заготовительных работ»
Кахененко Н.А. «Справочник по специальным работам»
СНиП 3-4-80 «Техника в строительстве»
ЕНиР Е9-2 «Наружные сети и сооружения»
ЕНиР Е2-1 «Механизированные и ручные земляные работы»
ЕНиР 22-2 «Трубопроводы»
Методические указания к разработке курсового проекта.
Богословсий В.Н Разумов Н.Н. Щеглов В.П. Отопление и вентиляция: Учебник для вузов.- М.: Стройиздат 1980.
Фокин К.Ф. Строительная теплотехника ограждающих частей зданий. М.: Стройиздат1973.
Ильинский В.М. Строительная теплофизика (ограждающие конструкции и микроклимат зданий). Уч. пособие.- М. «Высшая школа» 1974.
Богословский В.Н. Строительная теплофизика (теплофизические основы отопления вентиляции и кондиционирования воздуха): Учебник для вузов.- М.: Высшая школа 1982.
Табунщиков Ю.А. Хромец Д.Ю. Матросов Ю.А. Тепловая защита ограждающих конструкций зданий и сооружений. – М.: Стройиздат 1986.
Еремкин А.И. Королева Т.И. Тепловой режим зданий: Учебное пособие. - М.: АСВ 2000.
Сканави А.Н. Махов Л.М. Отопление: Учебник. - М.: АСВ 2006.
Крупнов Б.А. Отопительные приборы производимые в России и ближнем зарубежье: Учебное пособие. – 3-е изд. - М.: АСВ 2009.
Крупнов Б.А. Аверин Б.Н. Методические указания к выполнению курсовой работы «Отопление и вентиляция гражданского здания» для студентов специальности 290300 ПГС. М. МГСУ 2006.

Цветные чертежи (1).dwg

Разработка траншеи и котлована экскаватором
Сборка труб на бровке
Сварка труб на бровке
Укладка труб в траншею
Сварка труб в траншее
Технологическая схема этапов монтажа
Механическая засыпка
Извлеченный грунт (песок)
Укладка труб в транешею
Предварительные испытания
Установка запорной арматуры
Антикорозийная изоляция
Окончательные испытания
Число рабо- чих в смену
Продол житель ность работы дней
Плани руемый процент выпол нения
Календарный план на монтаж системы газоснабжения
План микрорайона города Великий Новгород М 1:10000
-многоэтажная застройка
Условные обозначения:
-2-4 этажная застройка
-котеджная застройка
- промышленные предприятия
- газорегуляторный пункт
- газопровод высокого давления
- газопровод низкого давления
- направление потока газа
Схема сети газопровода низкого давления М 1:10000
Схема сети газопровода высокого давления нормальный режим работы М 1:10000
Движение потока газа
(660м) Ду250 ΔР=9486
(760м) Ду250 ΔР=7811
(1340м) Ду250 ΔР=13014
(380м) Ду250 ΔР=3589
(420м) Ду250 ΔР=4578
(260м) Ду250 ΔР=1576
(590м) Ду250 ΔР=3334
(2120м) Ду250 ΔР=3552
(330м) Ду250 ΔР= -23
(2110м) Ду250 ΔР= -178
(480м) Ду250 ΔР=-563
(380м) Ду250 ΔР= -263
(470м) Ду250 ΔР= -1302
(250м) Ду250 ΔР= -702
(650м) Ду250 ΔР= -4805
(350м) Ду250 ΔР= -2594
(1020м) Ду250 ΔР= -7560
(910м) Ду250 ΔР= -6800
(860м) Ду250 ΔР= -9055
Газоснабжение микрорайона города Великий Новгород
Генплан микрорайона города Великий Новгород
Схема сети высокого давления
Схема сети низкого давления
Технология строительного производства
Автоматика котельной
План котельной с расстановкой оборудования и газопроводов. Разрез 1-1. Схема газопроводов.
Аксонометрическая схема ГРП №3
СПЕЦИФИКАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ
Вывод газопровода низкого давления ø325 Рвых-0
Ввод газопровода среднего давления ø108 Рвх-0
Измерение и регистрация входного давления
Прибор установлен на щите контроля.
Измерение входного давления
Прибор установлен по месту.
Измерение падения давления на фильтре
Перекрывание подачи газа в случае выхода значения
за допустимые пределы (0
Отбор импульса выходящего давления.
Поддержание постоянного значени выходного давления
Измерение и регистрация выходного давления
Измерение выходного давления
Выброс газа в атмосферу в случае повышения
выходного давления более чам на 10 %.
Функциональная схема
Механический прибор измерения
давления установленный по месту.
Механический прибор измерения и регистрации
давления установленный на щите контроля.
Механический прибор измерения разницы
Место отбора импульса давления
работающий по принципу
постоянного давления после себя.
работающий на поддержание
Разрез А-А. Разрез Б-Б.
Аксонометрическая схема ГРП.
Функциональная схема автоматизации
автоматизации ГРП №3
План котельной с расстановкой оборудования и газопроводов. М 1:50
Сетка стальная с ячейкой 20х20мм
S окна не менее 23.1м
ø108х4.0 (ввод в котельную)
ГРУ на базе ГРП-13-1Н-У1
на базе ГРП-13-1Н-У1
газопровод Г2 ø57х3.5
Врезка в существующий
ø25х2.5(3шт) Вывести
Разрез (ГРУ) 1-1. М 1:50
Схема газопроводов Г2
на отм. 0.000. М 1:50
Принципиальная схема автоматизации котельной
Счетчик газа поставляется совместно с ГРП
Давление газа к горелке
Давление воздуха к горелке
Температура теплоносителя
Давление теплоносителя
Температура перед котлом
Управление насосом (пускостанов)
Наличие потока за насосом
Расход теплоносителя
В комплекте с горелкой
Реле давления воздуха
Датчик контроля пламени
В комплекте с котлом
Реле потока 01052 серии 626
Датчик давления КРТ-5
Термопреобразователь "Взлет ТПС-100П-50
Кондуктометрические датчики уровня жидкости
Преобразователь расхода "Взлет ЭРСВ-420Ф-150
Термопреобразователь ДТС035-50М.В3.80
В комплекте с САУ-М7Е.Щ1
Термопреобразователь ДТС035-50М.В3.120
Датчик наружного воздуха КДТ-50
Измерительный преобразователь на СН4
Измерительный преобразователь на СО
Извещатель пожарный тепловой
Преобразователь расхода "Взлет ЭРСВ-420Ф-100
Преобразователь расхода "Взлет ЭРСВ-420Ф-80
Термопреобразователь "Взлет ТПС-100П-133
Термопреобразователь "Взлет ТПС-100П-98
Датчик давления МН-2
Электронный блок контроля пламени Siemens
Микропроцессорный контроллер САУ-МП-Щ1.15
Теплосчетчик регистор ТСРВ-024
Измеритель-регулятор ТРМ32-Щ4
Газоанализатор САКЗ (СН4+СО)
Прибор ОПС "Сигнал-ВК4
Сигнализатор уровня жидкости САУ-М7Е.Щ1
Микропроцессорный контроллер
В комплекте с ШУ Грантор
Спецификация оборудования
В систему горячего водоснабжения
В систему отопления
Расстояние между опорами принято для труб DN150-4.1м; DN100-5.0м.
S остекления не менее 1.26кв.м.
ø32х2.5 ГОСТ10704-91
План трубопроводов в котельной. М1:50
Заполнение системы и бака производить химочищенной водой.
Трубопроводы условно отнесены от стены.
Приток воздуха осуществляется:
-через утепленный створный клапан в стене. Площадь притока должна быть не менее 2.03кв.м.;
-через приточную камеру и далее в отопительный агрегат А1. Площадь притока в камере должна
быть не менее 0.321кв.м.;
Вытяжка-через четыре дефлектора ∅400.
установленных на дымоходах от котлов
должно предусматриваться отверстие
диаметром не менее 50мм.
На дымовых трубах и на газоходах монтируются люки для прочистки.
Площадь оконного остекления должна быть не менее 23.1кв.м.
кирпичем (S=3.24кв.м.)
S окна не менее 23.1кв.м.
(от "Комплексона-6")
План трубопроводов котельной.М1:50. Разрез 1-1.
- условный диаметр трубопровода
- потери давления на участке
- наружный диаметр трубопровода х толщина стенки
Qр - расчетный расход газа
Устройство газового колодца
газопровод ст ø273х6
3 задвижка 4 линзовый компенсатор 5 ковер 6 люк
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Национальный исследовательский Московский государственный строительный университет»
Кафедра «Теплогазоснабжение и вентиляция»
Qр=54 Ду125 l=340 ΔР=57
Qр=91 Ду150 l=760 ΔР=134
Qр=215 Ду200 l=330 ΔР=68
Qр=632 Ду300 l=250 ΔР=50
Qр=1127 Ду400 l=370 ΔР=52
Qр=531 Ду300 l=170 ΔР=25
Qр=305 Ду250 l=280 ΔР=37
Qр=209 Ду200 l=740 ΔР=145
Qр=38 Ду100 l=290 ΔР=78
Qр=86 Ду150 l=250 ΔР=40
Qр=216 Ду200 l=750 ΔР=156
Qр=60 Ду250 l=730 ΔР=72
Qр=677 Ду300 l=600 ΔР=137
Qр=102 Ду150 l=580 ΔР=127
Qр=113 Ду150 l=550 ΔР=144
Qр=133 Ду200 l=170 ΔР=15
Qр=89 Ду150 l=310 ΔР=53
Qр=23 Ду100 l=290 ΔР=32
Qр=162 Ду200 l=920 ΔР=114
Qр=195 Ду200 l=560 ΔР=97
Qр=600 Ду300 l=540 ΔР=99
Qр=498 Ду300 l=880 ΔР=115
Qр=363 Ду250 l=740 ΔР=133
Qр=54 Ду100 l=710 ΔР=118
Qр=92 Ду150 l=450 ΔР=82
Qр=170 Ду200 l=840 ΔР=114
Qр=15 Ду65 l=160 ΔР=62
Qр=39 Ду80 l=110 ΔР=89
Qр=507 Ду250 l=530 ΔР=174
Qр=93 Ду150 l=1000 ΔР=184
Qр=472 Ду300 l=210 ΔР=25
Qр=105 Ду150 l=160 ΔР=37
Qр=199 Ду200 l=80 ΔР=14
Qр=25 Ду125 l=580 ΔР=26
Qр=8 Ду50 l=160 ΔР=66
Qр=12 Ду100 l=340 ΔР=11
Qр=45 Ду125 l=370 ΔР=45
Qр=305 Ду200 l=280 ΔР=108
Qр=202 Ду200 l=290 ΔР=54
Qр=764 Ду350 l=100 ΔР=13
Qр=139 Ду150 l=250 ΔР=94
Qр=251 Ду200 l=290 ΔР=79
Qр=69 Ду125 l=450 ΔР=117
Qр=441 Ду250 l=280 ΔР=71
Qр=135 Ду150 l=560 ΔР=202
Qр=700 Ду300 l=560 ΔР=135
Qр=958 Ду350 l=480 ΔР=97
Qр=397 Ду250 l=550 ΔР=116
Qр=55 Ду150 l=650 ΔР=47
Qр=91 Ду125 l=550 ΔР=236
Qр=47 Ду100 l=510 ΔР=198
Qр=467 Ду250 l=540 ΔР=152
Qр=110 Ду150 l=620 ΔР=155
Qр=47 Ду100 l=470 ΔР=180
Qр=379 Ду250 l=420 ΔР=81
Qр=531 Ду300 l=450 ΔР=66
Qр=390 Ду250 l=230 ΔР=47
Qр=55 Ду125 l=860 ΔР=150
Qр=127 Ду150 l=690 ΔР=223
Qр=128 Ду150 l=230 ΔР=75
Qр=96 Ду150 l=560 ΔР=110
Qр=728 Ду300 l=210 ΔР=54
Qр=819 Ду300 l=90 ΔР=29
Qр=232 Ду200 l=290 ΔР=68
Qр=550 Ду300 l=510 ΔР=80
Qр=665 Ду300 l=340 ΔР=75
Qр=167 Ду200 l=670 ΔР=89
Qр=262 Ду200 l=480 ΔР=141
Qр=23 Ду80 l=620 ΔР=197
Qр=15 Ду80 l=150 ΔР=23
Qр=220 Ду200 l=520 ΔР=112
Qр=47 Ду100 l=260 ΔР=100
Qр=75 Ду125 l=380 ΔР=116
Qр=530 Ду250 l=230 ΔР=82
Qр=473 Ду250 l=420 ΔР=121
Qр=244 Ду200 l=460 ΔР=119
Qр=39 Ду100 l=500 ΔР=136
Qр=124 Ду150 l=330 ΔР=102
Qр=18 Ду80 l=160 ΔР=32
Qр=46 Ду125 l=340 ΔР=43
Qр=31 Ду80 l=330 ΔР=176
Qр=72 Ду125 l=360 ΔР=103
Qр=23 Ду80 l=410 ΔР=133
Qр=61 Ду125 l=760 ΔР=161
Qр=68 Ду125 l=450 ΔР=116
Qр=160 Ду200 l=170 ΔР=21
Qр=49 Ду100 l=320 ΔР=134
Qр=57 Ду100 l=370 ΔР=201
Qр=36 Ду125 l=290 ΔР=24
Qр=39 Ду125 l=830 ΔР=79
Qр=10 Ду65 l=200 ΔР=41
Qр=38 Ду100 l=390 ΔР=101
Qр=46 Ду125 l=610 ΔР=79
Qр=21 Ду80 l=340 ΔР=88
Qр=76 Ду125 l=330 ΔР=103
Qр=110 Ду150 l=560 ΔР=140
Qр=124 Ду150 l=590 ΔР=182
Qр=40 Ду100 l=360 ΔР=103
Qр=108 Ду150 l=620 ΔР=149
Qр=32 Ду100 l=220 ΔР=38
Qр=339 Ду200 l=250 ΔР=117
Qр=128 Ду150 l=440 ΔР=145
Qр=46 Ду125 l=470 ΔР=59
Qр=212 Ду200 l=700 ΔР=141
Qр=93 Ду125 l=320 ΔР=143
Qр=26 Ду80 l=250 ΔР=97
Qр=28 Ду80 l=220 ΔР=99
Qр=30 Ду125 l=360 ΔР=22
Qр=78 Ду125 l=400 ΔР=130
Qр=78 Ду125 l=540 ΔР=175
Qр=36 Ду100 l=290 ΔР=68
Qр=156 Ду150 l=250 ΔР=117
Qр=95 Ду150 l=290 ΔР=55
Qр=48 Ду125 l=590 ΔР=82
Qр=120 Ду150 l=200 ΔР=58
Qр=33 Ду125 l=220 ΔР=15
Qр=216 Ду200 l=340 ΔР=71
Qр=13 Ду80 l=260 ΔР=31
Qр=6 Ду65 l=190 ΔР=15
Qр=216 Ду200 l=290 ΔР=60
Qр=83 Ду125 l=140 ΔР=51
Qр=35 Ду100 l=290 ΔР=66
Qр=273 Ду200 l=170 ΔР=54
Qр=58 Ду125 l=410 ΔР=79
Qр=33 Ду100 l=290 ΔР=60
Qр=144 Ду150 l=110 ΔР=45
Qр=23 Ду100 l=440 ΔР=49
Qр=27 Ду100 l=190 ΔР=28
Qр=35 Ду100 l=320 ΔР=73
Qр=206 Ду200 l=320 ΔР=61
Qр=58Ду125 l=370 ΔР=72
Qр=8 Ду65 l=190 ΔР=23
Qр=153 Ду150 l=120 ΔР=54
Qр=95 Ду150 l=290 ΔР=56
Qр=100 Ду150 l=130 ΔР=27
Qр=373 Ду250 l=180 ΔР=34
Qр=100 Ду150 l=240 ΔР=50
(660м) Ду250 ΔР= -10121
Qр=117 Ду156 l=560 ΔР=156
Qр=316 Ду250 l=620 ΔР=87
Qр=114 Ду150 l=260 ΔР=69
Qр=54 Ду125 l=260 ΔР=44
Предохранительно-запорный
Предохранительно-сбросной
Манометр общего назначения с
Газорегуляторная установка
Датчик перепада давления
Малогабаритный датчик
Продувочная свеча п.м.