Газоснабжение района с применением природного и сжиженного газа

СУГ2.dwg

Газопровод к котельной
Условные обозначения
газопровод паровой фазы СУГ высокого давления
газопровод жидкой фазы СУГ
газопровод паровой фазы СУГ низкого давления
газопровод импульсный
Схема аксонометрическая М 1:50

схема Сходня.dwg

сблокированного дома №3III.
Внутреннее газоснабжение жилого
Фасад жилого дома №3III.
д. Гаврилково Красногорского района Московской области
Котел "Frisguef" Q=23
Вентканал кирпичный 270х140мм
Дымоход кирпичный 270х140мм
План первого этажа. М1:100.
Цокольный ввод газа Ду 100
Проектируемый газопровод низкого давления из полиэтиленовых труб ПЭ80 ГАЗ SDR-17
Переход сталь-полиэтилен D110х108mm
Экспликация помещения
Подъем на 2 этаж в кухню
сблокированного дома №4III.
Проектируемый газопровод низкого давления из полиэтиленовых труб ПЭ80ГАЗ SDR-17
Котел HYDROMOTRIX 23 Q=23 кВт
Жалюзийная решетка в нижней части двери размером 200х300
- Перспективные объекты газоснабжения
Головной газорегуляторный пункт (ГГРП)

котлы.dwg

- трубопровод слива от котлов и трубопроводов
Расходомер встроенный
Принципиальная тепловая схема котельной
Условные обозначения.
- трубопровод обратной сетевой воды
- трубопровод химочищенной подпиточной воды
- трубопровод прямой сетевой воды
- трубопровод исходной воды
- Направление движения воды
- Регулятор давления
- Смеситель 3-х ходовой с эл. приводом
- трубопровод слива от ХВО
- трубопровод слива от предохранительных клапанов.
Результаты расчета принципиальной тепловой схемы
Макси- мально зимний
Тем-ра наружного воздуха
на отопление и вентиляцию
Общая тепловая мо- щность ТГУ
кгc на ОВ (Gов) на отопление (Gот) на вентиляцию (Gв)
Расход воды по пе- ремычке
Расход воды до пе- ремычки
Общий расход сет. воды
через кот.агрегат(Gк)
на подпитку и потери в ТС (Gподп=Gхво)
Расход исходной во- ды
из водопро- вода (Gисх)
Расход обратной се- тевой воды
Закладные конструкции для приборов КИПиА
- Фильтр угловой сетчатый фланцевый
- Предохранительный клапан
- трубопровод прямой сетевой воды на приточную установку
- трубопровод обратной сетевой воды от приточной учстановки
НАСОСЫ ДЕАЭРИРОВАННОЙ ВОДЫ
НАТРИЙ-КАТИОНОВЫЙ ФИЛЬТР

Расчетная схема.dwg

СУГ3.dwg

поплавковый скоростной клапан
диаграмма параметров сжиженного газа

Экономика.dwg

эксплутационные затраты
ГСН ГРП 1781807 1525212.3
эксплутационные затраты (раскрытые)
транспортные расходы
амортизаци- онные отчисления

СУГ1.dwg

газопровод к котельной
Газопровод к котельной
резервуар подземный для сжиженного газа
головка испарительно--редукционная
вентиль запорный фланцевый

записка полная.doc

В дипломном проекте разработана схема газопроводов высокого давления I II категорий и среднего давления для газоснабжения Химкинского района природным газом. Приведены гидравлические расчеты сети высокого давления I II категорий и среднего давления. Проводится проверка пропускной способности ГРС “Сходня” и распределительных сетей от ГРС с учетом подключения перспективных потребителей. В расчетах использованы современные требования к системам газоснабжения. Запроектировано внутреннее газоснабжение автоматизированной котельной.
Так же рассмотрена автоматизация ГРС обеспечивающая отключение газа при аварийных ситуациях.
Экономическая часть данного дипломного проекта включает в себя ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ГА30РАЗДАТОЧОГО ПУНКТА ИЛИ ДОСТАВКИ СЖИЖЕННОГО ГАЗА В БАЛЛОНАХ С ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНОЙ СТАНЦИИ.
В разделе технологии и организации строительно-монтажных работ был рассмотрен монтаж газовой сети среднего давления а также разработаны чертежи монтажа и укладки труб dу250 в траншею. Приведены примеры схемы установки футляра 530x10.0 на газопровод Dу100 с последовательностью технологического монтажа футляра.
В дипломном проекте рассмотрено обеспечение безопасности при строительстве газопровода. Приведен расчет взрывопожароопасности газораспределительного пункта.
Генеральная схема газоснабжения Химкинского района Московской области.
Генеральная схема газоснабжения Химкинского района Московской области
Современные городские распределительные системы представляют собой сложный комплекс сооружений состоящий из следующих основных элементов: газовых сетей низкого среднего и высокого давления газораспределительных станций газорегуляторных пунктов и установок. В указанных станциях и установках газ сжимают до необходимого давления и автоматически поддерживают давление постоянным. Они имеют автоматические предохранительные устройства которые исключают возможность повышение давления газа в сетях выше нормы. Для управления и эксплуатации этой системы имеется специальная служба с соответствующими средствами обеспечивающими возможность осуществлять бесперебойное газоснабжение.
Проекты газоснабжения областей городов поселков разрабатывают на основе схем перспективных потоков газа схем развития и размещения отраслей народного хозяйства и проектов районных планировок генеральных планов городов с учетом их развития на перспективу. Система газоснабжения должна обеспечивать бесперебойную подачу газа потребителям быть безопасной в эксплуатации простой и удобной в обслуживании должна предусматривать возможность отключения отдельных ее элементов или участков газопроводов для производства ремонтных и аварийных работ. Сооружения оборудование и узлы в системе газоснабжения следует применять однотипные. Принятый вариант системы должен иметь максимальную экономическую эффективность и предусматривать строительство и ввод в эксплуатацию системы газоснабжения по частям.
В настоящее время почти все города России газифицированы поэтому основной задачей при проектировании системы газоснабжения города встает ее реконструкция и развитие соответственно развитию города и его промышленности. При решении этой задачи прежде всего необходимо выявить новую газовую нагрузку на перспективу в зависимости от схемы реконструкции городской застройки принятых решений по их теплоснабжению горячему водоснабжению и степени бытового обслуживания. После расчета новых нагрузок выявляются газопроводы которые сохраняются в новой сети проектируется новая сеть и определяются диаметры газопроводов. Здесь следует отметить что с развитием города растет его система газоснабжения и к ней предъявляются более высокие требования по надежности функционирования поэтому сети должны быть запроектированы со структурными и транспортными резервами которые необходимо проверить расчетом.
Основным элементом городских систем газоснабжения являются газопроводы которые классифицируют по давлению газа и назначению. В зависимости от максимального давления газа городские газопроводы разделяют на следующие группы:
)газопроводы низкого давления с давлением газа до 5 кПа (500 мм вод. ст. избыточных);
)газопроводы среднего давления с давлением газа от 5 кПа до до 03 МПа (до 3 кгссм2 избыточных);
)газопроводы высокого давления II категории с давлением от 03 до 06 МПа (от 3 до 6 кгссм2 избыточных);
)газопроводы высокого давления I категории для природного газа и газовоздушных смесей от 6 до 12 МПа (от 6 до 12 кгссм2 избыточных) для сжиженных углеводородных газов до 16 МПа (до 16 кгссм2 избыточных).
Газопроводы низкого давления служат для транспортировки газа в жилые общественные здания и предприятия бытового обслуживания. В газопроводах жилых зданий разрешается давление до 3 кПа; в газопроводах предприятий бытового обслуживания непроизводственного характера и общественных зданий – до 5 кПа.
Газопроводы среднего и высокого (II категории) давления служат для питания городских распределительных сетей низкого и среднего давления через газорегуляторные пункты (ГРП). Они также подают газ через ГРП и местные газорегуляторные установки (ГРУ) в газопроводы промышленных и коммунальных предприятий. По действующим нормам максимальное давление для промышленных предприятий а также расположенных в отдельно стоящих зданиях отопительных и производственных котельных коммунальных и сельскохозяйственных предприятий допускается до 06 МПа. Для предприятий бытового обслуживания производственного характера пристроенных к производственным зданиям давление газа допускается до 03 МПа.
Городские газопроводы высокого (I категории) являются основными артериями питающими крупный город их выполняют в виде кольца полукольца или в виде лучей. По ним газ попадает через ГРП в сети среднего и высокого давления а также к промышленным предприятиям технологические процессы которых нуждаются в газе давлением свыше 06 МПа.
Промышленные предприятия можно присоединять непосредственно к городским сетям высокого и среднего давления без головного ГРП на вводе если это обосновано техническими соображениями и подтверждено технико-экономическим расчетом. Питание газом жилых и общественных зданий а также предприятий бытового обслуживания производственного характера от сетей среднего и высокого давления осуществляют только через ГРП.
Связь между газопроводами различного давления также осуществляется только через ГРП.
Современные схемы городских систем газоснабжения имеют ярко выраженную иерархичность в построении которая увязывается с приведенной выше классификацией газопроводов по давлению. Верхний иерархический уровень составляют газопроводы высокого давления. Они составляют главный костяк городской газовой сети. Сеть высокого давления должна быть резервированная. Резервируют сети кольцеванием или дублированием с обязательной проверкой пропускной способности при наиболее напряженных гидравлических режимах. Сеть высокого давления гидравлически соединяется с остальной частью системы через регуляторы давления оснащенные предохранительными устройствами предотвращающими повышение давления газа после регуляторов. Таким образом вся система подразделяется на несколько иерархических уровней на каждом уровне автоматически поддерживается максимально допустимое давление газа. С переходом на более низкий иерархический уровень давление газа снижается (дросселируется) на клапанах регуляторов которые поддерживают давление газа после себя постоянным но более сниженным соответственно нормам.
По числу ступеней давления применяемых в газовых сетях системы газоснабжения подразделяют на:
)двухступенчатые состоящие из сетей низкого и среднего или низкого и высокого (до 06 МПа) давления;
)трехступенчатые включающие газопроводы низкого среднего и высокого (до 06 МПа) давления;
)многоступенчатые в которых газ подается по газопроводам низкого среднего и высокого (до 06 и 12 МПа) давления.
Помимо основного обстоятельства – необходимости иерархии в построении схемы – совместное применение нескольких ступеней давления газа в городах объясняется следующими причинами:
)в городе имеются потребители которые требуют различных давлений. Так в жилых и общественных зданиях у предприятий бытового обслуживания непроизводственного характера разрешают только низкое давление газа а многим промышленным предприятиям необходимо среднее или высокое давление;
)необходимость в среднем или высоком давлении возникает также вследствие значительной протяженности городских газопроводов несущих большие нагрузки;
)в центральных районах городов со старой застройкой ширина улиц и проездов небольшая и прокладка газопроводов высокого давления может оказаться неосуществимой. Кроме того при высокой плотности населения из условий безопасности и удобства эксплуатации прокладка газопроводов высокого давления нежелательна;
)шкафные газорегуляторные пункты располагаемые на стенах общественных зданий непроизводственного характера и на стенах жилых зданий разрешается присоединять к газопроводам с давлением до 03 МПа т.е. к газопроводам среднего давления;
)наличие нескольких ступеней газа объясняется еще тем что системы газоснабжения больших городов строили расширяли и реконструировали в течение многих лет и газопроводы в центральной части города были запроектированы на меньшие давления чем те которые разрешает настоящее время.
Провести строгую классификацию городских газопроводов по назначению представляется задачей достаточно сложной т.к. структура и построение сетей в основном определяются иерархическими уровнями. Вместе с тем городские газопроводы можно разделить на следующие три группы:
)распределительные газопроводы по которым газ транспортируется по снабжаемой газом территории и которые подают его промышленным потребителям коммунальным предприятиям и в районы жилых домов. Распределительные газопроводы бывают высокого среднего и низкого давления кольцевые и тупиковые а их конфигурация зависит от характера планировки города;
)абонентские ответвления подающие газ от распределительных сетей к отдельным потребителям;
)внутридомовые газопроводы транспортирующие газ внутри здания и распределяющие его по отдельным газовым приборам.
Основные городские распределительные газопроводы высокого и среднего давления проектируют как единую сеть подающую газ промышленным предприятиям отопительным котельным коммунальным потребителям и в сетевые ГРП.
В дипломном проекте разработана схема газопроводов высокого давления I II категорий и среднего давления для снабжения Химкинского района природным газом. Схема разработана с целью определения пропускной способности ГРС “Сходня” и распределительных сетей от ГРС с учетом подключения перспективных потребителей.
Расчет выполнен согласно [1] [2]
Проектная мощность ГРС “Сходня” составляет 170000 м3ч.
Максимальный часовой расход газа в зимний период от ГРС “Сходня” по данным филиала ГУП МО “Мособлгаз” “Химкимежрайгаз” составляет 115000 м3ч.
Из ГРС “Сходня” имеются два выхода газопроводов высокого давления I категории P≤12 МПа.
От газопровода высокого давления I категории P≤12 МПа с (т. 01) подключаются головные газорегуляторные пункты: в Подрезково “Путь к коммунизму” (поз. 24); в г. Сходне “Стекольный завод” (поз. 23) “ул. Речная” (поз. 25) “ММСК-1” (поз. 27) МВД “База индустрии”. Расчетный максимальный часовой расход газа по данному выходу с учетом перспективных потребителей составляет 74870 м3ч.
От данного выхода имеется ответвление газопровода высокого давления I категории P≤12 МПа к объектам поселка Лунево микрорайона “Шереметьевский” г. Москвы. Расчетный максимальный часовой расход газа по данному выходу с учетом перспективных потребителей составляет 17306 м3ч.
Второй газопровод высокого давления I категории P≤12 МПа выходящий из ГРС “Сходня” подключает потребителей г. Дубровка д. Исаково г. Лобня. В расчетной схеме учтены пять ответвлений газопроводов обеспечивающие сети газоснабжения потребителей филиала ГУП МО “Мособлгаз” “Дмитровмежрайгаз”. Расчетный максимальный часовой расход газа по данному выходу с учетом перспективных потребителей составляет 99674 м3ч.
Выводы и рекомендации
Расчетный максимальный расход газа для существующих потребителей от ГРС “Сходня” составляет 158456 м3ч. Расхождение фактического максимального расхода в зимний период с расчетным объясняется неполной загрузкой многих котельных в связи с выделением пусковых комплексов строительства.
Расчетный расход газа на перспективных потребителей составляет 33395 м3ч. Общий расчетный расход газа от ГРС “Сходня” составит 191851 м3ч. Для оценки возможности подключения перспективных потребителей необходимо определить временной график подключения существующих потребителей находящихся в стадии расширения и получивших технические условия на газоснабжение перспективных потребителей. С учетом сроков вводимых мощностей рекомендуется выполнить следующие мероприятия:
Рекомендуется давление газа на выходе из ГРС держать на уровне 12 МПа.
Реконструировать ГРС “Cходня” с увеличением мощности на 30000 м3ч.
Гидравлический расчет схемы газоснабжения генеральной схемы Химкинского района Московской области
Пропускная способность газопроводов может приниматься из условий создания при максимально допустимых потерях давления газа наиболее экономичной и надежной в эксплуатации системы обеспечивающей устойчивость работы ГРП и газорегуляторных установок (ГРУ) а также работы горелок потребителей в допустимых диапазонах давления газа.
Расчет диаметра газопровода следует выполнять как правило на компьютере с оптимальным распределением расчетной потери давления между участками сети.
Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего давления принимают в пределах категории давления принятой для газопровода.
Расчетные суммарные потери давления газа в газопроводах низкого давления (от источника газоснабжения до наиболее удаленного прибора) принимаются не более 180 даПа в том числе на распределительных газопроводах 120 даПа в газопроводах-вводах и внутренних газопроводах – 60 даПа.
Значения расчетной потери давления газа при проектировании газопроводов всех давлений для промышленных сельскохозяйственных и бытовых предприятий и организаций коммунально-бытового обслуживания принимаются в зависимости от давления газа в месте подключения с учетом технических характеристик принимаемого к установке газового оборудования устройств автоматики безопасности и автоматики регулирования технологического режима тепловых агрегатов.
Падение давления на участке газовой сети можно определить:
- для сетей среднего и высокого давления по формуле:
где - абсолютное давление в начале газопровода МПа;
- абсолютное давление в конце газопровода МПа;
- коэффициент гидравлического трения;
- расчетная длина газопровода постоянного диаметра м;
- внутренний диаметр газопровода см;
- плотность газа при нормальных условиях кгм3;
- расход газа м3ч при нормальных условиях;
- для сетей низкого давления по формуле:
где - давление в начале газопровода Па;
- давление в конце газопровода Па;
- то же что и в формуле (1).
Коэффициент гидравлического трения определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу характеризуемого числом Рейнолдса
где - коэффициент кинематической вязкости газа м2с при нормальных условиях;
- то же что и в формуле (1);
и гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода определяемой по условию
где - число Рейнолдса;
- эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы принимаемая равной для новых стальных – 001 см для бывших в экплуатации стальных – 01 см для полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации – 00007 см;
В зависимости от значения коэффициент гидравлического трения определяется:
- для ламинарного режима движения газа 2000
- для критического режима движения газа 20004000
- при >4000 – в зависимости от выполнения условия (4);
- для гидравлически гладкой стенки (неравенство (4) справедливо):
- при 4000100000 по формуле
- для шероховатых стенок (неравенство (4) несправедливо) при >4000
где - то же что и в формуле (4);
Расчетный расход газа на участках распределительных наружных газопроводов низкого давления имеющих путевые расходы газа следует определять как сумму транзитного и 05 путевого расходов газа на данном участке.
Падение давления в местных сопротивлениях (колена тройники запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения фактической длины газопровода на 5-10%.
Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчетную длину газопроводов определяю по формуле (10):
где - действительная длина газопровода м;
- сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода;
- коэффициент гидравлического трения определяемый в зависимости от режима течения и гидравлической гладкости стенок газопровода по формулам (5)-(9).
В тех случаях когда газоснабжение СУГ является временным (с последующим переводом на снабжение природным газом) газопроводы проектируются из условий возможности их использования в будущем на природном газе.
При этом количество газа определяется как эквивалентное (по теплоте сгорания) расчетному расходу СУГ.
Падение давления в трубопроводах жидкой фазы СУГ определяется по формуле (13)
где - коэффициент гидравлического трения;
- средняя скорость движения сжиженных газов мс;
С учетом противокавитационного запаса средние скорости движения жидкой фазы принимаются: во всасывающих трубопроводах – не более 12 мс в напорных трубопроводах – не более 3 мс.
Коэффициент гидравлического трения определяется по формуле (9).
Расчет диаметра газопровода паровой фазы СУГ выполняется в соответствии с указаниями по расчету газопроводов природного газа соответствующего давления.
При расчете внутренних газопроводов низкого давления для жилых домов допускается определять потери давления газа на местные сопротивления в размере %:
- на газопроводах от ввода в здание до стояка – 25 линейных потерь на стояках – 20 л.п.;
- на внутриквартирной разводке при длине разводки 1-2м – 450 линейных потерь 3-4м – 300 л.п 5-7м – 120 л.п. 8-12м – 50 л.п.
При расчете газопроводов низкого давления учитывается гидростатический напор даПа определяемый по формуле (12)
где - ускорение свободного падения 981 мс2;
- разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода м;
- плотность воздуха при температуре 00С и давлении 010132 МПа;
- плотность газа при нормальных условиях кгм3.
Расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10%.
При выполнении гидравлического расчета надземных и внутренних газопроводов с учетом степени шума создаваемого движением газа следует принимать скорости движения газа не более 7 мс для газопроводов низкого давления 15 мс для газопроводов среднего давления 25 мс для газопроводов высокого давления.
При выполнении гидравлического расчета газопроводов проведенного по формулам (3)-(12) а также по различным методикам и программам для электронно-вычислительных машин составленным на основе этих формул расчетный внутренний диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле (13)
где - расчетный диаметр см;
- коэффициенты определяемые по по таблицам 1.1 и 1.2 в зависимости от категории сети (по давлению) и материала газопровода;
- расчетный расход газа м3ч при нормальных условиях;
- удельные потери давления (Пам – для сетей низкого давления МПам – для сетей среднего и высокого давления) определяемые по формуле (14)
- допустимые потери давления (Па – для сетей низкого давления МПам – для сетей среднего и высокого давления);
- расстояние до самой удаленной точки м.
Сети низкого давления
Сети среднего и высокого давления
МПа - усредненное давление газа (абсолютное) в сети МПа.
- кинематическая вязкость газа при нормальных условиях м2с
Внутренний диаметр газопровода принимается из стандартного ряда внутренних диаметров трубопроводов: ближайший больший – для стальных газопроводов и ближайший меньший – для полиэтиленовых.
Перечень существующих котельных подключенных от газопроводов филиала ГУП МО “Мособлгаз” “Химкимежрайгаз”
Завод Ксенон – 2748 нм3ч
дер. Брехово село МУП “Жилком Сервис-А” – 770 нм3ч
дер. Брехово-Малино “Дукат” – 440 нм3ч
Юрлово сан. Энергия – 792 нм3ч
дер. Юрлово – 530 нм3ч
Санаторий “МЦЫРИ” – 792 нм3ч
дер. Юрлова село МУП “Жилком Сервис-А” – 336 нм3ч
дер. Подолино Сходня База Стройиндустрии МВФ РФ – 236 нм3ч
Сходня ул. Октябрьская д.15 (Апполо) – 1176 нм3ч
Котельная школа (Энергомонтаж) – 120 нм3ч
Морщихинское поле – 2750 нм3ч
Химкинское РАЙПО Сходня ул. Курганная д.4 – 167 нм3ч
Галантерея – 203 нм3ч
Хлеб-завод – 51 нм3ч
Мебельная фабрика – 16036 нм3ч
пан-т Горная д.21 – 420 нм3ч
пл Звездочка – 180 нм3ч
Сан. Дружба – 140 нм3ч
ул. Речная для жилого массива – 705 нм3ч
Санаторий Артем – 1137 нм3ч
Стекольный завод печи – 2167 нм3ч
Сервисполимер – 142 нм3ч
котельная СМНУ – 104 нм3ч
Путь к коммунизму – 44 нм3ч
Подрезково Керамический завод – 8148 нм3ч
Подрезково ДСПиД (цех ламинирования) – 13696 нм3ч
котельная №1 Москва – 115 нм3ч
Котельная №2 Москва – 290 нм3ч
Поярково Юность – 88 нм3ч
село Цесарка – 940 нм3ч
пос. Лунево Птицефабрика – 3480 нм3ч
Елино МАДИ – 1000 нм3ч
д. Черная Грязь СУ-4 – 240 нм3ч
д. Дубровка “Шерлэнд” – 1088 нм3ч
Котельная Шереметьево – 11446 нм3ч
Чашниково Промкомбинат №55 – 2079 нм3ч
Чашниково вч – 1560 нм3ч
“Пепси-кола” – 1487 нм3ч
СЭЗ Солнечногорск Шереметьево 3 мини-котельная – 135 нм3ч
Гражданстрой ул. Центральная – 113958 нм3ч
Цех кормов ул. Гагарина – 188 нм3ч
Сельхозтехника – 14339 нм3ч
ЦЭМ (РТС) котельная №1 №2 – 15780 нм3ч
Локомотивное депо – 2625 нм3ч
Стройфарфор – 4808 нм3ч
ПОК ул. Калинина – 2640 нм3ч
Птицефабрика – 1010 нм3ч
пансионат Березовая роща – 3520 нм3ч
Аксаковские зори – 250 нм3ч
Подмосковье – 2400 нм3ч
Сушильный цех – 50 нм3ч
Ламповый завод – 70 нм3ч
Красная горка – 14 нм3ч
пос. Птицефабрики (производственные цеха) – 54 нм3ч
пос. Птицефабрики чаеразвесочная фабрика – 399 нм3ч
Нефтебаза – 1250 нм3ч
Перекресток – 150 нм3ч
д. Павельцево “Ложистик” – 637 нм3ч
Хлебниково ул. Станционная д.1 – 1018 нм3ч
Овощебаза – 4872 нм3ч
Цех обжига Кирпичный завод – 2474 нм3ч
Керамический завод – 1570 нм3ч
д. Ивакино Олимпийский комплекс – 1200 нм3ч
ПОК (им. Павлика Морозова) – 144 нм3ч
Завод Растительных масел– 79 нм3ч
Перспективные объекты газоснабжения по сетям
Филиала ГУП МО «Мособлгаз» «Химкимежрайгаз»
С учетом коэф-та 085
НП «Солнечное» д.Поярково
СНТ «Пойма» д.Мелькисарово
СЭЗ «Шерризон» складской комплекс 289 Гкалчас
Энергоблок ул.Краснополянская
Пансионат «Русь» д.Аксаково 16 МВт
«Кровсинтез» д.Черная Грязь 667 кВт
Аэровокзальный комплекс «Шереметьево-3» 145 МВт
Санаторий-профилакторий «Подмосковье» Аксаково 520 кВт
д Черная Грязь-Елино 600 кВт
д.Черная Грязь СМУ-4 2064 Гкалчас
Николо-Черкизово 6 домов
Лунево Жилой комплекс
ул.Советская 31 жилой дом
«ИП Идигов ММ» Чашниково 136 Гкалчас
Д.Подрезково пр.Мира 1135 Гкалчас
УМП Лобненская теплосеть 172 Гкалчас
НП Крюково капит.дома
филиала ГУП МО «Мособлгаз» «Химкимежрайгаз»
ООО»Перспектива» пос.Птицефабрика д.50 515 МВт
СДС-Премиум пос.Птицефабрика 3240кВт
д. Еремино производственно-административный комплекс 11824 кВт
Хлебниково «Станционная» N=175МВт
Перечень ГРП подключаемых от ГРС «СХОДНЯ» обеспечивающих потребителей «Химкимежрайгаз»
Количество частных домов. (В случае
закольцовки частные дома необходимо
Фирсановка ул.Речная
п.Цесарка (п.Лунево)
д.Усково «Природа для школы»
Сходня МВД «База индустрии»
д.Елино МАДИ «Черная Грязь»
д.Лугинино «коттеджи»
д.Владычено ТИЗ «Полянка»
Брехово сз «Крюковский»
г.Лобня ул.40 лет Октября
Лобня Рогачевское шоссе
Красная Поляна «Пучки»
Краснополянская птицефабрика ул.Агапова
Птицефабрика н6а территории
Чашниково Исаково з-д «Пепси-Кола»
д.Аббакумово коттеджи»
д.Крюково «Фито» коттеджи
Лобня ул.Текстильная
Лобня ул.Гагарина д.9
д.Ивакино НП «Ивакино»
НП «Новосельцево-Южное»
Перечень ШРП подключаемых от ГРС «СХОДНЯ»
обеспечивающих потребителей «Химкимежрайгаз»
Подсобное хозяйство «Артем»
плагерь им.Быковского
Фирсановка ул.Репина
Фирсановка ул.Лермонтова
Фирсановка ул.Суворова
фермерское хозяйство
Сходня ул.Горная д.8
Поярково АОЗТ «Агростройсервис»
д.Рузино 2-я очередь
Большаково-Федоровка
Ивакино «Алые паруса»
Лобня ул.Комсомольская
Красная Горка ул.Луговая
Краснополянская птицефабрика
шоссе «Ковка и литье»
Чашниково СНТ «Искра»
Краснополянский туп.
«Титан-Р Аббакумово»
Г. Сходня ул. Микояна д. 254; 25 вл. 1; 25 вл. 2
Д. Голиково – закольцовка по н. д.
Д. Жаворонки - Подолино
Г. Лобня ул. Ольховка
Подолино ул. Родниковая д. 10 домовое
Газорегуляторная станция.
Подбор основного оборудования ГРС.
Пропускная способность ГРС: QГРС=191850м3ч;
Абсолютное давление газа на вводе в ГРС: Р'расч=3МПа;
Абсолютное давление газа на выходе из ГРС: Р2=1.2МПа;
Перепад давления на клапане: ΔР=Р1-Р2-Роб;
Роб – потери давления газа в оборудовании ГРС примем Роб=700кПа;
ΔР=3-1.2-07=1.1МПа=1100кПа;
Отношение: =037()кр=05;
Следовательно условия течения газа через клапан докритические.
Коэффициент пропускной способности регулятора:
Е – коэффициент учитывающий изменение плотности газа при движении через дроссельный орган:
ρо – плотность газа; ρо=073кгм3;
Принимаем регулятор РДМ 300600-К01 с Кv=330;
Запас пропускной способности регулятора:
Qo=5260*085*330*3=195670;
То есть пропускная способность регулятора больше необходимой на 23%.
В проекте предусматривается установка двух батарейных мультициклонных пылеуловителей (один- рабочий один- резервный).
Гидравлическое сопротивление пылеуловителя определяем по формуле:
ΔР= [кгм2]; (16) где:
=85 - коэффициент гидравлического сопротивления;
γt - удельный вес газа проходящего через циклон;
γt=0359γо[кгм3]; (17) где:
Б - абсолютное давление в батарейном циклоне
Б=3Мпа=30000мм.рт.ст.;
t - температура газа в батарейном циклоне t=0°С;
γо - удельный вес газа при t=0°С и Б=760мм.рт.ст.;
γt=0359*073=288кгм3;
v - условная скорость газа отнесенная ко всему сечению элемента циклона мс v=3мс;
ΔР=85=164кгм2=16кПа;
Скорость давления газа в газопроводе:
а). До регулятора давления: (Д=300мм);
Qо=158455м3ч - нагрузка ГРС;
F1=R2=*0075^2=00225м2;
Ро=01Мпа - атмосферное давление;
Р1=3Мпа - абсолютное давление газа в газопроводе до регулятора;
б). После регулятора давления (Д=600мм);
Р2=12Мпа - абсолютное давление газа в газопроводе после регулятора;
Полученные скорости допустимы.
Потери давления в кранах и местных сопротивлениях:
а). До регулятора давления:
Σ - сумма коэффициентов местных сопротивлений;
Отвод 90?: =03*11=33;
б) После регулятора: ΔР''мс=;
Сумма коэффициентов местных сопротивлений:
Отвод 90?: =03*5=15;
Суммарные потери давления в газопроводах ГРС:
ΔРΣ=526+427=5687кПа;
Эта величина от предварительно принятой на 23% что допустимо.
Подбор теплообменника для подогрева газа.
Температуру подогрева газа принимаем 5 0С считая что точка росы газа поступающего на ГРС равна 0ºС.
Количество теплоты необходимой для подогрева газа:
Q=QоρосрΔt Вт (21) где:
Qо - расход газа м3ч;
ρо - плотность газа при нормальных условиях кгм3;
ср - массовая теплоемкость газа кДж(кг*град) при постоянном давлении;
Q=*073*25*103*5=41369Вт;
Для установки принимаем теплообменник Alfa Laval.
Коэффициент теплопередачи теплообменника к=230Втм2град.;
Необходимая площадь поверхности теплообменника:
Δtср= - средняя логарифмическая разность температур 0С;
Среднюю логарифмическую разность температур рассчитываем при следующих температурах:
tвг=85°С; tвохл=50°С;
При противоположном движении воды и газа будем иметь:
Δtб=tвг- tгг=85-5=80°С;
Δtм=tвохл- tгохл=50-0=50°С;
К установке принимаем теплообменник A
Технологическая часть ГРС.
Через узел отключения газ поступает в установку очистки затем на редуцирование; после редуцирования - в расходомерную нитку и пройдя через отключающуюся арматуру одорируется и поступает в газопровод потребителя.
Схемой ГРС предусматривается возможность непродолжительного снабжения потребителей газом минуя ГРС - по обводной линии (байпасу).
В этом случае дросселирование газа производится краном вручную контроль за выходным давлением производится по манометру. Для защиты трубопроводов потребителей от превышения давления на выходной нитке установлены предохранительные клапаны.
Очистка газа производится в батарейных циклонных пылеуловителях конструкции Гипрогаза (ДУ 700мм).
Принятые в проекте мультициклонные пылеуловители сокращают металловложения в блок очистки обеспечивая высокую степень очистки газа при колебаниях в газопотреблении.
Подогрев газа осуществляется в теплообменнике конструкции Alfa Laval М-30.
Газоснабжение котельной.
Теплогенерирующая установка для систем теплоснабжения – комплекс технических устройств и агрегатов предназначенных для выработки энергоносителя (горячей воды) заданных параметров за счет сжигания топлива подготовки энергоносителя с параметрами соответствующими требованиям потребителя а также подача его в систему теплоснабжения.
Установлены водогрейные котлы YGNS FBG-465 предназначенные для выработки высокотемпературной воды. Основной характеристикой водогрейного котла является его тепловая мощность передаваемая при сжигании топлива. Номинальная тепловая мощность наибольшая мощность принятая при проектировании который водогрейный котел должен обеспечить при сжигании основного топлива при номинальной температуре воды (95–70С).
Основными особенностями работы водогрейных теплогенераторов являются постоянный расход сетевой воды и включение их непосредственно в тепловую сеть. Нагрузка теплогенераторов регулируется изменением температуры входящей и выходящей воды путем форсирования топки.
Водогрейные теплогенераторы представляют собой агрегат включающий в себя топочную камеру водонагревательные поверхности а так же следующие элементы и узлы: каркас обмуровку гарнитуру теплопроводы в пределах теплогенератора с запорной и регулирующей аппаратурой лестницы и площадки.
На листе представлена развернутая схема котельной с двумя водогрейными котлами.
Автоматизация—одно из направлений научно-технического прогресса применение саморегулирующих технических средств экономико-математических методов и систем управления освобождающих человека от участия в процессах получения преобразования передачи и использования энергии материалов или информации существенно уменьшающих степень этого участия или трудоёмкость выполняемых операций. Требует дополнительного применения датчиков (сенсоров) устройств ввода управляющих устройств (контроллеров) исполнительных устройств устройств вывода использующих электронную технику и методы вычислений иногда копирующие нервные и мыслительные функции человека. Наряду с термином автоматический используется понятие автоматизированный подчеркивающий относительно большую степень участия человека в процессе.
производственные процессы;
организация планирование и управление;
научные исследования.
Цель автоматизации— повышение производительности труда улучшение качества продукции оптимизация управления устранение человека от производств опасных для здоровья. Автоматизация за исключением простейших случаев требует комплексного системного подхода к решению задачи поэтому решения стоящих перед автоматизацией задач обычно называются системами например:
система автоматического управления (САУ);
система автоматизации проектных работ (САПР);
автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП).
Решение проблемы газоснабжения на современном этапе развития техники связано с внедрением счетно-решающих устройств средств автоматики и телемеханики в городское хозяйство. Комплексное применение этих средств приводит к созданию АСУ процессами газораспределения и газопотребления которые обеспечат оптимальные и эффективные производственные и технологические режимы в городском газоснабжении.
Для правильного решения задач связанных с вопросами автоматического регулирования и управления городскими системами газоснабжения необходимо учитывать особенности нестационарных процессов газопередачи в газораспределительные сети и в первую очередь в городских газопроводах высокого и среднего давления.
Основная задача системы автоматического регулирования – поддержание требуемого давления газа во времени в различных точках городской газовой сети.
Важным условием обеспечивающим рациональное и безопасное использование газового топлива является стабильность давления газа у потребителей.
Значительные колебания давления могут повлечь за собой отрыв пламени от горелки. В горелках газовых приборов колебания давления вызывают неполноту сгорания т. е. в продуктах горения появляется окись углерода.
Для регулирования давления в газовых сетях и у крупных потребителей газа сооружают газораспределительные станции (ГРС) и газорегулируемые пункты (ГРП).
Здание ГРС выполнено в виде комплексных блоков. В состав блоков входит: строительный блок КИП и А и комплект строительных элементов позволяющих собирать блоки редуцирования и отключающих устройств. Блок КИП и А поставляется в собранном виде со смонтированными в нем дифманометрами электрощитом щитом КИП и А средствами связи и сигнализации а так же приборами и арматурой отопления и освещения.
Отопление помещений ГРС - водяное от газифицированного котла YGNS FBG-465.
Вентиляция помещений ГРС - приточно-вытяжная с естественным побуждением. Приток осуществляется - через жалюзийные решетки в дверях вытяжка - через перфорированные участки в панелях покрытия и жалюзийные решетки.
Подача газа низкого давления к отопительному котлу предусматривается от шкафного пункта редуцирования газа к которому подводится одорированный газ из выходной нитки газопровода.
Электроснабжение ГРС предусматривается от сетей напряжением 380220В кабельным вводом. Электроэнергия потребляется на освещение здания наружных технологических установок на питание приборов КИП и А.
Молниезащита ГРС от прямых ударов молнии осуществляется отдельно стоящим молниеотводом высотой 15м.
Связь ГРС с потребителями осуществляется по линии связи сооружаемой потребителем.
Обычно схемы ГРС и ГРП имеют фильтры для газа и регуляторы давления. На ГРП с низким давлением газа на выходе для защиты потребителей газа от возможности чрезмерного повышения давления ставят сбросной клапан и предохранительный запорный клапан с регулирующим клапаном. Для обеспечения возможности очистки фильтра или ремонта оборудования на ГРС и ГРП предусмотрен обводной газопровод с задвижкой. ГРС и крупные ГРП размещают в отдельных зданиях или в пристроенных помещениях.
На газораспределительных станциях применяют статические и изоуронные регуляторы непрямого действия. На станциях работающих без постоянного обслуживания персонала предусматривают сигнализацию о недопустимом повышении или понижении давления газа на выходе. Аварийный сигнал передается в диспетчерскую.
Система КИП и автоматика ГРС обеспечивает снижение давления газа автоматическое поддержание его на выходе в заданных пределах при широком колебании газопотребления; автоматическую защиту обеспечивающую бесперебойное газоснабжение потребителей газом при неполадке в системах авторегулирования учет расхода газа и предупредительную сигнализацию в дом опрераторов при нарушении режима работы ГРС.
Редуцирование газа осуществляется регуляторами прямого действия типа РД ВНИИгаза. Число редуцирующих ниток - 2 одна из которых резервная.
Защита потребителей от превышения давления при неисправности регуляторов осуществляется переключением рабочей нитки на резервную защита от понижения давления - включением резервной нитки. Схема защиты выполнена на пневматических элементах.
Хозрасчетный учет расхода газа осуществляется камерной диафрагмой типа ДК работающей в комплекте с дифнамометрами типа ДСС.
Контроль температуры газа осуществляется записывающим мостом с термометрами сопротивления на входе и выходе.
Сигнализация. В дом операторов подается светозвуковой сигнал при отключении давления от номинального при исчезновении напряжения на ГРС и при обрыве линии сигнализации.
Для приема светозвукового сигнала в доме операторов устанавливается два щита - по одному в каждой квартире.
Автоматизацию ГРС осуществляют таким образом чтобы было возможно их безвахтенное обслуживание. Для этого ГРС оснащают контрольно-измерительными приборами защитной автоматикой дистанционным управлением отключающих устройств и аварийной сигнализацией.
Такие ГРС обслуживают два оператора на дому.
При возникновении неисправностей на ГРС в обе квартиры операторов передаются световые и звуковые нерасшифрованные сигналы при получении которых дежурный оператор является на ГРС для устранения неисправностей. Дежурство одного оператора длится в течение суток при этом в ГРС он находится около 4 ч. Дом оператора располагают на расстоянии 300 500 м от ГРС.
После отключающего крана газ о трубе поступает в помещение ГРС и проходит через мультициклонные пылеуловители и далее направляется в подогреватель газа. Подогрев газа осуществляют для исключения образования кристаллогидратов при дросселировании газа на клапанах.
После подогрева газ направляется к ниткам редуцирования. В проекте предусматривается две нитки; одна из которых резервная. Все нитки имеют одинаковое оборудование которое установлено на каждой нитке по ходу газа в следующем порядке: кран с пневматическим приводом dy=100 мм и узлом управления; регулятор давления 12 РДМ 300600-К01 кран со смазкой dy=150 мм. Диаметр нитки редуцирования 150 мм.
Для сброса газа от каждой нитки предусмотрены продувочные газопроводы вентилями объединенные в общую продувочную свечу. После дросселирования газ поступает в расходомерный газопровод на котором установлена камерная диафрагма 9. Длина расходомерной нитки принята из условий стабилизации потока газа.
Система защиты работает по принципу избирательного отключения поврежденных редуцирующих ниток и включения резервных нитки. Система обеспечивает защиту потребителей от повышения или понижения давления на выходе ГРС на 10% номинального значения путем открытия или закрытия кранов с пневмоприводом.
Давление газа на выходе контролируется манометрами 3 установленными на приборном щите. Принцип работы системы следующий:
при изменении давления до величины на которую настроен данный датчик он выдает команду на перестановку крана и одновременно включат соответствующий указатель «Авария» расположенный на щите сирену электрическую сигнализацию в доме оператора.
Если давление газа повышается до 105 pном то замыкается контакт соответствующего датчика в результате закрывается кран переключателя выбора режима и закрывается пневмокраном нитка редуцирования. При последующих переключениях в итоге закрывается нитка регулятор которой аварийно открылся.
При снижении давления до 095 pном открывается резервная нитка.
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ГА30РАЗДАТОЧОГО ПУНКТА ИЛИ ДОСТАВКИ СЖИЖЕННОГО ГАЗА В БАЛЛОНАХ С ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНОЙ СТАНЦИИ.
Для снабжения сжиженным газом населенных пунктов в сельской местности обычно доставка баллонов производится автомобилями с кустовой базы хранения и розлива сжиженного газа или с газонаполнительной станции на пункт обмена баллонов.
С обменных пунктов жители забирают баллоны сами или они доставляются транспортом эксплуатационных трестов.
В зависимости от потребности газа расстояния от потребителей до газонаполнительной станции состояния дорог и т.п. применяются и другие способы доставки сжиженного газа.
Так например при небольшом удалении от газонаполнительной станции доставка газа в баллонах может осуществляться с ГНС прямо потребителям без промежуточной приемки и хранения баллонов на обменном пункте.
Коммунально-бытовым учреждениям объектам сельскохозяйственного производства и крупным жилым домам имеющим подземные емкости доставка газа с ГНС производится автоцистернами.
В настоящей работе приводится технико-экономическое сравнение снабжения сжиженным газом в баллонах небольшого населенного пункта расположенного на значительном удалении от ближайшей ГНС путем доставки газа с ГНС в автоцистернах и заправки баллонов на месте с помощью газораздаточного пункта (вариант I) или путем обычного способа доставки наполненных газом баллонов с ГНС на обменный пункт автомобилями (вариант П).
И в том и в другом варианте предусматривается использование баллонов геом.емкостью 27 литров. Поэтому доставка порожних баллонов на газораздаточный или обменный пункт а также заполненных баллонов с ГРП или ОП в дома предусматривается силами и средствами самих потребителей учитывая что вес баллона с газом не превышает 30 кг а вес пустого баллона-185 кг.
В основу расчетов положены следующие исходные данные:
-расчетная емкость населения поселка—1700 чел.
-расстояние от поселка до ГНС- 120 км.
-потребность сжиженного газа определена в соответствии с нормами расхода газа по данным [3] в колич.75кг.на I чел. в год
Расчетная потребность сжиженного газа на хозяйственно-бытовые нужды населения поселка составляет
х1700=127500кг= 128тн в год или
в среднем 128000307 = 417 кг. в рабочие сутки.
Среднесуточная потребность баллонов с газом
7115=36 баллонов в рабочие сутки.
На основании предварительной проектной проработки вариантов доставки сжиженного газа в поселок принято:
По I варианту-размещение в поселке газораздаточного пункта с резервуаром емкостью 6мЗ автоматом для заполнения баллонов станка для слива остатков насосной установкой будкой для оператора ограждением площадки электроснабжением и пр.
При заполнении емкости ГРП на 85% она вмещает
x085x500=2550 кг сжиженного газа или запас газа на 2550417=6 суток
Расчетная производительность ГРП при работе одного оператора-12 баллонов в час или 72 баллона за 6-ти часовой рабочий день.
Доставка газа с ГНС предусматривается в автоцистернах типа АЦ-4 грузоподъемностью 2т через каждые 5 дней.
Доставка с ГРП на ГНС баллонов подлежащих проверке ремонту или окраске (около 12% от суточного оборота баллонов)а также возврат отремонтированных и заполненных газом баллонов с ГНС на ГРП предусматривается на грузовых автомобилях типа ГАЗ-63вмещающих 54 баллона 2 раза в месяц. Поэтому на ГРП обычно постоянно находится 54 баллона.
По П варианту-строительство облегченного обменного пункта емкостью на 200 баллонов (0П-200).При этом запас газа на 0П можетl остигать 20036=55 дней.
Доставка газа в баллонах емкостью 27 литров предусматривается на автомашинах типа ЗИЛ-164вмещающих 132 баллона.
Для обслуживания обменного пункта достаточно иметь одного заведующего.
Потребность в баллонах емкостью 27 литров составляет:
Для жителей поселка при численности семьи в среднем 5 чел.
00:5 = 340 баллонов.
Обменный фонд баллонов на ГРП-54 баллона. 3.Обменный фонд баллонов на 0П - 200 баллонов.
Общая потребность в баллонах для каждого из вариантов будет по I варианту 340+54 = 394по П варианту 340+200= 540 шт.
Капитальные затраты.
Капитальные затраты в строительство газораздаточного пункта включая оборудование определялись в сумме 1027175 руб.
Стоимость строительства обменного пункта на 200 бал. -786555руб.
Затраты на приобретение баллонов при цене баллона 1642.35р. за штуку:
по I варианту – 88686.6р.
по П варианту - 328469р.
Остальные баллоны в комплекте с плитой приобретает население пользующееся газом.
Приобретение автомашин в связи со строительством ГРП или ОП не предусматривается; доставка сжиженного газа будет производится специализированным транспортом кустовой базы или ГНС.
Таким образом капитальные затраты по вариантам составят:
по I варианту 1027175 р.+ 8868р.=1115861.6р. по П варианту 786555р.+ 328469р.= 1117067р.
Эксплуатационные расходы.
I. Транспортные расходы.
По I варианту для доставки отремонтированных баллонов с газом с ГНС в поселок (на ГРП) и возврата баллонов требующих ремонта используется автомобиль типа ГАЗ-63 грузоподъемностью 2тн. умещающий 54 баллона.
При накоплении в среднем за полный рабочий день 72x012=9 баллонов требующих осмотра запорного устройства испытания ремонта окраски и т.п. и работе ГРП в течение 3-х дней в неделю найдем что в течение года подлежит отправке в ремонт 9хЗх52=1404баллонов в год.
Объем грузоперевозок
баллонов с газом 30*14041000=4212 тн. в год
порожних баллонов 185x14041000=2597 тн. в год.
Для перевозки их на кустовую базу на автомашине типа ГАЗ-63 и возврата отремонтированных баллонов заполненных газом потребуется 140454=26 ездок в год.
При этом в поселок совхоза будет доставлено 115*14041000=161 тонны сжиженного газа.
Остальное количество газа 128-161=119 тонн в год должно быть доставлено в автоцистернах АЦ-4для чего потребуется 11192=56 ездок автоцистерн в год.
Продолжительность простоя автомобиля ГАЗ-63 под погрузкой и выгрузкой при наличии одного сопровождающего грузчика и отсутствия средств механизации будет:
по норме - погрузка 20 мин
по норме - разгрузка 15 мин
увеличение нормы на 25% на пересчет баллонов (20+15)хО25 = 9 мин.
Всего 44 минуты на I ездку или 073 часа.
Число часов работы автомашины за I ездку при средней технической скорости 30 кмчас будет 120*230+073=873 часа.
Продолжительность простоя автоцистерны АЦ-4 подналивом и сливом при производительности перекачивающего насоса 5мЗч и времени на заезд и присоединение цистерны -12мин. определилось в размере 120 мин или 2 часов за I ездку.
Число часов работы автоцистерны АЦ-4 за I ездку будет I20*230+2=10 часов (1 смены)
Коэффициент использования грузоподъемности автомашины ГАЗ 63
При перевозки баллонов с газом
при перевозке порожних баллонов
Средний коэф. Использования грузоподъемности автоцистерны К=05.
Результаты расчета стоимости перевозки сжиженного газа по I варианту приводятся в таблице №I.
По П варианту для доставки газа в баллонах на обменный пункт и возврата порожних баллонов используются автомобили типа ЗИЛ-164 грузоподъемностью 4тн. вмещающие по 132 баллона емк.27л каждый
Коэф использования грузоподъемности автомобиля ЗИЛ-164 при перевозках баллонов с газом будет Кг=30*1324000=099
В поселок потребуется доставлять 128тн. сжиженного газа в год
или 128000115=111ЗО баллонов с газом в год и столько же по-
рожних баллонов возвращать на кустовую базу для наполнения.
Для перевозки их на автомобиле типа ЗИЛ-164 потребуется
сделать 11130132=85 ездок в год.
Объем грузоперевозок баллонов с газом 30кг*111301000=3339th в год
порожних баллонов 185*111301000=2059тн в год .
Продолжительность простоя автомобиля типа ЗИЛ-164 под погрузкой и выгрузкой при наличии двух сопровождающих грузчиков и отсутствии средств механизации будет:
погрузка по норме 24 мин. разгрузка по норме 18 мин.
Увеличение нормы на 25%
на пересчет баллонов (24+18)*025=105 мин
увеличение нормы на 10%
на специальные приспособления (24+18)*01=42 мин
Число работы автомашины за I ездку при средней технической скорости 30 кмчас будет 120*230+1=9 час (I 12 смены).
Результаты расчета стоимости перевозки сжиженного газа в баллонах по П варианту также приведены в таблице № 6.1.
При определении основной заработной платы ставки операторов газораздаточных пунктов и заведующих обменными пунктами приняты применительно к штатному расписанию в системе трестов Управления газового хозяйства Московской области а для грузчиков- по единым нормам.
Дополнительная зарплата принята в размере 8% от основной а отчисления на социальное страхование- 47% от основной зарплаты.
Результаты расчета годового фонда заработной платы приведены в таблице № 6.2.
принята в соответствии с "Нормами амортизационных отчислений по основным фондам народного хозяйства СССР" изд.Госплана СССР 1961г.которые введены в действие с I января 1963г.
Определение средне-взвешенного % амортизационных отчислений для газораздаточного пункта (ГРП) таб6.3.
По баллонам для сжиженного газа величина амортизационных отчислений принята применительно к металлическим резервуарам для нефтепродуктов и сжиженного газа в размере 79%.
Общая сумма амортизационных отчислений по вариантам схем распределения газа приведена в таблице №6.4.
Определение размеров амортизационных отчислений по вариантам схем распределения газа.
Расходы на текущий ремонт.
Расходы на текущий ремонт сооружений и оборудования приняты с учетом практических данных как % от сметной стоимости а именно:
для газораздаточного пункта 25%
для обменного пункта20%
для баллонов сжиженного газа40%
При этом годовые расходы на текущий ремонт составят;
Расходы на электроэнергию и топливо.
Расходы на электроосвещение пропорциональны установленной мощности осветительного электрооборудования ГРП или 0П и графику их работы. Установленная мощность электроосветительного оборудования на ГРП и 0П составляет по I кВт
При 2000час горения электроосвещения в год и стоимости осветительной электроэнергии 454 коп. за I кВтч расходы на электроосвещение составят: 4x1x2000 = 9080р00кгод.
Расход силовой электроэнергии для ГРП по данным проекта составляет 45квт в час.
Число часов работы силового электрооборудования ГРП в соответствии с ожидаемым графиком работы составит 6х3072=921 час в год.
При стоимости силовой электроэнергии 227 коп.за кВтч расходы на силовую электроэнергию для ГРП составят: 2x45х921=9408ргод.
Расходы на топливо Отопление помещений газораздаточных пунктов предусматривается водяное от газовых водонагревателей АГВ-80.Эти же водонагреватели обеспечивают горячей водой душевую установку и умывальник для обслуживающего персонала.
По теплотехническому расчету максимальный расход тепла на отопление помещений ГРП (включая вентиляцию) составляет 5350ккалчас
При этом расход сжиженного газа на отопление в год будет 1440кг Расход сжиженного газа на горячее водоснабжение из расчета I душа в день (2000ккал)70кг.
а всего 1510 кг сжиж.газа в год.
При себестоимости I кг сжиженного газа 42кг расходы на топливо для ГРП составят 42*1510=71982р.год.
Отопление служебного помещения обменного пункта (во П варианте) предусматривается с помощью отопительной печи малой теплоемкости типа AKX-CM-I.
Средне-часовой расход сжиженного газа для отопления печи-02 кгчас.
При нахождении персонала на обменном пункте ежедневно в течение 8 часов и топке печи по 8 часов в день расход сжиженного газа на отопление составит:255кггод
стоимостью 42 х 255 = 12156р.
Сводные данные об ожидаемых эксплуатационных расходах по каждому варианту приведены в таблице №6.5 и 6.6.
Сводная аблица эксплуатационных расходов по вариантам.
При рассмотрении вариантов видно что они равноценны.
Численность постоянного обслуживающего персонала в обоих вариантах одинакова - I чел.
Сумма годовых эксплуатационных расходов а следовательно и дополнительных расходов на I кг. отпущенного газа по П варианту на 63% больше чем по I варианту.
Сравнительную экономическую эффективность разработанных вариантов можно также выявить методом сопоставления расчетных затрат определяемых по формуле:
-расчетные затраты тыс.руб.год
Э -эксплуатационные расходы тыс.рубгод
К -капиталловложения тыс.руб
Подставляя в приведенную формулу значения подсчитанных ранее эксплуатационных расходов и капитальных затрат определяем величину расчетных затрат по каждому из вариантов:
По I варианту 3 = 5482 тыс.руб.год
По II варианту З = 8047 тыс.руб.год
Из приведенных технико-экономических расчетов видно что наиболее эффективным является I вариант доставки сжиженного газа в поселок главным образом за счет снижения стоимости перевозки газа в автоцистернах.
Организация строительного производства
Монтаж газовой сети среднего давления.
Характеристика возводимого сооружения.
Диаметр газопровода: 273мм
Время строительства: лето
Грунтовые воды: имеются
Условия строительства: городские
Определение объемов строительно-монтажных работ.
Определение размеров траншеи
Ширина траншеи по дну (в).
Способ укладки трубопровода - секциями.
При крутизне откоса полосы 1:05
в=Д+05; в=027+03=057м.
Ширина ковша экскаватора:
v - геометрический объем ковша; v=05м3;
- добавка по грунту для суглинка
Размер приямка принят по [4]:
Трубы - стальные; стыковые соединения - сварные;
Ширина приямка: в=Д+12=027+12=147м=15м
Принимаем ширину траншеи по дну: в=вмах:15м.
Крутизна откосов траншеи при глубине выемки не более 15м в суглинках 1:0 [5].
Н - глубина заложения газопровда; Н=08м - для прокладки газопровода в городских условиях [1]
Д - диаметр трубопровода;
Ширина траншеи по верху:
в - ширина траншеи по дну: в=15м;
m - модуль откоса; m=0;
h - глубина траншеи; h=11м;
Определение размеров котлованов.
Ширина котлованов согласно [4].
В - ширина колодцев с учетом опалубки и креплений;
Глубина котлованов под колодцы:
м- для трубопроводов Ду=400мм;
Ширина котлованов по верху:
в=27м - ширина котлованов по низу;
h(м) - определяется по профилю трассы;
m=05 - при глубине котлована 15м h=3м;
Объем земляных работ.
Для подсчета объемов земляных работ строится продольный профиль сети.
Подсчет объемов земляных работ производится в плотном (естественном) состоянии то есть вычисляются геометрические объемы выемок и насыпей.
Объем вынутого грунта траншей определяем по формуле:
F1 и F2 - площади поперечных сечений траншеи на пикете 1 и 2 [м2];
Расчет сводим в таблицу:
Расстояние между пикетами м
Площадь поперечного сечения м2
Объем земляных работ м3
Средняя между пикетами
На трассе имеются 5 котлованов.
Ширина котлованов по дну: в=27м;
Глубина - h = hтранш+05м;
В=в+2mhкотл при hкотл>15м m=05;
Объем вынутого грунта котлована определяем по формуле Винклера:
Н1=в; Н2=В; F1=в2; F2=В2; m=05;
hкотл=hтр+05=11+05=16м;
Объем вынутого грунта котлована:
hкотл=hтр+05=12+05=17м;
hкотл=hтр+05=13+05=18м;
Объем вынутого грунта котлованов:
Vк==20*4+22*2+24*2=172м3;
Объем отрываемых приямков для сварочных работ:
V1пр - объем одного приямка: V1пр=в*h*l;
в - ширина приямка: в=15м;
N - количество приямков.
При прокладке газопровода секциями: N=
м - длина одной секции;
Общий объем земляных работ при разработке траншей и котлованов включает в себя объем грунта выполняемый механизированным способом и вручную:
Объем земляных работ выполняемый вручную состоит из отрывки приямков и подчистки дна таншеи:
Объем ручной подчистки грунта дна траншеи:
Vподч=в*hн*l; [м3] где:
hн - высота подбора грунта землеройной машиной;
Vподч=15*015*6870=1546 м3
Объем ручной разработки грунта:
Vподч=360+1546=1906м3;
Общий объем вынутого грунта:
Vобщ=Vтр+Vкотл+Vпр [м3] где:
Vтр Vкотл Vпр - общий объем вынутого грунта траншеи котлованов и приямков.
Vобщ=11939+172+360=12471м3;
Объем механизированной разработки грунта:
Vмех=Vобщ-Vручн=12471-1906=10565м3;
Объем обратной засыпки грунта:
Vзас= [м3] - объем обратной засыпки грунта где:
Vобщ - общий объем разрабатываемого грунта м3;
Vа - объем грунта вытесняемого сооружениями по трассе:
Р - коэффициент остаточного разрыхления грунта так как условия прокладки газопровода городские и грунт засыпаемый в траншею уплотняется то остаточное разрыхление грунта не учитываем то есть Р=1.
Vкол=(4*16+2*17+18*2)=56м2;
Vа=Vгпр+Vкол=402+56=458м3;
Vзас=12471-458=12013м3;
Объем грунта на засыпку пазух и приямков вручную:
V=15*0273*6870-429+360=2744м3;
Объем грунта на ручную присыпку газопровода:
V=15*03*6870-10=3082м3;
Объем грунта на механизированную засыпку:
hм.з=hтр-Д-03=12-03-03=06м;
V=15*06*6870-20=6163м3;
Составляем баланс земляных масс и сводим его в таблицу «Баланс земляных масс».
Выбор метода производства работ.
Монтаж газовой сети производится поточным способом по пятизахватной схеме.
Весь технологический процесс строительства газопровода делится на пять частей которые выполняются на соответствующих захватках.
Комплекс №1 (первая захватка) подготовительные работы:
Вскрытие дорожных покрытий установка ограждений мест работы сварка труб в секции изоляция стыков.
Комплекс №2 (вторая захватка) земляные работы:
Отрывка траншей котлованов приямков для сварки неповоротных стыков ручная подчистка дна траншеи.
Комплекс №3 (третья захватка) монтажные работы:
Укладка секций труб в траншею сварка секций в траншее установка арматуры и фасонных частей устройство колодцев.
Комплекс №4 (четвертая захватка) испытание трубопроводов:
Испытание трубопроводов на прочность изоляция стыков ручная присыпка трубопроводов.
Комплекс №5 (пятая захватка):
Засыпка траншей с уплотнением грунта снятие ограждений.
Рытье траншей - наиболее трудоемкая работа при строительстве газопровода ее целесообразно максимально механизировать используя экскаваторы.
После отрывки траншеи производят подчистку и выравнивание ее дна по проектным отметкам. Одновременно вручную подготавливают приямки для сварки неповоротных стыков.
Под газопровод делают постель из песка или размельченного грунта без нарушения проектных отметок дна траншеи.
В готовую траншею газопровод укладывают используя автомобильные стреловые краны.
Для подъема перемещения и отпуска изолированных газопроводов во избежание повреждения изоляции применяют легкие стропы - полотнища из прорезиненной ленты.
Сварка - основной способ соединения стальных труб при сооружении газопровод обеспечивающих надежность и безопасность их эксплуатации поэтому к работе допускаются только сварщики сдавшие экзамены в соответствии с «Правилами аттестации сварщиков» Госгортехнадзора. Перед сваркой необходимо убедиться в отсутствии на трубах вмятин трещин эллиптичности разностенности и т.д. сверх допустимых норм.
Сборка труб под сварку осуществляется с помощью центраторов. Собранный под сварку стык фиксируется электродуговой прихваткой в нескольких местах по периметру труб.
После укладки плетей газопровода в траншею производят центровку сварку и изоляцию неповоротных стыков а потом делают подбивку под газопровод и засыпку пазух грунтом с уплотнителем.
Для лучшей сохранности изоляции делают присыпку газопровода размельченным грунтом.
Работы по изоляции газопровода должны быть по возможности максимально механизированы.
Качество выполнения изоляционных работ зависит от правильной технологии приготовления мастики. Поверхность трубы перед нанесением мастики должна быть загрунтована.
Грунтовку приготавливают растворением битума марки IV в бензине в соответствии 1:3 по массе или 1:25 по объему. Грунтовку наносят в сухую погоду на сухую очищенную трубу тонким ровным слоем.
Изоляционная мастика наносится по высохшей грунтовке которая при нанесении не оставляет следов на руке.
Мастика наносится механизированным способом в один слой а ручным способом в два толщиной 15-2мм каждый причем второй слой можно наносить только после остывания первого слоя. На неостывший второй слой мастики спирально накладывают усиливающую обертку из бризола стекловата или гидроизола.
Если оберточный слой является наружным то он накладывается с нахлестом витков 2-3см а если промежуточным (при весьма усиленной изоляции) то его можно накладывать без нахлеста.
Также с нахлестом делается защитная обертка из крафт-бумаги. Оберточный материал должен прилегать к мастике плотно без пустот морщин и складок.
Неизолированные стыки изолируют непосредственно в траншее после испытания газопровода на прочность.
Баланс земляных масс.
Ручная подчистка траншеи
На механизированную засыпку газопровода
Ведомость состава и объемов работ.
Вскрытие дорожных покрытий: 3078м3
Установка ограждений мест работы: 6870м
Сварка труб в секции на бровке траншеи: 343ст.
Отрывка траншей и котлованов экскаватором в отвал: 10085м3
Отрывка траншей и котлованов экскаватором на транспорт: 480м3
Изоляция стыков: 343ст.
Ручная подчистка дна траншеи: 1546м3
Отрывка прияков: 360м3
Укладка секций труб в траншею: 6870м
Сварка секций труб в траншеи: 343ст.
Устройство колодцев из сборных жб элементов и гидроизоляция: 8шт.
Установка арматуры и фасонных частей:
-задвижки стальные: 8шт.
-компенсаторы линзовые: 8 шт.
Ручная присыпка трубопровода: 5826м3
Испытание трубопроводов на прочность: 6870м
Изоляция сварных стыков: 343ст.
Механизированная засыпка: 6163м3
Уплотнение грунта: 6163м3
Снятие ограждений: 6870м
Определение численного и профессионального состава бригады.
Срок выполнения бригадного комплекса работ выполняемых с применением ведущей машины.
Нв.м. - нормативные затраты машинного времени необходимые для выполнения бригадного комплекса работ ведущей машиной мащ*ч;
Чв.м. - число ведущих машин;
Кв.м. - планируемый уровень выполнения норм выработки ведущей машиной %;
Пс - продолжительность рабочей смены ч.;
Чс.м. - число рабочих смен в сутки;
Ведущей машиной в нашем случае является экскаватор.
Число рабочих определенной профессии в бригаде:
Нр.т. - нормативная трудоемкость работ получаемых рабочим определенной профессии и разряда: чел-дн.
Т - срок выполнения комплекса работ сут.
Кр.б. - планируемый уровень выполнения норм выработки рабочим определенной профессии %.
Звено №1 (подготовительные работы):
Машинист 6Р: Чр==002;
Плотник 3Р: Чр==747;
Сварщик 6Р: Чр==179;
Изолировщик 4Р: Чр==033;
Изолировщик 3Р: Чр==065;
Количество человек в звене принимаем: 9 чел.
Звено №2 (земляные работы):
Машинист 6Р: Чр==095;
Землекоп 2Р: Чр==1362;
Количество человек в звене принимаем: 13 чел.
Звено №3 (монтажные работы):
Машинист 6Р: Чр==072;
Монтажник 5Р: Чр==076;
Монтажник 4Р: Чр==149;
Монтажник 3Р: Чр==152;
Изолировщик 4Р: Чр==01;
Количество человек в звене принимаем: 5 чел.
Звено №4 (испытание газопровода):
Монтажник 6Р: Чр==104;
Монтажник 4Р: Чр==104;
Монтажник 3Р: Чр==108;
Изолировщик 4Р: Чр==049;
Изолировщик 3Р: Чр==049;
Землекоп 2Р: Чр==1092;
Землекоп 1Р: Чр==1092;
Количество человек в звене принимаем: 24 чел.
Звено №5 (засыпка траншеи):
Машинист 6Р: Чр==015;
Плотник 2Р: Чр==448;
Количество человек в звене принимаем: 4 чел.
Подбор строительных машин.
Кпервразр - коэффициент первичного разрыхления;
Кпервразр=12 для суглинков;
Vгрзас=12011м3 - объем грунта засыпки4
Lтр=6870м - протяженность трассы;
Нвыгр= Нотв+05=174+05=224м;
Rвыигр= Rрез+ Нвыгр=225+224=45м;
Объем ковша экскаватора:
Принимаем экскаватор с обратной лопатой ЭО-3322А:
-вместимость ковша: 05м3;
-наибольшая глубина копания: 42м;
-наибольший радиус копания: 75м;
-наибольшая высота выгрузки: 48м;
Rмонт=3+027+1+075=502м;
Вес конструкции равен весу одной секции трубы.
Масса 1п.м. трубы диаметром 273мм - 46кг.
Рк-ции=Ртр+50кг=46*20+50=970кг где:
кг - масса такелажного приспособления.
Принимаем кран на автоходу К-52:
-длина стрелы - 65м;
-грузоподъемность - 5т;
-скорость подъема груза - 4-12ммин;
Определение площади складов.
Площадь складов рассчитывается исходя из способа хранения материалов их назначения запаса и расхода в смену по формуле:
Q - расчетный запас материалов на складе т;
g - норма складирования на 1м2 площади склада;
- коэффициент учитывающий проходы на складе;
Расчетный запас материалов:
Q=Р*К1*К2*К3 (28) где:
Р - суточный расход материалов тдень;
К1 - норма запаса материалов дн;
К2 - коэффициент неравномерности потребления;
К3 - коэффициент неравномерности поступления;
К1=10дн К2=14 К3=13;
Q=163*10*14*13=2967т;
Определение сметной стоимости кольцевого газопровода.
Объектная смета на прокладку газопровода.
Обоснование единичной сметной стоимости
Стоимость единицы измерения руб
Общая сметная стоимость руб
Земляные работы в грунтах II группы при глубине заложения 09м до верха трубы в траншеях
Прокладка трубопроводов из стальных труб d250мм
Установка стальных задвижек с двухлинзовым компенсатором
Устройство круглого бетонного колодца в грунтах типа Г-I-II
Пневматическое испытание газопровода d250мм
Разработка грунта экскаватором с обратной лопатой Vков.=05м3
Транспортирование грунта на расстояние до 5км.
Кольца жб Д=1500мм; h=09м 17х8=136
Плиты перекрытий и днищ 055х8=44
Итого: по пунктам 2 3 5 73327 руб.
накладные расходы 162% 11879 руб.
по пунктам 1 4 6-10 8517 руб.
накладные расходы 20% 1703 руб.
Плановые накопления 8% 7634 руб.
Лимитированные затраты:
- на временные здания и сооружения 3%: 3092 руб.
- резерв на непрерывность работы 2%: 2061 руб.
Общая сметная стоимость строительтно-монтажных работ: 108213 руб.
Коэффициент пересчета сметной стоимости: К=7343.
Общая сметная стоимость строительно-монтажных работ с учетом коэффициента пересчета:
Контроль качества работ.
Операционный контроль в процессе сборке и сварки газопровода следует производить в соответствии с требованиями [6].
При операционном контроле следует проверять соответствие стандартам: подготовки труб их очистки правки концов; конструктивных элементов и размеров сварных швов; числа размеров и расположения прихваток; порядка наложения отдельных слоев шва размеров и формы слоев шва.
Швы (стыки) сваренные электродуговой и газовой сваркой должны удовлетворять следующим требованиям:
Швы и прилегающие к ним поверхности труб на расстояние не менее 20мм должны быть очищены от шлака брызг расплавленного металла окалины и других загрязнений.
Швы не должны иметь трещин прожогов подрезов глубиной более 5% толщины стенки трубы незаваренных кратеров выходящих на поверхность пор.
Зазоры смещенные кромок ширина рва и высота его усиления должны быть в пределах установленных [7]
Стыки не удовлетворяющие перечисленным требованиям должны быть исправлены или удалены.
Нормы контроля сварных стыков газопроводов физическими методами (радиографическим и ультразвуковым) следует принимать в соответствии с табл. №2 [1]
Механическим испытаниям на соответствие требованиям следует подвергать:
-контрольные стыки подземных газопроводов условным диаметром 50мм и более сваренные газовой сваркой;
Число контрольных стыков должно составлять 1% общего числа стыков сваренных каждым сварщиком в течение календарного месяца.
При неудовлетворительном результате проверки контрольных сварных стыков физическими методами или механическими испытаниями необходимо произвести проверку удвоенного числа стыков.
Технико-экономические показатели.
Общая сметная стоимость строительно-монтажных работ: 79461 тыс. руб.
Сметная стоимость монтажных работ на 1п.м. сетей: 1157 рубм.
Общие трудовые затраты на выполнение монтажных работ: 1320 чел*дн.
Затраты труда на 1п.м. сетей: 152 чел*ч.
Средняя выработка одного рабочего в день:
Продолжительность строительства:
-нормативная - 35 дн.
Планируемый уровень производительности труда: 135%.
Охрана труда и пожарной безопасности.
Разрабатываемым проектом предусматривается прокладка газопроводов высокого и низкого давления.
Условия строительства – городские.
При прокладке газопроводов производятся следующие виды работ:
-погрузочно-разгрузочные;
-и другие виды при выполнении которых возможны возникновения случаев травматизма и профессиональных заболеваний.
Поскольку строительство ведется в городских условиях необходимо предусмотреть устройство ограждений освещение трассы газопровода а также установить пешеходные мостики через траншеи.
Рытье траншей производится с откосами без креплений. Следовательно для предотвращения осыпания грунта необходимо выбрать величину откоса без креплений
Строительство на всех этапах ведется с применением строительных машин:
-экскаватор ЭО-3322А;
-трубоукладчик ТА-ТД-54-А;
Исходя из этого необходимо предусмотреть меры для обеспечения безопасности людей находящихся в непосредственной близости от работающих машин а также безопасную эксплуатацию самих строительных машин и механизмов при проведении земляных и монтажных работ. Так же следует отдельно рассмотреть вопрос взрывопожароопасности помещения ГРП
Безопасность при производстве земляных работ.
До начала разработки грунта необходимо выполнить все мероприятия по отводу поверхностных и грунтовых вод. Во избежание оползания грунта при появлении грунтовых вод на откосах выемок следует произвести устройство дренажей и лотков для отвода воды. В местах перехода рабочих через траншеи глубиной более 1м необходимо устраивать переходные мостики шириной не менее 06м с перилами на высоте 11м. Для спуска в траншеи и котлованы устанавливают стремянки шириной 06м с перилами или приставные лестницы.
Одной из основных причин травматизма при выполнении земляных работ является обрушение грунта в процессе его разработки и при последующих работах нулевого цикла в траншеях и котлованах.
Обеспечение безопасности машин остается неизменно важнейшей проблемой. Большинство строительных машин по своим техническим и эксплуатационным свойствам можно отнести к средствам повышенной опасности. В первую очередь к таким средствам относятся землеройные работы.
При рытье котлованов и траншей в местах движения людей и транспорта вокруг места производства работ устанавливают сплошное ограждение высотой 12 м с системой освещения. В пределах призмы обрушения грунта при устройстве траншей и котлованов без креплений запрещается складирования материалов и оборудования установка столбов для линии электропередачи и связи.
В местах перехода рабочих через траншеи глубиной более 1 м необходимо устраивать пешеходные мостики шириной не менее 06м; с перилами высотой 11м. для спуска в траншеи и котлованы устанавливают стремянки шириной 06 с перилами или приставные лестницы.
Грунт вынимаемый из траншеи и котлованов необходимо разместить на расстоянии на менее 05 м от бровки. Крутизна откосов – 1:025.
Механизированная разработка грунта производится при условии обеспечения безопасного и рационального использования машин механизмов и оборудования. Машины используемые для разработки траншей и котлованов необходимо оборудовать звуковой сигнализацией причем значение сигналов должны знать все работающие на данном участке. При установке монтаже ремонте и перемещении землеройных машин должны быть приняты меры предупреждающие их опрокидывание.
Перед началом работ экскаватор устанавливают на спланированной площадке имеющий уклон не более указанного в паспорте. Чтобы избежать его самопроизвольного перемещения под гусеницы подкладывают инвентарные упоры (подкладки). Запрещается использовать для этих целей доски бревна кирпичи и другие предметы. Если в процессе передвижения встречаются участки со слабым грунтом их усиливают щитами или настилом из досок. Расстояние между поворотной платформой экскаватора (при любом его положении) и выступающими частями зданий сооружений стенкой забоя должно быть не менее 1м. При работе экскаватора запрещается производить какие-либо другие работы со стороны забоя и находиться людям в радиусе действия стрелы плюс 5м.
В нерабочем состоянии экскаватор должен находиться от края выемки на расстоянии не менее 2м с опущенным на землю ковшом. Запрещается изменять вылет стрелы при наполненном ковше подтягивать с помощью стрелы груз регулировать тормоза при поднятом ковше работать с изношенными канатами и при наличии течи в гидросистеме (рис 8.1)
Рис.8.1 Положение экскаватора при работе.
Транспортные средства предназначенные для погрузки грунта должны находиться за пределами опасной зоны экскаватора. Подавать их под погрузку и отъезжать после ее окончания можно только по сигналу машиниста.
Одноковшовые экскаваторы с обратной лопатой используют в забое глубиной не превышающую глубину копания в соответствии с технической характеристикой. Опускание стрелы под углом более 45(по отношению к плоскости стоянки) не допускается (рис.8.1). Перемещение установка и работа машин вблизи выемок с неукрепленными откосами разрешается только за пределами призмы обрушения грунта на расстоянии 24 м (рис 8.2). При эксплуатации машин должны быть приняты меры предупреждающие их опрокидывание и самопроизвольное перемещение под действием ветра или при наличии уклона местности. Разрабатывать грунт в котлованах и траншеях «подкопом» не допускается. Валуны и камни а также отслоения грунта обнаруженные на откосах должны быть удалены. Рытье котлованов и траншей с откосами без креплений в нескальных грунтах выше уровня грунтовых вод (с учетом капиллярного поднятия) допускается при глубине выемки не более 15м и крутизне откосов 1:025
Рис 8.2. Размеры поперечного сечения траншеи и размещение вынутого грунта.
Безопасные условия при производстве монтажных работ..
Установка машин на строительной площадке.
Перед работой крана строительную площадку очищают от мусора поверхность выравнивают канавы и выбоины засыпают землей.
При установке крана учитывается несущая способность основания которая должна соответствовать максимальному опорному давлению крана при наибольшей нагрузке.
Устанавливать кран для работы на свеженасыпанном грунте (не утрамбованном) а так же на площадке с уклоном более указанного в паспорте крана запрещается.
Расчет грузовой устойчивости крана.
Грузовая устойчивость самоходного крана обеспечивается при условии
где Кi – коэффициент грузовой устойчивости принимаемый для горизонтального пути без учета дополнительных нагрузок равным 14.
Мr – момент создаваемый рабочим грузом относительно ребра опрокидывания Н м;
Мп – момент всех прочих (основных и дополнительных) нагрузок действующих на кран относительно того же ребра Н м
Рис.8.3 Cхема для расчета грузовой устойчивости крана
где Q – вес наибольшего груза Н;
a – расстояние от оси вращения крана до центра тяжести наибольшего рабочего груза подвешенного к крюку при установке крана на горизонтальной плоскости м
b – расстояние от оси вращения до ребра опрокидывания м
Удерживающий момент возникающий от действия основных и дополнительных нагрузок:
где Мв – восстанавливающий момент от действия собственного веса крана:
где G - вес крана Н;
с – расстояние от оси вращения крана до его центра тяжести м;
α – угол наклона пути крана град (в нашем случае α = 00)
Mв =13000(2+15)х1=39650000 Нм
Мц.с. – момент от действия центробежных сил:
где n – частота вращения крана вокруг вертикальной оси
h – расстояние от оголовка стрелы до плоскости проходящей через точки опорного контура м;
H – расстояние от оголовка стрелы до центра тяжести подвешенного груза (при проверке на устойчивость груз приподнимают над землей на 20 ..30 см);
Mц.с. = 970х022х105х10(900-022х97)= 453 Нм
Мц – момент от силы инерции при торможении опускающегося груза:
здесь v – скорость подъема груза мс;
g = ускорение свободного падения равное 981 мс2
t – время неустановившегося режима работы механизма подъема с;
Mц = 970х15(105-2)981х5=222 Нм
Mп = 39650000-453-222=39649773 Нм
Условие грузовой устойчивости самоходного крана:
Определение расчетных параметров стропов.
– груз (труба D =259 мм)
В данном случае применяются траверсы работающие на изгиб.
Чтобы определить технические данные гибких стропов необходимо провести расчет (рис 8.5)
Рис 8.4 Схема строповки трубы.
Рис 8.5 Схемы для расчета усилий в ветвях стропа.
Определяем усилие действующие на одну ветвь стропа:
S – расчетное усилие приложенное к стропу без учета коэффициента перегрузки и воздействия динамического эффекта кН
Q – вес поднимаемого груза кН
M – общее число ветвей стропа
K – коэффициент зависящий от угла наклона ветви стропа к
Q=19(см. Раздел «Технология и организация СМР»)
Разрывное усилие в ветви стропа:
Кз – коэффициент запаса прочности для стропа определенный в
зависимости от типа стропа.
По таблице выбираем канат типа ТК637(табл.3.1 [8]) с временным сопротивлением разрыву проволоки 1600 МПа имеющий разрывное усилие 1855 кН.
Определение категории взрывоопасности помещения ГРП.
В соответствии с [9] категории помещений по взрывопожарной и пожарной опасности принимаются по табл.
Определение категорий помещений следует осуществлять путем последовательной проверки принадлежности помещения к категориям приведенным в табл.8.1 от высшей (А) к низшей (Д).
Характеристика веществ и материалов находящихся (обращающихся) в помещении
А взрывопожароопасная
Горючие газы легковоспламеняющиеся жидкости с температурой вспышки не более 28 °С в таком количестве что могут образовывать взрывоопасные парогазовоздушные смеси при воспламенении которых развивается расчетное избыточное давление взрыва в помещении превышающее 5 кПа. Вещества и материалы способные взрываться и гореть при взаимодействии с водой кислородом воздуха или друг с другом в таком количестве что расчетное избыточное давление взрыва в помещении превышает 5 кПа
Б взрывопожароопасная
Горючие пыли или волокна легковоспламеняющиеся жидкости с температурой вспышки более 28 °С горючие жидкости в таком количестве что могут образовывать взрывоопасные пылевоздушные или паровоздушные смеси при воспламенении которых развивается расчетное избыточное давление взрыва в помещении превышающее 5 кПа
В1 - В4 пожароопасные
Горючие и трудногорючие жидкости твердые горючие и трудногорючие вещества и материалы (в том числе пыли и волокна) вещества и материалы способные при взаимодействии с водой кислородом воздуха или друг с другом только гореть при условии что помещения в которых они имеются в наличии или обращаются не относятся к категориям А или Б
Негорючие вещества и материалы в горячем раскаленном или расплавленном состоянии процесс обработки которых сопровождается выделением лучистого тепла искр и пламени; горючие газы жидкости и твердые вещества которые сжигаются или утилизируются в качестве топлива
Негорючие вещества и материалы в холодном состоянии
Определение категории взрывоопасности производства: оценка взрывопожароопасности различных объектов (помещений зданий) заключается в определении возможных разрушительных последствий пожаров и взрывов на этих объектах а также оценка факторов влияния этих явлений на людей (ОФП - опасные факторы пожара).
Существуют два метода оценки взрывопожароопасности объекта – детерминированный и вероятностный.
Нормы противопожарной безопасности [10] устанавливают методику и порядок определения категорий помещений и зданий производственного и складского назначения по взрывопожарной и пожарной опасности. В зависимости от категории назначаются нормативные требования по планировке и застройке этажности выбору строительных конструкций и инженерного оборудования. Согласно норме противопожарной безопасности качественным показателем категорирования помещения является агрегатное состояние горючих веществ способных создавать взрывоопасные среды. Количественным показателем категорирования является максимально возможное избыточное давление развиваемое при сгорании взрывоопасной среды которая может образоваться в помещении.
Определим категорию взрывопожароопасности ГРПБ.
Газорегуляторный пункт представляет собой кабину контейнерного типа внутри которой размещено технологическое оборудование. Ограждающие конструкции - металлические с несгораемым утеплителем II степени огнестойкости.
Кабина разделена на два отсека:
-отсек технологического оборудования;
-отсек местного отопления.
Отсеки разделены глухой газонепроницаемой и противопожарной стенкой. Каждый отсек имеет свой вход снаружи. Пол отсека технологического оборудования покрыт трудно возгораемым линолеумом.
В отсеке отопления оборудован противопожарный пост который комплектуется металлическим ящиком с песком лопатой ведром асбестовым полотном и огнетушителем.
В газорегуляторном пункте блочной конструкции образовалась течь газа во фланцевом соединении между регулятором давления и предохранительным запорным клапаном (ПЗК) рис8.6.
– предохранительный запорный клапан (ПЗК)
– регулятор давления
– утечка газа из фланца
– отводной газопровод
Расчет Р проводим по уравнению:
Нт = 35768 кДжкг – теплота сгорания газа
= 12 кгм - плотность газовой среды в помещении
= 05 (для горючих газов) – коэффициент участия попадающего горючего вещества в образовании взрывоопасной среды.
М - масса горючего вещества (24)
Vа – объем газа воздушного аппарата м; он равен 5%от расхода газа
Рис 8.6. Течь газа во фланцевом соединении.
Vа = (120х1860х005)3600=31 м
Где 120 – максимальное время срабатывания клапана (ПЗК)
Vт – объем газа вышедшего из трубопроводов м; он равен 10% от
Vт =(120х1860х01)3600=62 м
М = (31+62)х073=679 кг
Vп = 08х25х45х25=225 м - сводный объем помещения рассчитываемый с учетом объема оборудования или принимаемый равный 08 от геометрического объема.
Ср = 1кДжкг*К – удельная теплоемкость газовой среды в помещении
Ро = 641 кПа – начальное давление
к = 1 – коэффициент учитывающий работу аварийной вентиляции
К = 3 – коэффициент учитывающий не герметичность помещения
То = 300 К – температура в помещении.
Р=35768х641х05х679(225х1х12х1х3х300)=3200 кПа >5 кПа
Следовательно здание газорегуляторного пункта (ГРП) относится к взрывопожароопасной категории А так как к ним относятся производства связанные с применением горючих газов в таком количестве что могут образовывать взрывоопасные газовоздушные смеси при воспламенении которых развивается расчетное избыточное давление взрыва в помещении превышающее 5 кПа.
Требования безопасности предъявляемые к ГРПБ.
ГРПБ должен быть изготовлен и оборудован в соответствии с требованиями:
а) “Правил безопасности в газовом хозяйстве” утвержденных Госгортехнадзором;
В технологическом помещении ГРПБ должна быть технологическая схема с указанием параметров настройки регулятора а также инструкции по эксплуатации технике безопасности и пожарной безопасности.
Запрещается эксплуатация ГРПБ при наличии утечки газа.
Перед вводом в эксплуатацию должно быть проведено испытание газопроводов на герметичность рабочим давлением газа в соответствии с требованиями [12]
Электрооборудование ГРПБ молниезащита заземляющее устройство внутреннее освещение должно соответствовать требованиям ПЭУ.
В процессе эксплуатации взрывозащищенного оборудования должны производиться осмотры и периодические проверки средств и параметров обеспечивающих его взрывозащищенность.
Периодичность и методика контроля должны быть в соответствии с эксплуатационной документацией на данное оборудование.
Газоснабжение с применением сжиженного газа.
ПЖК- пограничная кривая состоящая из двух ветвей:
- ЖК- характеризует состояние насыщенной жидкости;
- КП- характеризует состояние насыщенного пара.
Между этими линиями из критической точки К проводят линии КХ постоянной сухости Х кгкг.
Линии постоянной температуры Т (изотермы).
В зоне давлений меньше критического т.е. расположенных на диаграмме ниже точки К эта линия изображается ломанной кривой ТЕМП и при давлениях выше критического плавной Т’E’.
Линии постоянных удельных объемов v м3кг (изохоры) O’Б”E в области пара и ОБ в области жидкости. Эти линии являются так же линиями постоянных удельных весов γ кгм3.
На пограничной кривой жидкости (точка О) эти линии показывают удельные объемы жидкого газа находящегося в емкости.
Линии постоянной энтропии АД (адиабаты).
Эти линии используются для определения параметров газа при сжатии его в компрессоре при истечении его из сопел газогорелочных устройств.
При помощи диаграмм состояния можно определить термодинамические характеристики компонентов жидких газов и выполнить расчеты связанные с процессами их нагрева охлаждения конденсации испарения сжатия и расширения.
Давление паров Рх в емкости заполненной данным углеводородом при заданной температуре определяется так:
Проводят изотерму Т3 до пересечения с пограничной кривой насыщенного пара КП. Давление в точке пересечения этих двух линий Е3 и будет искомым давлением Р3. если изотерма не пересекает пограничную кривую например линия T’E’ то это не значит что при данной температуре газ не перейдет в жидкое состояние.
Удельный объем и удельный вес насыщенной жидкости или насыщенного пара определяются по температуре или давлению.
Удельные объемы в точке пересечения заданной изобары (или изотермы т.к. они совпадают в области насыщенного пара) с пограничными кривыми жидкости КЖ и пара КП и будут соответствовать удельным объемам этой жидкости vж и пара vп (Е и М).
Удельный объем перегретых паров vпп определяется по давлению и температуре в точке пересечения соответствующих изобар и изотерм (т. П).
Степень сухости и влажности паров Х.
отношение количества пара Gn к количеству жидкости Gж в парожидкостной смеси образующейся при испарении и конденсации.
Степень сухости Х определяется в точке пересечения изобары и кривой кривой постоянной сухости при заданном теплосодержании (И).
Теплосодержание газа iг и жидкости iж (Е и М) отсчитывается по оси абсцисс при заданных значениях давления и температуры в точке пересечения изобар с изохорами пограничными кривыми или линиями постоянной сухости пара.
Физическая величина изменение которой является признаком наличия обмена энергией в форме теплоты.
Основной ее особенностью является то что она обязательно изменяется при наличии теплообмена. При подводе теплоты к термодинамическим системам энтропия возрастает при отводе уменьшается. Энтропия является функцией состояния термодинамической системы. Элементарное количество теплоты равно произведению абсолютно температуры системы на изменение энтропии системы.
Определить количество пара которое образуется при дросселировании жидкого пропана от 8 до 2 абс.ат. и температуру в конце дросселирования.
Дросселирование жидкости происходит по линии постоянной энтальпии от точки пересечения линии постоянного давления с пограничной кривой жидкости (М) до точки пересечения постоянной энтальпии с заданной линией постоянного давления (Х’) точка пересечения заданной линии постоянного давления с линией постоянной энтальпии и кривой постоянной сухости пара показывает какое количество пара образовалось в результате дросселирования жидкости.
Температура в конце дросселирования определяется точкой пересечения заданной линии постоянного давления с пограничной кривой пара (А).
Определить работу необходимую для сжатия 1кг насыщенных паров от 2 до 8 абс.ат. и температуру пара в конце процесса. Процесс сжатия проходит по линии постоянной энтропии.
Теоретическая работа сжатия определяется разностью энтальпий в конце и в начале процесса А
Температура пара в конце процесса определяется линией постоянной температуры проходящей через точку Д.
При повышении температуры жидкость расширяется и плотность ее падает а плотность пара в связи с быстрым ростом давления повышается. Наступает такой момент когда плотность жидкости становится одинаковой с плотностью пара. Это состояние достигается при критической температуре и называется критической точкой для данного вещества.
В критической точке исчезает различие между жидкостью и ее насыщенным паром.
Определение состава паровой фазы смеси углеводородов по заданному составу жидкой фазы.
Дано X t; определить ri.
Для углеводородных смесей находящихся в емкости необходимо задавать и давление и температуру т.к. при заданной температуре давление будет зависеть от состава: чем больше легких низкокипящих компонентов тем больше давление в баллоне
В емкости бинарная смесь пропан и бутан.
Хi и Pi находятся в линейной зависимости. Такая линейная зависимость характерна для идеальных растворов.
Кривые 1и2 для растворов неидеальных.
Первая задача: определить r:
Вторая задача: определить состав жидкой фазы по заданному составу паровой фазы:
Третья задача: определить составы паровой и жидкой фазы при заданном первоначальном составе смеси и Рсм и tm
Дано: Аi- мольная доля компонента I первоначальной смеси (система однофазная)
В баллон поступает жидкая смесь под давлением в емкости смесь разделяется на жидкость и пар.
V-доля от общего числа молей находящихся в паровой фазе.
L- доля от общего числа молей находящихся в жидкой фазе.
Ai=riV+XiL- баланс молей компонента I в паровой и жидкой фазе.
V изменяется от 0 до 1
По уравнению находим состав паровой фазы далее жидкой. Можно сначала найтиL потом состав жидкой фазы далее паровой.
Определить количество и состав паровой фазы если мольный состав первоначальной смеси:
С3Н8=06=АС3Н8 РС3Н8=109
i-С4Н10=025=Аi-С4Н10 Р i-С4Н10=42
n-С4Н10=015=Аn-С4Н10 Р n-С4Н10=32
Методом последовательного приближения получим что при V = 04
Пересчет состава смеси
Состав паровой и жидкой фазы может быть задан тремя способами
На жидкостной и паровой линиях перед емкостями устанавливаются скоростные клапаны. Они пропускают поток в оба направления но если поток движется из емкости мс расходом превышающим в 15-2 раза номинальный то клапан закрывается.
Скоростной клапан предназначен для предотвращения выхода жидкости или газа из емкости при разрыве коммуникаций.
Скоростные клапаны бывают поплавковые которые устанавливаются на вертикальных участках и пружинные которые устанавливаются и на вертикальных и на горизонтальных участках.
Поплавковый скоростной клапан
При установке поплавкового клапана предотвращается выход большого количества жидкости.
В сечении II сразу за поплавком клапана давленье будет меньше т.к. поток проходящий через кольцевой зазор будет обладать большей кинетической энергией чем в сечении 1. когда скорость потока в зазоре W3 достигнет предельной величины то подъемная сила N=(P1-P11)r2 превысит вес поплавка и клапан закроется. Клапан имеет прорезь она позволяет клапану вернуться в нормальное положение при ликвидации аварийного режима если например закрыть задвижку после клапана.
В сечении 11 и 11’ предполагаются одинаковые давления и одинаковые скорости.
Wк – скорость отнесенная к сечению в корпусе
Wзазора- скорость отнесенная к кольцевому пространству
Клапан рассчитывается из условия что подъемная сила возникающая при предельной скорости потока равна или несколько больше веса клапана.
Принцип действия пружинного клапана аналогичен поплавковому отличие состоит в уравновешивающей силе которую в данном случае представляет собой пружина.
Dy- диаметр трубопровода
рекомендуемые соотношения
для пружинного клапана l=d
- проверить по расчету т.к. это отношение определяет подъемную силу.
Для поплавкового клапана
Порядок расчета клапана
Устанавливаем номинальную пропускную способность клапана обычно исходя из d трубопровода.
V=1-3 мсек на нагнетательной линии жидкостных и не более V=12 мсек на всасывающей линии.
Принимают максимальный расход жидкости при котором клапан должен сработать
m- коэффициент превышения максимального расхода по отношению к номинальному (15-2).
Определяем предварительные конструктивные характеристики клапана и W3
Определяем величину подъемной силы по уравнения Бернулли для сечений111
- коэффициент сопротивления скоростного клапана отнесенный к динамическому давлению.
По полученному усилию N определяют вес поплавкового клапана или усилия пружины.
N=0.043*509*0.0242=2.12кг
На это усилие подобрать пружину с рабочим ходом h=5мм.
Предохранительные сбросные клапаны.
Для предотвращения повышения давления над заданной величиной на емкостях установках и трубопроводах устанавливаются сбросные клапаны.
Для сжиженных газов применяют пружинные сбросные клапаны.
Специфические требования к клапанам используемым для сжиженного газа- необходимость герметичного отключения при неработающем клапане.
Все клапаны имеют мягкие седла или мягкие уплотнительные кольца которые обеспечивают герметичность.
закрытые герметичные
закрытые не герметичные
Расчет предохранительного клапана.
Пропускное сечение клапана должно обеспечивать выброс максимального количества паров которые могут образоваться в емкости.
Обстоятельства которые могут вызвать повышение давления сверх нормы:
повышение температуры в переполненном резервуаре
заполнение резервуара средой с повышенной упругостью
пожар в близи резервуара
подача жидкости в наполненный резервуар
В качестве расчетного принимаем 3 пункт.
При этом определенное количество паров которое может быть образованно в емкости и это количество клапан должен пропустить.
Q=Fk(tокр.ср.-tж) ккалч- максимальное количество тепла которое передается из окружающей среды к емкости при пожаре.
Gmax=Qr кгч – максимальное количество образующихся паров
Gmax=220fpкгч – максимальная испарительность при пожаре
f- площадь прохода клапана.
Для полноподъемных –живое сечение седла.
Для неполноподъемных- боковая поверхность Fб=dch
Для пропано-бутановых смесей расчетное давление 5атм.
Для подземных емкостей сечение клапана принимать 30% от надземных.
Клапан подбирается по полученному сечению и проверяется боковая поверхность при подъеме. Пружины располагаются внутри цистерны а настройка клапана осуществляется изменением натяга пружины. Настройку можно производить только при пустой цистерне!
При работе с клапаном:
А) надо учитывать повышенное усилие отрыва клапана от седла
Б) периодически заставлять срабатывать механически приподнимая его.
В) для лучшей герметичности шток шарнирно соединяется с клапаном.
Г) пружинную камеру отдаляют от газовой мембраны.
)СНиП 42-01-2002 “Газораспределительные системы”;
)СП 42-101-2003 “Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб”.
) СНиП II-Г.13-66 Газоснабжение. Наружные сети и сооружения. Нормы проектирования
)СНиП 3.02.01-87 «Земляные сооружения основания и фундаменты»
) СНиП -4-80 "Техника безопасности в строительстве
)СНиП 12-01-2004 «Организация строительного производства»
)ГОСТ 16037-80 «Соединения сварные стальных трубопроводов»
)«Правила технической эксплуатации и требования безопасности труда в
газовом хозяйстве Российской Федерации 1992.
)СниП 2.04.08-87 “Газоснабжение”.
)СниП 3.05.02-88 “Газоснабжение”
)А.А. Ионин. Газоснабжение. М.: Стройиздат. 1989г.
) Лебедев В.И. Пермяков Б.А. Хаванов П.А. Расчет и проектирование теплогенерирующих установок систем теплоснабжения учебное пособие М.: Стройиздат 1992.

Рецензия.doc

студента Кузнецова Михаила Павловича
«Газоснабжение района с применением природного и сжиженного газа»
Дипломный проект «Газоснабжение района с применением природного и сжиженного газа» представлен на рецензию и состоит из расчетно-пояснительной записки на 1 стр. и графической части на 11 л.
В дипломном проекте проектируется прокладка газопроводов среднего и высокого давления для снабжения района природным газом. Произведен гидравлический расчет сети высокого и среднего давления. Определены диаметры газопровода и расчетные расходы. В расчетах уточнено использование величины расчетного перепада давления. Проводится проверка пропускной способности ГРС с учетом подключения к сети перспективных потребителей. В расчетах использованы современные требования к системам газоснабжения.
Запроектировано внутреннее газоснабжение автоматизированной котельной.
Экономическая часть данного дипломного проекта включает в себя ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ГА30РАЗДАТОЧОГО ПУНКТА ИЛИ ДОСТАВКИ СЖИЖЕННОГО ГАЗА В БАЛЛОНАХ С ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНОЙ СТАНЦИИ.
В разделе технологии и организации строительно-монтажных работ были произведены расчеты по определению объемов строительно-монтажных работ выбран и запроектирован метод производства работ.
В дипломном проекте рассмотрено обеспечение безопасности при строительстве газопровода. Произведен расчет взрывопожароопасности газораспределительного пункта.
Но наряду с этим необходимо выделить следующие замечания по данному дипломному проекту:
При проектировании газооборудования котельной необходимо предусмотреть установку датчиков на загазованность.
При гидравлическом расчете газопроводов высокого давления необходимо учитывать аварийные ситуации на подземных газопроводах с учетом снижения подачи газа.
Несмотря на отмеченные недостатки дипломный проект «Газоснабжение района с применением природного и сжиженного газа» заслуживает положительной оценки а дипломанту Кузнецову Михаилу Павловичу может быть присвоена квалификация инженера-строителя по специальности теплогазоснабжение и вентиляция.
Тепломеханического отдела

ГРС.dwg

Блок отключающих устройств
в комплекте с расходомерной
Одоризационная установка
После окончания монтажа ГРС испытать гидравлически
По окончании испытания ГРС нитки узлов редуцирования
и расходомерная нитка покрываются звукопоглащающей
оборудование и арматура окрашиваются
масляной краской за один раз
подземные трубопроводы
перед укладкой в грунт покрываются битумно-резиновой
усиленной изоляцией.
Батарейный мультициклонный фильтр

Автоматика.dwg

шкафная установка на
Экспликация приборов
и средств автоматизации
Манометр показывающий
Манометр самопишущий
Регулятор уровня жидкости
Пневмосистема для управления
Функциональная схема автоматизации ГРС

тсп.doc

Ведомость подсчета затрат труда и машинного времени по строительству газопровода.
Состав звена и наименование машин
Профессия рабочих и наименование машин
Разряд рабочих и марка машин
Число человек и машин
На ед. объема маш. час
На весь объем маш. см.
На ед. объема чел. час.
На весь объем чел. дн.
Вскрытие дорожных покрытий
Установка ограждений мест работы
Отрывка траншей и котлованов экскаватором в отвал
Отрывка траншей и котлованов экскаватором на транспорт
Ручная подчистка дна траншеи
Укладка секций труб в траншею
Сварка секций труб в траншее
Устройство колодцев из сборных жб элементов
гидроизоляция колодцев
Установка: задвижек стальных
установка линзовых компенсаторов
Испытание трубопроводов на прочность
Присыпка трубопровода
Механизированная засыпка
Калькуляция трудовых затрат
Норма времени на ед. чел.ч.
Расценка на ед. измер.р.
Норма времени на полный объем чел.ч.
Стоимость полного объема работ р.
Всрытие дорожных покрытий
Установка ограждений мест работы
Сварка труб в секции
Изолировщик 4р-1; 3р-2
Монтажники 5р-1; 4р-2; 3р-2
Сварка труб в траншее
Монтажники 5р-1; 3р-1;2р-1
Гидроизоляция колодцев
Монтажники 5р-1; 4р-1;3р-1
Монтаж линзовых компенсаторов
Монтажники 4р-1; 3р-1
Монтажники 6р-1; 4р-1;3р-2

котельная.doc

Температура наружного воздуха
Климатическая таблица температурный
Расход теплоты на отопление
– тем-ра наружного в-ха при максимально-зимнем режиме (-28); - тем-ра в-ха в отапливаемом помещении (18); - расчетная нагрузка в мак.зим.режиме кВт
Общая тепловая мощность ТГУ
Тем-ра прямой сетевой воды на выходе из ТГУ oC
По температурному графикуtc
Тем-ра обратной сетевой воды на входе
Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию кгc
Расход сетевой воды до перемычки кгс
Gcдо пер t*c + Gпер tc = Gcов tc
Gcов – Gcдо пер = Gпер ;
Расход воды по перемычкекгс
Gcов – Gcдо пер = Gпер
Общий расход сетевой
Gc = Gcгв + Gcгвб + Gcдо пер
Расход воды через котельный агрегат кгc
Gк = где – производительность котлов( 2 котла по 465 кВт); – разность тем-тур на выходе и входе в котел(25 оС для всех режимов); – уд. Теплоемкость воды = 419 кДж(кг оС)
Температура воды на выходе из котельного агрегата оС
По температурному графикуt*c
Расход воды на подпитку и потери в ТС кгс
Gподп = Gcподп + Gпот= (002 – 0025)Gc
Расход исходной воды
Gисх = (115 12) Gхво + Gпод
Расход обратной сетевой водыкгс
Gcобр = Gc = Gcгв + Gcгвб + Gcдо пер