Проект газоснабжения д. Дудинское
Введение
Доля природного газа в топливном балансе России достаточно велика и так
как природный газ является высокоэффективным энергоносителем, в условиях
современной экономической обстановке в стране газификация может составить
основу социально-экономического развития, обеспечить улучшение условий труда и
быта населения, а также снижение загрязнения окружающей среды. Кроме этого,
природный газ является ценным сырьем для химической промышленности.
Использование газового топлива позволяет внедрять эффективнее методы передачи
теплоты, создавать экономичные и высокопроизводительные тепловые агрегаты с
меньшими габаритными размерами, стоимостью и высоким КПД, а также повышать
качество продукции.
Безопасность, надежность и экономичность газового хозяйства зависят от
степени подготовки обслуживающего персонала.
Основными задачами при использовании природного газа являются внедрение
эффективного газоиспользующего оборудования, внедрение энергосберегающих
технологий, обеспечение на основе природного газа производства тепла и
электроэнергии для децентрализованного тепло- и энергосбережения небольших
городов и сельских населенных пунктов. Применение газового топлива позволяет
избежать потерь теплоты, определяемых механическим и химическим недожогом.
Уменьшение потерь теплоты с уходящими продуктами горения достигается сжиганием
газа при малых коэффициентах расхода воздуха. При работе агрегатов на газовом
топливе возможно также ступенчатое использование продуктов горения. Основными
задачами в области развития систем газоснабжения являются:
применение для сетей и оборудования новых полимерных материалов, новых
конструкций труб и соединительных элементов, а также новых технологий;
внедрение эффективного газоиспользующего оборудования;
расширение использования газа в качестве моторного топлива на транспорте;
внедрение энергосберегающих технологий;
обеспечение на основе природного газа производства тепла и электроэнергии
для децентрализованного тепло- и энергосбережения небольших городов и сельских
населённых пунктов.
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
давление газа снижают до необходимой величины и автоматически поддерживают
постоянным. Они имеют автоматические предохранительные устройства, которые
исключают возможность повышения давления газа в сетях сверх 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. Базой для широкого развития газовой отрасли
являются значительные запасы природного газа, которые в результате успешно
проводимых геологоразведывательных работ непрерывно возрастают.
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.
Целью дипломного проекта является разработка системы газоснабжения д.
Дудинское Вологодского района, Вологодской области, подбор оборудования
газорегуляторного пункта.
В экономической части диплома рассмотрена возможность автономного
электроснабжения ПГБ от возобновляемых источников энергии. Возможный срок
окупаемости данного вида энергии.
1. Краткая характеристика объекта и участка строительства
вентиляция
газ отопление автоматизация
Газоснабжение д. Дудинское Вологодского района, Вологодской области
запроектировано на основании результатов инженерно-геологических изысканий,
выполненных ООО "Проектно-изыскательный институт
"Промтранспроект".
Диаметр проектируемого газопровода принят из условия использования газа
на нужды пищеприготовления, отопления и горячего водоснабжения с учетом
перспективы.
Согласно материалам инженерно-геологических изысканий, выполненных ООО
«Проектно-изыскательским институтом «Промтранспроект» в мае 2012 года в зоне
прокладки газопровода залегают следующие грунты:
насыпные - смесь песка и супеси мощностью до 0,5 м.;
почвенно-растительный слой с корнями растений;
суглинок легкий тугопластичный мощностью до 3м, по степени морозной
пучинистости - среднепучинистый;
суглинок легкий мягкопластичный с прослойками песка и супеси мощностью до
2,8 м, по степени морозной пучинистости - сильнопучинистый.
На всем протяжении трассы газопровода дно траншеи выравнивается слоем
среднезернистого песка толщиной 10 см, а после укладки газопровод засыпается
песком на высоту не менее 20см.
Климатические категории:
. Климатический район строительства - II В [1];
. Глубина промерзания - 1,5м;
. Давление ветра (I
район) - 23кг/м3;
. Вес снегового покрова (IV район) - 240кг/м2;
. Средняя температура наиболее холодной пятидневки - -32˚С.
Газопровод среднего давления выполнен от точек подключения довходавблочный
газорегуляторного пункта ПГБ. Давление навыходе из ПГБ- 2 кПа. Газопровод
низкого давления проложен в траншее. Дно траншей выровнено слоем
крупнозернистого песка толщиной 10 см. На надземный газопровод нанесено
лакокрасочное покрытие, состоящее из1 слоя грунтовки "Universum"
Финиш А 10[4] 2 слоев метилметакрилатной эмали "Universum" Финиш А 12
желтого цвета [5].
2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ НАРУЖНОГО ГАЗОПРОВОДА
В д. Дудинское Вологодского района Вологодской области используется газ
Вуктылского месторождения. Для расчёта сети наружных газопроводов нужно знать:
средние значение теплоты сгорания Qнс (МДж/м3), плотности рс (кг/м3) сухого
природного газа, максимальные расчётные часовые расходы газа Vр.ч. (м3/ч).
2.1 Определение плотности и теплоты сгорания
природного газа
Газообразное топливо представляет собой смесь горючих и негорючих газов,
поэтому в практических расчетах пользуются средними значениями теплоты сгорания
Qнс (МДж/м3) и плотности рс (кг/м3) сухого природного газа, которые при
нормальных условиях (температуре 0°С и давлении 101,325 кПа) определяют
соответственно по формулам (1) и (2) [2]:
нс=(Q1с∙V1+Q2с∙V2+…+Qнс∙Vn)× 0,01, (1)
где Q1с, Q2с, Qнс - теплота сгорания компонентов газового топлива,
принимаемая [2, с.62] , МДж/м3;,V2,Vn - содержание компонентов, % определяемое
в зависимости от среднего состава природного газа по табл. 1.4 [3, с.7].
ρс= (ρс1∙V1+ρс2∙V2+…+ρсn∙Vn) 0,01, (2)
гдеρс1, ρс2, ρсn - плотность компонентов газового
топлива, которая может приниматься по [6], кг/м3.
Физические характеристики, теплоту сгорания и процентное содержание
компонентов газа Вуктыльского месторождения сводим в таблицу 1.
Таблица 1 - Физические характеристики газа
|
Наименование компонентов
газа
|
Объёмные доли, %
|
Плотность при 0°С и 101,325
кПа, кг/м3
|
Теплота сгорания при 0°С и
101,325 кПа, МДж/м3
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
|
Метан CH4
|
74,8
|
0,7168
|
35,88
|
|
Этан C2H6
|
8,8
|
1,3566
|
64,36
|
|
Пропан C3H8
|
3,9
|
2,019
|
93,18
|
|
Изобутан C4H10
|
1,8
|
2,703
|
122,76
|
|
Пентан C5H12
|
6,4
|
3,221
|
156,63
|
|
N2 + редкие газы
|
4,3
|
--
|
--
|
Подставив численные значения в формулы (1) и (2) получаем средние
значения теплоты сгорания Qнс (МДж/м3) и плотности рс (кг/м3) сухого природного
газа:
2.2 Анализ основных параметров системы
газоснабжения
Прокладка сетей в основном подземная. Система газоснабжения имеет
тупиковую схему. Запорная арматура в газовой сети применяется с ручным
приводом, в виде шаровых кранов подземного исполнения и надземногоклапана
безопасности.
Газ
является топливом для пищеприготовления, отопления и горячее водоснабжения.
Обеспеченность
газооборудованием(газовые плиты ПГ4, 2-х контурныегазовые котлы) д.Дудинское
Вологодского района Вологодской области сведена в таблицу 2.
Таблица
2. Обеспеченность газооборудованием. Дудинское Вологодского района Вологодской
области
|
Номер дома
|
Количество квартир
|
Площадь дома
|
Газовые приборы
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
|
Существующие
|
|
|
|
1
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
2
|
2
|
100
|
2ПГ4+2котла
|
|
1а
|
1
|
100
|
ПГ4+котел
|
|
1б
|
2
|
180
|
2ПГ4+2котла
|
|
2а
|
2
|
280
|
2ПГ4+2котла
|
|
2б
|
2
|
250
|
2ПГ4+2котла
|
|
3
|
2
|
100
|
2ПГ4+2котла
|
|
4
|
2
|
100
|
2ПГ4+2котла
|
|
5
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
6
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
6а
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
7
|
1
|
100
|
ПГ4+котел
|
|
8
|
1
|
100
|
ПГ4+котел
|
|
9
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
9а
|
1
|
150
|
ПГ4+котел
|
|
10
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
11
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
12
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
12а
|
1
|
100
|
ПГ4+котел
|
|
12б
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
12в
|
1
|
100
|
ПГ4+котел
|
|
13
|
5
|
250
|
5ПГ4+5котлов
|
|
14
|
2
|
150
|
2ПГ4+2котла
|
|
15
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
16
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
18
|
1
|
100
|
ПГ4+котел
|
|
18а
|
2
|
100
|
2ПГ4+2котла
|
|
19
|
1
|
110
|
ПГ4+котел
|
|
20
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
21
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
21а
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
22
|
1
|
100
|
ПГ4+котел
|
|
23
|
1
|
100
|
ПГ4+котел
|
|
24
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
25
|
4
|
200
|
4ПГ4+4котла
|
|
26
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
27
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
28
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
29
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
30
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
31
|
1
|
100
|
ПГ4+котел
|
|
32
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
33
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
34
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
35
|
4
|
220
|
4ПГ4+4котла
|
|
47
|
1
|
100
|
ПГ4+котел
|
|
48
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
49
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
39
|
3
|
150
|
3ПГ4+3котла
|
|
40
|
3
|
150
|
3ПГ4+3котла
|
|
41
|
3
|
150
|
3ПГ4+3котла
|
|
43
|
2
|
150
|
2ПГ4+2котла
|
|
44
|
2
|
150
|
2ПГ4+2котла
|
|
45
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
46
|
1
|
150
|
ПГ4+котел
|
|
50
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
51
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
52
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
53
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
54
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
55
|
1
|
50
|
ПГ4+котел
|
|
Перспектива
|
|
|
|
11 домов
|
1650
|
11ПГ4+11котлов
|
|
Магазин
|
|
|
|
3.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЁТНЫХ РАСХОДОВ ГАЗА КОММУНАЛЬНЫМИ И БЫТОВЫМИ ПОТРЕБИТЕЛЯМИ
Годовые расходы газа используются для планирования количества газа,
которое необходимо доставить проектируемому населённому пункту, а расчётные
(максимальные часовые расходы газа) - для определения диаметров газопроводов.
Годовые и расчётные расходы газа потребителями определяются несколькими
способами: на основании данных проектов газоснабжения, по номинальным расходам
газа газовыми приборами или по тепловой производительности установок, по нормам
годового расхода потребителями, по укрупнённым показателям.
Расход газа населенным пунктом зависит от числа жителей, степени
благоустройства зданий, теплоты сгорания газа, от наличия коммунально-бытовых и
промышленных потребителей газа, их числа и характера.
Различают несколько групп потребителей:
) бытовое потребление газа (квартиры);
) потребление газа в коммунальных и общественных предприятиях;
) потребление газа на отопление и вентиляцию, и горячее водоснабжение
зданий;
) промышленное потребление.
При расчете расходов газа на бытовые и коммунальные нужды учитывается ряд
факторов:
газооборудование;
благоустройство и населенность квартир;
газооборудование городских учреждений и предприятий;
степень обслуживания населения этими учреждениями;
климатические условия.
Для определения годовых расходов газа для жилых домов, предприятий
бытового обслуживания населения, общественного питания, учреждений
здравоохранения, хлебозаводов и кондитерских фабрик используют нормы расхода
теплоты этими потребителями в соответствии с [5], приведенные в таблице 2.
3.1 Определение годового расхода теплоты при бытовом потреблении газа д.
Дудинское
Охват населения газоснабжением в большинстве городов близок к 1, Однако
при наличии старого фонда, который нельзя газифицировать, и при наличии высоких
домов, в которых установлены электроплиты, степень охвата (укв) будет меньше 1.
Нормы расхода газа для различных групп потребителей приведены в таблице 1
Приложения А [6].
Годовое потребление газа на использование его в квартирах вычисляется по
формуле [1]:
кв =укв·N(Z1·q1+Z2·q2 + Z3·q3),МДж/год, (3)
где N - расчетное количество жителей в населенном пункте;- доля людей,
проживающих в квартирах с централизованным ГВС;- доля людей, проживающих в
квартирах с ГВС от газовых водонагревателей;- доля людей, проживающих в
квартирах без ГВС;- норма расхода газа для людей, проживающих в квартирах с
централизованным ГВС, МДж/(год·чел);- норма расхода газа для людей, проживающих
в квартирах с ГВС от газовых водонагревателей, МДж/(год·чел);- норма расхода
газа для людей, проживающих в квартирах без ГВС, МДж/(год·чел);
укв - степень охвата газоснабжением населения города.
В данном дипломном проекте все дома подлежат газификации с ГВС от газовых
водонагревателей.кв=1·336·1·10 000=3 360 000 МДж/год.
3.2 Определение годового расхода теплоты при
потреблении газа на нужды торговли, предприятий бытового обслуживания населения
Годовые расходы газа на нужды мелких коммунальных потребителей,
предприятий торговли, предприятий бытового обслуживания непроизводственного
характера и т.п., в размере 5% суммарного расхода на жилые дома, МДж/год
определяются по формуле [1]:
мп= 0,05 ∙ Qкв, МДж/год, (4)
гдеQкв- общий годовой расход теплоты в жилых домах населённого пункта,
МДж/год.мп= 0,05 ∙3360 000=168 000 МДж/год.
При расчёте годового расхода газа на военную часть принимается в данном
дипломном проекте безрасчетев размере 5% суммарного расхода на жилые дома,
МДж/год определяются по формуле [1]:
мп= 0,05 ∙ Qкв, МДж/год, (5)
гдеQкв- общий годовой расход теплоты в жилых домах населённого пункта,
МДж/год.мп= 0,05 ∙3 360 000=168 000 МДж/год.
3.3 Потребление газа на отопление и вентиляцию
зданий
Расчётный расход газа на отопление жилых и общественных зданий,
коммунально-бытовых предприятий определяется по формуле [1]:
МДж/год (6)
где
tвн , tр.о ,tр.в ,tср.о - соответственно температура внутреннего воздуха
отапливаемых зданий, расчётная наружная температура для проектирования
отопления, расчётная наружная температура для проектирования вентиляции,
средняя температура наружного воздуха за отопительный сезон, оС[8];
К,
К1 - коэффициенты, учитывающие расходы теплоты на отопление и вентиляцию
общественных зданий, принимаемые при отсутствии данных соответственно 0,25 и
0,4;- среднее число часов работы системы вентиляции общественных зданий в
течение суток, принимаемое при отсутствии данных в размере 16 часов;- жилая
площадь отапливаемых зданий, м2;
ηо - КПД отопительной системы, принимаемое для котельных работающих на
газообразном топливе в пределах 0,8-0,85.о - укрупнённый показатель
максимального часового расхода теплоты на отопления жилых зданий, принимаемый
по [1] кДж/ч.
МДж/год.
Расчётный
расход газа на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий,
коммунально-бытовых предприятий определяется по формуле [1]:
МДж/год, (7)
где
qг.в - укрупнённый показатель среднечасового расхода теплоты на горячее
водоснабжение жилых зданий, принимаемый по [1] кДж/ч на 1 чел.;
β - коэффициент, учитывающий снижение расхода горячей воды в летний
период. Принимается для расчетов: β =0,8 (β= 1 для курортов);х.л - температура водопроводной воды
в летний период , t х.л = 15°С,х.з - температура водопроводной воды в зимний
период, t х.з = 5°С;
ηо - КПД отопительной системы, принимаемое для котельных работающих на
газообразном топливе в пределах 0,8-0,85.
МДж/год.
3.4 Определение годовых и расчётных расходов газа
различными потребителями
Годовой
расход газа в м3/ч для любого потребителя посёлка или района определяется по
следующему выражению [1]:
м3/ч, (8)
где Qгод - годовой расход теплоты на коммунально-бытовые нужды,
МДж/год;нp - низшая теплота сгорания газа, кДж/м3.
Расчётный расход определяется по формуле, м3/ч[1]:
Vр=Km·Vгод ,м3/ч (9)
где Km - коэффициент часового максимума, принимаемый для различных видов
потребителей, в соответствии с [4], по таблицам 2,3.
Значения коэффициента часового максимума расхода газа на
хозяйственно-бытовые нужды в зависимости от численности населения, снабжаемого
газом приведены в таблице 2 [4].
Для бань, прачечных, предприятий общественного питания и предприятий по
производству хлеба и кондитерских изделий -в таблице 3.
Значения коэффициента часового максимума при расчете расхода газа нужды
отопления, вентиляции и ГВС зависит от климатических данных объекта
проектирования и определяется по формулам[1]:
(10)
где
m- число часов включения газовых приборов в периоды
максимального потребления газа.
Расчёт потребления газа на бытовые нужды приведены в таблице 3.
Таблица 3. Потребление газа на бытовые нужды
|
Расход газа на:
|
Годовой расход газа
|
Коэффициент часового
максимума
|
Часовой расход газа, м3/ч
|
|
МДж/год
|
м3/год
|
|
|
|
Бытовые нужды
|
3 360 000
|
69 465
|
1/605
|
114,8
|
|
Коммунальные и общественные
нужды
|
336 000
|
6 947
|
1/2000
|
3,5
|
|
отопление и вентиляцию
|
18 465 030
|
381 746
|
1/2570
|
148,5
|
|
горячее водоснабжение
|
2 344 366
|
48 467
|
1/2570
|
18,9
|
|
Всего:
|
285,7
|
3.4 Определение расчетных часовых расходов газа
Расчетные часовые расходы газа для газоснабжения жилых домов д. Дудинское
Вологодского района Вологодской области определены с учетом потребления газа на
пищеприготовление, отопление и горячее водоснабжение подключаемых в данный
момент с установкой в жилых домах газовых плит ПГ4, газовых отопительных
аппаратов АКГВ 23,2-1 (двухконтурных).
Расчетные часовые расходы газа на пищеприготовление, отопление и горячее
водоснабжение жилых домов определены согласно [6] по формуле (3):
Gр = å(Gпр × n×k), м3/ч (11)
гдеGпр - расход газа прибором или группой
приборов, мз / ч;
n -
число однотипных приборов или групп приборов, шт;
k -
коэффициент одновременности работы газовых приборов.
Расчет расходов на приборы (группы приборов) представлен в таблице 4.
Таблица 4. Расчетные расходы газа
|
N Уч-ка
|
ПГ-4 + котел
|
Нагрузка от адм. зданий
|
Vp, м3/ч
|
|
Qн
|
n
|
Kо
|
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
8
|
|
Основное направление
|
|
1-2
|
4,0
|
96
|
0,186
|
33,6
|
105,2
|
|
2-3
|
4,0
|
75
|
0,186
|
33,6
|
89,4
|
|
3-4
|
4,0
|
68
|
0,193
|
33,6
|
86,1
|
|
4-5
|
4,0
|
61
|
0,200
|
31,8
|
80,6
|
|
5-6
|
4,0
|
32
|
0,210
|
20
|
46,88
|
|
6-7
|
4,0
|
14
|
0,450
|
20
|
45,8
|
|
7-9
|
4,0
|
8
|
0,560
|
20
|
37,92
|
|
8-9
|
4,0
|
4
|
0,600
|
20
|
29,6
|
|
9-10
|
4,0
|
2
|
0,660
|
20
|
25,81
|
|
10-11
|
4,0
|
1
|
0,7
|
20
|
22,8
|
|
Ответвление №1
|
|
2-12
|
4,0
|
21
|
0,275
|
|
23,1
|
|
12-13
|
4,0
|
16
|
0,295
|
|
18,88
|
|
13-14
|
4,0
|
10
|
0,340
|
|
13,6
|
|
14-16
|
4,0
|
5
|
0,400
|
|
8
|
|
16-17
|
4,0
|
3
|
0,480
|
|
5,76
|
|
Ответвление №2
|
|
3-20
|
4,0
|
7
|
0,370
|
|
10,98
|
|
20-22
|
4,0
|
3
|
0,480
|
|
5,76
|
|
Ответвление №3
|
|
5-25
|
4,0
|
23
|
0,270
|
|
24,84
|
|
25-26
|
4,0
|
15
|
0,300
|
|
18
|
|
Ответвление №4
|
|
6-28
|
4,0
|
13
|
0,320
|
|
16,64
|
|
28-29
|
4,0
|
3
|
0,480
|
|
5,76
|
|
Остальные ответвления
|
|
14-15
|
4,0
|
5
|
0,400
|
|
8
|
|
12-19
|
4,0
|
5
|
0,400
|
|
8
|
|
13-18
|
4,0
|
6
|
0,392
|
|
9,4
|
|
20-21
|
4,0
|
3
|
0,480
|
|
5,76
|
|
4-23
|
4,0
|
1
|
0,7
|
1,8
|
4,6
|
|
5-24
|
4,0
|
2
|
0,56
|
|
4,48
|
|
25-27
|
4,0
|
3
|
0,480
|
|
5,76
|
3.5 Гидравлический расчет газопровода низкого
давления
Цель гидравлического расчета наружного газопровода низкого давления -
определение диаметров газопроводов, подводящих газ потребителям. Диаметры
должны быть такими, чтобы суммарные потери давления от точек врезок до самого
удаленного дома не превысили располагаемый перепад давлений, принимаемый
200кПа.
Методика расчета состоит в принятии допустимых потерь давления в
газопроводах по выражению (12):
(12)
Где:
ΔPр-допустимые
потери давления, кПа;
,1
- коэффициент, учитывающий долю потерь давления в местных сопротивлениях;
li - длина i-ого
участка, м.
По
допустимым потерям и расходу газа определяем диаметры газопровода и
действительные потери давления на участке. Суммарные потери давления по
участкам 
сравниваем с располагаемым перепадом давления 
:
· если 
лежит в пределах 0 - 0,1, то расчет считается верным;
· при
уменьшаем диаметр газопровода;
· при
увеличиваем диаметр газопровода.
После расчета основного газопровода выполняем расчет ответвлений по той
же методике. Однако, располагаемый перепад давления определяем по формуле (5):
(13)
где
- потери давления при движении газа от ГРП до данного
ответвления, мПа.
Гидравлический
расчет газопровода представлен в таблице 5.
Таблица 5 Гидравлический расчет газопровода д. Дудинское Вологодского
района Вологодской области
|
№ участка
|
Vр, м3/ч
|
lуч, м
|
(ΔP/l)доп,
кПа/м
|
dн×S, мм
|
ΔP/l,
кПа/м
|
ΔPуч,
кПа
|
Сумма
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
|
д. Дудинское (основное
направление)
|
|
|
1-2
|
105,2
|
114
|
0,200
|
160х14,6
|
0,2
|
20,72
|
20,72
|
|
2-3
|
89,4
|
160
|
|
140х12,7
|
0,14
|
24,16
|
44,88
|
|
3-4
|
86,1
|
84
|
|
140х12,7
|
0,11
|
10,16
|
55,04
|
|
4-5
|
80,6
|
115
|
|
140х12,7
|
0,08
|
10,12
|
65,16
|
|
5-6
|
46,88
|
121
|
|
75х6,8
|
0,25
|
33,28
|
98,44
|
|
6-7
|
45,8
|
119
|
|
75х6,8
|
0,2
|
26,18
|
124,62
|
|
7-8
|
37,92
|
68
|
|
75х6,8
|
0,19
|
14,21
|
138,83
|
|
8-9
|
29,6
|
60
|
|
63х5,8
|
0, 4
|
26,40
|
165,23
|
|
9-10
|
25,81
|
35
|
|
63х5,8
|
0,3
|
11,55
|
176,78
|
|
10-11
|
32
|
|
63х5,8
|
0,2
|
7,04
|
183,82
|
|
Ответвление №1
|
|
2-12
|
23,1
|
53
|
1,520
|
63х5,8
|
0,45
|
26,24
|
26,24
|
|
12-13
|
18,88
|
14
|
|
50х4,6
|
0,2
|
3,08
|
29,32
|
|
13-14
|
13,6
|
40
|
|
40х3,7
|
0,8
|
35,2
|
64,52
|
|
14-16
|
8
|
84
|
|
40х3,7
|
0,3
|
27,72
|
92,24
|
|
16-17
|
5,76
|
25
|
|
40х3,7
|
0,2
|
5,5
|
97,74
|
|
Ответвление №2
|
|
3-20
|
10,98
|
67
|
1,02
|
50х4,6
|
0,2
|
14,74
|
14,74
|
|
20-22
|
5,76
|
72
|
|
40х3,7
|
0,2
|
15,84
|
30,58
|
|
Ответвление №3
|
|
5-25
|
24,84
|
92
|
0,51
|
63х5,8
|
0,85
|
86,02
|
86,02
|
|
25-26
|
18
|
150
|
|
63х5,8
|
0,25
|
41,25
|
127,45
|
|
Ответвление №4
|
|
6-28
|
16,64
|
163
|
0,44
|
50х4,6
|
0,3
|
53,79
|
53,79
|
|
28-29
|
5,76
|
47
|
|
40х3,7
|
0,2
|
10,34
|
64,13
|
|
Остальные ответвления
|
|
14-15
|
8
|
66
|
|
32х3,0
|
0,01
|
0,73
|
0,73
|
|
12-19
|
8
|
85
|
|
32х3,0
|
0,01
|
0,94
|
0,94
|
|
13-18
|
9,4
|
69
|
|
32х3,0
|
0,01
|
0,76
|
0,76
|
|
20-21
|
5,76
|
43
|
|
32х3,0
|
0,01
|
0,47
|
0,47
|
|
4-23
|
4,6
|
25
|
|
32х3,0
|
0,01
|
0,28
|
0,28
|
|
5-24
|
4,48
|
47
|
|
32х3,0
|
0,01
|
0,52
|
0,52
|
|
25-27
|
5,76
|
116
|
|
32х3,0
|
0,01
|
1,28
|
1,28
|
Делаем проверку гидравлического расчета:
Расчет
считается верным, т.к. разница между необходимым давлением 200 Па и суммой
потерь на участках меньше 10%.
Подбор
газового оборудования для проектируемого административно-торгового здания
4. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ВНУТРЕННЕГО ГАЗОПРОВОДА
.1 Укрупненныйрасчет тепловой нагрузки здания
Укрупненный расчет нагрузки на отопление
характеризуется более точными результатами, если считать просто от площади.В
настоящем дипломном проекте он применяется для предварительного расчета
тепловой нагрузки здания из-запри невозможности определить точные
характеристики здания. Общая формула для определения тепловой нагрузки на
отопление представлена ниже:
(14)
Где
qо - удельная тепловая характеристика строения.
а
- поправочный коэффициент, для разных климатических зон Росси (для Вологодской
областион равен 1)н - наружный объем строения, м³,вн и Tнро - значения температуры внутри дома и на
улице.
В данном проекте необходимо рассчитать максимальную часовую
нагрузку на отопление в доме с объемом по наружным стенам 2354,4 м³ (площадь 432 м², одноэтажное здание). В этом случае
тепловая характеристика будет равна 0,615 Вт/м³*С. Поправочный коэффициент а = 1
(для Вологодской области).
Оптимальная температура внутри жилого помещения (Твн )
должна составлять +21°С. Температура на улице при этом будет равна -32°С.
Воспользуемся формулой для расчета часовой нагрузки на
отопление:=0,615*1*23544,4(21+32)= 82,534 кВт
Данный расчёт учитывает важные факторы - температуру
внутри помещения, на улице, общий объем здания.
Исходя из тепловой нагрузки, подбираем 2 газовых котла
фирмы BAXISLIM 1,490 IN мощностью 48,7 кВт каждый.
4.2 Методика расчета внутридомовой сети
газоснабжения
Целью
расчета внутридомового газопровода является определение диаметров газопроводов,
обеспечивающих потери давления газа при движении его от ввода до самой
удаленной газовой горелки, не превышающие располагаемый перепад давления 
, который принимается равным 400 Па. Методика расчета
заключается в следующем:
1. Изучив конструкцию (план, этажность) газоснабжаемого жилого дома,
выбирается тип и место установки газовых приборов в помещениях;
. Составляется аксонометрическая схема разводки внутридомовых газопроводов;
. Определяется расход газа на газовые приборы. Расходы газа на участках
определяют с применением коэффициентов одновременности по формуле (18).
. Разбивается схема газопроводов на участки с неизменным расходом газа и
диаметром газопровода;
. Для каждого участка определяется расход газа, длина и назначаются
диаметры газопровода;
. Зная расчетный расход газа Vр на участке и допустимые удельные потери
давления ∆Р/l,, с помощью
номограммы [1] (рисунок 1 Приложения В) определяют диаметр участка газопровода,
мм;
. Используя рисунок 2 приложения В [2], определяют эквивалентные длины
участков lэ;
. Используя таблицу 3 приложения В [2], определяют КМС участков x;
9.
Для каждого участка находят потери давления от трения 
, и от местных сопротивлений 
;
.
Для вертикальных участков определяется дополнительное избыточное давление 
;
Дополнительное
избыточное давление, возникающее на вертикальных участках газопроводов из-за
разности плотностей воздуха и транспортируемого газа, находится как:
Па (15)
где: g - ускорение свободного падения, g=9,81 м/с2;- высота вертикального
участка, м;
-
плотность воздуха, кг/м3;
-
плотность газа, кг/м3.
Определяются
суммарные потери давления на каждом участке 
и потери
давления от ввода до самой удаленной горелки 
;
.
Для определения потерь давления на участке пользуются выражениями:
Па (16)
м (17)
где: lр - расчетная длина участка, м;уч - длина участка газопровода, м;э
- эквивалентная длина, м;
∑ξ - сумма коэффициентов местных
сопротивлений.
12.
К полученным потерям давления прибавляют
сопротивление газового прибора 
;
Сопротивление
газовой плиты составляет 40÷60 Па,
а газового водонагревателя 80÷100
Па.
.
Если сумма потерь давления 
превышает
располагаемый перепад давления
, или
меньше его более чем на 10%, тогда назначают новые диаметры участков (кроме
диаметров подводок к приборам и стояков) и производят перерасчет.
В
таблице 6 представлена ведомость коэффициентов местных сопротивлений.
Таблица
6 - Ведомость коэффициентов местных сопротивлений
|
Участок
|
Наименование КМС
|
Значение КМС
|
Количество
|
Сумма КМС
|
Сумма КМС на участке
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
1-2
|
отвод гнутый 90о
|
0,3
|
11
|
3,3
|
7,9
|
|
кран шаровый
|
0,15
|
4
|
0,6
|
|
|
клапан
|
2
|
2
|
4
|
|
|
2-3
|
кран
|
0,25
|
2
|
0,5
|
0,85
|
|
переход
|
0,35
|
1
|
0,35
|
|
|
2´-3´
|
тройник проходной
|
0,25
|
2
|
0,5
|
0,85
|
|
конфузор
|
0,35
|
1
|
0,35
|
|
Гидравлический расчет внутридомовых газопроводов представлен в таблице 7
Таблица 7 - Гидравлический расчет внутридомовых газопроводов
|
Номер участка
|
Расчетный расход газа
|
Диаметр газопровода
|
Длина участка
|
Эквивалентная длина участка
|
Сумма КМС
|
Расчетная длина участка
|
Удельные потери давления
|
Суммарные потери давления
|
Перепад высот на участке
|
Дополнительное избыточное
давление
|
Потери давления на участке
|
|
№
|
Vр
|
dн×S
|
lуч
|
lэ
|
∑ξ
|
lр
|
ΔP/l
|
ΔP/l·lр
|
H
|
ΔPдоп
|
ΔPуч
|
|
м3/ч
|
мм
|
м
|
м
|
м
|
м
|
Па/м
|
Па
|
м
|
Па
|
Па
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
|
Участок сети до самого
удалённого потребителя + одно ответвление
|
|
1-2
|
11,8
|
57х3,0
|
19,3
|
0,67
|
7,9
|
24,6
|
0,55
|
13,53
|
1,9
|
5,7
|
19,23
|
|
2-3
|
5,9
|
33,5x3,2
|
1,365
|
1,5
|
0,85
|
2,64
|
4
|
10,56
|
1,365
|
4,07
|
14,63
|
|
2´-3´
|
5,9
|
33,5x3,2
|
1,365
|
1,5
|
0,85
|
2,64
|
4
|
10,56
|
1,365
|
4,07
|
14,63
|
|
Потери давления на трение
|
∑ΔPтр
|
62,33
|
|
Суммарные потери давления в
газопроводах сети
|
∑ΔPуч
|
124,66
|
|
Сопротивление газовых
котлов
|
∆Pп
|
200
|
|
Сопротивление счётчика газа
|
∆Pсг
|
60
|
|
Суммарные потери давления в
газопроводах сети и в газовом оборудовании
|
∆Pс
|
384,66
|
На вводе газопровода в здание снаружи устанавливается отключающее
устройство - кран или задвижка. Газопровод-коллектор прокладывается по наружной
стене жилого дома между окнами 1-го и 2-го этажей. От коллектора делаются
ответвления к подъездам, а внутри подъездов газ разводится по стоякам, к
которым подключаются газовые приборы. Газопроводы-подводки к газовым плитам и
проточным газовым водонагревателям имеют условный диаметр Dу=15 мм. Стояки
принимают диаметром Dу=20 мм. Диаметр газового коллектора, идущего вдоль
наружной стены здания, принимается постоянным. Отключающие устройства
устанавливают на вводах в подъезды, на стояках и перед газовыми приборами.
Газовые стояки размешают в кухнях, лестничных площадках или коридорах.
Запрещается прокладка стояков в жилых помещениях, ванных комнатах и санитарных
узлах.
В теплогенераторной административно-торгового здания установлены:
счетчик газовый ВК-10G;
2 напольных газовых котла с закрытой камерой сгорания фирмы "BAXI", SLIM 1,490 INмощностью
48,7 кВт.
Проектом предусмотрена прокладка фасадного газопровода Ǿ57х3 мм из
стальных электросварных труб гр. В-10 по ГОСТ 10704-91 , ГОСТ 10705-80.
Внутренние газопроводы запроектированы из стальных водогазопроводных
обыкновенных труб гр.В Ст3сп ГОСТ 380-2005 по ГОСТ 3262-75.
Газопровод прокладывается открыто, при пересечении стен газопровод
заключить в футляр из стальной электросварной трубы по Серии 5.905-25.05.
5. ПОДБОР
ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫХ ПУНКТОВ
Газорегуляторный пункт служит для снижения давления газа, поступающего из
городских распределительных сетей, до заданного и поддержания его постоянным
независимо от расхода. Поскольку в жилых домах используются газовые приборы
(плиты, газовые котлы), оснащенные атмосферными горелками с номинальным
давлением газа 2 кПа, то на выходе из сетевого ГРП, питающего сети низкого
давления, поддерживается давление 3 кПа. В последние время с целью снижения
продолжительности работ по монтажу ГРП населённых мест и повышению их качества
принимают ГРП блочного типа. ГРП блочного типа выпускают по заказам монтажных
организаций по типовым чертежам. Имеющая в типовых чертежах компоновка
предусматривает то, что ГРП занимает минимальную площадь и удобность для
обслуживания. Газорегуляторный пункт, который смонтирован в контейнере блочного
типа, собирают и испытывают в заводских условиях. ГРП сооружаются в виде
отдельно стоящих зданий или шкафных регуляторных установок (ШРУ),
устанавливаемых на специальные опоры. ГРП и ШРУ размещаются внутри жилого
массива на расстоянии от зданий, сооружений, железнодорожных и трамвайных путей
и воздушных линий электропередачи, определенном СНиП [7]. На вводах и выводах
газопроводов из здания ГРП в колодцах устанавливают отключающие устройства не
ближе 5 и не дальше 100 м от здания ГРП. Предохранительный запорный клапан
(ПЗК) устанавливается по ходу газа перед регулятором давления.
Предохранительный сбросной клапан (ПСК) устанавливается после регулятора
давления. Для учета расхода газа используются измерительные диафрагмы с
дифманометрами или газовые счетчики.
Измерительные диафрагмы устанавливаются до регулятора давления на
прямолинейных горизонтальных участках газопроводов длиной не менее 10 условных
диаметров до и 5 условных диаметров после диафрагмы. Газовые счетчики
устанавливают на прямолинейных участках длиной ≥5 Dy до счетчика и ≥3
Dу, после него.
Продувочные газопроводы размещаются после первого отключающего устройства
и на байпасе. Условный диаметр продувочных газопроводов должен быть не менее 20
мм. Условный диаметр сбросного трубопровода, отводящего газ от ПСК, должен быть
равным условному диаметру выходного патрубка клапана, но не менее 20 мм. Продувочные
и сбросные трубопроводы выводятся на 1 м выше крыши ГРП и должны иметь на конце
устройства, защищающие их от попадания атмосферных осадков. Трубопроводы,
отводящие газ от ПСК шкафных регуляторных установок, размещаемых на опорах,
должны быть выведены на высоту не менее 4 м от уровня земли. Для снабжения
газом потребителей в период ревизии и ремонта ГРП сооружается обводной
газопровод (байпас). Диаметр обводного газопровода в соответствии с
требованиями СНиП [7] должен быть не менее диаметра седла клапана регулятора
давления газа.
При компоновке оборудования ГРП должна быть предусмотрена возможность его
удобного обслуживания. Ширина основного прохода в ГРП должна быть не менее 0,8
м. Для обслуживания оборудования, размешенного на высоте более 1,5 м. должны
быть предусмотрены площадки с лестницами, имеющими перила.
ПГБ включают в себя следующее основное оборудование:
· фильтры газовые для очистки газа от механических примесей
(технологическая схема ПГБ позволяет обеспечивать возможность отключения рабочего
фильтра для технического обслуживания без отключения потребителей);
· счетчики газа типа СГ-16М, TRZ, RVG, СВГ и др. (в том числе с
электронной коррекцией объема газа), а также специальные сужающие устройства с
автоматической коррекцией по давлению и температуре с помощью электронных
корректоров типа ЕК-260, СПГ-721, Гиперфлоу, Суперфлоу и др.
· регуляторы давления газа типа РДУ-32, РДГД, РДГ, РДБК1, РДНК,
РДСК, РДО, 330 SPV с номинальным диаметром DN 50, 80, 100, 150, 200 мм или
другие регуляторы и устройства, позволяющие поддерживать выходное давление с
заданной точностью и имеющие разрешение Ростехнадзора на применение.
· предохранительные запорные клапаны;
· предохранительные сбросные клапаны;
· запорную арматуру;
· манометры для визуального контроля рабочего давления
измеряемого газа на входе и выходе;
· систему обогрева (от аппарата отопительного, газового
обогревателя (конвектора), от внешнего источника или от обогревателей
электрических во взрывозащищенном исполнении);
· ПГБ комплектуется первичными средствами пожаротушения, а
также по требованию заказчика самосрабатывающими огнетушителями капсульного
типа;
· ПГБ могут комплектоваться системой контроля и управления,
оборудованными устройствами мобильной связи на базе шкафа контроля и управления
ШКУ ГРП или контроллерами других производителей в соответствии с требованиями
заказчика.
В
дипломном проекте запроектирован блочный газорегуляторный пункт (ПГБ). Типовая
конструкция газорегуляторного пункта в блочном исполнении рассчитана на
применение его в климатических условиях средней полосы России и соответствует
климатическому использованию УХЛ2 ГОСТ 15150 (от -45
до +50). ПГБ
представляет собой металлический блок-бокс, обшитый негорючими трехслойными
сендвич-панелями с минеральным утеплителем. Конструкция исключает “мостики
холода”. Категория технологического помещения ПГБ по взрывопожарной и пожарной
опасности - А в соответствии с НПБ 105-03 , класс взрывоопасных зон - В-Iа в
соответствии с “Правилами устройства электроустановок” (ПУЭ). Степень
огнестойкости - II и класс пожарной конструктивной опасности - С0 согласно СНиП
21-01-97 “Пожарная безопасность зданий и сооружений”. В помещении ПГБ, где
расположено технологическое оборудование, установлена система автоматического
пожаротушения (Буран). С помощью жалюзийных решёток и дефлектора в помещении
обеспечивается трёхкратный воздухообмен. Для естественного освещения
предусмотрено окно. Для отопления технологического помещения используется
газовый конвектор. В качестве легкосбрасываемой конструкции используется
взрывной клапан, установленный в перекрытия блок-контейнера.
Электрооборудование ПГБ выполнено в соответствии с действующим ПУЭ и
обеспечивает электроснабжение как в штатном, так и в аварийном режиме. Подбор
оборудования ПГБ.
Регулятор
давления подбирается по следующим исходным данным:
расход
газа микрорайоном V=105,2 м3/ч;
абсолютное
давление газа до регулятора давления на входе в ГРП р1=рвх-(∆рф+∆рд+∆рзадв+∆рПЗК)+рабс=600-(5+5+4+3)+101,3=684,3кПа;
абсолютное
давление газа после регулятора давления на выходе из ГРП р2=∆рмаг+рабс=
0,190+101,3=101,5кПа;
плотность
газа ρ=1,043кг/м3;
Подбор
регулятора давления ведем по формуле[2]:
=
=43%
Принимаем
к установке в ПГБ РДНК-400 технические характеристики которого: ртвх=0,6МПа, Dу=50,
диаметр седла- 15, М=26кг.
Устанавливаем
фильтр марки ФГ-50, пропускная способность которого 810м3/ч, М=14.
В
ПГБ конечного низкого давления устанавливается предохранительный запорный
клапан модификации ПКН, учитывая что в ПГБ принимается к установке
предохранительный запорный клапан с условным проходом приближающимся к
условному проходу РД, принимаем к установке в ПГБ ПЗУ типа ПКН-50, технические
характеристики: длина 230мм, высота- 415мм, Dу=50 , М=35кг .
Расчет
ПСУ производится по его пропускной способности:
VПСК≥0,0005*Vпроп=0,0005*248,7=0,1244
м3/ч.
Устанавливаем
ПСК-50 сброс газа 0,18 м3/ч при настройке на давление 3000 Па.
Технические
характеристики газорегуляторного пункта приведены в таблице 8.
Таблица
8-Технические характеристики газорегуляторного пункта д. Дудинское
|
Газорегуляторный пункт
блочный д.Дудинское
|
|
1
|
2
|
|
Расчётный расход газа, м3/ч
|
105,2
|
|
Исполнение
|
ПГБ-400
|
|
Давление на входе, МПа
|
0,6
|
|
Давление на выходе, МПа
|
0,002-0,005
|
|
Регулятор давления газа
|
РДНК-400
|
|
Диаметр седла, мм
|
15
|
|
Газовый фильтр
|
ФГ-50
|
|
Клапан предохранительный
запорный
|
КПЗ-50Н
|
|
Клапан предохранительный
сбросной
|
ПСК-50-Н
|
6. Автоматизация газорегуляторного пункта
.1 Основные положения
Автоматическому регулированию подлежат те элементы технологического
процесса, правильное ведение которых способствует повышению экономичной работы
оборудования. Необходимость комплексной автоматизации энергосистем
подтверждается прежде всего тем, что она позволяет на 15-20% снизить расходы
энергии.
Автоматизация технологических процессов в общем случае выполняет
следующие функции: регулирование (в частности стабилизация) параметров;
контроль и измерение параметров; управление работой оборудования и агрегатов;
учет расхода производимых и потребляемых ресурсов.
Цель автоматизации систем теплоснабжения состоит в наиболее эффективном
решении задач отдельными ее звеньями без непосредственного вмешательства
человека.
В дипломном проекте разработана схема автоматизации системы инфракрасного
излучения производственных помещений ООО «РосТрансАвто»г.Вологды, в
соответствии с разделом «Автоматизация» подобраны измерительные и регистрирующие
приборы (температуры и расхода газа) и автоматические регуляторы с
исполнительными механизмами и регулирующими клапанами. Функциональная схема
автоматизации выполнена в соответствии с [7]и [8].
.2 Контрольно-измерительные приборы
.2.1 Местные приборы
Для контроля параметров, наблюдение за которыми необходимо при
эксплуатации котельной, предусматриваются показывающие и суммирующие приборы.
Показывающими приборами контролируются параметры, наблюдение за которыми
необходимо для правильного ведения технологического процесса. По месту
устанавливаются термометры показывающего типа. Применяются термопреобразователи
сопротивления с медным чувствительным элементом. Сопротивление, соответствующее
температуре, измеряется вторичными приборами-логометрами и автоматическими
мостами.
Измерение давления осуществляется с помощью манометров с упругими
чувствительными элементами. Это показывающие манометры общего назначения.
6.2.2. Автоматические приборы
Наблюдения за параметрами систем осуществляются с помощью измерительных
приборов. Совокупность устройств, с помощью которых выполняются операции
автоматического контроля, называется системой автоматического контроля. Система
автоматического контроля позволяет осуществить наиболее полное соответствие
между производством и потреблением теплоты за счет строгого соблюдения
расчетных параметров теплоносителя и предупреждения аварийной ситуации.
Задачами автоматического контроля являются обеспечение:
. снижения температуры до нужного уровня (см. функциональную схему
автоматизации);
. надежности, т.е. установления и сохранения нормальных условий
работы установки, исключающих возможность неполадок и аварий.
Для контроля параметров, учет которых необходим для анализа работы
оборудования или хозяйственных расчетов предусматриваются регистрирующие
приборы.
Измерение расхода газа, отпущенного из газовой сети и потреблённого
теплопотребляющими установками, осуществляется комплексом измерительных
устройств под общим названием газосчётчик. В настоящее время выпускается
комплект приборов, который состоит из измерительной диафрагмы, дифманометра и
прибора с дифтрансформаторной схемой типа КСД.
Сигнал от всех приборов унифицирован, и информация подается в
диспетчерскую службу.
6.3 Сигнализация
Основными функциями системы технологической сигнализации является
восприятие контролируемых параметров с помощью чувствительных элементов.
От чувствительных элементов сигнал поступает в регистрирующие приборы и в
устройство вывода информации. Регистрирующие приборы являются сигнализирующими,
т.е. устройствами сигнализации.
Система газового лучистого отопления оборудована аварийной сигнализацией.
В случае обнаружения повышенной концентрации метана на диспетчерский пульт
передается сигнал «Утечка газа».
6.4 Система технологической и аварийной защиты
оборудования
Блокировка обеспечивает автоматическое включение и выключение
оборудования, вспомогательных механизмов и органов управления с определенной
последовательностью в соответствии с технологическим процессом.
В случае обнаружения повышенной концентрации метана электромагнитные
клапаны газа закрываются.
6.5 Автоматическое регулирование
Автоматика управления газоснабжением выполнена на базе системы контроля
за концентрацией горючих газов СГГ6М.В качестве регулирующих приборов
используются регулирующая система приборов «Сапфир 22» и «Контур-2». Группа
регулирующих приборов «Контур-2» состоит из датчика Р-25 и корректирующих
приборов. Регулирующие приборы позволяют формировать законы регулирования ПИ и
ПИД.
Для управления регулирующими органами применяются однооборотные
электрические исполнительные механизмы типа МЭО, предназначенные для плавного
перемещения регулирующих органов. Исполнительные механизмы управляются от
регулирующих приборов.
Исполнительные механизмы состоят из электродвигателя, редуктора, конечных
выключателей, датчиков положения и штурвала ручного управления.
В дипломном проекте осуществляется регулирование давления газа, с помощью
регулирующего прибора системы «Сапфир 22ДД» с дифференциально-трансформаторной
схемой типа КСУ.
В состав системы входят:
· первичные сигнализаторы горючих газов CГГ6М-П20,управляющие
газовыми электромагнитными клапанами на вводе газа;
· вторичные сигнализаторы горючих газов CГГ6М-В20 для контроля
наличия горючих газов в помещениях, подключаемые шлейфом к приборам СГГ6М-П20;
· щит диспетчерский;
Система автоматики обеспечивает:
· задание и поддержание температурного режима в обслуживаемых
рабочих зонах с возможностью изменения температуры по таймеру;
· регулирование температуры воздуха в обслуживаемых помещениях
посредством включения и выключения установок ГЛО, обслуживающих рабочую зону;
· дистанционный контроль температуры внутреннего воздуха с
пульта управления;
· автоматический контроль наличия горючих газов в рабочей зоне
помещений, в случае обнаружения повышенной концентрации метана электромагнитные
клапаны газа закрываются и на диспетчерский пульт передается сигнал «Утечка
газа».
Исполнительные механизмы:
Защиту системы от повышенной концентрации метана обеспечивает
электромагнитный клапан, стоящий на вводе газопровода в цех.
Расчет регулирующего органа:
Пропускная способность регулятора давления зависит от их типа, условного
прохода, диаметра седла, входного давления, плотности газа.
6.6 Технико-экономическая эффективность
автоматизации
Основными преимуществами автоматизации ГРПможно считать следующие:
· экономия топлива, тепла и электроэнергии, снижение затрат на
текущий ремонт, обусловленных улучшением эксплуатационного режима и защиты
оборудования;
· повышение качества газоснабжения за счёт постоянного автономного
контроля и регулирования параметров системы;
· обеспечение бесперебойности и надёжности действия всей
системы газоснабжения за счёт лучшего контроля и автоматического управления
работой ГРП.
7. Технико-экономическая эффективность ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЭНЕРГИИ
ВОЗОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ для электроснабжения ПГБ
Возобновляемые источники энергии для электроснабжения для ПГБ.
Опыт применения автономных систем электроснабжения ПГБ
заводом-производителем ПКФ «Экс-Форма» расположенным в г.Саратов.
В настоящее время, в связи с вводом в действие новой
нормативно-технической документации, в частности ГОСТа Р54960- 2000 «Системы
газопотребительные. Пункты газорегуляторные блочные. Пункты редуцирования газа
шкафные. Общие технические требования». ГОСТ Р 54961-2000 «Системы
газораспределительные. Сети газораспределения природного газа. Общие
требо-вания к эксплуатации. Эксплуатационная документация» повышаются
требования к составу комплекса средств автоматизации, к возможности включения в
систему АСУ ТП газораспределительных объектов, к обеспечению при оснащении
объектов пожарной сигнализацией, электроснабжением по I категории надежности.
Зачастую выполнение всех этих требований затруднено отсутстви- ем
электропитания на объектах. Прокладка же отдельных линий электропередач либо
невозможна, либо практически всегда экономически не целесообразна. Проблему в
этих случаях можно решать с помощью, автономных систем электроснабжения (АСЭ)
на базе альтернативных источников питания: солнечных энергетических,
ветроэнергетических и гибридных (ветер + солнце) систем. Данные системы
неоднократно применялись ООО ПКФ «Экс-Форма» в пунктах газорегуляторных блочных
и шкафных установках. Нужно отметить, что подбор систем, как правило,
индивидуален и производится в соответсвии с техническим заданием заказчика.
Разработка, комплектация и подбор системы производится с учётом многих
факторов: суточной потребляемой мощности (электроснабжение системы освещения,
передачи данных, телеметрии и др.), требуемого напряжения, силы тока,
расположения объекта на местности, широты местности, времени года, возможности
размещения оборудования, особенности отраслевых территориальных требований. В
стандартную комплектацию системы автономного электроснабжения, применяемых на
заводе «Экс-Форма» входят:
. Фотоэлектрические модули (солнечные панели) моно- и поли-
кристаллические. Гарантийный срок - 10 лет, срок службы - 25 лет;
. Контроллеры заряда, в зависимости от требований используются
изготовленные по технологии PWM или MPPT. Гарантийный срок 1-2 года, срок службы
- 5-8 лет;
. Блок аккумуляторов (применяются АКБ глубокого разряда по технологии
AGM, GEL, никель-кадмиевые, литиевые. Гарантийный срок - 1-3 года, срок службы
5-15 лет );
. Инвертор-преобразователь (в случае, если потребуется преобразование
постоянного тока в переменный). Возможна комплектация инверторами как с «чистым
синусом» на выходе, так и несинусоидальными. Гарантийный срок 1-2 года, срок
службы - 5-8 лет ;
. Ветрогенератор (включается в систему в зависимости от комплектации).
Гарантийный срок 1-2 года, срок службы - до 20 лет.
Комплектация предлагаемых систем согласовывается с заказчиком по
характеристикам, моделям, функциональным особенностям, производителям. Все
компоненты, которые применяются в системах, как российского, так и импортного
производства, поставляются в зависимости от требований заказчика. Возможно
применение нестандартных решений и многофункционального оборудования
собственной разработки (например: в низковольтных системах
контроллер-преобразователь на различные выходные напряжения для систем
телеметрии). Таким образом, (АСЭ) выполняют следующие функции:
• преобразование солнечного света или кинетической энергии ветра в
электроэнергию;
• управление процессом заряда аккумуляторных батарей;
• накопление электроэнергии;
• питание оборудования электроэнергией от блока АКБ;
• при необходимости преобразование постоянного тока в переменный.
Как показал многолетний опыт компании «Экс-Форма» по установке систем
автономного электроснабжения в ПГБ, наиболее эффективной и надежной является комплексная
установка ветрогенератора и солнечной батареи (гибридная система) для
электроснабжения ПГБ. Помимо внутреннего освещения отсеков ПГБ, вырабатываемой
энергии достаточно для того чтобы питать оборудование, отвечающее за сбор и
обработку контролируемых параметров. Системы автономного электроснабжения,
используемые на ПГБ марки «Экс-Форма» отвечают всем требованиям надежности,
имеют высокое быстродействие и способны осуществлять непрерывный контроль за
различными параметрами системы в круглосуточном режиме
Проблемы использования фотоэлектрических преобразователей для автономного
электроснабжения
В настоящее время, когда истощение запасов природных не возобновляемых
источников энергии (нефть, газ, уголь и уран) и экологическая опасность от
эксплуатации атомных и теплоэлектростанций достигают глобальных масштабов,
актуальной задачей является использование возобновляемых источников энергии.
Во многих зарубежных странах использование нетрадиционных возобновляемых
источников энергии занимает заметную долю в электроснабжениии обеспечении
теплом потребителей. Но широкое внедрение нетрадиционной энергетики в Украине
сдерживается дороговизной и большой материалоемкостью оборудования.
Существующее законодательство не создает стимулов для производителей и пользователей
возобновляемых источников энергии. В то время, как в Европе, в частности, в
Германии действует правительственная программа, предоставляющая налоговые
льготы производителям солнечных батарей, монтируемых на крышах домов.
Анализируя все виды потенциальных источников энергии, можно сделать выводы, что
солнечное излучение - один из наиболее перспективных источников энергии
будущего. Произведем анализ стоимости фотоэлектрических преобразователей и
сроки их окупаемости. Расчет экономической эффективности автономного источника
электропитания отдельного объекта или здания включает стоимость всей
фотоэлектрической системы. Для расчета стоимости фотоэлектрической системы
электроснабжения необходимо учесть стоимость солнечных моду- лей,
аккумуляторных батарей, инвертора, регулятора заряда аккумуляторов, соединений,
стоимости установки и монтаж панелей, креплений солнечных батарей, оборудования
или строительства помещения для инвертора и аккумуляторных батарей. При
необходимости использования стабилизатора напряжения и резервного генератора
энергии их стоимости также должны быть учтены.
Стоимость всей системы может быть выражена следующим образом:
=Sмод*Nмод+Sбат*Nбат+Sинв+Sконтр+Sген+Sпров+Sдост+Sуст+Sоп
где Sмод- стоимость одного фотоэлектрического модуля;мод - количество
фотоэлектрических модулей;бат-стоимость одной аккумуляторной батареи;бат -
количество аккумуляторных батарей;инв - стоимость инвертора;контр-
стоимостьконтроллеразаряда;ген- стоимость резервного генератора;пров-стоимость
соединительных проводов;дост- стоимость доставки оборудования;уст- стоимость
работ по строительству, оборудованию и адаптации необходимых помещений,
установки компонентов системы;доп-стоимость дополнительных элементов
(предохранителей, датчиков, ит.п.)
Для определения срока окупаемости конкретной фотоэлектрической системы
необходимо стоимость всей системы S разделить на стоимость электроэнергии
потребляемой электрическими нагрузками здания за год:
Где
T-срок окупаемости фотоэлектрической системы
S-стоимость всей
системы
S´-стоимость
электроэнергии потребляемой электрическими нагрузками здания за год, можно
определить из следующего выражения:
Где:
W-суммарная потребляемая энергия потребителями
переменного и постоянного токов в неделю (Вт*час)
С-установленная
стоимость за 1 кВт*час
-
количество недель в году
Ввиду
того, что в настоящее время стоимость фотоэлектрических модулей велика, сроки
окупаемости данных фотоэлектрических систем превышают нормативные(7,6 года). В
связи с этим, их использование еще не нашло широкого применения, и более
рациональным использованием фотоэлектрических систем, в данный момент, являются
места, где экономически нецелесообразно устанавливать линии электропередач, в
силу их дороговизны и больших потерь при транспортировке электроэнергии на
большие расстояния, либо в регионах, где отсутствуют илислаборазвито
централизованноеэлектроснабжениеинеэффективноподведениесетейэлектроснабжения.
Основным
фактором, способствующим уменьшить срок окупаемости автономной системы,
является выработка электроэнергии с помощью дополнительных фотоэлектрических
модулей с целью генерации вырабатываемой электроэнергии в единую энергосистему.
При генерации электрической энергии в сеть возникает необходимость в стабилизации
постоянного напряжения по- средством стабилизаторов напряжения, но отпадает
необходимость использования аккумуляторных батарей, что может привести к
значительному уменьшению стоимости всей автономной системы. Так как стоимость
аккумуляторных батарей довольно значительна и сыграет немаловажную роль в общей
стоимости системы при определенной выработанной электроэнергии.
Зависимость
вырабатываемой электроэнергии, генерируемая в сеть от срока окупаемости,
представлена на графике (рисунок 1).
Рисунок
1 - зависимость вырабатываемой электроэнергии от срока окупаемости
График
зависимости вырабатываемой электроэнергии, генерируемая в сеть от срока
окупаемости фотоэлектрической системы. График зависимости (рис.1) показывает,
что срок, за который система сможет себя оправдать, целесообразней определять
на участке а-б, при соответствующих значениях вырабатываемой электроэнергии,
генерируемой в сеть.
Так
как на участке б-в, при незначительном уменьшении срока окупаемости резко
возрастает значение количества электроэнергии, генерируемой в сеть, что
приведет к многократному увеличению площади фотоэлектрических модулей, а,
следовательно, и к значительным материальным затратам.
Анализ
эффективности использования фотоэлектрических преобразователей показывает, что
срок окупаемости фотоэлектрической системы, в первую очередь зависит от общей
стоимости (капиталовложений) данной системы, поэтому если стоимость системы
недопустимо велико, можно рассматривать следующие варианты уменьшения стоимости
системы автономного электроснабжения:
)уменьшение
потребляемой энергии за счет замены существующей нагрузки на энергоэффективные
приборы, а также исключение тепловой и необязательной нагрузки.
)Замену
нагрузки переменного тока на нагрузку постоянного тока. В этом случае можно
выиграть на отсутствии потерь в инверторе(от 10 до 40%). Однако, нужно
учитывать особенности построения низковольтных систем постоянного тока.
Но
уменьшение стоимости фотоэлектрических систем выше перечисленными вариантами не
сможет достичь их широкого применения в настоящее время. Для успешного
продвижения солнечных фотоэлектрических преобразователей на русский рынок
необходима разработка технических решений и применение новых материалов,
обеспечивающих при высоком качестве и долговечности снижение стоимости
солнечных фотоэлектрических преобразователей, по крайней мере, до 50долларов за
каждый фотоэлектрический модуль. Удешевление модулей может быть достигнуто за
счет повышения КПД солнечных элементов(СЭ). В Stanford University созданы
специальные кремниевые СЭ с точечными контактами и, по сообщениям
разработчиков, достигнут рекордный КПД=28,3%.
Вместе
с тем в связи с тенденцией неуклонного роста цен на топливо и
электроэнергиюинтересксолнечнымфотоэлектрическимпреобразователямрастет.И в этой
ситуации, можно надеяться, что вне далеком будущем, фотоэлектрические
преобразователи энергии займут заметное место в мировом энергетическом балансе,
обеспечивая замещение истощающихся запасов органического топлива и экологическое
оздоровление окружающей среды.
8. Охрана труда
Охрана труда работников при эксплуатации подземных газопроводов и
сооружений на них должна соответствовать требованиям «Трудового кодекса
Российской Федерации» Раздел Х статья 212, а также с учетом ПОТ РМ-026-2003
«Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации газового хозяйства
организаций».
При строительстве газопровода следует выполнять следующие требования:
· врезку в действующий газопровод производить в присутствии
представителя эксплуатирующей организации,
· испытание и приемку газопровода производить в соответствии с
требованиями «Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления»,
· эксплуатация подземных газопроводов и сооружений на них
должна соответствовать требованиям «Правил безопасности систем
газораспределения и газопотребления» и другим нормативным документам,
утвержденным в установленном порядке,
· газоопасные работы выполнять в дневное время, за исключением
аварийно-восстановительных работ,
· место, где проводятся газоопасные работы по обрезке и врезке
газопроводов, замене запорных устройств, необходимо оградить щитами с
предупредительными знаками и надписями «Огнеопасно - газ»,
· для защиты от воздействия опасных и вредных производственных
факторов все работники должны быть обеспечены спецодеждой, спецобувью и другими
средствами индивидуальной защиты. Применяемые средства индивидуальной защиты
должны быть проверены и испытаны в установленном порядке,
· в зоне действующих подземных коммуникаций земляные работы
проводить под непосредственным наблюдением работ по наряд - допуску, а в
охранной зоне коммуникаций, кроме того, и под наблюдением представителя
организации, эксплуатирующей эти коммуникации.
9. техника безопасности при монтаже инженерных систем жилого дома
.1 Техника безопасности при электросварочных и
газопламенных работах
.1.1 Общие требования
Работники не моложе 18 лет, прошедшие соответствующую подготовку, имеющие
профессиональные навыки по газосварочным работам и имеющие удостоверение на
право производства газосварочных работ, не имеющие противопоказаний по полу при
выполнении отдельных работ, перед допуском к самостоятельной работе должны
пройти:
· обязательные предварительные (при поступлении на работу) и
периодические (в течение трудовой деятельности) медицинские осмотры
(обследования) для признания годными к выполнению работ в порядке,
установленном Минздравом России;
· обучение безопасным методам и приемам выполнения работ,
инструктаж по охране труда, стажировку на рабочем месте и проверку знаний
требований охраны труда.
Для защиты от тепловых воздействий и загрязнений газосварщики обязаны
использовать предоставляемые работодателями бесплатно костюм хлопчатобумажный с
огнезащитной пропиткой или костюм сварщика, ботинки кожаные с жестким
подноском, рукавицы брезентовые, костюмы на утепляющей прокладке и валенки для
зимнего периода.
При нахождении на территории стройплощадки газосварщики должны носить
защитные каски [10].
9.1.2 Требования безопасности во время работы
Основные причины травматизма при газосварочных работах и резке металла -
неправильное обращение с газогенераторами, баллонами, бензобачками, шлангами и
инструментом, а также невнимательное поведение рабочего.
Места производства огневых работ на данном и нижерасположенных ярусах
освобождаются от сгораемого материала (защищаются несгораемым материалом) в
радиусе не менее 5 м, а от взрывоопасных материалов и установок (газовых
баллонов) - 10 м.
Металлические части электросварочного оборудования, не находящиеся под
напряжением, и свариваемые конструкции должны заземляться.
Правилами техники безопасности предусматривается выполнение
электросварочных работ в специальных кабинах. Их обычно устраивают у темной
стены размерами от 1,5x1,5 до 2,5x2,5 м. Высота стен кабины 1,8 м, для
вентиляции стены не доводят до пола на 25 см, полы в кабинах должны быть
изготовлены из кирпича или бетона. Стены кабины окрашивают снаружи темной
краской, а внутри - матовой, содержащей окись цинка (цинковые белила). Эта
краска рассеивает световой поток и в то же время интенсивно поглощает
ультрафиолетовые лучи. Стол электросварщика покрывают стальной или чугунной
плитой.
Расстояние между столом электросварщика и стеной кабины должно быть не
менее 0,8 м. Сварочный генератор стараются разместить как можно ближе к столу
сварщика, обычно на расстоянии 150 - 200 мм. При работах на открытом воздухе
также устанавливаются несгораемые экраны (ширмы) высотой не менее 1,8 м. При
проектировании и организации сварочного отделения должны быть обеспечены
проходы и проезды шириной соответственно 1,0-1,5 м и 2,5 м. Высота сварочного
помещения выбирается равной 4,5 - 6,0 м.
Для создания здоровых условий труда сварщиков должна быть предусмотрена
общеобменная проточно-вытяжная и местная вытяжная вентиляция. Температура в
помещении сварочного отделения должна быть не ниже 12-15°С.
Для предохранения глаз сварщика от лучей электрической дуги применяют
щитки и шлемы с защитными стеклами. Их изготовляют из фибры черного матового
цвета. Нельзя пользоваться случайными цветными стеклами, так как они не могут хорошо
защищать глаза от невидимых лучей сварочной дуги, вызывающих хроническое
заболевание глаз.
Защитные стекла (светофильтры) имеют различную прозрачность. Наиболее
темное стекло марки ЗС-500 применяют при сварке током 500 А, средней
прозрачности - марки ЗС-300 - 300 А и светлое ЗС-100 - 100 А и менее.
При сварке образуется также пыль от окисления паров металла. Установлено,
что около факела сварочной дуги количество пыли может достигать 100 мг в 1 м3
воздуха. Предельно допустимая концентрация пыли в сварочных помещениях 3 мг на
1 м3. Кроме окислов азота, при сварке образуется окись углерода, содержание
которой по санитарным нормам не должно превышать 10-20 мг в 1 м3 воздуха. Для
удаления вредных газов (окислов меди, марганца, фтористых соединений и пр.) и
пыли над постоянными местами сварки необходимо устраивать местные отсосы с
установкой вентиляционных зонтов.
Предельное напряжение холостого хода при сварке не должно превышать 70 В.
Особенно опасно поражение током при сварке внутри резервуаров, где сварщик
соприкасается с металлическими поверхностями, находящимися под напряжением по
отношению к электродержателю. При работе в закрытых емкостях устраивается
вытяжная вентиляция, при применении сжиженных газов (пропан, бутан) и
углекислоты вентиляция должна иметь отсос снизу. Освещение устраивается снаружи
емкости через люк или с помощью переносных ламп напряжением не более 12 В.
Токоведущие части должны быть хорошо изолированы, а их корпуса заземлены.
Сварщик должен располагаться внутри резервуара на резиновом коврике и надевать
на голову резиновый шлем.
Запрещается выполнять сварочные работы на расстоянии менее 5 м от
огнеопасных и легковоспламеняющихся материалов (бензина, керосина, пакли,
стружки и пр.). Если электросварщик работает вместе с газосварщиком, то во
избежание взрыва смеси ацетилена с воздухом электросварочные работы можно
выполнять на расстоянии не менее 10 м от ацетиленового генератора.
На сварочном посту баллон с кислородом устанавливают на расстоянии не
менее 5 м от рабочего места сварщика и прикрепляют его к стене хомутиком или
цепью. Не разрешается устанавливать баллоны около печей, отопительных приборов
и других источников тепла. На каждом сварочном посту разрешается иметь по
одному запасному кислородному и ацетиленовом баллону.
Сварку цинка, латуни, свинца необходимо вести в противогазах (фильтрующих
или шланговых) для предохранения от вдыхания выделяющихся окислов и паров
цинка, меди и свинца,
Сварку и резку следует выполнять в защитных очках с темными стеклами,
(светофильтрами) марки ГС-3 или ГС-7 для защиты зрения от действия ярких лучей
сварочного пламени 20].
9.1.3 Требования безопасности по окончании
работы
После окончания работы газосварщик обязан:
· потушить горелку;
· привести в порядок рабочее место;
· убрать газовые баллоны, шланги и другое оборудование в
отведенные для них места;
· разрядить генератор, для чего следует очистить его от ила и
промыть волосяной щеткой;
· убедиться в отсутствии очагов загорания; при их наличии -
залить их водой;
· обо всех нарушениях требований безопасности, имевших место в
процессе работы, сообщить бригадиру или руководителю работ [10].
9.2 Техника безопасности при монтаже внутренних
систем
.2.1 Общие требования
Работники не моложе 18 лет, прошедшие соответствующую подготовку, имеющие
профессиональные навыки для работы монтажниками, перед допуском к
самостоятельной работе должны пройти:
· обязательные предварительные (при поступлении на работу) и
периодические (в течение трудовой деятельности) медицинские осмотры
(обследования) для признания годными к выполнению работ в порядке,
установленном Минздравом России;
· обучение безопасным методам и приемам выполнения работ,
инструктаж по охране труда, стажировку на рабочем месте и проверку знаний
требований охраны труда.
Монтажники обязаны соблюдать требования безопасности труда для
обеспечения защиты от воздействия опасных и вредных производственных факторов,
связанных с характером работы:
· повышенная запыленность и загазованность воздуха рабочей
зоны;
· расположение рабочих мест на значительной высоте;
· передвигающиеся конструкции;
· обрушение незакрепленных элементов конструкций зданий и
сооружений;
· падение вышерасположенных материалов, инструмента.
Для защиты от механических воздействий монтажники обязаны использовать
предоставляемые работодателями бесплатно: комбинезоны хлопчатобумажные,
рукавицы комбинированные с двумя пальцами, костюмы на утепляющей прокладке и
валенки для зимнего периода года.
При нахождении на территории стройплощадки монтажники должны носить
защитные каски. Кроме того, при работе со шлифовальной машинкой следует
использовать щиток из оргстекла или защитные очки.
Находясь на территории строительной (производственной) площадки, в
производственных и бытовых помещениях, участках работ и рабочих местах,
монтажники обязаны выполнять правила внутреннего распорядка, принятые в данной
организации.
Допуск посторонних лиц, а также работников в нетрезвом состоянии на
указанные места запрещается. В процессе повседневной деятельности монтажники
должны:
· применять в процессе работы средства малой механизации, по
назначению, в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей;
· поддерживать порядок на рабочих местах, очищать их от мусора,
снега, наледи, не допускать нарушений правил складирования материалов и
конструкций;
· быть внимательными во время работы и не допускать нарушений
требований безопасности труда.
Монтажники обязаны немедленно извещать своего непосредственного или
вышестоящего руководителя работ о любой ситуации, угрожающей жизни и здоровью
людей, о каждом несчастном случае, происшедшем на производстве, или об
ухудшении своего здоровья, в том числе о появлении острого профессионального
заболевания (отравления).
Работы по монтажу трубопроводов внутренних систем разрешается вести после
приемки объекта (захватки) под монтаж. Монтаж трубопроводов должен
производиться из укрупненных узлов, изготовленных в заводских условиях. Трубные
заготовки, скомплектованные по этажесекциям, стоякам или осям, поступают на
объект в контейнерах, а трубы - связанными в пакетах. Трубы и трубные заготовки
должны быть уложены горизонтально, прислонять их к стенам не разрешается.
Монтаж трубопроводов вблизи действующих электрических сетей осуществляется
только после снятия напряжения. Рабочие места и подходы к местам монтажа должны
быть освещены; работать в плохо освещенных местах не разрешается.
Использование случайных непроверенных механизмов, блоков, строп и тросов
запрещается. Пеньковые канаты, применяемые для оттяжек, не должны иметь
перетертых или размочаленных мест. Не следует использовать в качестве грузовых
пеньковые канаты. Подачу труб на высоту следует осуществлять при помощи
оттяжки, один конец которой должен находиться в руках у стоящего внизу
рабочего; он удерживает поднимаемый трубопровод от раскачивания. Снятие стропов
с поднятого трубопровода допускается только после надежного его закрепления
[10].
9.2.2 Требования безопасности во время работы
Монтажная зона по возможности должна быть ограждена; при монтаже должна
строго соблюдаться технологическая последовательность работ; выполнять работы
около не огражденных движущихся механизмов, под работающим мостовым краном, у
открытых не огражденных люков, проемов не разрешается; выполнять работы вблизи
неизолированных токоведущих проводов можно при условии отключения напряжения в
проводах; включать и выключать любое электрооборудование в электросеть может
только дежурный электромонтер; места сварки следует ограждать
светонепроницающими экранами.
При обнаружении неисправности в инструменте, оборудовании, защитных
средствах, а также при нарушении правил техники безопасности рабочим бригады
необходимо немедленно прекратить работу и сообщить об этом своему бригадиру или
мастеру.
К установке отопительных приборов (конвекторы, радиаторы, гладкие трубы)
можно приступать после выполнения следующих предварительных работ: нанесены
отметки чистого пола плюс 500мм (наносятся в виде крашеных шашек размером 15*50мм, верх шашки должен
соответствовать отметке); отштукатурены места установки отопительных приборов;
освещены места монтажа и подходы к ним; отопительные приборы завезены на объект
в контейнерах, скомплектованные по этажам-секциям, стоякам, этажам.
Отопительные приборы поднимаются (опускаются) на проектные отметки
подъемными механизмами, развозятся (разносятся) к месту монтажа и навешиваются
(устанавливаются) на заранее установленные кронштейны, подвески. После навески
(установки) отопительных приборов их следует обвязать трубопроводами, [11].
9.2.3 Требования безопасности по окончании
работы
По окончании работы монтажники обязаны:
· отключить от электросети механизированный инструмент,
применяемый во время работы;
· проверить исправность, очистить инструмент и вместе с
материалами убрать для хранения в отведенное для этого место;
· привести в порядок рабочее место;
· сообщить руководителю работ или бригадиру обо всех
неполадках, возникших в процессе работы.
10. Организация строительства
Строительство газопровода производить в соответствии с действующими
«Правилами безопасности в газовом хозяйстве», [13], [14] и [15].
До начала основных работ необходимо разместить на площадке строительства
временные здания и сооружения, выполнить устройство площадок складирования,
площадок трубосварочных баз и завезти необходимый комплект материалов и
оборудования.
Складирование материалов на чертеже показано условно. Детальная раскладка
материалов должна быть на чертежах технологических карт проекта производства
работ.
Строительство систем газоснабжения должны выполнять строительно-монтажные
организации, получившие разрешение от Северного округа Гостехнадзора РФ.
Перед производством земляных работ уточнить место расположения
существующих коммуникаций.
10.1 Краткое описание методов производства по
укладке газопровода
Монтаж газопроводов следует производить в соответствии с рабочим
проектом, проектом производства работ и требованиями нормативных документов.
Прокладку газопровода рекомендуется производить поточным методом с
пооперационной разбивкой бригады на звенья - для подчистки, сварных работ,
установки арматуры, присыпке труб, засыпки траншеи грунтом.
Укладывать газопроводы в траншею следует, как правило, опуская плети
(нитки) с бермы траншеи. Монтаж всех систем газоснабжения следует выполнять
индустриальными методами.
Для работ при монтаже трубопроводов используются трубоукладчик типа
ТГ-221КМ грузоподъемностью 21 тонна, талей, консольных поворотных кранов, а
также рычажных лебедок.
Газопровод монтируется из стальных труб с помощью трубоукладчика.
Соединение стальных труб выполнить на сварке. Полиэтиленовые трубы следует
соединять муфтами с закладными нагревателями, а также с помощью соединительных
деталей из полиэтилена.
Перед монтажом дно траншеи следует спланировать и очистить от мусора,
грязи, камней и других посторонних предметов. При прокладке газопровода в
гравелистых грунтах, известняке и суглинках предусматривается устройство
песчаной подсыпки толщиной 20см из среднезернистого песка, а после укладки
газопровод засыпается песком на высоту не менее 20см. В остальных случаях
основание естественное.
После укладки газопровода в траншею должны быть проверены - проектная
глубина, уклон и прилегание газопровода ко дну траншеи на всем его протяжении,
состояние защитного покрытия газопровода, фактические расстояния между
газопроводом и стенками траншеи, пересекаемыми им сооружениями и их
соответствие проектным расстояниям.
Сборку труб под сварку следует выполнять на инвентарных подкладках с
применением центраторов и других приспособлений, фиксирующих требуемое
положение свариваемых труб. Для подземных газопроводов следует применять только
стыковые соединения.
При установке газового оборудования, газовых приборов, присоединения их к
газовым сетям и отопительным системам, а также при установке автоматики и
контрольно-измерительных приборов, кроме требований проекта, следует выполнять
требования заводских инструкций по монтажу.
При пересечении газопроводом автодороги переход выполнить открытым
способом и газопровод проложить в футляре.
При пересечении газопровода кабелем связи, последний заключить в
асбестоцементную трубу ДУ 100, земляные работы производить вручную по 2.0м в
каждую сторону от пересечения.
Уложенная сеть после устройства гидроизоляции и засыпки траншеи, уборки
оставшегося грунта и материалов, восстановления дорожных покрытий и испытаний,
сдается заказчику в присутствии представителей эксплуатирующей организации.
10.2 Производство работ при пересечении
естественных и искусственных преград и автодорог
Строительство переходов газопроводов через естественные и искусственные
преграды (автомобильные дороги и другие инженерные сооружения) выполняется в
соответствии с рабочим проектом и проектом производства работ.
10.3 Защита от коррозии
Защиту от коррозии подземных стальных газопроводов следует выполнять
защитными покрытиями в соответствии с проектом.
10.4 Испытание газопровода
Подземные газопроводы всех давлений, а также наземные и внутренние
газопроводы низкого и среднего давления на прочность и герметичность следует
испытывать воздухом. Надземные и внутренние газопроводы высокого давления на
прочность и герметичность следует испытывать водой. Допускается их испытывать
воздухом при соблюдении мер безопасности, предусмотренных проектом производства
работ.
Испытание подземных газопроводов на прочность следует производить после
их монтажа в траншее и присыпке на 20-25см выше поверхности трубы.
Испытание подземных газопроводов на герметичность следует производить
после полной засыпки траншеи до проектных отметок.
Испытание газопроводов и оборудования ПГБ следует производить в целом (от
входного и выходного шарового крана) по нормам испытательного давления на
стороне высокого давления или по частям (до регулятора давления - по нормам
испытательных давлений на стороне высокого давления, после регулятора давления
- по нормам испытательного давления на стороне низкого давления).
Приборы автоматики следует испытывать только на герметичность рабочим
давлением совместно с газопроводом.
Заключение
В дипломном проекте произведен гидравлический расчет газоснабжения
квартала жилых домов д. Дудинское Вологодского района Вологодской области.
Подобраны диаметры трубопроводов.
Проектируемый подземный газопровод низкого давления выполнен из
полиэтиленовых труб Ф160х14,6; Ф140х12,7; Ф110х10; Ф75х6,8; Ф63х5,8 Ф50х4,6;
Ф40х3,7; Ф32х3; ПЭ100 SDR
11. Соединение труб выполнить на сварке с закладными электросварными
элементами. В зоне прокладки газопровода залегают: суглинки и глины - относятся
к категории среднепучинистых грунтов (глубина промерзания -1,53м), песок мелкий
- относится к категории слабопучинистых грунтов (глубина промерзания -1,86м).
На период производства буровых работ подземные воды по трассам на глубину,
пройденную скважинами, не вскрыты. Глубина заложения газопровода колеблется от
1,22м до 2,21м.
Рабочим проектом предусмотрено строительство распределительного
подземного газопровода из полиэтиленовых труб общей протяженностью 854 м. в д.
Дудинское Вологодского района Вологодской области.
Проектируемый газопровод низкого давления предназначен для газификации
жилых домов.
Газопровод прокладывается открытым способом.
При прокладке газопровода предусмотрена рекультивация земель.
На трассе прохождения газопровода производится вырубка одиночных зеленых
насаждений.
По окончании строительно-монтажных работ земли, отведенные во временное
пользование, возвращаются землепользователям в состоянии, пригодном для
использования их по назначению. Передача восстанавливаемых земель оформляется
актом в установленном порядке.
Все строительно-монтажные работы производятся последовательно и не
совпадают во времени. Загрязняющие вещества, выбрасываемые в атмосферу, носят
кратковременный характер и не оказывают вредного воздействия на атмосферный
воздух в период строительно-монтажных работ.
Проектируемый объект при его эксплуатации не является источником
загрязнения окружающей среды.
Проектируемый газопровод в период эксплуатации работает автономно и не
требует постоянного присутствия обслуживающего персонала, поэтому он не
является источником загрязнения окружающей среды отходами производства и
потребления. Мероприятия по охране почв от отходов производства и потребления
не предусматриваются.
Проектируемый газопровод в период эксплуатации не является источником
загрязнения поверхностных и подземных вод. После монтажа выполняется испытание
газопровода на прочность и герметичность сжатым воздухом под давлением.
Из изложенного выше следует, что строительство подземного газопровода и
его эксплуатация не окажет заметного влияния на сложившуюся экологическую
ситуацию района размещения объекта.
Список использованных источников
1. Строительные
нормы и правила: Строительная климатология: СНиП 23-01-99: введ. 01.01.2000. -
М.: Стройиздат, 1999.-79 с.;
. Соколова
Е. И. Газоснабжение населенного пункта: Методические указания по выполнению
курсовых и дипломных проектов.- Вологда: ВоГТУ, 1999.-32 с.;
. Ионин,
А.А. Газоснабжение: учеб.для вузов/ А.А Ионин.- М.: Стройиздат, 1989.-439с.;
. ГОСТ4765-73.
ГОСТ 4765-73 Материалы лакокрасочные. Метод определения прочности при ударе (с
Изменениями N 1, 2, 3)Дата введения 1974-07-01.;
. ГОСТ
4765-73. ГОСТ 4765-73 Материалы лакокрасочные. Метод определения прочности при
ударе (с Изменениями N 1, 2, 3) Дата введения 1974-07-01.;
. Строительные
нормы и правила: Газораспределительные системы: СНиП 42-01-2002. - Введ. в
действие постановлением Госстроя РФ №163 от 23 декабря 2002 года. Дата
введения: 01-07-2003 г. Взамен СНиП 2.04.08-87* и СНиП 3.05.02-88*;
. ГОСТ
21.404-85. Система проектной документации для строительства. Автоматизация
технологических процессов. Обозначения условные приборов и средств
автоматизации в схемах. - Введ. постановлением Госстроя СССР от 18 апреля 1985
г. N 49;
. Строительные
нормы и правила: Газоснабжение: СНиП 2.04.08-87*. - Введ.- 1 января 1988 г.
взамен СНиП II-37-76 и СН 493-77 в части норм проектирования;
. ГОСТ
21.110-95. Правила выполнения спецификации оборудования, изделий и материалов.
- Введ. 1 июня 1995 г. взамен ГОСТ 21.109-80, ГОСТ 21.110-82 и ГОСТ 21.111-84;
. Методические
рекомендации по оценке эффективности проектов/ Минэкономики РФ, Минфин РФ,
Госстрой РФ, М., 1999.- 214 с.
. Строительные
нормы и правила: Безопасность труда в строительстве: СНиП 12-03-2001: введ.
01.09.2001. - М: ГУП ЦПП, 2001.-38 с.
. ПБ
12-529-03 Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления. -
Введ. 18.03.2003 и утв. Госгортехнадзором России Постановлением 9
. Строительные
нормы и правила: Газоснабжение: СНиП 3.05.02-88. - Введ. 01.07.1988 и утв.
17.03.1988 Госстроем СССР Постановление 39
. Строительные
нормы и правила: Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное
производство: СНиП 12-04-2002: введ. 01.01.2009. - М: ГУП ЦПП, 2003.-34 с.
. Свод
правил по проектированию и строительству. Общие положения по проектированию и
строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых
труб: СП 42-101-2003: введ. 08.06.2003- М.: БИ, 2003. - 239с.