Пояснювальна записка до дипломного проекту

На тему: «Газифікація с. Комиші Сумської області природним газом двохступеневою системою поліетиленовими газопроводами з розробкою газифікації житлового будинку та технології будівництва поліетиленовими газопроводами з висвітленням технології зварювання поліетиленових труб в розтруб»

1. Загальна частина

1.1 Вступ

За сучасних умов паливно-енергетичний комплекс (ПЕК) значною мірою забезпечує функціонування всіх галузей економіки України і ступінь добробуту населення. Фактично він посів місце фундаменту як в економіці, так і в державі загалом. Саме від стану справ у ПЕК залежить розвиток промисловості, сільського господарства, сфери послуг, комунального господарства і, врешті-решт, рівень розвитку всього суспільства та якість життя.

Оскільки ПЕК має таке велике значення у житті країни, привертають увагу перспективи його розвитку. І особливо це стосується нафтогазової галузі-найважливішої складової вітчизняного ПЕК. Адже її частка у наповненні державного бюджету перевищує четверту частину, а природний газ становить 45% всіх енергоносіїв, що споживаються в Україні.

Зокрема, у 2000 р. загальний видобуток природного газу в нашій державі становив 18,1 млрд. м³ , у 2001 р. – 18,4, а в 2002 р. – вже 18,8 млрд. м³ . У першому кварталі 2003 р. видобуток газу склав 4,38 млрд. м³ (100,7% від планових показників), тоді як за аналогічний період минулого року – 4,33 млрд. м³ . Сьогодні є шанси вже до 2007 р. вийти на рівень видобутку, передбачений Національною програмою « Нафта і газ України до 2010 р.», – 19–20 млрд. м³ газу на рік. Наша держава має другу за величиною у Європі систему магістральних газопроводів, а за обсягами надання транзитних послуг посідає перше місце на світовому ринку транспортування газу. Обсяг транзиту природного газу територією України був таким: у 2000 р. – 120,6 млрд. м^3, у 2001 р. – 123,4, у 2002 р. – 121,4 млрд. м³ . За перший квартал цього року про транспортовано загалом 61,6 млрд. м³ газу, що на 12% більше за показник аналогічного періоду минулого року. Загальна довжина газопроводів перевищує 37 тис. км, у тому числі 14 тис. – це магістральні газопроводи діаметром 1020–1420 мм. Пропускна здатність системи на вході до України становить 290, а на виході – 175 млрд. м³ на рік. Ця система забезпечує як подачу газу внутрішнім споживачам, так і до 90% експортних поставок російського газу до країн СНД, Європи та Туреччини.

Надійність газопостачання підтримується розвиненою мережею газосховищ. Загальна активна місткість 13 існуючих підземних сховищ газу становить 34,5 млрд. м і є найбільшою в Європі після Росії. До того ж більшість сховищ розташовано поблизу транзитних газопроводів біля західного кордону України. Крім того, тривають роботи з подальшого розширення сховищ. На Пролетарському підземному сховищі газу після введення у дію другої черги активна потужність підвищиться з 1 до 4,1 млрд. м.

На черзі перспективне завдання з перетворення деяких газосховищ України на євро сховища, оскільки послуги із зберігання газу є одним із шляхів збільшення надходжень від використання нашої газової інфраструктури.

Тому використання газового палива дозволяє підвищити інтенсифікації виробництва завдяки поліпшенню умов праці на виробництві, скороченню витрат праці на одиницю умовного продукту. Комплексна програма соціальної культурного розвитку населених пунктів України передбачає суттєве поліпшення житлових і комунально-побутових умов життя населення. Максимальний ефект досягається при комплексному використанні газу для тепло забезпечення житлових будинків, об’єктів комунально-побутового обслуговування і виробництва.

При проектуванні, будівництві і реконструюванні систем газопостачання, які використовують природній газ і газоповітряні суміші з збитковим тиском не більшим 1,2 МПа, слід керуватися вказівками ДБН В.2.5–20–2001, Правилами безпеки систем газопостачання України, Правилами експлуатації електроустаткування іншими нормативними документами.

Суттєве значення при проектуванні і будівництві газових мереж і обладнання мають раціональний вибір систем газопостачання і створення умов для їхньої безаварійної роботи шляхом використання сучасного обладнання з високою ступінню автоматизації.

1.2 Вихідні дані, опис проектованих об’єктів

У відповідності з завданням на проектування, необхідно запроектувати систему газопостачання населеного пункту, розміщеного в Сумській області.

Кліматичні дані для населеного пункту є такі: [21]

– тривалість опалювального періоду, n, 195 діб;

– середня температура зовнішнього повітря за опалювальний період,

t_oc , складає – 2,5 ^о С;

– розрахункова температура зовнішнього повітря для проектування системи опалення, t_о , – 24 ^о С;

– розрахункова температура зовнішнього повітря для проектування систем вентиляції, t_вент , – 12 ^о С.

У с. Комиші ґрунти переважно чорноземи і відносяться до II категорії.

Газ, який надходить в село, видобувається із Качанівського родовища, при розрахунках витрат газу приймаю нижчу теплоту згорання газу Q =37 Дж/м² . [8]

Газифіковане село займає територію 39,5 га.

Забудова села складається з індивідуальних одноповерхових житлових будинків з земляними ділянками, в яких встановлено:

- для приготування їжі приготування гарячої води і харчів для худоби газові плити типу – ПГ-4;

- для опалення будинків і приготування гарячої води двохконтурні побутові котли; та двохповерхових житлових будинків, в яких встановлено:

- для приготування їжі – ПГ-4,

– для опалення і приготування гарячої води двохконтурні побутові котли.

В індивідуальному користуванні жителів села знаходиться 1000 свиней і 500 корів.

Основними споживачами газу є молокозавод, ферма ВРХ, цегельний завод.

Молокозавод на технологічні потреби, а також для опалення приміщень витрачає 0,8 млн. м³ /рік, газу.

Ферма ВРХ витрачає 0,44 млн. м³ /рік газу на технологічні потреби і для опалення свого приміщення.

Цегельний завод споживає 1 млн. м³ /рік газу на технологічні потреби і для опалення приміщення.

Проектом передбачається також газифікація комунально-побутових споживачів – середня школа, дитсадок, адміністративна споруда, будинок культури та інше. Та великих комунально-побутових підприємств: немеханізованої пральні, лазні, лікарні, хлібопекарні, підприємства громадського харчування.

2. Розрахунково-технічна частина

2.1 Загальні положення по підрахунках витрат газу

При розроблені проекту газопостачання населеного пункту визначаю річну і годинну витрати газу на розрахунковий період з урахуванням перспективи розвитку об’єктів-споживачів природного газу. Розрахунковий період визначається планом перспективного розвитку населеного пункту і складає 20…25 років.

Витрати газу знаходжу окремо для кожної категорії споживачів: на комунально-побутові і санітарно-гігієнічні потреби населення, на опалення, вентиляцію і гаряче водопостачання житлових і громадських будинків, на потреби промислових підприємств.

Споживання газу в населеному пункті в основному залежить від кількості жителів, ступеню благоустрою житла, кількості і потужності промислових підприємств, кліматичних умов.

2.2 Розрахунок газопостачання

2.2.1 Визначення кількості жителів

Витрати газу на комунально-побутові і теплофікаційні потреби населеного пункту залежать від кількості жителів. Кількість населення N, чол., може бути визначена по даним статистичного обліку. Але якщо їх кількість не відома, то її визначаю окремо для кожного з районів населеного пункту згідно формули

N=Fж / f, (2.1)

де Fж – загальна площа житлових будинків у районі, м²;

f – норма забезпеченості загальною площею, м²/чол (для існуючої забудови, а також малоповерхової забудови f=18 м²/чол٫ для багатоповерхової f=15 м²/чол; для перспективної f=21 м²/чол.), [22].

Загальну площу житлових будинків у районі визначаю за формулою

Fж=Fз*В, (2.2)

де Fз-площа забудови у районі, га (визначається по генплану);

В-густина житлового фонду, м²/га, [22].

Приводжу приклад розрахунку першого району.

Fж=38*500=19000 м² .

N=19000/18=1056 чол.

Інші розрахунки проводжу аналогічно, результати зводжу в таблицю (дивись таблицю 2.1)

Таблиця 2.1 – Кількість жителів

Кількість населення: першого району становить – 1056 чол.; другого району-236 чол.

Загальна кількість населення становить – 1292 чол.

2.2.2 Визначення витрати газу на комунально-побутові потреби

Витрата газу на комунально-побутові потреби складає 10…15% загальної витрати газу в населеному пункті. До комунально-побутових споживачів належать квартири житлових будинків, лікувальні заклади, підприємства побутового обслуговування населення і хлібозаводи.

Річна витрата газу на комунально-побутові потреби V_р ^к-п, млн. м³/рік, визначається в залежності від кількості споживачів, норм витрати теплоти з урахуванням ступеню забезпеченості газопостачанням комунально-побутових потреб населенням за формулою

V_р ^к-п =N*S*x*q_н /Q_р *10^–6, (2.3)

де N – чисельність населення, чол.;

S – розрахункова кількість комунальних послуг, [3];

x – ступінь забезпечення газопостачанням побутових потреб (приймається в межах від 0 до 1 згідно вихідних даних);

q_н – норма витрати теплоти на даний вид комунальних послуг, МДж/рік, [1];

Q_р – нижча теплота згорання палива, МДж/м³.

Витрати газу на потреби підприємств торгівлі, побутового обслуговування населення невиробничого характеру необхідно приймати в розмірі 5% від витрат газу житловими будинками.

Приводжу приклад розрахунку першого району.

V_р ^к-п =1056*1*1*4600/37*10^-6 =0,13 млн. м³/рік

Інші розрахунки проводжу аналогічно, результати зводжу в таблицю

Таблиця 2.2 – Річні витрати газу на комунально-побутові потреби

Сумарні річні витрати газу на комунально-побутові потреби мікрорайону населеного пункту складають V_р ^к-п =0,48 млн. м³/рік.

Максимальну годинну витрату газу V_год ^к-п , м³/год, визначаю як частку річної витрати за формулою

V_год ^к-п =V_р ^к-п *K_max *10⁶ , (2.4)

де V_р ^к-п – річна витрата газу споживачем, млн. м ³/рік (дивись табл. 2.2); К_max – коефіцієнт годинного максимуму, рік/год, [22].

Таблиця 2.3 – Годинні витрати газу на комунально-побутові потреби

Сумарні годинні витрати газу на комунально-побутові потреби населеного пункту становлять V_год ^к-п =229 м ³/год.

По результатам розрахунків годинних витрат газу на великі комунально-побутові підприємства розміщую одну лазню, одну лікарню, одну механізовану пральню, один хлібозавод.

2.2.3 Витрати газу на потреби теплопостачання

Годинну витрату газу, на опалення і вентиляцію житлових і громадських будинків V_год ^ов , м ³/год, визначаю за формулою

V_год ^ов = 3600 * [1 + К * (1 + К₁ )] * , (2.5)

де К – коефіцієнт, який враховує витрату газу на опалення громадських будинків (К = 0,25), [22];

К₁ – коефіцієнт, який враховує витрату газу на вентиляцію (при розрахунках приймається К₁ = 0,4), [22];

q₀ – укрупнений показник mах теплового потоку на опалення 1м² загальної площі, Вт/м² , [22]^;

h – коефіцієнт корисної дії системи теплопостачання (0,7);

Fж - площа житлової забудови, м² , (дивись табл. 2.1).

Річну витрату газу на потреби теплопостачання, V_р ^ов ,

млн. м ³/рік, визначаю за формулою

V_p ^ов = m_ов *V_год ^ов *10^-6, (2.6)

де m_ов – кількість годин використання максимуму системи опалення і вентиляції, год/рік.

Значення m_ов знаходжу по формулі

m_ов = n₀ [24 ], (2.7)

де n₀ – тривалість опалювального періоду, діб/рік, [22];

t_в – температура внутрішнього повітря = 20⁰ С;

t_о – розрахункова температура за опалювальний період,⁰ С, [22];

t_с – середня температура для розрахунку системи опалення, ⁰ С, [22];

t_вен – розрахункова температура для проектування системи вентиляції,⁰ С, [22];

t_оc – середня розрахункова температура зовнішнього повітря за опалювальний період, ⁰ С, [22];

Z-кількість годин роботи систем вентиляції (приймаю 10 год/добу).

Приводжу приклад розрахунку першого району.

m_ов =195*[24*(1+0,25)/(1+0,25+(0,25*0,4))*((20+25)/20+24))+10*0,25*0,4*

*((20+2,5)/(20+12))]=2369 год/рік.

V_год ^ов =3600*[1+0,25*(1+0,4)]*(171*19000*10^-6 )/(37*0,7)=661 м ³/год.

V_р ^ов =23,69*661*10 ^-6 =1,5 млн. м ³/рік.

Інші розрахунки проводжу аналогічно, результати зводжу в таблицю (дивись таблицю 2.4)

Таблиця 2.4 – Витрати газу на потреби теплопостачання

Загальні витрати газу на місцеве теплопостачання становлять: годинні-836 м ³/год, річні-1,9 млн. м ³/рік.

2.2.4 Витрати газу на потреби промислових підприємств

Кількість газу, спожитого промисловими підприємствами, знаходяться на основі теплотехнічних характеристик встановленого обладнання, яке забезпечує технологічні процеси і опалювально-вентиляційні потреби.

Годинну витрату газу визначаю окремо V_год, м ³/год, для кожного із промислових підприємств по формулі

V_год ^п-п = 3600*Q _å /Q_н ^р * h , (2.8)

де Q_å – потужність встановленого обладнання, МВт;

h – коефіцієнт корисної дії обладнання (η= 0,7).

Річні витрати газу на потреби промислових підприємств, V_рік ^п-п , млн. м ³/рік, визначаю по формулі

V_рік ^п-п = V_год ^п-п /К_мах *10^-6 , (2.9)

де К_мах – коефіцієнт годинного максимуму витрати газу вцілому по підприємству, приймається в залежності від виду виробництва, [22].

Приводжу приклад розрахунку ферми ВРХ

V_год = 3600*0,6/(34*0,7)=91 м ³/год.

V_рік ^п-п =91/(1/4860)*10^-6 = 0,44 млн. м ³/рік

Інші розрахунки проводжу аналогічно, результати зводжу в таблицю (дивись таблицю 2.5)

Таблиця 2.5 – Витрати газу на потреби промислових підприємств

2.2.5 Розрахункові витрати

За результатами розрахунків витрат газу різними категоріями споживачів з урахуванням рекомендацій по підключенню споживачів до газових мереж складаю зведену таблицю розрахункових витрат газу. На основі даних визначаю навантаження на мережі низького і високого тисків, а також ГРП.

Розрахунки веду в формі таблиці (дивись таблицю 2.6).

Таблиця 2.6 – Зведена таблиця розрахункових витрат газу

Загальна годинна витрата природного газу населеним пунктом складає – 1658 м³ /год.

2.3 Система газопостачання

2.3.1 Вибір і обґрунтування систем газопостачання

У дипломному проекті прийнята двохступенева система газопостачання:

При виборі системи газопостачання я врахував такі показники, як надійність, безпечність, технологічність і економічність.

Споживачами газу низького тиску в населеному пункті є: житлові будинки, невеликі комунально-побутові об¢єкти і лікарні. Мережі низького тиску проектую кільцевими для збільшення надійності системи газопостачання.

До мережі середнього тиску підключені слідуючи об¢єкти: великі промислові підприємства, великі комунально-побутові підприємства.

Мережі середнього тиску виконані тупіковими. Джерелом газопостачання населеного пункту є ГРС, яка розміщена на південному заході на відстані 400 метрів від житлової забудови.

Всі зовнішні газопроводи прокладаються підземним способом на глибині не менше 0,8 метра. Відмикаючи пристрої розміщені на вході і виході з ГРП, ГРС, перед споживачами на відгалуженнях, перед житловими будинками

2.3.2 Визначення оптимальної кількості ГРП

Оптимальне число газорегуляторних пунктів (ГРП), n₀ , визначаю за формулою

n_о = V_р-р /V_опт, (2.10)

де V_р-р – рівномірно розподілене навантаження району, який обслуговується гідравлічно зв’язаною мережею газопроводів низького тиску, м³ /год;

V_опт – оптимальне навантаження на 1 ГРП, м³ /год (залежить від радіусу оптимальної дії ГРП R_опт , питомого навантаження на мережу низького тиску l, м³ /год*чол).

V_опт = m*е*R² _опт /5000, (2.11)

де m – густина населенняв районі, чол / Га;

е – питоме навантаження на мережу низького тиску, м³ /год*чол;

R_опт – оптимальний радіус дії.

Густина населення m визначається згідно формули

m=N/F_з , (2.12)

де N-число жителів у районі, чол;

F_з -площа забудови, га.

Питоме навантаження на мережу низького тиску е визначаю за формулою

е= V_р-р /N , (2.13)

Оптимальний радіус дії ГРП R_опт визначаю згідно формули

R_опт =6,5*(С^0,388 *(0,1*ΔP)^0,081 )/φ^0,245 *(m*е)^0,143 , (2.14)

де ΔP-розрахунковий перепад тиску у вуличних газопроводах

низького тиску, (ΔP=1200 Па), [22];

φ-коефіцієнт густини мереж низького тиску, м ^-1 ;

С-вартість ГРП, грн. (С=20000 грн).

Коефіцієнт густини мереж низького тиску визначаю згідно формули

φ=0,0075+0,003*(m/100) , (2.15)

Розрахунки веду в формі таблиці (дивись таблицю 2.7)

Приводжу приклад розрахунку.

m=1292/39,5=33 чол/га.

R_опт = 6,5*((5000^0,388 *(0,1*1200)^0,081 )/0,0085²⁴⁵ *(33*0,83)^0,143 =680 м.

φ=0,0075+0,003*33/100=0,0085 м^-1 .

е=1067/1292=0,83 м³ /год.

V_опт =33*0,83*680² /5000=807 м³ /год.

n₀ =1067/807=1,3 шт.

Результати зводжу в таблицю.

Таблиця 2.7 – Визначення оптимальної кількості ГРП

В результаті розрахунку проектую одне ГРП для обслуговування двох районів, так як оптимальний радіус дії достатній, а витрата ГРП невелика і складає – 1067 м³ /год.

2.4 Гідравлічний розрахунок газопроводів

2.4.1 Гідравлічний розрахунок газопроводів середнього тиску

Мета розрахунку – визначення діаметрів труб для проходження необхідної кількості газу при допустимих втратах тиску, або навпаки – знаходження втрат тиску при транспортуванні необхідної кількості газу по трубам існуючого діаметру.

Джерелом газопостачання мереж середнього тиску є ГРС.

Гідравлічний режим роботи газопроводів призначаю виходячи з умов максимального використання розрахункового перепаду тиску. Розрахунок розподільчих мереж виконують у наступній послідовності:

1) накреслюю розрахункову схему газопроводів на яку наносять:

а) місце розташування ГРС, зосереджених споживачів з вказівкою їх шифрів і навантажень (годинна витрата газу);

б) схему газопроводів середнього тиску з поділом на ділянки. Нумерацію вузлів виконую починаючи від джерела газопостачання до найбільш віддаленого споживача;

в) розрахункові витрати газу та геометричні довжини ділянок.

В розрахункових схемах витрати газу спочатку наносять на відгалуження

до кожного окремого споживача. На магістральних ділянках мережі витрати газу визначають у вигляді суми витрат для всіх відгалужень починаючи з самого віддаленого від споживача (ГРС).

2) Визначаю питому різницю квадратів тиску для головної

магістралі

А(кПа)²/м, по формулі

А = (Рп² -Pк² )/ΣL_і , (2.16)

де Рп - абсолютний тиск газу на виході з ГРС, кПа;

Рк – абсолютний тиск газу на вході у найбільш віддаленого

споживача, кПа;

L_і – довжина і-ої ділянки головної магістралі, м.

3) Орієнтуючись на різницю квадратів тиску по номограмі в залежності від витрати газу на ділянці та її довжини підбираю діаметр газопроводу, уточнюю дійсне значення величини ΔP².

Значення тиску в кінці ділянки визначаю по формулі

Рк = , (2.17)

де Рп – початковий тиск газу, кПа;

DР² – різниця квадратів тиску, (кПа)² .

Отриманий тиск є початковим для наступної, за напрямком руху газу, ділянки.

Нев´язка тисків у найбільш віддаленого споживача не повинна перевищувати 10%.

При ув´язуванні відгалуджень у вузлових точках попередньо визначаю тиск газу, а потім знаходжу питому різницю квадратів тиску для даного відгалудження.

4) Нев´язка тисків у вузлових точках повинна бути не більше 10%.

Початковий тиск прийняв 400 кПа згідно завдання.

Результати розрахунків зводжу в таблицю 2.8.

Таблиця 2.8 – Гідравлічний розрахунок газопроводів середнього тиску

2.4.2 Газопроводи низького тиску

Згідно вимог сумарна втрата тиску від ГРП до найбільш віддаленого приладу не повинна перевищувати 1200 Па. Гідравлічний розрахунок виконую методом питомих втрат тиску на тертя. Накреслюю розрахункову схему, на якій нумерую вузлові точки, проставляю напрямок руху газу і довжини ділянок.

Спочатку знаходжу шляхові витрати газу на ділянках мереж згідно формули

V_шл = L_пр *V_п, (2.18)

де L_пр -приведена довжина ділянки, м;

V_п – питома витрата газу, м³ /год.

Приведену довжину ділянки визначаю за формулою

L_пр = L_г *К_е *К_з , (2.19)

де L_г – геометрична довжина ділянки, м;

К_е -коефіцієнт етажності (приймаю рівним одиниці);

К_з - коефіцієнт забудови (для двосторонньої забудови К_з = 1, для односторонньої забудови К_з = 0,5; для магістрального газопроводу К_з =0).

Питому витрату газу визначаю за формулою

V_п = V_грп /ΣL_прі , (2.20)

де V_грп - навантаження на ГРП, м³ /год;

ΣL_прі - приведена довжина і-тої ділянки газопроводу, м.

Розрахунки веду в формі таблиці (дивись таблицю 2.9).

Таблиця 2.9-Шляхові витрати газу

Визначаю вузлові витрати газу по формулі

V^j =0,5Σ^m V_шлі , (2.21)

де V_шлі -шляхова витрата газу і-тою ділянкою, м³/год;

m-кількість ділянок, які збігаються в і-ому вузлі.

Вузлові витрати газу:

V¹ = 0,5*V_1-2 = 0,5*0 = 0м³ /год.

V² = 0,5 (V_1-2 +V_2-3 +V_2-7 ) = 0,5 (0 +115+9) = 62 м³ /год.

V³ = 0,5 (V_2-3 +V_3-4 +V_3-13 = 0,5 (115+26+18) = 79,5 м³ /год.

V⁴ = 0,5 (V_3-4 +V_4-5 ) = 0,5 (26+134) = 80 м³ /год.

V⁵ = 0,5 (V_4-5 +V_7-5 +V_5-6 ) = 0,5 (134+28+171) = 166,5 год.

V⁶ = 0,5*V_5-6 = 0,5*171 = 85,5 м³ /год.

V⁷ = 0,5 (V_2-7 +V_7-5 +V_7-8 +V_7-10 ) = 0,5 (9+28+156+24) = 108,5 м³ /год.

V⁸ = 0,5 (V_7-8 +V_9-8 ) =0,5 (156+26) = 91 м³ /год.

V⁹ = 0,5 (V_8-9 +V_9-10 +V_9-14 ) = 0,5 (26+141+15) = 91 м³ /год.

V¹⁰ = 0,5 (V_9-10 +V_7-10 +V_10-11 ) = 0,5 (141+24+163) = 164 м³ /год.

V¹¹ = 0,5 (V_10-11 + V_13-11 +V_11-12 ) = 0,5 (163+26+15) = 102 м³ /год.

V¹² = 0,5*V_11-12 = 0,5*15 = 7,5 м³ /год.

V¹³ = 0,5 (V_3-13 +V_13-11) = 0,5 (18+26) = 22 м³ /год.

V¹⁴ = 0,5*V_9-14 = 0,5*15 = 7,5 м³ /год.

Сума вузлових витрат дорівнює навантаженню на ГРП: ΣV^j = V_грп = 1067 м³ /год.

Знаходжу розрахункові витрати газу:

Вузол 12: V_11-12 = V¹² = 7,5 м³ /год;

V_11-12 = 7,5 м³ /год.

Вузол 11: V_13-11 + V_10-11 = V_11-12 +V¹¹ =7,5+102=109,5 м³ /год;

V_13-11 = 29,5 м³ /год; V_10-11 = 80 м³ /год.

Вузол 13: V_3-13 = V_13-11 + V¹³ = 29,5+22=51,5 м³ /год.

V_3-13 = 51,5 м³ /год.

Вузол 6: V_5-6 = V⁶ = 85,5 м³ /год.

V_5-6 =85,5 м³ /год.

Вузол 5: V_7-5 + V_4-5 = V_5-6 + V⁵ =85,5+166,5 =252 м³ /год;

V_7-5 = 102 м³ /год; V_4-5 = 150 м³ /год.

Вузол 4: V_3-4 = V_4-5 + V⁴ =150+80=230 м³ /год.

V_3-4 = 230 м³ /год.

Вузол 3: V_2-3 = V_3-4 + V_3-13 +V³ = 230+51,5+79,5=361 м³ /год;

Вузол 14: V_9-14 =V¹⁴ = 7,5 м³ /год;

V_9-14 = 7,5 м³ /год.

Вузол 10: V_9-10 +V_7-10 = V_10-11 +V¹⁰ =80+164=244 м³ /год;

V_9-10 = 190 м³ /год; V_7-10 = 54 м³ /год.

Вузол 9: V_8-9 =V_9-14 +V_9-10 +V⁹ =7,5+190+91=288,5 м³ /год.

V_8-9 =288,5 м³ /год.

Вузол 8: V_7-8 = V_8-9 +V⁸ =288,5+91=379,5 м³ /год.

V_7-8 = 379,5 м³ /год.

Вузол 7: V_2-7 =V_7-5 + V_7-8 + V_7-10 +V⁷ =102+379,5+54+108,5=644 м³ /год;

V_2-7 = 644 м³ /год.

Вузол 2: V_1-2 = V_2-7 +V_2-3 +V² =644+361+62=1067 м³ /год.

Мінімальний діаметр газопроводів мережі низького тиску становить

Dз×S=50×2,9 мм.

Результати гідравлічного розрахунку газопроводів низького тиску зводжу в таблицю (дивись таблицю 2.10)

Таблиця 2.10 – Гідравлічний розрахунок газопроводів низького тиску

2.5 Газопостачання житлового будинку

2.5.1 Визначення витрат газу

Згідно завдання розраховую газопостачання двохповерхового житлового будинку. В кухні встановлена газова плита типу ПГ-4, і опалювальний котел марки «Данко»

Визначаю витрати газу, V, м³ /год, кожним газовим приладом по формулі

V=3,6*Q/Q_н ^р *η , (2.22)

де Q – теплова потужність газового приладу, кВт;

η – коефіцієнт корисної дії.

V_пг = 3,6*11,116/37 = 1,13 м³ /год.,

V_ок = 3,6*15/37*0,82= 1,78 м³ /год.

Витрати газу квартирою, V_кв. , м³ /год, визначаю по формулі

V_кв. = V_пг + V_ок , (2.23)

V_кв. =1,13+1,78=2,91 м³ /год.

Розрахункову витрату газу визначаю по формулі

V_р = V_н *К_sim ,

де К_sim – коефіцієнт одночасності [22],

n – кількість квартир.

V_р = 2,91*0,7=2,0,3 м³ /год

По витраті газу квартирою вибираємо лічильник: так як витрата газу квартирою складає 2,03 м³ /год., тоді проектую встановлення лічильника типу G2,5.

2.5.2 Гідравлічний розрахунок внутрішньо будинкових газопроводів

Гідравлічний розрахунок розпочинаю від точки підключення дворового газопроводу до вуличної мережі (точка 1). Кінцева точка розрахунку – останній газовий прилад найвіддаленішого стояка верхнього поверху.

Рекомендуємий перепад тиску згідно ДБН складає 600Па. Так як втрата тиску на газовий лічильник ΔP_л =200Па, а опір газової плити ΔPпг=100Па. Тоді допустимі втрати тиску будуть складати:

ΔP = 600 –200 – 100–60 = 240 Па.

Діаметри газопроводів визначаю, користуючись номограмою низького тиску, по розрахунковій витраті газу на питомих втратах тиску. Розрахункову витрату газу визначаю за формулою:

Vp = Vн Ksim , (2.24)

Питому втрату тиску визначаю за формулою

R = (2.25)

де lp – сума розрахункових довжин по головній магістралі, м.

Розрахункову довжину визначаю за формулою

lp = L г (1 + ) (2.26)

де L – дійсна довжина ділянки газопроводу;

α – надбавка на місцеві опори, %

Мінімальний діаметр для підземного газопроводу 50 мм, діаметр газового стояка 20 мм і для підводу до приладів 15 мм. Гідравлічний розрахунок виконую в формі таблиці.

Гідравлічний тиск, DР_г, Па для вертикальних ділянок газопроводу знаходжу по формулі

DР_г = ± g h (ρ_п – ρ_г ), (2.27)

де g – прискорення вільного падіння, 9,81 м/с² ;

h – різниця геометричних відміток вертикальних ділянок газопровода м;

ρ_п - густина повітря, кг/м³ ; (ρ_п =1,23 кг/м³⁾ ;

ρ_г – густина газу, кг/м³ (ρ_г = 0,7 кг/м³ ).

DР_г = 9,81*6 (1,23–0,7) = 31,19 Па

Таким чином, загальні витрати тиску у внутрішньо-будинкових газопроводах, Σ DР, Па будують складати

Σ DР = Σ DР_т + DР_л - DР_г;

Σ DР =240,38+ 200 +100–31,19 = 509,19 Па < 600 Па

Як видно, сумарні втрати тиску не перевищують рекомендованого перепаду.

3. Автоматика і телемеханіка

3.1 Підбір обладнання газорегуляторних пунктів

По відомим параметрам навантаження (тиск газу на вході в ГРП, Р = 275 кПа, див табл. 2.8, тиск газу на виході з ГРП, Р₂ = 3000 Па, пропускна здатність ГРП V_грп = 1067 м³ /год; густина газу ρ = 0,7 кг/м³ ) визначимося з типом обладнання.

Користуючись [21] приймаю обладнання для стаціонарного газорегуляторного пункту (одна стандартна технологічна лінія під регулятор тиску типу РДУК-100). Пропускна здатність РДУК-100 (з діаметром клапану 35 мм):

2240 м³ /год, при Р= 0,3 кПа; Запас вибраного регулятора по продуктивності достатній для надійної роботи.

Для викладених вище умов при Р = 275 кПа пропускна здатність становить приблизно 3500 м³ /год, що перевищує максимальну годинну витрату газу ГРП.

Запобіжно-запірний клапан типу ПКН 2-Н, з діаметром умовного проходу 100 мм. Користуючись даними про технічну характеристику газових фільтрів [21] проектую встановлення фільтру ФВ-200. Його продуктивність 3500 м³ /год (пропускна здатність приведена при перепаді тиску на фільтрі 5 кПа), при Р = 200 кПа; максимальний допустимий тиск газу на вході фільтра 1,2 МПа. Передбачити для фільтра перехідники з Æ 200 мм на Æ 100 мм.

В якості запобіжно скидного клапану використовуємо ПСК-50С.

3.2 Автоматика безпеки, контролю, регулювання, управління і сигналізації побутового газового опалювального приладу «Данко»

Автоматика безпеки і регулювання котла «Данко», «КАРЕ» призначена для захисту і регулювання процесів згоряння природного газу в побутових газових приладах. Автоматика працює при тиску газу від 0,635 кПа до 1,764 кПа.

Таблиця 3.1 – Технічні характеристики автоматики

Будова та принцип роботи.

Подивіться на Рис. 1. Корпусні деталі виготовлені з алюмінієвого сплаву. Автоматика складається з блоків безпеки і регулювання.

Блок безпеки складається з термоелектричного клапана та термопари, датчиків тяги та закипання води, з’єднаних між собою імпульсними трубками.

Блок регулювання – манометричний. Мембранний клапан приводиться до дії манометричним сильфонним перетворювачем (терморегулятор поз. 3 ¯).

Автоматика виконує такі функції:

1 – забезпечує подачу газу на запальник і основний пальник за допомогою ручного керування;

2 – автоматично вимикає подачу газу в апарат при погашені полум’я запальника, порушення тяги в димоході, нагріву води вище граничного діапазону регулювання;

3 – підтримує температуру в опалювальному приміщенні в заданих межах шляхом автоматичного вмикання і вимикання подачі газу на основний пальник в залежності від температури води в системі опалення;

4 – забезпечує ручне вмикання подачі газу на основний пальник при працюючому запальнику;

5 – забезпечує перекриття газу на основний пальник в режимі «Пуск».

Рис. 1. Автоматика регулювання і безпеки «КАРЕ».

Розглянемо принцип роботи автоматики «КАРЕ».

Головка термоелектромагнітного клапану (поз. 1 ­) підтримується в стані відкриття за допомогою ЕРС, створеної шляхом підігріву осердя термопари (поз. 11) полум’ям запальника (поз. 12). Зона підігріву осердя термопари полум’ям 3…4 мм.

В стані відкриття газ потрапляє каналом, зробленим в корпусі (поз. 1), через датчик від закипання (поз. 4) і датчик тяги (поз. 5) по з’єднувальним трубках (поз. 15) на запальник (поз. 12).

Газ, проходячи через термоелектромагнітний клапан (поз. 1), потрапляє в мембранний клапан (поз. 2), заповнюючи нижню і верхню камери поверх мембрани через сопло, розміщене по центру мембрани.

Верхня камера клапана (поз. 2) за допомогою з’єднувальної трубки (поз. 15) з’єднана з терморегулятором (поз. 3).

При повертанні ручки терморегулятора (поз. 3) праворуч, відкривається клапан терморегулятора (поз. 3) і газ витікає через трубку (поз. 15) в евакуаційний пальник (поз. 9). Проходить запалювання полум’я на основному пальнику (поз. 8) і починається процес підігріву води в апараті.

Коли температура перевищить верхню межу, встановлену на шкалі терморегулятора, проходить повторне закриття клапану терморегулятора, що приводить до перекриття витоку газу з верхньої камери мембранного клапану (поз. 2). Через декілька секунд проходить вирівнювання тиску в обох камерах клапану, мембрана опускається і відсікає подачу газу на основний пальник.

Після погасання основного пальника (поз. 8) проходить падіння температури води в апараті і цикл повторюється знову. Фільтр газовий (поз. 17) встановлюється на опуску газопроводу перед котлом, призначений для очищення газу від пилу та інших твердих частинок, що забезпечує стабільну роботу автоматики.

Підготовка автоматики до роботи

1. Перед встановленням автоматики необхідно перевірити: стан капіляру і термобалону (поз. 11) на відсутність протікання в місцях пайки, рухливість ручок керуванні і регулювання;

2. При монтуванні слідкувати, щоб матеріал ущільнення труби, бруд не потрапив в середину блока автоматики.

3. Не допускати різких перегинів капіляру термопари, радіус загину повинен бути не меншим, ніж чотири діаметри трубки;

4. Не допускати надмірного затягування різьбових штуцерів термопари, запальника і датчика тяги.

Порядок роботи

1. Перед вмиканням автоматики необхідно перевірити наявність тяги в димоході;

2. Для вмикання автоматики необхідно:

· відкрити кран на опускі газопроводу;

· натиснути кнопку (поз. 16) термоелектромагнітного клапану (поз. 11) і запалити запальник (поз. 12) за допомогою п¢єзозапальнички (поз. 14).

Кнопку тримати натисненою 30 секунд, після чого плавно відпустити.

Запальник повинен горіти;

Примітка : якщо запальник (поз. 12) на горить, необхідно повторити процедуру розпалювання ще раз, не раніше, ніж 30 секунд.

3. Плавно повернути ручку терморегулятора (поз. 3) праворуч до моменту, коли спалахне основний пальник (поз. 8);

4. Виставити ручкою терморегулятора бажану температуру;

5. Для виключення основного пальника і запальника необхідно повернути ручку терморегулятора ліворуч до упору, після чого закрити кран на опуску газопроводу.

Технічне обслуговування

1. Для підтвердження придатності автоматики провести перевірку технічного стану:

· після закінчення монтування на апараті;

· перед першим введенням в експлуатацію;

· за графіком профілактичного обслуговування на початку опалювального сезону;

· при виявленні несправностей.

2. Об’єм перевірок: · зовнішній огляд всіх складових частин; · перевірка герметичності; · перевірка працездатності.

3. При зовнішньому огляді послідовно перевірити: · кріплення запальника, термопари, датчика тяги; · відсутність пилу і бруду на блоці автоматики, інжекційних отворах запальника і евакуаційного пальника, датчику тяги.

4. Перевірку герметичності з'єднань автоматики провести за допомогою обмилювання. Перевірку провести при працюючому запальнику і при працюючих запальнику і основному пальнику. Наявність бульбашок не допускається.

5. Перевірку працездатності провести шляхом пробного розпалювання газопальникового пристрою.

6. перевірку спрацьовування автоматики при погашенні полум’я проводити так: · запалити газопальниковий пристрій; · перекрити подачу газу на апарат за допомогою газового крану на вході, переконатись, що полум’я на запальнику і основному пальнику погасло. Через » 60 секунд, термоелектричний клапан повинен спрацювати на відключення (чути).

7. Перевірка спрацювання автоматики при порушенні тяги: · запалити газопальниковий пристрій; · перекрити димохід; · в інтервалі часу між 10…. 60 секунд газопальниковий пристрій повинен погаснути.

Примітка : забороняється проводити перевірку контролю тяги з перекритим димоходом в проміжку часу більше 90 секунд.

8. Перевірку спрацювання терморегулятора проводити після прогрівання апарату до температури, на яку встановлені ручки регулювання, точність спрацювання контролюйте термометром

Таблиця 3.2 – Можливі несправності і методи їх усунення

Заходи безпеки при експлуатації автоматики. (це в 6 розділ диплома)

1. До робіт по монтажу, пуску, наладки, профілактичного обслуговування і ремонту автоматики допускаються особи, що пройшли спеціальне навчання, підтверджене відповідним посвідченням.

2. З¢єднання блоку автоматики з газовими магістралями запальником, датчиком тяги, датчиком від закипання (при наявності) після закінчення монтажу перед пуско-налагоджувальними роботами перевірити на герметичність. Перевірку на герметичність проводити мильним розчином.

3. Перед пуском у роботу газового опалювального пристрою з автоматикою слід провітрити приміщення, у якому воно встановлене. ЗАБОРОНЯЄТЬСЯ запалювати апарат при наявності запаху газу.

4. Експлуатація газових приладів з несправною автоматикою заборонено.

5. Слід періодично спостерігати за роботою газового апарату з автоматикою. При виявленні витоків води, газу і продуктів його згорання слід вимкнути газовий опалювальний апарат.

6. Про всі несправності повідомити газову службу

7. Ремонт і усунення несправностей автоматики виконують особи які мають спеціальне посвідчення.

8. Запалювати газовий апарат з автоматикою мають право особи, що пройшли інструктаж з техніки безпеки у місцевій газовій службі.

9. Під час монтажу і експлуатації автоматики слід дотримуватися правил безпеки, викладених в експлуатаційних документах на газовий опалювальний прилад.

Таблиця 3.3 – Комплектність автоматики «КАРЕ»

* – комплектується по окремому замовленню.

** – комплектується при замовленні відповідної довжини. Природній газ по ГОСТ 5542–87.

4. Організаційно-будівельна частина

Проект виконання робіт розробляю по спорудженню підземного поліетиленового газопроводу по селищній вулиці при малоповерховій забудові; вулиця має рівнинний характер; геодезична відмітка початку будівництва 209; довжина газопроводу, на який виконується проект 460 м; з діаметром 125х11,4 геодезична відмітка останнього пікету газопроводу 208,1; переважна більшість ґрунтів по трасі віднесена до другої категорії. Виконання робіт ведеться сталевою трубою по ДСТУ Б.В.2.7–73–98; довжина окремої труби – 10 м.

4.1 Організація будівництва вуличного газопроводу

Земляні роботи по риттю траншеї і котлованів повинні виконуватися після розбивки траси газопроводу, визначення меж розбивки і встановлення попереджуючих знаків про наявність на даній ділянці траси підземних комунікацій.

Згідно «Правил безпеки систем газопостачання України» газопроводи, які транспортують осушений газ, дозволяється прокладати в зоні промерзання ґрунту.

У відповідності до вимог [1] відстань від поверхні ґрунту до верху труби складає 1 м.

На підставі ДБН В.2.5–20–2001 визначаю глибину траншеї, Н_тр , м, по формулі

Н_тр =Н_закл +D, (4.2)

де Н_закл – глибина закладання (згідно вимог ДБН Н_закл =1 м), м;

D – діаметр труби, м.

Н_тр =1+0,125=1,12 м

Остаточна глибина траншеї становить

Н_{тр ост} =Н_тр =1,12 м

Ширина дна траншеї для прокладання поліетиленових газопроводів залежить від способу вкладання та діаметра труби і може бути визначена за формулою

В=D+0,3≥0,7, (4.3)

де D_ізл – діаметр труби, м.

В=0,125+0,3=0,42<0,7 м

Але остаточно ширину низу траншеї приймаю по ширині ріжучої кромки ковша екскаватора, попередньо прийнявши згідно довідника [2] багатоковшовий, ланцюговий екскаватор марки ЭТН-124 з шириною ріжучої кромки (ШРК) 0,4 м. В процесі виконання роботи стінки траншеї обрушуються і величина цього обрушення визначається категорією ґрунту. Таким чином, остаточна ширина низу траншеї може бути визначена за формулою

В_ост =ШРК+δ (4.4)

де ШРК – ширина ріжучої кромки (ШРК=0,4 м), м;

δ – величина обрушення (для другої категорії ґрунту δ=0,1 м), м.

В_ост =0,4+0,1=0,5 м

Згідно вимог для другої категорії ґрунту максимальна глибина траншеї з вертикальними стінками і без кріплення становить 1,2 м, а тому після проведення необхідних розрахунків траншея буде виконана з прямими стінками.

4.2 Підрахунок об’ємів робіт і вибір ведучого механізму, підрахунок об’ємів робіт і затрат праці

При будівництві підземних газопроводів розробка ґрунту полягає у копанні шурфів в місці врізання газопроводу та з метою виявлення місць перетину з іншими інженерними комунікаціями, риття траншеї, поширення приямків для зварювання неповоротних стиків. Для спрощення підрахунки веду на один метр траншеї.

Визначаю об’єм ґрунту, що розробляється при копанні шурфів, за формулою на 1 погонний метр

ν_шур =В*Н*λ, (4.5)

де В-ширина низу траншеї, м;

Н – глибина траншеї, м;

λ – довжина траншеї, м.

ν_шур =0,5*1,12*1=0,56 м³

Об’єм ґрунту, що розробляється при копанні траншеї екскаватором визначаю згідно формули

ν_екс =В*Н* λ, (4.6)

де В-ширина низу траншеї, м;

Н – глибина траншеї, м;

с – величина недобору (для екскаватора ЭТН-124 с=0,1 м), м;

λ – довжина траншеї (прийняв 1 м), м.

ν_екс =0,5*(1,125–0,1)*1=0,56 м³

Визначаю об’єм земляних робіт по поширенню приямків для зварювання неповоротних стиків. Згідно вимог приямок копається на 0,2 м нижче дна траншеї, а отже глибину приямка визначаю за формулою

Н_пр =Н_{тр ост} +0,2, (4.8)

де Н_{тр ост} – остаточна глибина траншеї, м.

Н_пр =1,12+0,2=1,32 м

Згідно вимог [1] ширину низу приямку визначаю за формулою

В_пр =D+0,5*2, (4.9)

де D – діаметр труби, м.

В_пр =0,12+0,5*2=1,12 м

Ширину верху приямку визначаю за формулою

В′_пр = В_пр +2*m*Н_пр , (4.10)

де В_пр – ширина низу приямку, м;

m – величина крутизни відкосу (для другої категорії ґрунту m=0,5);

Н_пр – глибина приямка, м.

В′_пр =1,12+2*0,5*1,32=2,44 м

Об’єм розробленого ґрунту при поширенні приямків визначаю за формулою

ν_пр = _, (4.11)

де В_пр – ширина низу приямку, м;

В′_пр – ширина верху приямку, м;

Н_тр – глибина приямку, м;

l – довжина траншеї (прийняв 1 м), м;

ν_екс – об’єм ґрунту, що розробляється при копанні траншеї екскаватором, м³ .

V_пр = (1,12+2,44)/2*1,32*0,6–0,51=0,72 м³

Форма і габарити приямку диктуються вимогами техніки безпеки, а також умовами зручності проведення зварювальних робіт.

З метою визначення робочої ширини будівельного майданчика розраховую ширину відвалу. Для її визначення необхідно врахувати збільшення об’єму після рихлення. Розрізняють два показники рихлення ґрунту: коефіцієнт початкового рихлення – К₁ , який показує ступінь рихлення щойно розробленого ґрунту; коефіцієнт кінцевого рихлення – К₂ , який показує ступінь рихлення злежаного або втрамбованого ґрунту після його засипання. Для даної категорії ґрунту К₁ =1,2, К₂ =1,05.

Таким чином загальний об’єм ґрунту у відвалі на один метр траншеї визначаю за формулою

ν΄_заг =ν_шур * К₁ , (4.12)

де ν_шур – об’єм ґрунту, розробленого при копанні шурфу, м³ ;

К₁ – коефіцієнт початкового рихлення (К₁ =1,2).

ν΄_заг =0,56*1,2=0,67 м³

Знаючи загальний об’єм землі по копанню шурфу, розраховую габаритні розміри відвалу згідно слідуючих формул

h_від = , (4.13)

де ν_заг – об’єм ґрунту у відвалі на один метр траншеї, м.

h_від =√0,67=0,82 м

Ширину відвалу визначаю згідно формули

В_від =2*h_від , (4.14)

де h_від – висота відвалу, м.

В_від =2*0,82=1,64 м

Визначивши всі об’єми по розробці ґрунту визначаю загальний об’єм робіт по копанню

ν_заг =ν_шур *l_шур *n_шур +ν_екс *(L-l_шур *n_шур )+ν_пр *l_пр *n, (4.15)

де ν_шур – об’єм ґрунту, що розробляється при копанні шурфів, м³ ;

ν_екс – об’єм ґрунту, що розробляється при копанні траншеї екскаватором, м³ ;

ν_{руч зас} – об’єм ґрунту, що розробляється при ручній зачистці дна траншеї, м³ ;

ν_пр – об’єм розробленого ґрунту при поширенні приямків, м³ ;

l_шур – довжина шурфу, м;

L – довжина траси газопроводу, м;

l_пр – довжина приямку, м;

n – кількість приямків, шт.;

n_шур – кількість шурфів, шт.

ν_заг =0,56*4+0,51*(460–4)+0,72*2*1=259,04 м³

Об’єм ґрунту у відвалі визначаю згідно формули

V₁ =ν_заг *К₁ , (4.16)

де ν_заг – загальний об’єм робіт по копанню, м³ ;

К₁ – коефіцієнт первинного рихлення, (К₁ =1,2).

V₁ =251,04*1,2=310,85 м³

Після вкладання газопроводу на постіль він спочатку засипається м’яким ґрунтом з відвалу на 0,4 м вище верхньої відмітки ізольованої труби, з пошаровим ущільненням ручною трамбівкою та підбивкою «пазух».

Об’єм ґрунту для присипки газопроводу визначається за формулою

ν_{руч пр} = , (4.17)

де D – діаметр труби, м;

В-ширина низу траншеї, м.

ν_{руч пр} =0,5*(0,125+0,4)*1–3,14*0,125² /4*1=0,25 м³

Об’єм бульдозерної засипки визначаю за формулою

ν_бул =В*(Н-D – 0,4)*l, (4.18)

де D – діаметр труби, м;

В-ширина низу траншеї, м;

Н – глибина траншеї, м.

ν_бул =0,5*(1,12–0,125–0,4)*1=0,3 м³

Об’єм робіт по засипці приямків рівний об’єму робіт по поширенню приямків.

Визначаю об’єм робіт по зворотній засипці за формулою

V₂ =(ν_{руч пр} *L+ν_бул *L+ν_пр *l_пр *n)*К₂ , (4.19)

де ν_{руч пр} – об’єм ґрунту по ручній присипці газопроводу, м³ ;

ν_бул – об’єм ґрунту по бульдозерній засипці, м³ ;

ν_пр – об’єм ґрунту по засипці приямку;

L – довжина траси газопроводу, м;

l_пр – довжина приямку, м;

n – кількість приямків, шт.;

К₂ – коефіцієнт вторинного рихлення, (К₂ =1,05).

V₂ =(0,25*460+0,3*460+0,72*2*1)*1,05=267,1 м³

Визначаю об’єм робіт по вивезенню ґрунту

V₃ =ν_заг *(К₁ -К₂ )+ν_труб *L, (4.20)

де ν_заг – загальний об’єм робіт по копанню, м³ ;

К₁ – коефіцієнт первинного рихлення, (К₁ =1,2);

К₂ – коефіцієнт вторинного рихлення, (К₂ =1,05);

ν_труб – об’єм ізольованої труби, м³ ;

L – довжина траси газопроводу, м.

V₃ =259,04*(1,2–1,05)+0,012*460=44,38 м³

Складаю баланс земляних робіт. Нев’язка в підведенню балансу повинна становити не більше ±5%.

, (4.21)

де V₁ – об’єм ґрунту у відвалі, м³ ;

V₂ – об’єм робіт по зворотній засипці, м³ ;

V₃ – об’єм робіт по вивезенню ґрунту, м³ .

(310,85 – (267,1+44,38))/310,85*100% = -0,2 < ±5%

Основним фактором, який забезпечує своєчасне виконання робіт при потоково-захватному методі є правильно визначена потокова швидкість будівництва. При спорудженні підземних газопроводів найбільш трудомістким є виконання земляних робіт, тому інтенсивність потоку визначається по погонній (умовній) швидкості руху екскаватора, яка може бути визначена по формулі

V = П / V*T_зм , (4.22)

де П – продуктивність екскаватору, м³ /зміну;

V – середній об’єм ґрунту на даній ділянці, який приходиться на 1 м траншеї, м³ ;

Т_зм – час зміни, год (Т_зм =8 год).

V = 320/0,56*8=71,4 м/год

Для риття траншеї під газопровід мною попередньо прийнятий екскаватор ЭТН-124 з об’ємом ковша 0,25 м³ та оберненою лопатою, змінна продуктивність якого визначається за формулою

, (4.23)

де Т_зм – час зміни, год (Т_зм =8 год);

Н_час – норма часу в машино-годинах на розробку 1 м³ ґрунту в щільному стані (2); Н_час =0,025.

П=8/0,025=320 м³ /зм

Згідно з завданням монтаж газопроводу буде виконуватись трубами довжиною 12 м. Таким чином загальна кількість труб, що підлягає монтажу визначається за формулою

, (4.24)

де L – довжина траси газопроводу, м;

l_тр – довжина окремої труби, м.

n_тр =460/10=46 шт.

Аналогічно можна визначити кількість стиків, які підлягають зварюванню

, (4.25)

де L – довжина траси газопроводу, м;

l_тр – довжина окремої труби, м;

1 – стик, що додається на врізання в діючий газопровід.

n_ст =460/10+1=47 шт.

Об’єм робіт по зняттю ре культиваційного шару грунту визначаю згідно формули

V=(В+0,5)*L*h, (4.26)

де В-ширина низу траншеї, м;

L – довжина траси газопроводу, м.

V=(0,5+ 0,5)*460*0,2 = 92 м³

Таким чином, мінімальну ширину робочої зони визначаю згідно формули

ШРЗ=К+ШВ+2*Б+В+Зт+Т, (4.27)

де ШВ – ширина відвалу, м, ШВ=1,64 м;

Б – ширина берми, м, Б=0,5 м;

В-ширина траншеї, м, В=0,5 м;

Зт – зона розташування труби, м, Зт=0,375 м;

Т – зона руху технологічного транспорту, м, Т=3,5 м;

К – зона виконання робіт по огородженню, м, К=0,5 м.

ШРЗ=0,5+1,64+2*0,5+0,5+0,375+3,5=7,5 м

Довжину огорожі будівельного майданчику визначаю за формулою

L_огор =2*L, (4.28)

де L – довжина траси газопроводу, м.

L=2*460=920 м

Кількість стиків, що підлягають контролю фізичними методами слідуючим чином. Згідно вимог [1] для тиску 0,002 МПа повинно контролюватися 10% всіх стиків.

n_{ст ф к} =n_ст *0,1, (4.29)

де n_ст – кількість стиків, шт.

n_{ст ф к} =26*0,1=3 шт.

Визначаю фактичну довжину «захвату» за формулою

, (4.30)

де L – довжина траси газопроводу, м.

L=460/5=92 м

Визначивши основні об’єми робіт по спорудженню підземного газопроводу, приступаю до визначення затрат праці на виконання всіх робіт, враховуючи, що види робіт на «захваті» повинні бути закінчені за одну зміну. Знаючи загальний об’єм робіт даного виду, знаходжу норму часу на виконання одиниці, виконую розрахунки (перемножуючи їх) та отриманий результат заношу в таблицю 1. (дивись таблицю 4.1)

Таблиця 4.1 – Відомість затрат праці по всьому фронту робіт

Оскільки для виконання кожного виду робіт передбачено використання робітників відповідного фаху, то для зменшення кількості працівників роботи повинні виконуватися комплексною бригадою з максимально можливим суміщенням професій.

Визначаємо сумарні затрати праці по всьому фронту робіт за формулою

Т_заг = Т_б +Т_м, (4.31)

де Т_б – затрати праці будівельників,

Т_м -затрати праці машиністів.

Т_заг =307,55+276,22=583,77 люд/год.

Визначаємо строки будівництва газопроводу

N_д = Т_заг *К/n_бр* Н_зм , днів (4.32)

де Т_заг- сумарні затрати праці по всьому фронту робіт,

n_б -кількість чолоків у бригаді,

Н_зм – час зміни.

N_д =583,77*0,5/8*8=5 днів.

Вибір машин розпочинаю з вибору ведучого механізму, яким буде екскаватор ЭТН-124, з шириною ріжучої кромки 0,4 м. Вибраний екскаватор буде здійснювати копання траншеї і його буде можливо використати для виконання робіт по навантаженню надлишкового ґрунту.

Попередньо для вивезення надлишкового ґрунту приймаю автосамоскид ММЗ-555 з об’ємом кузова 4,5 м³ .

Визначаю кількість рейсів автомобіля для вивезення ґрунту за формулою

, (4.33)

де V₃ – загальний об’єм ґрунту, що підлягає вивезенню, м³ ;

ν_куз – об’єм кузова, м³ ;

К₁ – коефіцієнт, який враховує повноту заповнення кузова (К₁ =0,9).

n_р =28,5/4,5*0,9=7 рейсів

Прийнятий самоскид разом з екскаватором забезпечують виконання робіт в ритмі потоку з заданою потоковою швидкістю. Для більш ефективного використання самоскида він повинен доставляти на будівельний майданчик матеріал для устрою постелі.

Визначаю час транспортної операції згідно формули

t_{тр оп} =t_{х п} +t_зав +t_{р п} +t_розв , (4.34)

де t_{х п} – час холостого переїзду, год;

t_зав – час завантаження, год;

t_{р п} – час переїзду з вантажем, год;

t_розв – час розвантаження, год.

Час холостого ходу визначаю за формулою

, (4.35)

де L_x – відстань вивезення ґрунту, км;

ν – середня швидкість руху, км/год;

К – коефіцієнт зміни швидкості (К=0,5).

t_{х п} =10/45*0,5=0,44 год

Визначаю час завантаження кузова автомобіля за формулою

t_зав =ν_куз *К₁ *Н_час , (4.37)

де Н_час – норма часу в машино-годинах на розробку 1 м³ ґрунту в щільному стані [2]; Н_час =0,025;

ν_куз – об’єм кузова, м³ ;

К₁ – коефіцієнт, який враховує повноту заповнення кузова (К₁ =0,9).

t_зав =4,5*0,9*0,025=0,1 год.

Визначаю час переїзду автомобіля з вантажем згідно формули

, (4.38)

де L_x – відстань вивезення ґрунту, км;

ν_р – середня швидкість руху з вантажем, км/год;

К – коефіцієнт зміни швидкості (К=0,5).

t_рп =10/40*0,5=0,5 год.

Час розвантаження для автомобіля самоскида t_розв =0,1 год. А тому, час транспортної операції визначиться

t_{тр оп} =0,44+0,1+0,5+0,1=1,14 год

Визначаю загальні затрати часу по вивезенню надлишкового ґрунту за формулою

Т_заг = n_р *t_{тр оп} , (4.39)

де t_{тр оп} – час транспортної операції, год;

n_р – кількість рейсів автомобіля для вивезення ґрунту, шт.

Т_заг =7*1,14=7,98 год.

Для забезпечення виконання робіт на захваті необхідно затратити 7,98 години. Прийнятий самоскид разом з екскаватором забезпечують виконання робіт в ритмі потоку з заданою потоковою швидкістю. Для більш ефективного використання самоскида він повинен доставляти на будівельний майданчик матеріал для устрою постелі.

Вибір вантажозахватних пристроїв та машин для вкладання починаю з визначення ваги монтажної одиниці. Вагу пліті газопроводу, котрий підлягає вкладанню визначаю згідно формули

Р_пл =р_тр *l_пл , (4,40)

де р_тр – вага одного погонного метра труби, кг/м;

l_пл – довжина пліті, м.

Р_пл =3,8*30=174 кг

Враховуючи те, що вага монтажної одиниці суттєва, то вкладання пліті буду здійснювати за допомогою автокрану.

А тому, необхідно вибрати тип автокрану, яким буде здійснюватись вкладання плітей. Підбір машини починаю з визначення розрахункового вильоту стріли автокрана за формулою

R_роз =R_min +1,5+В/2, (4.41)

де R_min – мінімальний виліт стріли, м;

Б – довжина берми, м;

В-ширина низу траншеї, м.

R_роз =3,5+1,5+ 0,5/2=5,25 м

Визначаю вантажопідіймальність крана на розрахунковому вильоті стріли згідно формули

, (4.42)

де Р – вантажопідйомність крана при мінімальному вильоті стріли, т;

R_min – мінімальний виліт стріли, м;

R_роз – розрахунковий виліт стріли автокрана, м.

Р_роз = 1*3,5/5,25=0,66 т

Навантаження на один гак автокрана знаходжу за формулою

Р_1гак. = Р_пл /2 (4.43)

Р_1кр = 0,147/2= 0,074 кг

Р_роз =0,66>0,074

Тобто кран може працювати без опор.

Визначаю величину розривного зусилля стропа згідно формули

R=S*K, (4.44)

де S – навантаження на гілку стропа, кг*с;

K – коефіцієнт запасу міцності (K=6).

R=190*6=1140 кг*с

Визначаю довжину віток стропа згідно формули

= =20 (4.45)

де В-висота від гака до труби, м;

А – довжина пліті, м.

Для вкладання вибираю кран типу КС-1562 та стропи ТК46х7 (по ГОСТ 3071–88) з розривним зусиллям 3310 кг*с/мм² .

4.3 Вибір матеріалів для будівництва

Згідно [1] для спорудження підземних поліетиленових газопроводів використовують труби поліетиленові ПЕ 80 ГАЗ SDR-11–125x11,4 ДСТУ Б.В.2.7–73–98.

Кількість труб, необхідних для виконання даного об’єму будівництва визначаю слідуючим чином. На основі РЕКН визначаю кількість труб на спорудження 1 км газопроводу; норма витрати складає 1010 м. Таким чином, для даної траси буде потрібно

L_тр =L_нор *К_тр , (4.46)

де L_нор – нормативна довжина для спорудження 1 км прямого газопроводу, м;

К_тр – кількість кілометрів.

L_тр =1010*0,46=464,6 м

Матеріали для виконання зварювальних робіт визначаю аналогічно

N_м =0,44*0,46=0,2 м³

де 0,44 – нормативна кількість толі з крупнозернистою посипкою ТГ-350 на 1 мм;

Визначаю необхідний об’єм води;

N_в =29*0,46=13,34 м³

4.4 Захист газопроводів від корозії

При будівництві сталевих газопроводів використовується активний і пасивний види захисту. До активного відноситься електродренажний захист, катодний, протекторний. До пасивного бітумно-мастичні ізоляції та термоплівки.

Так, як поліетилен не піддається корозії то ні активний ні пасивний захист не виконується. В моєму проекті використано роз’ємне з’єднання поліетилен-сталь. Так, як ставль піддається корозії, виконуємо пасивний захист, тобто наносимо посилену бітумно-мастичну ізоляцію. При нанесенні бітуму, його температуру доводять до 80 С^о . При ізоляції поліетиленову частину накривають негорючою тканиною, запобігаючи оплавленню.

4.5 Технологія будівництва поліетиленових газопроводів

Монтаж газопроводів – це комплекс робіт, який здійснюють у трасових умовах. Відомо, що газопроводи з пластмасових труб мають в порівнянні з сталевими корінну відмінність – легкість. Наприклад, труби з поліетилену мають тільність 0,91: поліетилену низької та високої щільності 0,92–0,93; полівінілхлориду – 1,42 г./см³ , тобто в середньому в 7–8 разів менше, ніж у сталевих.

Підготовчі та земляні роботи на трасі газопроводу

До підготовчих робіт з будівництва поліетиленових газопроводів будівельна організація повинна приступати після отримання затвердженої технічної документації від замовника, ознайомлення з проектом виробництва робіт.

До складу підготовчих робіт входять такі операції:

– розбивка і планування траси;

– земляні роботи;

– вибраковка труб;

– транспортування труб па об'єкти:

– розкладання труб по трасі;

– встановлення зварювального обладнання.

Розбивка і планування трас поліетиленових газопроводів, а також земляні роботи при прокладанні газопроводів з поліетиленових труб виконується так, як і для сталевих, однак при цьому необхідно приділяти більше уваги підготовці дна траншеї і присипці газопроводу. Траншею риють шириною в_тр =d_н +0,3 м м, але не менше 0,7 м.

Розбивка траси газопроводу повинна виконуватись в присутності представника будівельної організації і замовника шляхом встановлення на осі газопроводу газопроводу і показників про наявність на даній ділянці траси підземних комунікацій.

По трасі слід провести очищення від дерев, кущів та ін.

Планування траси повинно виконуватись широкозахватним бульдозером з таким розрахунком, щоб після проходження землерийного екскаватора залишалась спланована смуга (шириною не менше 1,5 м для ведення робіт по зварюванню поліетиленових труб).

Земляні роботи повинні виконуватись відповідно до вимог «Земляні спорудження. Правила виробництва і приймання робіт».

Розробку траншеї під поліетиленовий газопровідслід виконувати механізованим способом з викиданням грунту в один бік. З цією метою використовують багатоковшові екскаватори типу ЕТН-121, ЕТР-132Б та ін.

Ширина і глибина траншеї для вкладання поліетиленового газопроводу повинна відповідати вимогам проекту виробництва робіт. Рити траншею слід безпосередньо перед вкладанні в неї звареної поліетиленової пліті (секції).

Транспортування труб на об'єкти будівництва газопроводу від місця складування і розвезення по трасі виконують в основному автомобільним транспортом. Кількість труб, що вивозять на об'єкт, повинна встановлюватись змінним виробітком.

Розвантаження труб на місці складування повинно виконуватись слюсарем з монтажу і ремонту газопроводів під наглядом зварювальника поліетиленових газопроводів.

Розкладання труб слід проводити торець в торець вздовж траси з якомога меншим інтервалом.

Перед вкладанням поліетиленових газопроводів дно траншеї повинно бути очищеним від грудок грунту і каміння, нерівності дна траншеї не повинні перевищувати 20–30 м. Грунт що використовується для влаштування постелі і засипання, не повинен мати домішок масел та органічних домішок.

Встановлюючи зварювальне обладнання на місці будівництва газопроводу, слід враховувати зручність проведення робіт із зварювання. Пальник повинен розташовуватись на відстані не менше 5 м від балону і не менше 1 м від поліетиленових труб. Приєднання шланга до балона і пальника повинно проводитись спеціальними стяжками (інвентарними хомутами).

4.6 Технологія зварювання поліетиленових труб в розтруб

Одним з основних технологічних процесів, що багато в чому визначає експлуатаційну надійність поліетиленових газопроводів і темпи їх будівництва, є зварювання. Для з'єднання труб І деталей з поліетилену низького тиску застосовують контактне теплове зварювання у стик.

Теплове зварювання термопластів виконується, як відомо, за рахунок дифузії молекул нагрітого полімеру до його в'язкотекучого стану в контактованих поверхнях. Ділянка в' язкотекучого стану полімеру – інтервал температур, що знаходяться між температурою виникнення течії і температурою розпаду полімеру. У такому інтервалі температур і здійснюється нагрівання труб при тепловому зварюванні. У різних полімерів цей інтервал різний. Якщо він дуже великий, то процес зварювання ускладнюється за рахунок тимчасової жорсткості режиму, а це. істотно, може впливати на якість зварювання.

У в'язкотекучому стані молекули поліетилену мають досить високу швидкість переміщення одна відносно одної. Чим більша рухомість молекул (менша в'язкість розплаву), тим більше за один і той же час молекули полімеру можуть проникнути в пограничні зони зварювальних поверхонь, тим міцніше буде з'єднання. Невдало вибрані теплотехнічні параметри зварювання г однією ч причин отримання стикових з'єднань з низькими показниками міцності. Щоб уникнути цього, слід точно знати ті температурні інтервали, при яких відбуваються фазові перетворення в процесі нагрівання і плавлення полімеру.

Коротко вимоги такі: зварювання труб при високих температурах повітря необхідно вести н жорстких режимах (тобто після 2–3-хвилинної витримки стик швидко охолоджують); при зварюванні в зимовий період при температурі від -5 до -15 °С стик охолоджується за рахунок навколишнього повітря, тобто повільно. Ідеальною буде вважатись така якість стику, яка Ідентична якості матеріалу труб.

Технологічний процес зварювання включає такі етапи:

– підготовка труб до зварювання (збір і встановлення труб у зварювальній установці);

– механічна обробка торців (обробка зварюваних кромок):

– перевірка точності співпадіння торців;

– приведення труб до контакту з нагрівальним інструментом і нагрів торців (оплавлення);

– видалення деталей інструменту і виведення інструменту із зони зварювання (технологічна пауза);

– стискання труб однієї з іншою (осадка стику) з охолодженням стику під тиском.

Оплавлення зварюваних горців здійснюється плоским нагрівальним інструментом, що являє собою алюмінієвий диск, кільце або плиту. Температура поверхні інструменту – 21О-230 °С. При оплавленні торці труб притискують до інструменту) з певним зусиллям. На початку процесу оплавлення створюють підвищений тиск (до 0,1–0,25 МІІа) для забезпечення повного контакту торців з нагрівачем. Потім тиск зменшують (до 0,02–0,03 МПа) і продовжують нагрів протягом певного часу, який залежить від товщини стінки груби.

Тривалість технологічної паузи (час між закінченням оплавлення торців і початком осадки стику) не повинен перевищувати 3–7 с.

Осадку стику виконують при наданому тискові, який складає 0,15–0,25

МПа, тривалість збільшення тиску осадки 3–8 с. Зварені труби повинні залишатись закріпленими в затискачах центратора зварювальної установки до тих пір, доки температура стику не знизиться до 50–60 °С.

Зварювання поліетиленових труб з маркуванням «ГАЗ» і з’єднувальних деталей до них допускається при температурі від -5 до +30 °С. При температурі нижче -15 °С зварювання виконують у спеціальних укриттях. Місце зварювання необхідно захищати від вітру: атмосферних опадів, сонячного проміння, пилу та піску.

Для зварювання поліетиленових труб нагрітим інструментом у стик розроблено і випускається малими серіями декілька модифікацій механізованих установок для зварювання поліетиленових труб у стик і (розтруб). Конструкція і маса зварювальних установок залежить від діаметра та типу труб, а також від функцій, які вони виконують (нове будівництво, заготовка вузлів на ЦЗБ, ремонт газопроводів). Установки можуть бути переносними, транспортованими на підручних засобах стаціонарні.

Інститутом ім. Патона розроблено установки УСТТ-110 та УСТТ-225. Виробництво їх освоїв Єреванський завод «Рем деталь». Установки комплектуються нагрівальними інструментами, визначаються простотою виготовлення, невеликою масою і безпечністю в роботі. Ці установки успішно впроваджуються при будівництві поліетиленових газопроводів у Миколаївській, Полтавській, Харківській, Київській, Сумській, Донецькій та інших областях України.

Технологічні операції із зварювання поліетиленових труб на установках УСТТ-1 10 та УСТТ-225 виконуються в такій послідовності:

– встановлюється на блоці керування температура нагрівального інструменту 220 °С, що забезпечує підтримку в автоматичному режимі на поверхні нагрівального інструменту 220 °С;

– труби закріплюються в затискачах центра торів, при цьому виліт кінців труб із затискачів має бути достатнім (від 10 до 20 мм) для ведення осадки труб у процесі зварювання;

– для вирівнювання зварюваних поверхонь, видалення шару, що зазнав впливу сонячної радіації і кисню повітря, при якому на зварюваних торцях знімається шар глибиною не менше 2 мм. Непаралельність торців після механічної обробки не повинна перевищувати 0,3 мм для труб діаметром 63 мм, 0,4 мм для труб діаметром 110, 160 мм, 0,5 – для труб діаметром 225 мм;

– проміжок часу між торцюванням і нагрівом зварюваних поверхонь не повинен перевищувати 3 хв;

– перевіряється центрування, а потім надійність кріплення труб у центраторі шляхом зведення труб і створення тиску осадки від 0,20 до 0,25 МПа. При цьому не повинно відбуватись ковзання труб у затискачах центраторів. Попередньо визначається зусилля осадки. Зусилля холостого ходу визначається силовимірювальним пристроєм при переміщенні затиснутої в хомути центратора труби (пліті);

– після перевірки виходу на робочий режим нагрівальний інструмент встановлюється в зазор між трубами і створюється тиск оплавлення 0,2+0,05 МПа, який підтримується до утворення по всьому периметру труби первинного грата висотою: 0,5 мм при товщині стінки до 7 мм; 1,0 мм – від 7 до18 мм; 1,5 мм – більше 18. Після утворення первинного грата необхідно знизити тиск до мінімального 0,02 – 009 МПа, що забезпечить щільне прилягання горців труб до нагрівального інструменту. Торці труб прогрівають протягом часу, який визначають залежно від товщини стінки труби і температури навколишнього середовища:

– після закінчення процесу прогрівання видаляється нагрівальний інструмент із зони зварювання, створюється тиск осадки 0,2–0,05 МПа і забезпечується природне охолодження зварного стику в центраторі під вищевказаним тиском осадки. Тривалість технологічної паузи між моментом закінчення прогріву і початком осадки, збільшення тиску осадки і охолодження зварного стику.

4.7 Будівельний паспорт підземного газопроводу

БУДІВЕЛЬНИЙ ПАСПОРТ ПІДЗЕМНОГО ГАЗОПРОВОДУ

побудованого_______Охтирським НГВУ__________________________________ _________________________________________________________________

за адресою___вул. Крупській_____ПК-0+157,3_____ПК+70_+156,2____

(вулиця, місто, прив’язки початкового та кінцевого пікетів)

П. 1 ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗОПРОВОДУ

Вказується довжина (для вводу та ввідного газопроводу – підземних та надземних ділянок), діаметр, робочий тиск газопроводу, тип ізоляційного покриття лінійної частини зварних стиків (для підземних газопроводів та газопроводів вводів), кількість встановлених запірних пристроїв та інших споруд.

____________________