Проект производства работ на монтаж газопровода частного сектора - дипломная работа

Федеральное государственное образовательное учреждение

среднего профессионального образования

"Ижевский Монтажный техникум"

Проект производства работ на монтаж газопровода частного сектора Пояснительная записка

270111-02-ДП-ПЗ-Г-39-ГХ

Разработал (Гатауллин Р.И.)

Руководитель (Губанова И.Л.)

Консультант (Губанова И.Л.)

2009 год

Содержание

Введение

1. Расчетно-технический раздел

1.1 Исходные данные и характеристики объекта

1.2 Характеристика газа и климатические данные

1.3 Расчет параметров газового топлива

1.4 Расчет потребления газа частным сектором

1.5 Выбор и обоснование систем газоснабжения

1.6 Гидравлический расчет газопроводов низкого давления

1.7 Гидравлический расчет внутридомовых газопроводов

1.8 Подбор оборудования ШРП

1.9 Спецификация оборудования заказчика

1.10 Спецификация оборудования подрядчика

2. Назначение, обоснование и состав ППР

2.1 Технология и пути ее совершенствования

2.2 Выбор метода производства работ

2.3 Характеристика грунта и ведомость объема земляных работ

2.4 Выбор ведущих механизмов, машин и приспособлений

2.5 Ведомость основных и вспомогательных материалов

2.6 Калькуляция трудовых затрат и заработной платы

2.7 Сводная ведомость трудовых затрат

2.8 Расчет численного и квалификационного состава бригады

2.9 Ведомость инструментов и приспособлений для бригады

2.10 Календарный график производства работ и движения рабочей силы

2.11 Технология монтажа газопровода

2.12 Сварочные работы

2.13 Изоляционные работы

2.14 Испытание газопровода

2.15 Сдача объекта в эксплуатацию

2.16 Эксплуатация газового хозяйства

3. Экономический раздел

3.1 Пояснение к локально-сметному расчету

3.2 Локально-сметный расчет

4. Безопасность и экологичность проекта

4.1 Охрана труда и техника безопасности

4.2 Техника безопасности при погрузочно-разгрузочных и подготовительных

работах

4.3 Техника безопасности при земляных работах и монтаже газопровода

4.4 Техника безопасности при сварочных работах

4.5 Техника безопасности при изоляционных работах

4.6 Техника безопасности при испытании газопроводов

4.7 Экологическая часть проекта

5. Заключение

Список используемой литературы

Введение

Программа "Газификация Удмуртской Республики" разработана с учетом контрольных цифр федеральной целевой программы "Газификация России". В нее входит осуществление комплексных мероприятий по обеспечению большей части населения, объектов промышленности, энергетики и жилищно-коммунального хозяйства, других потребителей топлива природным газом, направленных на повышения уровня жизни населения, на сокращение расходов бюджета, связанных с оплатой энергетических ресурсов для отраслевой социальной сферы и населения, а также на создание условий для оздоровления и дальнейшего развития народного хозяйства республики за счет использования эффективных топливно-энергетических ресурсов максимально возможным числом потребителей.

Улучшение экологической обстановки в городах и населенных пунктах за счет сокращения вредных выбросов в атмосферу.

Состояние и уровень газификации городов и районов республики оказывают существенное влияние на социальное и экономическое развитие республики на качественный уровень жизни населения, на состояние экономики региона в целом, являясь одним из наиболее значимых факторов повышения эффективности энергоснабжения. В целом по республике только очевидные ежегодные потери от низкого уровня газификации жилья природным газом для республиканского консолидированного бюджета составляют порядка 40 млн.руб.(в новом исчислении) в виде предусматриваемых в бюджете дотаций населению на сжиженный газ, уголь, дрова. Применение природного газа, позволяющее по сравнению с другими видами топлива сократить текущие расходы на энергоресурсы по меньшей мере на одну треть, представляется наиболее эффективным способом устранения дефицита энергоресурсов.

1. Расчетно-технический раздел

1.1 Исходные данные и характеристики объекта

Село Можга городского типа, административно-хозяйственный и культурный центр совхоза "Можга", расположен к северо-востоку от города Можги на железнодорожной магистрали союзного значения Казань-Свердловск. Расстояние по железной дороге от поселка до районного центра г. Можги-17 км, до г. Ижевска-75 км.

Кроме железной дороги рядом с поселком Чумайтло проходит автомагистраль республиканского значения Казань-Можга-Ижевск.

Экономический профиль поселка определяют такие промышленные предприятия : известковый завод, торфопредприятие, хлебопищевой завод, филиал фабрики "Красная звезда".

Село Можга характеризуется умеренно-континентальным климатом с теплым летом продолжительной холодной зимой.

Тип грунта в районе строительства-суглинок.

Для разработки проекта предоставлен топографический план, разработанный в единой государственной системе координат.

В жилой застройке газифицируются 62 одноквартирных жилых дома. В каждом доме установлены бытовые газовые приборы : 4-горелочная плита ПГ4-ВК, проточный водонагревательный аппарат ВПГ-20-1-3-П и отопительный комбинированный аппарат АКГВ-20.

1.2 Характеристика газа и климатические данные

Характеристика природного газа "Уренгойского" месторождения сведена в таблице

Таблица 2.1 Параметры газовой смеси "Уренгойского" месторождения.

Температура холодной пятидневки tп=-34ºС

Продолжительность отопительного периода Zо.п.=222 дня

Средняя температура отопительного периода tср.=-5.6ºС

1.3 Расчет параметров газового топлива.

Определяется плотность газовой смеси по формуле:

ρ = 0,01 ∙ ∑ yi ∙ ρ I, (кг/м³ )(2.1)

где, уi – молекулярная концентрация i-го компонента в паровой фазе;

ρi – плотность газа (кг/м³ ).

Ρ = 0,01 ∙ ∑ уi ∙ ρi = 0,01 (0,3 ∙ 1,977 + 98,40 ∙ 0,717 + 0,1 ∙ 1,356 + 1,2 ∙ 1,251) = = 0,728 (кг/м³ );

Определяется низшая теплота сгорания газовой смеси по формуле:

Q_н ^р = 0,01 ∑ уi ∙ Q_н ^р , (кДж/м³ )(2.2)

где, Q_н ^р – низшая теплота сгорания газовой смеси (кДж/м³ ).

Q_н ^р = 0,01 ∑ уi ∙ Q_н ^р = 0,01 (98,40 ∙ 35832 + 0,1 ∙ 63768) = 35322,46 (кДж/м³ ).

Определяется теоретически необходимый расход воздуха для горения 1 м³ газовой смеси по формуле:

V_возд = 0,01 ∑ yi ∙ V_возд i, (м³ /м³ )(2.3)

где, V_возд i – расход воздуха определенного газа, (м³ /м³ ).

V_возд = 0,01 ∑ yi ∙ V_возд i = 0,01 ∙ (98,40 ∙ 9,52 + 0,1 ∙ 16,66) = 9,384 (м³ /м³ );

Определяется низший предел взрываемости по формуле:

L_н = 100 / ∑ (yi / L_н ), (%)(2.4)

где, L_н – нижний предел взрываемости компонента (%).

L_н = 100 / ∑ (yi / L_н ) = 100 / (98,40 ÷ 5 + 0,1 ÷ 3) = 5,1 %;

Определяется верхний предел взрываемости по формуле:

L_в = 100 / ∑ (yi / L_в ), (%)(2.5)

где, L_в – верхний предел взрываемости компонента (%).

L_в = 100 / ∑ (yi / L_в ) = 100 / (98,40 ÷ 15 + 0,1 ÷ 12,5) = 15,2 %;

Определяется балласт по формуле:

б = 0,01 ∙ ∑ yi, (%) (2.6)

где, б – балласт (%).

Б = 0,01 ∙ ∑ yi = 0,01 ∙ (0,3 + 1,2) = 0,015 %;

Определяется низший предел взрываемости с учетом балласта по формуле:

L_н ^б = (L_н ∙ (1+(б/1-б)) ∙ 100) / (100 + L_н (б/1-б)), (%) (2.7)

где, L_н ^б – низший предел взрываемости балласта (%)

L_н ^б = (L_н ∙ (1+(б/1-б)) ∙ 100) / (100 + L_н (б/1-б)) = (5,1 ∙ 1,015 ∙ 100) / (100 + 5,1∙ ∙0,015) = 5,17 %;

Определяется верхний предел взрываемости с учетом балласта по формуле:

L_в ^б = (L_в ∙ (1+(б/1-б)) ∙ 100) / (100 + L_в (б/1-б)), (%) (2.8)

где, L_в ^б – верхний предел взрываемости балласта (%)

L_в ^б = (L_в ∙ (1+(б/1-б)) ∙ 100) / (100 + L_в (б/1-б)) = (15,2 ∙ 1,015 ∙ 100) / (100 + 15,2 ∙ 0,015) = 15,39 %;

Плотность газа = 0,728 (кг/м³ )

Таблица 2.2 Основные параметры газовой смеси Уренгойского месторождения

Таблица 3.1 Расчет расхода газа для участков сети

1.4 Расчет потребления газа частным сектором

Расчетный часовой расход газа Q_d ^h (м³ /ч) определяется по сумме номинальных расходов приборами или группой приборов q_{nom i} (м³ /ч), и определяются по формулам:

Q_d ^h = ∑ k_sim ∙ q_nom ∙ n_i , (м³ /ч)(3.1)

где, k_{sim i} – коэффициент одновременности действия приборов,

n_i – число однотипных приборов,

q_nom – номинальный расход газа приборами (м³ /ч)

q_nom = (N_nom ∙ 3600)/Q_н ^р , (кВт)(3.2)

где, N_nom – номинальная тепловая мощность горелки газового прибора (кВт),

Q_н ^р – расчетный расход газа местного населенного пункта, снабжаемого природным газом Уренгойского месторождения (м³ /ч).

Q_р = 0,55 ∙ Q_n , (м³ /ч)(3.3)

где, 0,55 – коэффициент, зависящий от соотношения между путевым и транзитным расходами и числа мелких потребителей, составляющих путевую нагрузку;

Q_n – путевой расход газа, (м³ /ч).

Q_т = ∑ Q_п , (м³ /ч)(3.4)

где, Q_т – транзитный расход газа (м³ /ч),

∑ Q_п – сумма предыдущих путевых расходов (м³ /ч)

Q_р = 0,55 ∙ Q_п + Q_т , (м³ /ч)(3.5)

Основными приборами являются бытовые приборы: 4-горелочные плиты повышенной комфортности (ПГ4-ВК), газовые проточные водонагреватели (ВПГ-20-1-3-П), отопительные емкостные водонагреватели (АКГВ-20).

Определим расход газа расчетными участками наружного газопровода.

Расчет сводится в таблицу 3.1

Определяется номинальный расход для ПГ4-ВК:

q^ПГ4-ВК _nom = (N_nom ∙ 3600)/Q_н ^р = (13,6 ∙ 3600)/35322 = 1,39 (м³ /ч);

N_nom = 2 ∙ 1,9 + 2,8 + 0,7 + 0,09 ∙ 70 = 13,6 (кВт);

Определяется номинальный расход газа для ВПГ-20-1-3-П:

q^{ВПГ-20-1-3-П} _nom = (N_nom ∙ 3600)/Q_н ^р = (20,93 ∙ 3600)/35322 = 2,13 (м³ /ч);

N_nom = 20,93 (кВт);

Определяется номинальный расход газа для АКГВ-20:

q^АКГВ-20 _nom = (N_nom ∙ 3600)/Q_н ^р = (23,41 ∙ 3600)/35322 = 2,38 (м³ /ч);

N_nom = 23 + 0,41 = 23,41 (кВт).

Определяется сумма номинальных расходов приборов:

Q_d ^h = ∑ k_sim ∙ q_nom ∙ n_i = 0,1974 ∙ 1,39 ∙ 62 + 0,1974 ∙ 2,38 ∙ 62 + 0,85 ∙ 2,13 ∙ 62 = 158,39 (м³ /ч).

Для тупикового участка:

3-9 Q_n = Q_d ^h = 0,85 ∙ 2,4 ∙ 17 + 0,292 ∙ (1,4 + 2,1) ∙ 17 = 52,05 (м³ /ч),

Q_р = 0,55 ∙ Q_n = 0,55 ∙ 52,05 = 28,63 (м³ /ч);

3-4 Q_n = Q_d ^h = 0,85 ∙ 2,4 ∙ 18 + 0,288 ∙ (1,4 + 2,1) ∙ 18 = 54,86 (м³ /ч),

Q_р = 0,55 ∙ 54,86 = 30,17 (м³ /ч);

6-8 Q_n = Q_d ^h = 0,85 ∙ 2,4 ∙ 11 + 0,292 ∙ (1,4 + 2,1) ∙ 11 = 33,68 (м³ /ч),

Q_р = 0,55 ∙ 33,68 = 18,52 (м³ /ч);

6-7 Q_n = Q_d ^h = 0,85 ∙ 2,4 ∙ 3 + 0,480 ∙ (1,4 + 2,1) ∙ 3 = 11,16 (м³ /ч),

Q_р = 0,55 ∙ 11,16 = 6,14 (м³ /ч);

1-5 Q_n = Q_d ^h = 0,85 ∙ 2,4 ∙ 6 + 0,392 ∙ (1,4 + 2,1) ∙ 6 = 20,47 (м³ /ч),

Q_р = 0,55 ∙ 20,47 = 11,26 (м³ /ч);

Для транзитных участков:

2-6 Q_n = Q_d ^h = 0,85 ∙ 2,4 ∙ 7 + 0,370 ∙ (1,4 + 2,1) ∙ 7 = 23,34 (м³ /ч),

Q_тр = Q_n (6-8) + Q_n (6-7) = 33,68 + 11,16 = 44,84 (м³ /ч),

Q_р = 0,55 ∙ Q_n + Q_тр = 12,84 + 44,84 = 57,68 (м³ /ч);

2-3 Q_тр = Q_n (3-9) + Q_n (3-4) = 52,05 + 54,86 = 106,91 (м³ /ч),

Q_р = 106,91 (м³ /ч);

1-2 Q_тр = Q_n (3-9) + Q_n (3-4) + Q_n (6-8) + Q_n (6-7) + Q_n (2-6) = 52,05 + 54,86 + 33,68+ 11,16 + 23,34 = 175,09 (м³ /ч),

Q_р = 175,09 (м³ /ч);

0-1 Q_тр = Q_n (3-9) + Q_n (3-4) + Q_n (6-8) + Q_n (6-7) + Q_n (2-6) + Q_n (1-5) = 52,05 +54,86 + 33,68 + 11,16 + 23,34 + 20,74 = 195,56 (м³ /ч).

1.5 Выбор и обоснование систем газоснабжения

Для газификации поселка принята тупиковая система газоснабжения. Для газопровода подобраны оптимальные диаметры труб в соответствии с расчетным расходом газа жилой застройки. Общая протяженность сетей газоснабжения составило 2002 метров.

Прокладка газопроводов предусмотрена подземная на глубине не менее 0,8 метров. Для стальных газопроводов в местах, где не предусмотрено движение транспорта и сельскохозяйственных машин (межпоселковые газопроводы), глубину прокладки допускается уменьшить до 0,6 метров. Надземные газопроводы следует прокладывать на отдельно стоящих опорах, этажерках и колоннах из негорючих материалов или по стенам зданий. Высоту прокладки надземных газопроводов следует принимать в соответствии с нормативными требованиями. На свободной территории вне проезда транспорта и прохода людей допускается прокладка газопроводов на низких опорах на высоте не менее 0,35 м от земли до низа трубы.

Толщина стенки трубы должна быть не менее 3 мм для подземных и наземных в обваловании газопроводов и 2 мм для надземных и наземных без обвалования. Для строительства систем газоснабжения следует применять стальные прямошовные и спиральношовные сварные и бесшовные трубы, изготовленные из хорошо сваривающейся стали. Для внутридомовых газопроводов допускается применять трубы стальные водогазопроводные по ГОСТ 3262-75. Для наружных газопроводов трубы стальные электросварные прямошовные по ГОСТ 10704-91. При подземной прокладке газопроводов целесообразно применение полиэтиленовых труб с маркировкой "GAZ". Соединительные части и детали для систем газоснабжения следует предусматривать из спокойной стали (литые, кованые, штампованные, гнутые или сварные). Соединительные части и детали систем газоснабжения допускается изготовлять из стальных бесшовных и прямошовных сварных труб или листового проката, металл которых отвечает техническим требованиям. Фланцы, применяемые для присоединения к газопроводам арматуры, оборудования и приборов, должны соответствовать ГОСТ 12820-80 и ГОСТ 12821-80.

В разрабатываемом проекте определены места установки отключающих устройств и их тип. Для безопасной эксплуатации отключающая арматура защищена оградой, выполненной из стального проката и сетки рабица по типовой разработке.

Установка газовых плит в жилых домах предусматривается в помещениях кухонь высотой не менее 2,2 м, имеющих окно с форточкой, вытяжной вентиляционный канал и естественное освещение.

Внутренний объем помещений кухонь должен быть, м³ , не менее:

- для газовой плиты с 2 горелками – 8;

- для газовой плиты с 3 горелками – 12;

- для газовой плиты с 4 горелками – 15.

Для горячего водоснабжения устанавливают проточные или емкостные газовые водонагреватели, а для отопления – емкостные газовые водонагреватели, малолитражные отопительные котлы.

Установка водонагревателей, отопительных котлов и отопительных аппаратов предусматривается в кухнях и нежилых помещениях. Установка газовых приборов в ванных комнатах не допускается.

Установка газовых проточных водонагревателей предусматривается на стенках из негорючих материалов на расстоянии не менее 2 см от стены.

1.6 Гидравлический расчет газопроводов низкого давления

Методика расчета тупиковых газовых сетей низкого давления.

Суммарную потерю давления газа от ГРП до наиболее удаленного прибора принимают равной 180 даПа, причем считают, что 120 даПа приходится на уличные и внутриквартирные газопроводы, а 60 даПа – на дворовые и внутренние.

Зная общий расход газа и длину расчетных участков, определяют удельный путевой расход на 1 м распределительной сети.

Путевые расходы находят, перемножая удельные путевые расходы газа на длину соответствующих участков сети.

Удельные потери давления для самой протяженной магистрали рассчитывают по формуле ∆p/1,1∑l.

Потери на местные сопротивления принимают равными 10% от потерь на трение.

Так как точка пересечения линий, соответствующих расходу и удельным потерям давления, на номограмме чаще всего находится между двумя диаметрами, то при постоянном расходе, передвигаясь к ближайшему из них, уточняют значение удельных потерь давления. Полученное значение удельных потерь давления умножают на длину расчетного участка и находят потери давления.

После подбора диаметра труб определяют степень использования расчетного перепада давлений:

∆p_p - ∑ ∆p_i /∆p_p ≤ 0,1(5.5)

где, ∑ ∆p_i – сумма потерь давления от ГРП до самой удаленной точки распределительной газовой сети.

Если это неравенство не соблюдается, то выбирают другой диаметр газовой сети.

При расчете ответвлений из расчетного перепада давлений ∆p_p вычитают сумму потерь давления на общих участках и подбирают диаметры труб для остальных участков на полученную при этом разность.

Таблица 5.1 Гидравлический расчет газопроводов низкого давления

1.7 Гидравлический расчет внутридомового газопровода

Расчет внутридомового газопровода производится после выбора и размещения бытовых газовых аппаратов и составления схемы газопровода.

Расчетный перепад давления газа увязывается с перепадом давления в распределительной сети.

Определяется расчетный расход для всех участков по формуле 3.1.

Определяется расчетная длина участков и потери давления на них по формуле 5.1.

Определяется дополнительное избыточное давление, зависящее от высоты располагаемого газопровода по формуле:

∆Р_гидр. = g ∙ h (ρ_в -ρ_г ), Па(5.6)

где, ∆Р_гидр. – гидростатическое давление, Па;

h – геометрическая разница отметок конца и начала участка, считая по ходу движения газа, м;

ρ_в – 1,293 кг/м³ ;

ρ_г – плотность газового топлива применяемого в системе, кг/м³ .

Расчет выполняется в табличной форме – таблица 5.1

Последовательность выполнения расчета:

1. Вычерчивается расчетная схема;

2. На схеме обозначается расчетные участки, их длины;

3. Выбирается главная расчетная ветка – самая удаленная, самая загруженная ветка в сети;

4. Определяется расчетный расход для всех участков сети:

0-1 плита с расходом Q_d ^h = 1,37 (м³ /ч);

1-2 плита, водонагреватель, отопительный котел с расходом Q_d ^h = 1,37+2,1++2,35 = 5,8 (м³ /ч);

3-4 отопительный котел с расходом Q_d ^h = 2,35 (м³ /ч);

3-1 отопительный котел, водонагреватель с расходом Q_d ^h = 2,35+2,1=4,5(м³ /ч)

3-5 водонагреватель с расходом Q_d ^h = 2,1 (м³ /ч).

5. Задаются диаметры участков газопроводов в соответствии с присоединительными размерами газовых приборов и условиями увязки внутридомовой сети, например для участка 0-1 принимается диаметр равный 15 мм. по размеру присоединительного патрубка ПГ4-ВК и диаметр равный 20 мм., для гидравлической увязки, в таком случае с изменением сечения изменяется и номер участка 0-1 1-1^’ ;

6. Определяются удельные потери на трения и эквивалентные длины по [10] т.3.;

7. Определяется сумма местных коэффициентов по [11] т.6.1.:

0-1 для d=15:

пробковый кран ζ=4;

1-1^’ для d=20: 10 отводов и сужение в пределах перехода на следующий диаметр, отвод гнутый – 0,3; ∑ζ = 10 ∙ 0,3 + 0,35 = 3,35;

1-2 для d=25: 6 отводов и пробочный кран, ∑ζ = 6 ∙ 0,3 + 2 = 3,8;

3-4 для d=20: 1 отвод и пробочный кран, ∑ζ = 1 ∙ 0,3 + 2 = 2,3;

3-1 для d=20: сужение в пределах перехода на следующий диаметр, тройник проходной, ∑ζ = 0,35 + 1 = 1,35;

3-5 для d=20: пробочный кран и тройник проходной, ∑ζ = 2,3 + 1 = 3,3;

8. Определяется расчетная длина участков:

0-1 для d=15: l_р = l_ф + ∑ζ ∙ l_экв = 0,8 + 4 ∙ 0,35 = 2,2 (м);

1-1’ для d=20: l_p = 23,7 + 3,35 ∙ 0,45 = 25,2 (м);

1-2 для d=25: l_p = 2,6 + 3,8 ∙ 0,74 = 5,4 (м);

3-4 для d=20: l_p = 2,2 + 2,3 ∙ 0,5 = 3,35 (м);

3-1 для d=20: l_p = 1,7 + 1,35 ∙ 0,59 = 2,5 (м);

3-5 для d=20: l_р = 1,7 + 3,3 ∙ 0,48 = 3,3 (м).

9. Определяется дополнительное избыточное давление:

0-1 ∆Р_гидр = g ∙ h ∙ (ρ_в - ρ_г ) = 9,8 ∙ 0,8 ∙ (1,293-0,735) = 4,4;

1-2 ∆Р_гидр = -9,8 ∙ 1,1 ∙ (1,293-0,735) = -6;

3-4 ∆Р_гидр = 9,8 ∙ 1,7 ∙ (1,293-0,735) = 9,3;

3-5 ∆Р_гидр = 9,8 ∙ 1,7 ∙ (1,293-0,735) = 9,3.

10. Определяются потери давления на участках:

0-1 для d=15: ∆Р = ∆P/l ∙ l_p = 4,5 ∙ 2,2 = 9,9 (Па);

1-1’ для d=20: ∆Р = 1,25 ∙ 24,5 = 30,6 (Па);

1-2 ∆Р = 4,25 ∙ 5,4 = 23 (Па);

3-4 ∆Р = 2,75 ∙ 3,35 = 9,2 (Па);

3-1 ∆Р = 8,75 ∙ 2,5 = 21,9 (Па);

3-5 ∆Р = 2,25 ∙ 3,3 = 7,43 (Па).

8. Определяются суммарные потери давления на газопроводе:

0-1 ∆Р + ∆Р_гид = 8,6+30,6+4,4 = 43,6 (Па);

1-2 ∆Р + ∆Р_гид = 23-6 = 17 (Па);

3-4 ∆Р + ∆Р_гид = 9,2+9,3 = 18,5 (Па);

3-1 ∆Р + ∆Р_гид = 21,9 (Па);

3-5 ∆Р + ∆Р_гид = 7,43+9,3 = 16,7 (Па).

9. Выполняется увязка ответвлений или участка, которая заключается в равенстве сопротивлений схода допустимое различие сопротивлений ±10%.

Участок (0-1) увязать с участком (3-4) + (3-1) = (43,6-40,4)/43,6∙100% = 7,3%;

Участок (5-3) увязать с участком (3-4) = (18,5-16,7)/18,5∙100% = 9,7%.

Результаты расчета заносятся в таблицу 5.2

Таблица 5.2 Гидравлический расчет внутридомового газопровода

1.8 Подбор оборудования ШРП

Подбор регулятора давления.

Подбор регулятора давления следует производить из расчета расхода газа, для котельных при максимальной производительности установленных котлов с учетом входного и выходного давления.

Методика подбора:

1. задается типоразмер регулятора давления;

2. выясняется входное давление в регулятор, пренебрегая потерями в отключающих устройствах и в фильтре.

3. если давление на входе меньше 10 кПа, расчет ведется по п.4, в противном случае по п.5.

4. Определяется пропускная способность регулятора давления по формуле:

Q_рег = 360 ∙ f_c ∙ k_v ∙ √2∆P/ρ, (м³ /ч)(6.1)

где, f_c – площадь седла клапана (см² ), определяется по паспортным данным или по формуле:

f_c = π ∙ d_c ² /4, (см² )(6.2)

где, π – 3,14;

d_с – диаметр седла (см);

k_v – коэффициент расхода, принимается по справочным данным в зависимости от конструкции клапана (0-1):

- для двухседельных клапанов: (0,4-0,5);

- для односедельных клапанов, при которых начальное давление давит на клапан: (0,6-0,65);

- для односедельных клапанов, при которых первоначальное давление давит под клапан: (0,7-0,75);

- для односедельного клапана, в котором клапан отключается от седла и газ проходит через седло почти без соприкосновения с клапаном: (0,75-0,8).

∆P – перепад давления, определяется по формуле:

∆P = P_вх – P_вых , МПа(6.3)

g_г – плотность газа (кг/м³ ),

360 – приводит во взаимодействие.

5. Определяется пропускная способность регулятора давления:

Q_рег = 1595 ∙ f_c ∙ k_v ∙ P_вх ∙ φ ∙ √1/ρ , (м³ /ч)(6.4)

где, P_вх – применяется Р_абс ,

Р_абс = Р_изб + Р_атм ,

Р_атм = 0, 10132 (МПа).

φ – коэффициент, зависящий от вида газа и входного и выходного давления:

φ = √(2∙γ)/(γ-1) ∙ [(Р_вых /Р_вх )^2/γ – (Р_вых /Р_вх )^(γ+1)/γ ](6.5)

где, γ – 1,31 (для природного газа), γ – 1,44 (для СУГ).

6. Определяется отношение расхода регулятора и расчет расходного:

0,1 ≤ Q_p /Q_рег ≤ 0,8(6.6)

- если данное отношение получилось меньше 0,1 , то типоразмер регулятора давления нужно уменьшить и перейти к п.4 или п.5;

- если данное отношение больше 0,8 , то типоразмер регулятора давления нужно увеличить и перейти к п.4 или п.5;

- если данное отношение получилось удовлетворительным, то выбранный типоразмер регулятора давления принимается.

Подбор газовых фильтров.

Подбор газовых фильтров осуществляется по пропускной способности с учетом предельных потерь давления, которые не должны превышать для сетчатых фильтров 5000 Па, для волосяных – 10000 Па, а до начала эксплуатации или после очистки и промывки фильтра этот перепад должен составлять соответственно 200-2500 Па и 4000-5000 Па.

Определение пропускной способности фильтров:

Q = Q_т ∙ √(g_от ∙ ∆ρ ∙ ρ₂ )/(g_о ∙ ∆ρ_т ∙ ρ_2т ), (м³ /ч)(6.7)

где, Q_т – пропускная способность фильтра при табличных условиях, м³ /ч;

g_от – плотность газа табличная, кг/м³ ;

g_о – плотность газа при использовании другого газа, кг/м³ ;

∆ρ_т – перепад давлений на фильтре при табличных условиях, МПа;

∆ρ – перепад давлений на фильтре при работе в режиме, отличном от табличного, МПа;

ρ₂ – давление газа после фильтра при работе в режиме, отличном от табличного, МПа;

ρ_2т – давление газа после фильтра табличное, МПа.

Подбор предохранительно-запорного клапана (ПЗК).

1. Выбор типа ПЗК определяется исходя из параметров газа, проходящего через регулятор давления, а именно: максимального давления на входе регулятора; выходного давления газа из регулятора и подлежащего контролю; диаметр входного патрубка в регулятор.

2. Выбранный ПЗК должен обеспечивать герметичное закрытие подачи газа в регулятор в случае повышения или понижения давления, за ним сверху установленных пределах.

Согласно "Правилам безопасности в газовом хозяйстве" верхний предел срабатывания ПЗК не должен превышать максимальное рабочее давление газа после регулятора более чем на 25%.

Нижний предел настройки 1,1 от устойчивого горения пламени горелки или на 10% больше, чем значение настроенного (рабочего) давления на горелку.

Выбор предохранительно-сбросного клапана (ПСК).

ПСК, в том числе встроенные в регулятор давления, должны обеспечивать сброс газа при превышении максимального рабочего давления после регулятора не более чем на 15%.

При выборе ПСК определяется количество газа, подлежащего сбросу, и сравнивается с табличным значением л.13 т.7.15 и определяется по формуле:

Q ≥ 0,0005 ∙ Q_рег , м³ /ч(6.8)

где, Q – количество газа, подлежащее сбросу ПСК в течение часа при t=0^° C, Р_бар – 0,10132 МПа;

Q_рег – расчетная способность регулятора давления при тех же условиях, м³ /ч.

При отсутствии перед регулятором давления ПЗК количество газа, подлежащее сбросу, определяют по формуле:

- для регулятора давления с золотниковым клапаном:

Q ≥ 0,01 ∙ Q_рег , м³ /ч(6.9)

- для регулирующих заслонок:

Q ≥ 0,02 ∙ Q_рег , м³ /ч(6.10)

При необходимости параллельной установки в ГРП нескольких регуляторов давления суммарное количество газа, подлежащее сбросу ПСК в течение часа, должно удовлетворить:

Q^, ≥ 0,01 ∙ Q_n , (6.11)

где, Q – количество газа, подлежащее сбросу ПСК в течение часа для каждого регулятора, м³ ;

n – число регуляторов давления, шт.

Подбираем для ШРП оборудование:

При Q = 195,56 м³ /ч, Р_вых = 0,002 МПа, Р_вх = 0,3 МПа, d_0-1 = 159*4, тогда k_v =0,6 (односедельный клапан);

Определяется расход регулятора давления по формуле:

Q_рег = 1595 ∙ f_c ∙ k_v ∙ P_вх ∙ φ ∙ √1/ρ;

Определяется диаметр:

f_c = π ∙ d² _c /4 = (3,14 ∙ 1,5² )/4 = 1,77 (см² );

Определяется абсолютное давление:

Р_абс = Р_атм + Р_изб = 0,002 + 0,10132 = 0,10332 (МПа);

Определяется коэффициент, зависящий от вида газа и входного и выходного давления:

φ = √(2∙γ)/(γ-1) ∙ [(Р_вых /Р_вх )^2/γ – (Р_вых /Р_вх )^(γ+1)/γ ] = √(2∙1,31)/(1,31-1) ∙ ∙[(0,002/0,3)^2/1,31 – (0,002/0,3)^{(1,31+1)/1,31} ] = 0,58;

Из выше рассчитанного определяется расход газа давления:

Q_рег = 1595 ∙ f_c ∙ k_v ∙ P_вх ∙ φ ∙ √1/ρ = 1595 ∙ 1,77 ∙ 0,6 ∙ 0,3 ∙ 0,58 ∙ √1/0,728 =

= 459,9 (м³ /ч);

Определяется отношение расхода регулятора и расходный расчет: 0,1 ≤ Q_р /Q_рег ≤ 0,8; 195,56/459,9 = 0,4 – находится в пределах 0,1-0,8;

Фильтр сетчатый

ФС-50 (рассчитывается по т.7.20 лит.2);

Предохранительно-запорный клапан (ПЗК)

ПКН-50 (рассчитывается по т.7.14 лит.2);

Определяется верхний предел 25%

0,002 – 100

0,0005 – 25,

0,002 + 0,0005 = 0,0025 (МПа),

Определяется нижний предел 10% от устойчивости пламени горелки

Верхний 0,001-0,06

Нижний 0,0003-0,003

Предохранительно-сбросной клапан (ПСК)

ПСК-50 (рассчитывается по т.7.15 лит.2)

Предел срабатывания больше 15%

0,002-100

0,0003-15

0,002+0,0003 = 0,0023

Q ≥ 0,0005 ∙ 459,9 = 0,2299 (м³ /ч)

При давлении в сети 2000 Па ГП-40 сбрасывает 25 м³ /ч при массе равной 6,7.

2. Назначение, обоснование и состав ППР

2.1 Технология и пути ее совершенствования

Проект производства работ разрабатывается в целях определения наиболее эффективных методов выполнения монтажных работ, способствующих снижению себестоимости, трудоемкости, сокращению сроков монтажа, улучшению качества работ и обеспечение безопасности работ. Проект производства работ является руководящим документом по монтажу и эксплуатации систем газоснабжения.

В состав проекта производства работ входят:

-организация подготовительных работ, включая монтажное проектирование, выдачу заказов в ЦПП на заводы изготовители, заявки на газовое оборудование и материалы;

-определение объемов работ;

-определение трудовых затрат, необходимого количества машин, механизмов и качественный комплексный состав газовиков;

-определение мест складирования оборудования, материалов и изделий;

-обеспечение бесперебойного ведения монтажных работ;

-повышение качества монтажа, снижение трудоемкости, сокращение стоимости производственных процессов;

-обеспечение безопасности ведения работ.

Проект производства работ составляется на основе совмещенного календарного план-графика строительства объекта, в котором графически изображены все виды работ на объекте по дням всего строительства.

Проект производства работ разрабатывается специальными подразделениями монтажных управлений, утверждается главным инженером и согласовывается заказчиком и генподрядчиком.

2.2 Выбор метода производства работ

Производство работ по монтажу систем газоснабжения и газораспределения ведутся тремя методами:

-последовательный;

-параллельный;

-поточный.

Последовательный метод предусматривает начало работ по монтажу систем газоснабжения и газораспределения после окончания общестроительных работ.

Такой метод сокращает сроки монтажа, обеспечивает сохранность заготовок, выполняются правила техники безопасности, улучшается качество работ и не затягивается расчет за не выполненные работы.

Этим методом обычно выполняются работы внутренних систем газоснабжения.

Параллельный метод применяется при монтаже крупных производственных объектов, где объем работ по монтажу систем газоснабжения и газораспределения занимает большой процент.

На таких объектах монтаж оборудования и трубопроводов по продолжительности выравнивается с общестроительными работами.

Поточный метод применяется при монтаже газопроводов микрорайонов и населенных пунктов.

Метод предусматривает производство работ отдельными потоками, последовательно друг за другом. Такой метод не парализует движение транспорта, не требует большого количества рабочей силы, обеспечивает на длительную занятость одну бригаду.

2.3 Характеристика грунта и ведомость объема земляных работ

2.5 Ведомость основных и вспомогательных материалов

2.6 Калькуляция трудовых затрат и заработной платы

На все виды работ по монтажу и ремонту систем газоснабжения, а также на испытание и диагностику составляется калькуляция с целью определения трудозатрат и расценок для расчета заработной платы. Калькуляция составляется на основании сводной ведомости объемов работ и действующих норм и расценок по ЕНиР – единые нормы и расценки на производство работ.

Калькуляция составляется для определения ставки работающих, ставки работ, расчета численного и квалификационного состава бригад.

На основании калькуляции определяется общая трудоемкость монтажа или ремонтных работ и заработной платы.

При составлении калькуляции используются:

-ЕНиР-1 погрузочно-разгрузочные работы;

-ЕНиР-2-1 земляные работы;

-ЕНиР-9-1 внутреннее газоснабжение;

-ЕНиР-9-2 наружное газоснабжение;

-ЕНиР-22-2 сварочные работы.

2.7 Сводная ведомость трудовых затрат