Дипломный проект: Газоснабжение населенного пункта на 13 тыс. жителей

САРАТОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра
ТГС и В______________________________
_
Задание
на дипломное проектирование
Студента учебной группы ТГС ___________________________________________
_____________________
_____________
ТЕМА ПРОЕКТА
____ _Газоснабжение населенного пункта на 13 тыс. жителей_________
____________________________________________________________________
____________________________________________________________________
____________________________________________________________________
( Утверждена на заседании кафедры, протокол от _____ № ________ )
Начало проектирования
«
Представление оформленного проекта
« _____ » ____________ 20
Дата защиты « _____ » ______________ 20
» марта 20
г.
г.
г.
Оценка защиты _____________(учёное звание,фамилия секретаря ГЭК,подпись)
1
Целевая установка и исходные данные:
1. Разработать проект газоснабжения населенного пункта на базе сетевого
природного газа. Для эффективной эксплуатации систем газоснабжения
предусмотреть автоматику безопасности.
2. Выполнить проект организации работ по монтажу системы газоснабжения и
определить сметную стоимость строительства.
3. Разработать мероприятия по охране труда и технике безопасности при
строительстве и эксплуатации систем газоснабжения. Провести
экологическую экспертизу проекта.
4. Основные технические решения и технологические параметры обосновать
расчётами, а так же результатами технико-экономического анализа и патентных
исследований.
5. Исходные данные проекта: генплан населенного пункта, прокладка
газопроводов подземная.
№
Перечень чертежей, подлежащих разработке
Формат Количество
п/п
1
2
1 Генеральный план населенного пункта
2 Схема высокого давления
3 Схема низкого давления
3
А0+
А0+
А0+
4
1
1
1
4 Фрагмент генплана, виду А, узел А
А1
1
А1
1
А1
1
А1
А1
1
1
А1
1
5 План теплогенераторной, схема газопроводов
6 Автоматика котла
7 Продольный профиль участка подземного газопровода
8 Определение оптимального количества ГРП
9 Монтажная схема производства работ, схема укладки
газопровода, циклограмма с графиком движения
рабочих, матрица объектного потока,сетевой график,
технико-экономические показатели, экспликация.
2
№
Консультанты
п/п
Содержание расчетно-пояснительной записки
1
Разработка проекта газоснабжения населенного пункта
2
Технико-экономическое обоснование проектных решений.
3
Патентный поиск и литературный анализ по выбору
газорегуляторных пунктов.
4
Гидравлический расчёт газовых распределительных сетей.
5
Теплогенераторная цеха №1
6
Автоматика регулирования и безопасности котла.
7
Безопасность технологического процесса
8
Экономика строительства систем газоснабжения.
9
Экологическая экспертиза проекта.
10 Организация строительства.
Основная рекомендуемая литература:
1. СНиП 42-01-2002 Газораспределительные системы - М.: ГУП ЦПП.
2. СНиП 2.07.01 - 89 Градостроительство. Планировка и застройка городских и
сельских поселений. - М.: 1989 - 57 с.
3. Стаскевич Н.Л. и др. Справочник по газоснабжению и использованию газа. Л. Недра. 1990.-752 с.
4. Правила безопасности в газовом хозяйстве. - Санкт-Петербург: Деан, 2002112с.
5. Ионин А.А. Газоснабжение. - М.: Стройиздат, 1989 - 439 с.
6. Курицын Б. Н. Оптимизация систем теплогазоснабжения и вентиляции. Саратов.: Издательство Саратовского университета, 1992 - 160 с.
Руководитель проекта
Принял к исполнению
Студент
3
ПРИЛОЖЕНИЕ
к
заданию
на
дипломное
проектирование
УТВЕРЖДАЮ:
Руководитель проекта
___________________ _____________
(ученое звание)
_________
(фамилия, подпись)
_______
______
КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК
работы над проектом
№
п.п.
1
Разделы, темы и их содержание
По плану
Фактически
Отметка
дата объем Дата объем руководителя
в%
в % о выполнении
Разработка проекта
газоснабжения
2
Гидравлический расчет и подбор
оборудования.
3
Разработка газоснабжения
4
Газооборудование завода ЖБК,
схема газопровода
ТЭО газоснабжения
5
Автоматика газоснабжения
6
Организация строительства
7
Экономика строительства
8
Безопасность технологического
процесса
9
Экологическая экспертиза
10
Оформление проекта
11
Подготовка к защите
Студент
________________________
(фамилия, инициалы)
(подпись)
«_
»
г.
4
______
Реферат
Пояснительная записка дипломного проекта содержит 120 листов,
3 рисунка, 43 таблицы, 31 источник литературы, графическая часть содержит 6
листов формата А1, 3 листа формата А0 и 6 приложений.
СХЕМА ГАЗОСНАБЖЕНИЯ, ГАЗОСНАБЖЕНИЕ, ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ
РАСЧЕТ, ОРГАНИЗАЦИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА, НОРМАТИВНЫЕ
РАСХОДЫ ГАЗА, ЧАСОВОЙ РАСХОД ГАЗА, ГОДОВОЙ РАСХОД ГАЗА,
ГАЗОПРОВОД, КАТОДНАЯ ЗАЩИТА, АНОДНЫЙ ЗАЗЕМЛИТЕЛЬ
Объектом разработки проекта газоснабжения является населенный
пункт на 13 000 жителей.
Цель проекта - разработка системы газоснабжения для нужд населения,
коммунально-бытовых потребителей и промышленных предприятий.
В данном проекте необходимо определить годовые и часовые расходы
газа на различные нужды, выполнить гидравлический расчет систем высокого и
низкого давления. В проекте выполнено технико-экономическое обоснование
оптимального количества ГРП,
включены
разделы
экономики,
организации строительства. Предусмотрены мероприятия по организации и
безопасности строительства.
5
The abstract
The explanatory note contains 120 pages, 3 figure, 43 tables, 31 the source of
literature, the graphical part contains 6 sheets of A1,3 sheets A0 and 6 applications.
THE SCHEME OF GAS SUPPLY,
ORGANIZATION
OF
HYDRAULIC CALCULATION,
CONSTRUCTION,
STANDARD
EXPENSE
ALLOWANCES OF GAS, CONSUMPTION PER HOUR OF GAS, ANNUAL
GAS FLOW RATE, THE GAS-PIPE, HEAD GAS POINT, THE PRESSURE
REGULATOR, CATHODIC PROTECTION, ANODIC EARTHING
Object of development of the project of gas supply is the settlement on 13 000
inhabitants.
The purpose of the project - system engineering of gas supply for needs of the
population, household consumers and the industrial enterprises.
In the given project it is necessary to define annual and hour charges of gas on
various needs, to execute hydraulic calculation of systems of high and low pressure.
In the project the feasibility report on design decisions on application of the inclineddirected drilling is executed, sections of economy, the organization of construction
are included. Actions on the organization and safety of construction are stipulated.
6
Содержание
Реферат .................................................................................................................................. 5
Содержание ........................................................................................................................... 7
Введение................................................................................................................................. 9
1. Технологическая часть ................................................................................................. 10
1.1 Краткие сведения о газифицируемом населенном пункте ......................................... 10
1.1.1 Строительная характеристика ....................................................................................... 10
1.1.2 Климатические данные района строительства. ........................................................... 11
1.1.3 Источник газоснабжения. .............................................................................................. 11
1.2 Годовые расходы газа ........................................................................................................ 13
1.2.1 Нормативные расходы газа............................................................................................ 13
1.2.2 Годовые расходы газа на бытовые и коммунальные нужды населения ................... 13
1.2.3 Годовые и часовые расходы газа на хозяйственно-бытовые нужды населения. ..... 19
1.2.4 Годовые и часовые расходы газа на коммунальные и промышленные предприятия.
................................................................................................................................................... 21
1.2.5 Расчетные часовые расходы газа на отопление и горячее водоснабжение бытовых
потребителей. ........................................................................................................................... 22
1.2.6 Часовые расходы газа на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение
общественных зданий, коммунальных и промышленных предприятий. .......................... 28
1.3 Схема газораспределения .................................................................................................. 31
1.4 Гидравлический расчет газораспределительных сетей. ............................................. 32
1.4.1Расчет кольцевой сети высокого давления. .................................................................. 32
1.4.2Расчет тупиковой сети низкого давления. .................................................................... 40
1.5 Подбор регуляторов давления ШРП ............................................................................... 41
1.6 Газопроводы ....................................................................................................................... 47
1.7 Технико-экономическое обоснование ............................................................................. 48
1.7.1 Расчет оптимального количества ШРП ........................................................................ 48
1.7.2 Выбор оптимального количества очередей строительства газораспределительной
станции. .................................................................................................................................... 52
1.8 Патентный поиск и литературный анализ .................................................................... 55
1.9 Газоснабжение встроенной теплогенераторной цеха завода ЖБК. .......................... 57
1.9.1 Общие положения .......................................................................................................... 57
1.9.2 Автоматика и КИП теплогенераторной. ...................................................................... 58
1.9.3 Гидравлический расчет газопровода для теплогенераторной. .................................. 58
2 Расчет электрических характеристик защищаемых газопроводов. .................... 59
2.1 Расчет параметров катодной защиты трубопроводов................................................. 63
7
2.2 Расчет параметров анодного заземления ....................................................................... 66
2.3 Расчет параметров дренажной защиты .......................................................................... 68
3. Безопасность технологического процесса ................................................................ 72
4 Экологическая экспертиза. ........................................................................................... 78
4.1 Воздействие объекта на атмосферный воздух. .............................................................. 79
4.2 Расчет аварийного выброса. ............................................................................................. 83
4.3 Расчет выбросов загрязняющих веществ при вводе газопровода в эксплуатацию.
...................................................................................................................................................... 87
4.4 Воздействие отходов на состояние окружающей природной среды. ........................ 88
4.5 Заключение .......................................................................................................................... 89
5 Организация строительства. ........................................................................................ 90
5.1 Подсчет объемов работ ...................................................................................................... 90
5.2 Определение требуемых технических параметров крана .......................................... 98
5.3 Составление калькуляции затрат труда и проектирование состава бригады. ...... 99
5.4 Расчет сетевого графика.................................................................................................. 101
5.5 Расчет
потребности
в основных строительных материалах, деталях и
оборудовании. .......................................................................................................................... 102
5.6. Расчет стройгенплана. .................................................................................................... 104
5.7 Технико-экономические показатели ............................................................................. 109
5.8 Заключение ........................................................................................................................ 111
6 Экономика систем газоснабжения. ........................................................................... 112
Заключение. ...................................................................................................................... 117
Список использованных источников. ......................................................................... 118
8
Введение
В обеспечении страны необходимым количеством высококачественного
топлива
ведущая
роль,
как
и
прежде,
будет
принадлежать
газовой
промышленности.
Современные системы газоснабжения представляют собой сложный
комплекс, состоящий из газораспределительных станций (ГРС), газовых сетей
высокого, среднего и низкого давления, газорегуляторных пунктов и установок
(ГРП и ГРУ), и предназначены для обеспечения
газообразным топливом
населения, коммунально-бытовых, промышленных и сельскохозяйственных
потребителей.
Система
газоснабжения
должна
обеспечивать
бесперебойную
и
безопасную подачу газа потребителям, отличаться простотой и удобством в
эксплуатации и предусматривать возможность отключения отдельных ее
элементов для производства профилактических, ремонтных и аварийновосстановительных работ.
Масштабы и темпы развития газовой промышленности и газоснабжаемых
систем определяет добыча газа, который становится основным потребляемым
топливом в стране. Природный газ является наиболее качественным топливом.
Цель дипломного проекта – углубление и закрепление знаний, полученных
при изучении курса «Газоснабжение» и других дисциплин, практическое
освоение методики проектирования, освоение навыков работы со СНиПами,
ГОСТами, необходимой технической и нормативно-справочной литературой.
9
1. Технологическая часть
1.1 Краткие сведения о газифицируемом населенном пункте
1.1.1 Строительная характеристика
В основу проекта принят генеральный план населённого пункта.
В административном отношении населённый пункт расположен в северной
части Самарской области.
Основу застройки населённого пункта составляют одноэтажные дома
усадебного типа. Кварталы многоэтажных домов имеются в северно-западной
части населённого пункта. Застройка 2-3-этажными домами расположена в
северной и юго-западной части населенного пункта.
Из общественных зданий имеются: клуб, средняя школа, восьмилетняя
школа, детский сад, три столовых, больница, две бани, две прачечные.
Из производственных зданий в населённом пункте имеются: две пекарни,
завод ЖБК.
Существующие виды топлива - газ.
Население на расчётный период составляет 13000 человек.
Норма общей площади согласно генплану принята 18 м2 на человека.
Рельеф местности населённого пункта спокойный, грунт - глина.
Процент охвата горячим водоснабжением приведён в таблице 1.1.
Таблица 1.1 - Процент охвата горячим водоснабжением
Этажность
застройки
Квартиры с
газовыми
водонагревателями, %
Квартиры без
газовых
колонок, при
отсутствии
централизованного
горячего
водоснабжения,
%
1
2
3
4
Одноэтажная
2-, 3-этажная
100
100
-
–
Многоэтажная
100
–
-
Процент охвата отоплением приведён в таблице 1.2.
10
Квартиры без
газовых колонок, при
наличии
централизованного
горячего
водоснабжения,
%
Таблица 1.2 - Процент охвата отоплением
Этажность застройки
Одноэтажная
2-этажная
5-этажная
Центральное
Местное
отопление,
отопление,%
2
%
-
3
100
100
100
1
1.1.2 Климатические данные района строительства.
Территория населённого пункта характеризуется климатом с мягкой зимой
и тёплым летом. Климатические характеристики приведены в таблице 1.3 [1].
Таблица 1.3 - Климатическая характеристика
Наименование параметров
1
Значение параметров
2
Расчетная температура наружного воздуха для
проектирования отопления, оС
минус 30
Расчетная температура наружного воздуха для
проектирования вентиляции, оС
минус 30
Продолжительность отопительного периода, (суток)
Температура наружного воздуха, средняя
температура за отопительный период, оС
203
минус 5,2
1.1.3 Источник газоснабжения.
Источником газоснабжения населённого пункта является природный газ,
транспортируемый по газопроводу высокого давления и поступающий в
населённый
пункт
через
главный
газорегуляторный
пункт
расположенный в северной части населенного пункта.
Давление газа на выходе из ГГРП составляет 0,6 МПа (изб).
Состав газа и его характеристики приведены в таблице 1.4.
11
(ГГРП),
Таблица 1.4 - Состав и характеристика газа
Состав газа
Компоненты
Теплота сгорания, кДж/м3
Доля в общем
объёме, ri
1
аi
2
Плотность, кг/м3
аi x ri
ρi
ρi x ri
4
5
6
Метан
0,947
35840
33940,48
0,7168
0,68
Этан
0,018
63730
1147,14
1,3566
0,0244
Пропан
0,002
93370
186,74
2,0190
0,004
Бутан
0,001
123770
123,77
2,7030
0,0027
Азот N2
0,03
-
--
1,2505
0,0375
Углекислый газ
0,002
-
-
1,9768
0,0004
ИТОГО
1,0
-
35398,13
-
0,7526
Плотность газа ρо = 0,7526 кг/м3 (1 ккал=4,2 кДж) при нормальных условиях
(t=00C, P=0,101325 MПa).
Низшая теплота сгорания природного газа данного состава составляет
Qнр= 35398,13 кДж/м3 (35,39813 МДж/м3).
12
1.2 Годовые расходы газа
1.2.1 Нормативные расходы газа
Годовой объём потребления газа населённым пунктом является основой для
разработки проекта газоснабжения.
Расчёт годовой потребности следует производить по нормам на конец
расчётного периода, с учетом перспективного развития потребителей газа.
Все виды потребления газа в населённом пункте условно разделяются на
следующие группы:
- Расход газа населением в квартирах для приготовления пищи и горячей
воды.
- Расход газа предприятиями коммунального хозяйства (баня, прачечная,
больница, хлебопекарня, котельные).
- Расход газа на отопление и вентиляцию жилых и общественных зданий от
различных источников теплоснабжения (котельные, местные отопительные
установки).
- Расход газа на производственные нужды.
1.2.2 Годовые расходы газа на бытовые и коммунальные нужды населения
Годовой расход газа на бытовые и коммунальные нужды населения зависит,
в основном, от числа жителей и уровня благоустройства. Численность
газоснабжаемого населения приведена в таблице 1.5.
13
Таблица 1.5 - Расчет численности газоснабжаемого населения.
№ квартала
Жилая площадь, м2
Количество
домов, шт
Количество жителей N,
чел
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
1530
1665
3960
3870
3150
4050
2250
1620
2610
2565
3150
1845
34344
24142
1935
2115
1980
4644
5724
2295
1980
3330
3240
1935
3330
1665
2484
11552
47520
47520
34
37
88
86
70
90
50
36
58
57
70
41
53
60
43
47
44
43
53
51
44
74
72
43
74
37
23
20
13
14
85
92
220
215
175
225
125
90
145
142
175
102
1908
1345
107
117
110
258
318
127
110
185
180
107
185
92
138
642
2640
2640
Удельные нормативные расходы тепла, отнесённые к различным измерителям,
принимаются по [2] и производится их пересчёт на м3 газа по формуле:
V
г од
уд

г од
Q уд
Q рн
где V удг од - удельный расход газа в м3/год на единицу измерения;
14
(1.1)
Q удг од - удельный расход тепла в МДж/год на условную единицу измерений;
Q рн - низшая теплота сгорания газа, МДж/м3, принимается по таблице 1.4.
Расчёт сводим в таблицу 1.6.
Таблица 1.6 - Нормативные расходы газа на различные измерители
Измеритель, к
которому отнесена Нормы расхода газа в
Потребители газа
норма
МДж год
м3
1
2
3
4
1 Жилые дома
1.1 На приготовление пищи и горячей воды для
хозяйственных и бытовых нужд, включая
На одного человека в
10000
254,3
стирку белья (плита и газовый
год
водонагреватель)
2 Предприятия бытового обслуживания
2.1 Прачечные
1т сухого белья
18800
534,3
2.2 Бани
1 помывка
40
0,14
3 Предприятия общественного питания
3.1 Столовые
1 обед
4,2
0,12
4 Учреждения здравоохранения
4.1 Больница
На 1 койку в год
12400
352,4
5 Пекарни
5.1 На выпуск хлебобулочных изделий
На 1т
5450
154,9
На основе данных таблиц 1.5 и 1.6, а также предыдущего раздела об охвате
горячим водоснабжением, рассчитываются годовые расходы газа на бытовые и
коммунальные нужды по населённому пункту.
К полученному годовому расходу добавляем расход газа на нужды предприятий
бытового обслуживания, не указанных в таблице 1.6, который принимается в размере
5% от годового расхода газа на индивидуально-бытовые нужды.
Расчет сводим в таблицу 1.7.
Таблица 1.7 - Годовой расход газа на бытовые и коммунальные нужды.
Потребители
1
1 Индивидуально-бытовые нужды
1.1 Приготовление пиши и горячей
воды (при наличии газового
водонагревателя)
Прочие 5% от индивидуальнобытовых нужд
2 Коммунально-бытовые нужды
Количество
измерителей
Норма расхода
газа, м3 /год
Годовой расход
газа, тыс. м3/год
2
13000
3
-
4
3471,2
13000
254,3
3305,9
-
-
165,3
-
-
1477,24
15
Продолжение табл. 1.7
487,5 т сухого
белья в год
169000
помывок в год
2.1 Прачечные
2.2 Бани
534,3
260,47
1,14
192,66
2.3 Столовые
3558750 обедов
в год
0,12
427,05
2.4 Больница
130 коек в год
352,4
45,81
2.5 Пекарни
Всего годовой расход газа по
индивидуально - и коммунальнобытовым нуждам
Годовой расход газа по
сосредоточенным потребителям
(прачечная, баня, больница, пекарня)
3558,75 т в год
154,9
551,25
-
-
4948,44
-
-
1477,24
-
-
3471,2
Годовой расход газа без
сосредоточенных потребителей
Примечания:
1.Нагрузка прачечных определена из условия обработки 150 кг сухого белья на 1
человека и 25% от числа жителей, пользующихся услугами прачечной, т.е.
N пр  13000  0,25  3250чел
Количество белья, стираемого в год:
nб  3250  150  487,5т / год
2. Банями пользуется 25% населения и на одного человека в году приходится
52 помывки. Число помывок в год:
n п  13000  0,25  52  169000пом / год
3. Нагрузка больничных заведений определена по нормативу 10 коек на 1000
жителей. Число мест в больнице и родильном доме:
nк 
13000
 10  130 мест
1000
4.Число жителей, пользующие услугами предприятий общественного питания
составляет 25% всего населения микрорайона. Годовое количество завтраков,
обедов и ужинов составляет:
n зав  nоб  n уж  13000  0,25  365  1186250пр.пищи
Σn=13000  0,25  365  3  3558750пр.пищи / год
5.Нагрузка хлебозавода принимается из расчета 0,75 кг в день на одного жителя:
n хз  13000  0,75  365  3558,75т / год
16
При проектировании систем газоснабжения населенного пункта необходимо
определить расчетные часовые расходы газа на всех участках систем газоснабжения.
Общее потребление газа на бытовые и коммунально-бытовые нужды населения
условно делят на 2 вида:
1)расход газа на хозяйственно-бытовые и мелкие коммунальные нужды
населения
2)расход газа предприятиями коммунального хозяйства.
Для газоснабжения первого вида потребителей применяют сети низкого давления
до 5 кПа или сети среднего давления с индивидуальными домовыми регуляторами
давления. Для второго вида потребителей используются сети среднего или высокого
давления. При этом расход газа на различные нужды зависит от типа установленных
в квартирах газовых приборов, от степени благоустройства и населенности квартир,
от степени охвата потребителей централизованным теплоснабжением.
Расчетные часовые расходы газа можно определить несколькими способами.
-по годовым нормам расхода газа;
-по номинальным расходам газа газовыми приборами;
-по тепловой производительности газового прибора;
-по укрупненным показателям.
Определение расхода газа по номинальным расходам газовых приборов
производится, если известно их количество и тип. При отсутствии таких данных
расход газа определяется по максимальным часовым расходам. За максимальный
часовой расход газа принимается средний расход газа за час максимального
потребления.
Расчетные часовые расходы газа на хозяйственно-бытовые и коммунальные
нужды можно определить как долю годового расхода по формуле:
max
Vчас
 K max  Vгод
17
(1.2)
max
где Vчас
- максимальный расчетный часовой расход газа при температуре 0° и
давлении газа Р=0.1 МПа;
K max - коэффициент часового максимума (приведены в табл.1.8) [2].
Vгод - годовой расход газа, м3/год.
Таблица 1.8.-Значения коэффициента часового максимума для населения
Число жителей
Значения K max
5000
1/2100
10000
1/2200
20000
1/2300
Значение коэффициента часового максимума для предприятий коммунального
хозяйства принимается по табл.1.9 [2].
Таблица 1.9- Коэффициент часового максимума для коммунальных и
промышленных предприятий.
Наименование
Значения K max
предприятия
Фабрики-прачечные
1/2900
Бани
1/2700
Больницы
1/2500
Предприятия общ.
1/2000
питания
Хлебозаводы
1/6000
Завод ЖБК
1/5400
18
1.2.3 Годовые и часовые расходы газа на хозяйственно-бытовые нужды
населения.
Годовой
расход
теплоты
на
хозяйственно-бытовые
нужды
населения
рассчитывается по формуле:
быт
Qгод
 a  N i  Qiгв  b  N i  Qiвпг
(1.3)
где a - число жителей, использующих только газовые плиты –0%;
b - число жителей, использующих газовые плиты и проточные водонагреватели –
100%;
N i - число жителей населенного пункта, чел;
Qiг в - норма потребления теплоты при наличии в квартире только газовой плиты,
кДж/год;
Qiвпг -норма
потребления теплоты при наличии в квартире газовой плиты и
газового водонагревателя, кДж/год.
быт
Qгод
 1  13000  10000  103  13  1010 кДж / год
2.Годовой
расход
газа
на
хозяйственно-бытовые
нужды
населения
рассчитывается по формуле:
Vгбыт
од 
V гбыт
од 
Qгбыт
од  m
Q рн
м3/год
(1.4)
13  1010
 3,672  10 6 м3/год
35398,13
3.Часовой расход газа на хозяйственно-бытовые нужды населения определяется
по формуле:
быт
быт
Vчас
 Vгод
 K max ,м3/час
где K max - коэффициент часового максимума.
быт
Vчас
 3,672  10 6 
19
1
 1650 м3/час
2230
(1.5)
Расчетные часовые расходы газа на хозяйственные нужды каждого квартала
определяются пропорционально численности населения в каждом квартале.
𝑉 быт ⋅𝑁𝑖
быт,𝑖
𝑉час
= час
𝛴𝑁𝑖
, м3/час
(1.6)
Таблица 1.10-Часовые расходы газа на хозяйственно-бытовые нужды.
Часовой расход газа
№ квартала
Количество жителей N, чел
на хозяйственнобытовые нужды, м³/ч
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
85
92
220
215
175
225
125
90
145
142
175
102
1908
1345
107
117
110
258
318
127
110
185
180
107
185
92
138
642
2640
2640
20
10,788
11,677
27,923
27,2884
22,211
28,558
15,865
11,423
18,404
18,023
22,212
12,946
242,169
170,711
13,581
14,85
13,962
32,746
40,362
16,119
13,962
23,481
22,846
13,581
23,481
11,677
17,515
81,485
335,077
335,077
1.2.4 Годовые и часовые расходы газа на коммунальные и промышленные
предприятия.
Часовые расходы газа на коммунально-бытовые нужды населения определяется
по формуле:
ком / быт
ком / быт
Vчас
 Vгод
 K max ,м3/час
где
(1.7)
коэффициент часового максимума K max принимается по табл. 1.9, а
ком / быт
Vгод
из табл. 1.7 для каждого вида потребителя.
Прачечные:
прач
Vгод
 260,47  103 м 3 / год
прач
Vчас
 260,47  10 3 
1
 89,82 м 3 / час
2900
Бани:
баня
Vгод
 192,66  103 м 3 / год
бани
Vчас
 192,66  10 3 
1
 71,36 м 3 / час
2700
Столовые:
столовые
Vгод
 427,05  103 м 3 / год
столовые
Vчас
 427,05  10 3 
1
 213,5 м 3 / час
2000
Больница:
бол
Vгод
 45,81  10 3 м 3 / год
бол
Vчас
 45,81  10 3 
1
 18,32 м 3 / час
2500
Пекарни:
пек
Vгод
 551,25  103 м 3 / год
хл
Vчас
 551,25  10 3 
1
 91,9 м 3 / час
6000
21
Завод ЖБК:
По данным заказчика на промышленные нужды предприятия необходимо 60
тыс.м³/год газа.
ЖБК .
Vгод
 60  103 м 3 / год
VчасЖБК  60 10 3 
1
 11,1м 3 / час
5400
Суммарный расчетно-часовой расход газа на коммунальные и промышленные
предприятия:
ком быт
Vчас
 496 м 3 / час
1.2.5 Расчетные часовые расходы газа на отопление и горячее водоснабжение
бытовых потребителей.
В проектируемом населенном пункте преобладает застройка коттеджного
типа.
Использование персонального отопления и горячего водоснабжения, с
помощью
настенных
двухконтурных
котлов,
представляется
наиболее
рациональным.
Подбор двухконтурных котлов производим по их теплопроизводительности,
которая складывается из расходов тепла на нужды отопления и горячего
водоснабжения.
Расчётный расход тепла на отопление жилых зданий:
Qож  qo  A , Вт
(1.8)
где q o - укрупнённый показатель максимального часового расхода тепла на
отопление жилых зданий, Вт/м2, принимается по табл.1.11.
A - жилая площадь помещения, м².
22
Таблица 1.11-Укрупненный показатель максимального часового расхода тепла на
отопление жилых зданий.
Расчетная температура
наружного воздуха для
проектирования
отопления tо, оС
-10
-15
-20
-30
-40
qо, Вт/ м2
128
139
151
175
186
Средний тепловой поток на горячее водоснабжение:
Qhm  q h  m , Вт,
(1.9)
где q h - укрупнённый показатель расхода теплоты на горячее водоснабжение
на одного человека (норма расхода горячей воды в жилых зданиях на одного
человека равна 115 л/сут.). Принимается по табл. 1.12.
m - число жителей, чел.
Таблица 1.12.-Укрупненный показатель qh
Средняя за отопительный период норма расхода в сутки
горячей воды в л на одного человека при температуре воды
55оС
85
90
105
115
qh, Вт/чел
320
322
376
407
Максимальный часовой расход тепла на горячее водоснабжение жилых и
общественных зданий:
Qhmax  (2  2,4)Qhm , Вт
(1.10)
Производим расчет для потребителя, который имеет минимальную жилую
площадь (36 м²).
Расчетный расход тепла на отопление: Qож  175  36  6300Вт
qo
- укрупнённый показатель максимального часового расхода тепла на
отопление жилых зданий принимаем для температуры -30ºС равным 175 Вт/м2 .
Максимальный часовой расход тепла на горячее водоснабжение жилых зданий:
Qhmax  2  407  2  1628 , Вт
23
q h - укрупнённый показатель расхода теплоты на горячее водоснабжение на
одного человека принимаем 407 Вт/чел.
Суммарный расход тепла будет равен теплопроизводительности котла.
Сумм
Qжил
 Qoжил  Qh max
(1.11)
Сумм
Qжил
 6300  1628  7928Вт  7,928кВт
Производим расчет для потребителя, который имеет максимальную жилую
площадь (54 м²).
Расчетный расход тепла на отопление: Qож  175  54  9450Вт
qo
- укрупнённый показатель максимального часового расхода тепла на
отопление жилых зданий принимаем для температуры -30ºС равным 175 Вт/м2 .
Максимальный часовой расход тепла на горячее водоснабжение жилых зданий:
Qhmax  2  407  3  2442 , Вт
q h - укрупнённый показатель расхода теплоты на горячее водоснабжение на
одного человека принимаем 407 Вт/чел.
Суммарный расход тепла будет равен теплопроизводительности котла.
Сумм
Qжил
 Qoжил  Qh max
Сумм
Qжил
 9450  2442  11892Вт  11,892кВт
По
полученной
теплопроизводительности
подбираем
двухконтурный котел с открытой камерой сгорания, марки
Electrolux GCB 24 Basic X i.
Технические характеристики:
Теплопроизводительность, КВт
8,6-23,7
Потребляемая мощность, Вт
110
Расход газа, м3/час
1,23-2,6
Вес, кг
38
Подключение
230 В/ 50 Гц
Максимальное давление (горячее водоснабжение) 6 бар
24
настенный
Минимальное давление (горячее водоснабжение)
Отапливаемая площадь
0,3 бар
от 40 до 220 м²
Размер (высота)
725 мм
Размер (ширина)
400 мм
Размер (глубина)
325 мм
Вес
38 кг
Функциональные особенности
GCB 24 Basic X i – настенный газовый котел с открытой камерой сгорания от
компании «Electrolux» (Швеция).
Описание
GCB
24
Basic
Xi
представляет
собой
настенный
газовый
котел,
предназначенный для небольших систем отопления и горячего водоснабжения.
Технически усовершенствованный котел оборудован современными функциями и
системами
для
создания
максимального
уровня
комфорта
и
абсолютной
безопасности в эксплуатации.
Прогрессивный дизайн прибора формирует совершенно новое представление о
стиле и статусе своего владельца, занимая достойное место в интерьере любого
помещения.
Конструкция
Газовый котел оснащен битермальным теплообменником и открытой камерой
сгорания. Битермальный теплообменник объединяет два контура – отопления и
горячего
водоснабжения.
Открытая
камера
сгорания
(естественная
тяга)
обеспечивает подачу воздуха для горения непосредственно из помещения, в
котором установлен котел.
Многоуровневая
система
безопасности
представлена
несколькими
конструктивными элементами прибора: дифференциальным манометром, датчиком
минимального давления, нормально закрытым газовым клапаном, а также
ионизационным контролем наличия пламени и функцией авторестарта.
Отличительные особенности
отопление + горячее водоснабжение
25
открытая камера сгорания
битермальный теплообменник
функция ускоренного производства горячей воды (Water Recall)
режим для работы с теплым полом (Affect Flour)
система антизамерзания (No-freez)
система беспроводного дистанционного управления (Fly-by-wire)
система программирования (Program Easy)
система погодозависимого управления температурой (ETC)
постоянная модуляция мощности
безопасная эксплуатация
современный дизайн
Преимущества
Котел серии Basic имеет ряд отличительных функций, что выгодно выделяет
его среди всей модельной линейки котельного оборудования. Функция ускоренного
производства горячей воды обеспечивает ее мгновенную подачу в момент открытия
крана.
Система
дистанционного
беспроводного
управления
позволяет
контролировать работу котла на расстоянии, например, из той части дома, где в
данный момент находится пользователь. С помощью системы программирования
можно задать режим работы котла на каждые 30 мин в течение недели. Система
погодозависимого управления сохраняет температуру в обслуживаемом помещении
на заданном уровне вне зависимости от внешних климатических изменений. Для
работы с теплым полом предусмотрена специальная функция.
Применение
Настенный газовый котел GCB 24 Basic Xi используется для отопления и
горячего водоснабжения помещений (в том числе домов с поквартирным
отоплением) площадью 40-220 м2.
Определяем часовой расход газа на нужды отопления и горячего водоснабжения
для каждого квартала и общий расчетный часовой расход газа на каждом квартале
бытовым потребителем, при этом учитываем расход газа на нужды предприятий
26
торговли, предприятий непроизводственного характера. Таким образом, расчетночасовой расход газа для каждого квартала составит:
i
быт ,i
о  h max .i
Vчас
 Vчас
 Vчас
(1.12)
Таблица 1.13-Расчетно-часовой расход газа бытовым потребителем для каждого
квартала.
№
Жилая
квартала площадь, м2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
1530
1665
3960
3870
3150
4050
2250
1620
2610
2565
3150
1845
34344
24142
1935
2115
1980
4644
5724
2295
1980
3330
3240
1935
3330
1665
2484
11552
47520
47520
Количество
домов, шт
34
37
88
86
70
90
50
36
58
57
70
41
53
60
43
47
44
43
53
51
44
74
72
43
74
37
23
20
13
14
Часовой
Часовой
расход газа на
расход
хозяйственногаза на
бытовые
отопление
нужды, м³/ч и ГВ, м³/ч
10,788
39,871
11,677
43,155
27,923
103,197
27,288
100,852
22,212
82,088
28,558
105,542
15,865
58,635
11,423
42,217
18,404
68,016
18,023
66,609
22,212
82,088
12,946
47,846
242,169
894,999
170,712
630,908
13,581
50,191
14,85
54,882
13,962
51,598
32,746
121,022
40,362
149,166
16,119
59,572
13,962
51,598
23,481
86,779
22,846
84,434
13,581
50,191
23,481
86,779
11,677
43,155
17,515
64,732
81,485
301,147
335,077
1238,36
335,077
1238,36
27
Общий
часовой
расход
газа, м³/ч
50,66
54,832
131,12
128,14
104,3
134,1
74,5
53,64
86,42
84,632
104,3
60,792
1137,168
801,62
63,772
69,732
65,56
153,768
189,528
75,692
65,56
110,26
107,28
63,772
110,26
54,832
82,248
382,632
1573,44
1573,44
1.2.6 Часовые расходы газа на отопление, вентиляцию и горячее
водоснабжение общественных зданий, коммунальных и промышленных
предприятий.
Для отопления, вентиляции, горячего водоснабжения общественных зданий,
промышленных предприятий и предприятий коммунального хозяйства применяем
блочные модульные котельные.
Расчётный расход тепла на отопление зданий:
Qообщ  qo  A  (1  k1 ) , Вт
(1.13)
где q o - укрупнённый показатель максимального часового расхода тепла на
отопление зданий принимаем для температуры -30ºС равным 175 Вт/м2.
A - площадь помещения, м².
k1 - коэффициент, учитывающий тепловой поток на отопление общественных
зданий; при отсутствии данных следует принимать равным 0,25.
Расчётный расход тепла на приточную вентиляцию:
Qv max  k 2  Qообщ . , Вт,
где k 2
(1.14)
- коэффициент, учитывающий тепловой поток на вентиляцию
общественных зданий; при отсутствии данных следует принимать равным – 0,6.
Средний тепловой поток на горячее водоснабжение:
(1.15)
Qhm  q h  m , Вт,
где q h - укрупнённый показатель расхода теплоты на горячее водоснабжение
на одного человека принимаем 72 Вт/чел, (норма расхода горячей воды в
общественных зданиях на одного человека равна 25 л/сут.)
m - число потребителей, чел.
Максимальный часовой расход тепла на горячее водоснабжение жилых и
общественных зданий:
Qhmax  (2  2,4)Qhm , Вт
Суммарный расход тепла будет равен теплопроизводительности блочной модульной
котельной.
Сумм
общ
Qобщ
 Qoобщ  Qобщ
max  Qh max
28
(1.16)
Таблица 1.14-Расчетно-часовой расход газа на отопление, вентиляцию,
горячее водоснабжение общественных зданий, коммунальных и промышленных
предприятий.
Расчетн
Наименова
ние
Площадь
помещен
ия, м²
ый
расход
тепла на
отоплен
ие, кВт
Средняя
Расчетны
Расчетный
Суммарный
й расход
расход тепла
расход тепла
тепла на
на горячее
на
вентиляци водоснабжен
теплоснабже
ю, кВт
ие, кВт
ние, кВт
Марка
Часов
блочной
ой
модульн
расход
ой
газа
установ
БКУ,
и
нм³/ч
1655
362
217,2
144
723,2
БКУ-800
121,4
640
140
84
72
296
БКУ-300
32,4
640
140
84
72
296
БКУ-300
32,4
Прачечная
140
30,63
18,38
2,9
51,91
БКУ-63
7,4
Больница
700
153,13
91,9
72
317,03
БКУ-400
43,2
Баня
800
175
105
7,2
287,2
БКУ-300
32,4
Пекарня
600
131,25
78,75
7,2
217,2
БКУ-240
29
Клуб
810
177,2
106,32
14,4
297,92
БКУ-300
32,4
Столовая
400
87,5
52,5
14,4
154,4
БКУ-160
17,7
школа
Восьмилетн
яя школа
Детский
сад
29
Сводные данные о расходе газа по населенному пункту.
Направление использования газа
Присоединение к сетям
Часовой расход газа, м³/ч
Хозяйственно-бытовой потребитель
Бытовые нужды
Отопление и горячее водоснабжение
от двухконтурных котлов
НД
1650
НД
6098
Итого (с учетом 5% на предприятия
торговли
и
предприятия
-
7848,9
непроизводственного характера)
Предприятия бытового обслуживания населения
Прачечные
НД
89,82
Бани
ВД
71,36
Итого
-
161,18
Предприятия общественного питания
Столовые
НД
213,5
Учреждения здравоохранения
Больница
НД
18,32
Промышленный потребитель
Пекарни
ВД
91,9
Завод ЖБК
ВД
11,1
Итого
-
103
Блочные модульные котельные
БКУ-63
НД
7,4
БКУ-160
НД
17,7
БКУ-240
НД
29
БКУ-300
НД
32,4
БКУ-300
НД
32,4
БКУ-300
НД
32,4
БКУ-300
НД
32,4
БКУ-400
НД
43,2
БКУ-800
НД
121,4
Итого
-
634,3
На сетях НД
-
8804,84
На сетях ВД
-
174,36
Всего по населенному пункту
-
8979,2
30
1.3 Схема газораспределения
Схема газораспределения населённого пункта решена из условия
расположения
планировки
и
главного
газорегуляторного
застройки
населенного
пункта
пункта,
(ГГРП),
характера
расположения
крупных
сосредоточенных потребителей.
Распределение газа по населённому пункту от главного газорегуляторного
пункта принято по двухступенчатой системе:
I -ступень - газопроводы высокого давления PN 0,6 МПа;
I I - ступень - газопроводы низкого давления PN 0,003 МПа (300 даПа)
К газопроводам высокого давления подключаются газорегуляторные
пункты шкафного типа, коммунально-бытовые потребители и промышленные
предприятия, отопительные котельные.
Схема газопроводов высокого давления принята кольцевая и тупиковая.
К газопроводам низкого давления подключаются жилые дома, мелкие
коммунально-бытовые потребители.
Схема газопроводов низкого давления принята тупиковая.
Для снижения давления газа с высокого PN 0,6 МПа до низкого 300 даПа в
населённом пункте предусматривается строительство 30 газорегуляторных
пунктов шкафного типа.
Схема
распределения
газа
по
потребителям
проектируется на основе его современной планировки.
31
населённого
пункта
1.4 Гидравлический расчет газораспределительных сетей.
1.4.1Расчет кольцевой сети высокого давления.
При
гидравлическом
расчете
газопроводов
высокого
давления
используются номограммы, составленные для наиболее распространенных в
газовой технике труб.
Для однокольцевого газопровода производится два расчета аварийных
режимов: при выключении участков сети справа и слева от точки питания. Так
как при этом однокольцевой газопровод превращается в тупиковый, диаметр
кольца можно определить из расчета аварийного режима при лимитированном
газоснабжении.
Расчет однокольцевой сети газопроводов проводится в следующей
последовательности:
1. Составляется расчетная схема газопроводной сети.
2. Производится
предварительный
расчет
диаметра
кольца
по
приближенной зависимости:
n
V Р  0,59   K обi Vi
(1.17)
Pн2  Р к2
1,1 l к
(1.18)
i 1
R
где R – удельные потери давления, Па2/м;
VP – расчетный расход газа, м3/ч;
Vi – расчетный расход газа потребителем, м3/ч;
Кобi – коэффициент обеспеченности, принимаем 0,7;
Рн, Рк – абсолютные давления газа в начале и конце сети, МПа;
lк – протяженность кольца, м;
1,1 – коэф-т, учитывающий местные сопротивления.
32
3. Выполняют два варианта гидравлического расчета аварийных
режимов при выключении головных участков справа и слева от
точки питания. Определяются суммированием расчетные расходы на
участках от конца тупика до головного участка. Для всех
ответвлений рассчитывают диаметры газопроводов на полное
использование перепада давления с подачей им газа в объеме Vi  K об .
1. Рассчитаем первое кольцо газопровода наиболее удаленное от главного
газорегуляторного пункта:
Определим диметр кольца по расчетному расходу:
VР  0,59  0,7  990,892  409,2384 м 3 / ч
и удельному падению квадрата давления:
R
600 2  100 2
 111,4105Па / м
1,1  2855,94
По номограмме принимаем диаметр газопровода 150 мм.
Производим расчеты для аварийных режимов при выключении головных
участков 9-10 и 10-1.
Подбираются диаметры ответвлений к сосредоточенным потребителям.
Отказ участка 10-1:
При отключении участка сеть становится тупиковой. По выбранному
диаметру и расходу на участке по номограмме определяем величину удельного
падения квадрата давления и давление в конце участка:
Рк 
Рн2  1,1  l  Rд
(1.19)
Рк – давление в конце участка, Па;
l – длина участка, м;
Rд – действительная величина удельного падения квадрата давления,
Па2/м.
33
Результаты расчета сведем в таблицу 1.15.
Рассчитываем участки ответвлений для аварийных режимов. Из сравнения
двух значений начальных давлений для каждого ответвления выбирается
меньшее. Для этого давления подбирается длина ответвления при условии,
чтобы давление в конце ответвления было не меньше 100 кПа. Диаметр должен
быть не менее 50 мм.
Фактическое
значение
давления
в
начале
участка
ответвления
определяется по формуле:
'
 P 2  Рк2 
 , кПа
Р  P  1,1  l   н

l


'
к
2
н
Результаты расчетов сведем в таблицу 1.16.
Аналогично рассчитываем второе и третье кольцо высокого давления.
34
(1.20)
Таблица 1.15 Гидравлический расчет первого кольца сети высокого давления.
Участок
Длина, м
10-1
1-2
2-3
3-4
4-5
5-6
6-7
7-8
8-9
9-10
отказал 9-10,
м3/ч
990,892
856,792
752,492
506,452
470,772
424,822
260,452
205,62
74,5
-
(Рн-Рк)
х100/l, кПа
23
19
15
8,5
6
5,5
2
1,5
0,3
-
Pк, кПа
отказал 10-1,
м3/ч
134,1
238,4
484,44
520,12
566,07
730,44
785,272
916,392
990,892
288,52
593,8858847
449,11
585,9300684
161,81
583,6473079
99
582,853781
277,5
581,2805089
95,8
580,781749
221,4
580,3622662
34,2
580,313648
783,78
580,0907538
444,82
2855,94м
Таблица 1.16 Гидравлический расчет ответвлений сети высокого давления.
Ответвления
Длина,
м
11-1
12-2
13-3
14-4
15-5
16-6
17-7
18--8
19--9
7,5
52,26
160,76
61,32
9,42
12,1
4,3
73,9
7,4
V с 0,7
обеспеч,
м3/ч
93,87
73,01
172,23
25
32,2
115,1
38,4
91,8
52,15
(Рн-Рк)
х100/l, кПа
0,7
1,7
7
9
10
14
17
21
23
566,904
567,209
567,475
568,147
570,559
571,482
574,457
575,014
590,547
Pк, кПа
Рн, кПа
Рк, кПа
(Рн-Рк)/l, кПа
d, мм
P`к, кПа
566,9
567,2
567,5
568
570,6
571,5
574,5
575
590,5
100
100
100
100
100
100
100
100
100
0,622533333
0,089399158
0,029080617
0,076320939
0,499575372
0,389669421
1,103488372
0,064276049
0,662837838
50
70
80
50
50
70
50
80
50
599,572
599,572
599,571
599,571
599,568
599,568
599,565
599,564
599,55
35
2. Рассчитаем второе кольцо:
Определим диметр кольца по расчетному расходу:
VР  0,59  0,7  4038,586  1667,94 м 3 / ч
и удельному падению квадрата давления:
600 2  100 2
R
 131,73Па / м
1,1  2415,4
По номограмме принимаем диаметр газопровода 250 мм.
Производим расчеты для аварийных режимов при выключении головных
участков 31-22 и 32-20 и рассчитываем участки ответвлений для аварийных
режимов. Результаты расчетов сведем в таблицы 1.17 и 1.18.
3. Рассчитаем третье кольцо:
Определим диметр кольца по расчетному расходу:
VР  0,59  0,7  8979,2  3708,41м 3 / ч
и удельному падению квадрата давления:
600 2  100 2
R
 79,122 Па / м
1,1  4021,4
По номограмме принимаем диаметр газопровода 350 мм.
Производим расчеты для аварийных режимов при выключении головных
участков 59-60 и 60-44 и рассчитываем участки ответвлений для аварийных
режимов. Результаты расчетов сведем в таблицы 1.19 и 1.20.
36
Таблица 1.17 Гидравлический расчет второго кольца сети высокого давления.
Участок
Длина, м
32-20
20-21
21-22
22-23
23-24
24-25
25-26
26-27
27-28
28-29
29-30
30-31
31-32
отказал
31-32,
м3/ч
4038,586
3047,694
3036,594
2943,402
2907,722
2771,022
2725,072
2324,032
2237,612
2152,98
865,392
63,772
-
(Рн-Рк)
х100/l,
кПа
25
18
17
12
11
10
9
8
7
6
1,2
0
-
Pк, кПа
отказал
32-20,
м3/ч
990,892
1001,992
1095,184
1130,864
1267,564
1313,514
1714,554
1800,974
1885,606
3173,194
3974,814
4038,586
388,6
591,0275
196,8
587,7218
30
587,2443
85
586,2882
57,4
585,6956
252,2
583,3225
114,8
582,3475
148,4
581,2252
143,2
580,2758
607,6
576,8101
127,2
576,6645
123,2
576,6645
141
2415,4м
Таблица 1.18 Гидравлический расчет ответвлений сети высокого давления.
Ответвления
Длина,
м
10-20
21-33
22-34
23-35
24-36
234,2
69,22
70,7
15,4
72,7
V с 0,7
обеспеч.,
м3/ч
693,62
7,8
65,23
25
95,7
(Рн-Рк)
х100/l,
кПа
1,6
1,8
2
2,1
2,5
3,1
3,5
5
5,5
19
22
25
Pк, кПа
586,2058
586,5012
586,5518
586,7112
586,8242
587,4148
587,748
588,2338
588,9029
592,0157
594,2567
596,76
Рн, кПа
Рк,
кПа
(Рн-Рк)/l,
кПа
d, мм
P`к, кПа
586,2
586,5
586,3
585,7
583,3
100
100
100
100
100
0,020760034
0,070283155
0,068783593
0,31538961
0,06647868
150
50
80
50
50
599,5542
599,5539
599,5541
599,5546
599,5568
37
Продолжение табл. 1.18
25-37
24,6
32,2
582,3
100 0,196056911
26-38
12,6
280,73
581,2
100 0,381904762
27-39
94,5
60,5
580,3
100 0,050825397
28-40
14,2
59,2
576,8
100 0,335774648
29-41
52,6
901,3
576,6
100 0,090608365
30-42
8,4
561,1
576,6
100 0,567380952
31-43
140,4
45
596,8
100 0,035384615
Таблица 1.19 Гидравлический расчет третьего кольца сети высокого давления.
Участок
Длина, м
60-44
44-45
45-46
46-47
47-48
48-49
49-50
50-51
51-52
52-53
53-54
54-55
55-56
56-57
57-58
58-59
107
94
220,3
327
287,4
516,4
151,6
115,2
423
316,1
4,5
662,8
114,2
37,2
262,7
334
отказал
(Рн-Рк)
59-60, м3/ч х100/l, кПа
8979,2
17
8896,952
16,5
8842,12
16
4803,534
6
4696,254
5,8
4365,516
5,4
4295,784
5,3
4230,224
5,2
4076,456
4,8
4010,896
4,7
3900,636
4,5
3824,944
4,2
3761,172
4,1
3650,912
3,8
3268,28
3,2
1573,44
8
Pк, кПа
598,3303
596,9028
593,6461
591,8256
590,2744
587,6704
586,9179
586,3563
584,4487
583,0489
583,0298
580,3978
579,954
579,8199
579,0219
576,4783
38
50
100
80
100
200
125
80
отказал
(Рн-Рк)
60-44, м3/ч х100/l, кПа
82,248
0
137,08
0
4175,666
5
4282,946
5,3
4613,684
5,7
4683,416
5,8
4748,976
5,9
4902,744
6,2
4968,304
6,8
5078,564
8
5154,256
8,5
5218,028
9
5328,288
9,2
5710,92
9,5
7405,76
14
599,5577
599,5587
599,5596
599,5628
599,563
599,563
599,5444
Pк, кПа
574,2767
574,2767
574,2767
575,8405
577,2935
580,091
580,9241
581,5673
584,0422
586,0629
586,0967
591,3599
592,3151
592,6328
594,9444
Продолжение табл. 1.19
59-60
48
8979,2
4021,4м
Таблица 1.20 Гидравлический расчет ответвлений сети высокого давления.
V с 0,7
Длина,
Ответвления
обеспеченностью,
м
м3/ч
60-61
117,3
8979,2
44-62
14
57,6
45-63
12
38,4
46-32
207,2
2827
47-64
14
75
48-65
9
231,5
49-66
10,5
48,8
50-67
55,6
45,9
51-68
30
107,6
52-69
12
45,9
53-70
18
77,2
54-71
12
53
55-72
48
45
56-73
140
77,2
57-74
24
268
58-75
8,6
1186,4
59-76
17
1101,4
17
599,2515
Рн, кПа
Рк,
кПа
(Рн-Рк)/l,
кПа
d, мм
P`к, кПа
587,24
574,3
574,3
574,3
576
577,3
580
581
581,6
583
583
580,4
580
579,8
579
576,5
598,3
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
0,041537937
0,338785714
0,39525
0,022890927
0,34
0,530333333
0,457142857
0,086510791
0,160533333
0,4025
0,268333333
0,400333333
0,1
0,034271429
0,199583333
0,554069767
0,293117647
350
50
50
350
70
80
50
70
70
50
70
50
70
100
100
150
150
599,5532
599,5651
599,5651
599,5651
599,5635
599,5623
599,5598
599,5589
599,5584
599,5571
599,5571
599,5595
599,5598
599,56
599,5608
599,563
599,5431
39
1.4.2Расчет тупиковой сети низкого давления.
Целью гидравлического расчёта газопроводов является определение потерь
давления и определения диаметров распределительных газопроводов при
условии обеспечения нормального и экономичного газоснабжения всех
потребителей в часы максимального газопотребления, при максимальнодопустимых перепадах давления.
При выполнении дипломного проекта гидравлический расчёт газопроводов
низкого давления выполнялся на ЭВМ в программе «Гидравлический
калькулятор».
Для расчёта по этой программе необходимо составить следующую
информацию:
наименование
расчёта,
наименование
объекта,
основные
параметры расчёта (характеристика давления, плотность газа, коэффициент
местных потерь давления, значение минимального абсолютного давления).
Далее следует таблица размеров труб, используемых в данной сети. Затем
таблица источников газовой сети по номерам точек, в которых находятся
источники.
Расчётные потери давления газа в распределительных газопроводах низкого
давления следует принимать не более 180 даПа.
Гидравлический расчёт сетей низкого давлений основан на формулах:
• Перепад давлений на участке длиной 1, диаметром d и расчётным
расходом Q для сети низкого давления определяется по формуле:
 Кэ 1922  v  d 

h  7

Q
 d

0.25

Q2
l 
d5
(1.21)
• Разность квадратов давлений на концах участков сети давления
определяется по формуле:
Pн2  Pк2
 Кэ 1922  vd 

 1.45  10 3  

l
Q
 d

где: Кэ- коэффициент шероховатости;
 -удельный вес газа кг с/м3;
40
0.25

Q2
 ,
d5
(1.22)
v -коэффициент кинематической вязкости.
В результате расчёта получены диаметры, давление во всех узлах,
спецификация труб по диаметрам.
Результаты гидравлического расчёта для низкого давления приведены в
приложении А.
1.5 Подбор регуляторов давления ШРП
Подбор регуляторов давления осуществляется по входному давлению в
ШРП и пропускной способности ШРП.
При подборе регуляторов пользуются зависимостями входного давления и
расхода газа на ШРП от типа регулятора. По регулятору подбираем тип ШРП.
ШРП-1
V Р =246 м 3/ч; Р вх= 0,571 МПа
Правильность подбора регулятора проверяется коэффициентом загрузки
регулятора, который находится по формуле:
К
Vр
V рмах
 100% ,
(1.23)
где: Vp-расчётный часовой расход газа на ШРП, м3/ч;
Vрmax -максимально возможный часовой расход газа для данного типа
регулятора.
При правильном подборе регулятора коэффициент К имеет низший предел
15%, высший предел 85%.
Для ШРП-1 подбираем регулятор РДНК-400 с VРшах = 300 м3/ч.
К
246
 100% = 82%, тип ШРП – ГРПШ-400*.
300
ШРП-2
VP= 54,832 м3/ч ;
Рвх= 0,5745 МПа
Регулятор РДГК-10/5М с VPmax=70 м3/ч
К
54,832
 100% = 78%, тип ШРП – ГРПШ-10МС.
70
41
ШРП-3
VP= 131,12 м3/ч ;
Рвх= 0,575 МПа
Регулятор РДУ-32с VРшах = 150 м3/ч
К
131,12
 100% = 84%, тип ШРП – ГРПН-300-6-1,2.
150
ШРП-4
VP= 246,04 м3/ч ;
Рвх= 0,5675 МПа
Регулятор РДНК-400 с VРшах = 300 м3/ч
К
246,04
 100% = 82%, тип ШРП – ГРПШ-400*.
300
ШРП-5
VP = 104,3 м3/ч;
Рвх = 0,5672 МПа
Регулятор РДУ-32 с VРшах = 150 м3/ч
К
104,3
 100% = 70%, тип ШРП – ГРПН-300-6-1,2.
150
ШРП-6
VP= 134,1 м3/ч ;
Рвх= 0,5669 МПа
Регулятор РДУ-32 с VРшах = 150 м3/ч
К
134,1
 100% = 85%, тип ШРП – ГРПН-300-6-1,2.
150
ШРП-7
VP = 74,5 м3/ч;
Рвх= 0,5905 МПа
Регулятор РДГД-20М с VРшах = 100 м3/ч
К
74,5
 100% = 74,5%, тип ШРП – ГРПШ-1.
100
ШРП-8
VP = 493,77 м3/ч ;
Рвх = 0,5812 МПа
Регулятор РДНК-400М с VРшах = 600 м3/ч
К
493,77
 100% = 82%, тип ШРП – ГРПШ-400-01.
600
42
ШРП-9
VP= 86,42 м3/ч ;
Рвх= 0,5803 МПа
Регулятор РДУ-32 с VРшах = 150 м3/ч
К
86,42
 100% = 58%, тип ШРП – ГРПН-300-6-1,2.
150
ШРП-10
VP = 84,632 м3/ч ;
Рвх = 0,5768 МПа
Регулятор РДГД-20М с VРшах = 100 м3/ч
К
84,632
 100% = 84,6%, тип ШРП – ГРПШ-1.
100
ШРП-11
VP = 136,7 м3/ч ;
Рвх = 0,5833 МПа
Регулятор РДУ-32 с VРшах = 150 м3/ч
К
136,7
 100% = 85%, тип ШРП – ГРПН-300-6-1,2.
150
ШРП-12
VP = 93,192 м3/ч ;
Рвх = 0,5863 МПа
Регулятор РДУ-32 с VРшах = 150 м3/ч
К
93,192
 100% = 62%, тип ШРП – ГРПН-300-6-1,2.
150
ШРП-13
VP= 1287,588 м3/ч ;
Рвх= 0,5766 МПа
Регулятор МВN/40-1-Б с VРшах = 1800 м3/ч
К
1287,588
 100% = 72%, тип ШРП – ИТГАЗ-MBN/40-1-Б.
1800
ШРП-14
VP = 801,62 м3/ч ;
Рвх = 0,5766 МПа
Регулятор МВN/25-1-Б с VРшах = 950 м3/ч
К
801,62
 100% = 84%, тип ШРП – ИТГАЗ-MBN/25-1-Б.
950
ШРП-15
VP = 63,772 м3/ч ;
Рвх = 0,5968 МПа
43
Регулятор РДГД-20М с VРшах = 100 м3/ч
К
63,772
 100% = 64%, тип ШРП – ГРПШ-1.
100
ШРП-16
VP = 69,732 м3/ч ;
Рвх = 0,580 МПа
Регулятор РДГД-20М с VРшах = 100 м3/ч
К
69,732
 100% = 70%, тип ШРП – ГРПШ-1.
100
ШРП-17
VP = 65,56 м3/ч ;
Рвх = 0,581 МПа
Регулятор РДГД-20М с VРшах = 100 м3/ч
К
65,56
 100% = 66%, тип ШРП – ГРПШ-1.
100
ШРП-18
VP = 153,768 м3/ч ;
Рвх = 0,5816 МПа
Регулятор В/249-2 с VPmax=250 м3/ч
К
153,768
 100% = 62%, тип ШРП – ИТГАЗ-B/249-2.
250
ШРП-19
VP = 330,738 м3/ч ;
Рвх = 0,5773 МПа
Регулятор РДНК-400М с VРшах = 500 м3/ч
К
330,738
 100% = 66%, тип ШРП – ГРПШ-05-2У1.
500
ШРП-20
VP = 75,692 м3/ч ;
Рвх = 0,5804 МПа
Регулятор РДГД-20М с VРшах = 100 м3/ч
К
75,692
 100% = 76%, тип ШРП – ГРПШ-1.
100
ШРП-21
VP = 65,56 м3/ч ;
Рвх = 0,583 МПа
Регулятор РДГД-20М с VРшах = 100 м3/ч
К
65,56
 100% = 66%, тип ШРП – ГРПШ-1.
100
44
ШРП-22
VP = 110,26 м3/ч ;
Рвх = 0,583 МПа
Регулятор РДУ-32 с VРшах = 150 м3/ч
К
110,26
 100% = 74%, тип ШРП – ГРПН-300-6-1,2.
150
ШРП-23
VP= 107,28 м3/ч ;
Рвх= 0,576 МПа
Регулятор РДУ-32 с VРшах = 150 м3/ч
К
107,28
 100% = 72%, тип ШРП – ГРПН-300-6-1,2.
150
ШРП-24
VP = 63,772 м3/ч ;
Рвх = 0,580 МПа
Регулятор РДГД-20М с VРшах = 100 м3/ч
К
63,772
 100% = 64%, тип ШРП – ГРПШ-1.
100
ШРП-25
VP = 110,26 м3/ч ;
Рвх = 0,5798 МПа
Регулятор РДУ-32 с VРшах = 150 м3/ч
К
110,26
 100% = 74%, тип ШРП – ГРПН-300-6-1,2.
150
ШРП-26
VP = 54,832 м3/ч ;
Рвх = 0,5743 МПа
Регулятор РДГК-10/5М с VPmax=70 м3/ч
К
54,832
 100% = 78%, тип ШРП – ГРПШ-10МС.
70
ШРП-27
VP = 82,248 м3/ч ;
Рвх = 0,5743 МПа
Регулятор РДГД-20М с VРшах = 100 м3/ч
К
82,248
 100% = 82%, тип ШРП – ГРПШ-1.
100
ШРП-28
VP = 382,632 м3/ч ;
Рвх = 0,579 МПа
45
Регулятор РДНК-400М с VРшах = 500 м3/ч
К
382,632
 100% = 77%, тип ШРП – ГРПШ-05-2У1.
500
ШРП-29
VP = 1573,44 м3/ч ;
Рвх = 0,5983 МПа
Регулятор МВN/40-1-Б с VРшах = 1800 м3/ч
К
1573,44
 100% = 85%, тип ШРП – ИТГАЗ-MBN/40-1-Б.
1800
ШРП-30
VP = 1694,84 м3/ч ;
Рвх = 0,5765 МПа
Регулятор MBN/50 Tartarini с VРшах = 2650 м3/ч
К
1694,84
 100% = 64%, тип ШРП – ИТГАЗ-MBN/50-2.
2650
1.6 Газопроводы
Проектируемый газопровод высокого давления выполнен подземно из
стальных труб, низкого давления выполнен подземно из полиэтиленовых труб,
46
изготовленных в соответствие с требованиями стандартов и отвечающих
требованиям [8].
Трубы полиэтиленовые марки ПЭ
80 SDR11 [12], выпускаются
отечественными заводами и имеют сертификат качества.
Грунты по трассе газопровода относятся к слабопучинестым. Нормативная
глубина сезонного промерзания грунта - 1,2 м. Глубина прокладки газопровода
принята ниже глубинны сезонного промерзания грунта.
Для возможности отключения отдельных участков газопровода и ШРП
предусматривается установка отключающих устройств. Места их установки
представлены на листе 1.
Полиэтиленовый и стальной газопроводы, внутреннее газооборудование
ШРП подлежат испытанию на герметичность.
В
соответствие
с
требованиями,
вдоль
трассы
газопровода
устанавливается охранная зона в виде территории ограждённой условными
линиями, проходящая на расстоянии два метра с каждой стороны газопровода,
для ШРП - в виде территории, ограждённой замкнутой линией, проведённой на
расстоянии 10 метров от ШРП.
1.7 Технико-экономическое обоснование
1.7.1 Расчет оптимального количества ШРП
При
проектировании
многоступенчатых
систем
газоснабжения
населенных пунктов возникает необходимость определения оптимального
47
количества точек питания сети низкого давления, то есть выбора оптимального
количества газорегуляторных пунктов (ШРП).
С уменьшением количества ШРП (с увеличением радиуса их действия)
снижаются приведенные затраты в ШРП и подводящие газопроводы высокого
давления к ним. С другой стороны, при этом возрастают приведенные затраты в
распределительные сети низкого давления за
счет увеличения их среднего
диаметра.
При
определении
параметров
газораспределительных
систем
оптимизацию можно вести как по минимуму приведенных затрат, так и по
минимуму капиталовложений [15].
Капитальные вложения в систему газоснабжения определяются по
формуле:
K  K н.д.  K ГРП  К в.д.
(1.24)
где: К н.д. - капитальные вложения в надземный газопровод низкого
давления, руб.;
К ГРП - капиталовложения в шкафной газорегуляторный пункт, снижающий
давление газа с высокого до низкого, руб;
К в.д. - капиталовложения в распределительные газопроводы высокого
давления, проложенные от ГГРП до шкафных ГРП на группу домов, руб.
Под радиусом действия ШРП понимается расстояние по прямой от ШРП
до точки встречи потоков газа на границе зон действия двух соседних ШРП.
Радиус действия ГРП R, м при любом варианте размещения ШРП определяется
по формуле:
R
где:
F
2n
F - площадь газоснабжаемой территории, м2;
n - количество ШРП.
48
(1.25)
Капитальные вложения в сети низкого давления, К н.д. , руб., определяются
по формуле:
 а 

К н.д.  0,9  
 Р н 
0 , 21
 q 0,368    R 
0 , 578
  L н .д .
(1.26)
где: а - коэффициент пропорциональности, зависящий от сортамента труб,
характеристики
грунта, наличия
или
отсутствия дорожных
покрытий,
принимаем а  2,6 ;
Рн - нормативный перепад давления в уличных сетях (1000 Па);
q - удельный путевой расход газа, м3/ч·м;
 - коэффициент пропорциональности, зависящий от схемы размещения
ШРП, принимаем   1,3 ;
R - радиус действия ШРП, м;
L
н .д .
- суммарная длина газопроводов низкого давления, м.
Капитальные вложения в ГРП, К ГРП , руб., определяются по формуле:
уд
К ГРП  К ГРП
n
(1.27)
уд
- капитальные затраты в один ШРП, принимаем по усредненным
К ГРП
значениям в размере 27 500 руб.
Изменение
радиуса
действия
ШРП
мало
сказывается
на
общей
конфигурации сети высокого давления. Изменяются, в основном, количество и
протяженность ответвлений к ШРП.
Переменная часть капиталовложений в сети высокого давления, К в.д. , руб.,
определяется по формуле:
К в .д.  b  Dсро 
49
 F
2R
(1.28)
где: b - коэффициент пропорциональности, зависящий от сортамента труб,
характеристики
грунта, наличия
или
отсутствия дорожных
покрытий,
принимаем b  0,6 ;
Dсро - средний диаметр ответвлений, принимаем D оср  5 см;
 - коэффициент пропорциональности, принимаем   2 .
Задавая число ШРП получим график зависимости приведенных затрат от
числа ШРП, изображённый ни рисунке 1.1 . По результатам расчетов в
дипломном проекте принято строительство 30 ГРП шкафного типа.
3600
3400
3200
3000
3
2800
2
2600
2400
2200
2000
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
1
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 Количество
n опт
ГРП,n
Рисунок 1.1 - График зависимости приведенных затрат от числа ШРП
Таблица 1.21-Расчет оптимального количества ШРП
Кол-во
ГРП
Радиус
действия,
м
Капиталов
ложения в
сети
низкого
давления,
Стоимость
ШРП, руб
50
Капиталов
ложения в
сети
высокого
давления,
ШРП +
В.Д.
Всего
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
1414
1000
816,5
707,1
632,5
577,4
534,5
500
471,4
447,2
426,4
408,2
392,2
378
365,1
353,6
343
333,3
324,4
316,2
308,6
301,5
294,9
288,7
282,8
277,4
272,2
267,3
262,6
258,2
254
250
руб.
3385561
2770977
2464578
2267959
2126318
2017181
1929289
1856255
1794133
1740326
1424403
1266901
1165830
1093020
1036919
991738,8
954196,1
922262,5
894603,6
732205,5
651242,3
599287,6
561860,2
533021,7
509797
490498,4
474083,2
459865,3
376385,6
334767
308060
288820,7
27500
55000
82500
110000
137500
165000
192500
220000
247500
275000
302500
330000
357500
385000
412500
440000
467500
495000
522500
550000
577500
605000
632500
660000
687500
715000
742500
770000
797500
825000
852500
880000
руб.
8347,296
11804,86
14457,94
16694,59
18665,12
20446,62
22084,87
23609,72
25041,89
26396,47
27684,85
28915,88
30096,61
31232,72
32328,94
33389,19
34416,79
35414,58
36385,02
37330,24
38252,12
39152,29
40032,23
40893,23
41736,48
42563,03
43373,82
44169,74
44951,57
45720,03
46475,78
47219,44
35847,3
66804,86
96957,94
126694,6
156165,1
185446,6
214584,9
243609,7
272541,9
301396,5
330184,9
358915,9
387596,6
416232,7
444828,9
473389,2
501916,8
530414,6
558885
587330,2
615752,1
644152,3
672532,2
700893,2
729236,5
757563
785873,8
814169,7
842451,6
870720
898975,8
927219,4
3421408
2837782
2561536
2394654
2282483
2202628
2143874
2099865
2066675
2041722
1754588
1625817
1553427
1509253
1481748
1465128
1456113
1452677
1453489
1319536
1266994
1243440
1234392
1233915
1239033
1248061
1259957
1274035
1218837
1205487
1207036
1216040
1.7.2 Выбор оптимального количества очередей строительства
газораспределительной станции.
На экономическую эффективность проектного (планового) решения
большое влияние оказывает фактор времени.
51
Согласно нормативной методике, распределенные во времени затраты
приводятся
к
коэффициента
сравниваемому
приведения.
уровню
Сущность
(базисному
этого
году)
с
помощью
методического
подхода
заключается в следующем. Денежные средства, подлежащие затрате в
последующий (за базисным годом) период, определенное время используются в
других отраслях народного хозяйства, отдаление предстоящих затрат, чем
больше их окупаемость, тем меньше та, приведенная к сравниваемому уровню
часть этих затрат, которую следует учитывать в экономических расчетах. Если
затраты предшествуют базисному году, возникает экономический ущерб от
замораживания денежных средств. Чем больше отдаление предшествующих
затрат, тем больше народнохозяйственный ущерб и тем больше та, приведенная
к сравниваемому уровню величина этих затрат, которую необходимо учитывать
в экономических расчетах.
Сравнивание вариантов с учетом фактора времени происходит в тех
случаях, когда варианты имеют:
- различные сроки службы;
- различную продолжительность строительства (в одну или несколько
очередей);
- различное время выхода объектов на проектную эксплуатацию и т. д.
Характерной особенностью задач первого типа является необходимость
учета дополнительных затрат в замену менее долговечной техники за время
службы более долговечной техники. Для определения приведенных затрат по
сравниваемым вариантам используется уравнение:
n
З  К   mt0  УИ  К  УИ
m 0
(1.29)
при m=0,1,2,…..n,
где m – номер очередного вложения капитальных затрат;
n – количество замен оборудования за расчетный период (срок службы
объекта), определяемое по уравнению
52
t 
n   сл   1
 tо 
 mt
0
(1.30)
- коэффициент приведения затрат для года, отдаленного от базисного
на mt0 лет.
Задачи второго типа решаются при экономическом обосновании
строительства объекта (системы) в несколько этапов (очередей). Сметная
стоимость строительства объекта в несколько очередей возрастает за счет
дополнительных
работ,
связанных
со
сменой
части
установленного
оборудования, устройством временных торцевых стен зданий, монтажом и
демонтажем строительной техники и механизмов и т. д. Вместе с тем
происходит снижение расчетных затрат во вторую и последующие очереди
вследствие их отдаленности во времени. Обеспечивается также экономия
расходов по эксплуатации за счет более полного использования установленного
оборудования и других основных фондов. Для определения приведенных затрат
по сравниваемым вариантам используется уравнение:
tсл
tсл
tн
t
З   К t t   И t t
(1.31)
где З – суммарные приведенные затраты, руб;
tсл – срок службы объекта;
Кt – капитальные вложения в t-ом году, руб;
Иt – расходы по эксплуатации t-ом году (без отчисления на реновацию),
руб;
αt – коэффициент приведения равнопеременных затрат базисному году,
определяемый по формуле
t 
1
1  Енп t
(1.32)
где Енп – норматив приведения разновременных затрат, равный 0,1;
t – разность между годом приведения и базисным годом;
53
tн – начальный год расчетного периода, определяемый началом
финансирования строительства объекта.
Задачи третьего типа имеют особое значение при проектировании систем
инженерного оборудования новых городов или жилых массивов. По мере
застройки населенного пункта, ввода потребителей в эксплуатацию расчетные
нагрузки (тепло-, водо-, газопотребление и т. д.) возрастают практически от
нуля до проектных (планируемых) величин. Поэтому оптимальное решение
подобных задач требует подробной информации о темпах роста населенного
пункта, развития его структуры и застройки, динамике потребления топливноэнергетических ресурсов и других определяющих параметров по всем годам
расчетного периода строительства.
Пример. Газораспределительная станция (ГРС) может быть построена
сразу на полную мощность при сметной стоимости К1= 2000000 рублей или в
две очереди (вторая через 5 лет) при сметной стоимости К2 = 2100000 рублей, в
том числе затраты на первую очередь 1000000 рублей. Переменная часть
годовых эксплуатационных расходов составляет 7% от соответствующих
капитальных вложений. Срок службы станции tсл = 25 лет. Необходимо
определить экономически более целесообразный вариант строительства.
Расчетные затраты по вариантам определяем, используя формулу (1.31):
а) При строительстве ГРС в одну очередь
З1  2000 
140 140 140
140
 2  3  ....  25  3270800 руб
1,1 1,1 1,1
1,1
б) При строительстве ГРС в две очереди
З2  1000 
70 70 70 70 70
147
147
 2  3  4  5  1100  6 ..  25  3142400 руб
1,1 1,1 1,1 1,1 1,1
1,1
1,1
Следовательно, экономически целесообразным является строительство
ГРС в две очереди.
1.8 Патентный поиск и литературный анализ
РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ
(19)
RU (11)1210487
54
(13)
A1
(51) МПК 5
C23F13/02
ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА
ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ
СОБСТВЕННОСТИ,
ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ
(12)
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ
(21), (22) Заявка: 3783051/02, 26.06.1984
(46) Опубликовано: 15.01.1994
(71) Заявитель(и):
Научно-исследовательский институт по
передаче электроэнергии постоянным
током высокого напряжения
(72) Автор(ы):
Иванов Н.И.,
Скосырев И.С.,
Тесов Н.И.,
Чекмарев В.Е.
(54) АВТОМАТИЧЕСКАЯ УСТАНОВКА КАТОДНОЙ ЗАЩИТЫ
Изобретение относится к устройствам защиты подземных сооружений от коррозии и может быть использовано при защите
протяженных трубопроводов различного назначения.
Цель изобретения - повышение эффективности защиты подземного сооружения от коррозии и упрощение эксплуатации.
Изобретение поясняется чертежом.
Установка содержит станцию 1 катодной защиты, анодный выход которой соединен с анодным заземлением 2, катодный
выход подключен к подземному сооружению 3, а управляющий вход соединен с выходом блока 4 измерения
поляризационного потенциала, вход которого соединен с выходом синхронного детектора 5, управляющий вход которого
соединен с выходом задающего генератора 6, второй выход которого соединен с управляющим входом коммутатора 7,
выход которого подключен к датчику 8 потенциала, к основному входу синхронного детектора 5 и к входу блока 9
сравнения, второй вход которого подключен к подземному сооружению 3, а выход соединен с входом коммутатора 7, при
этом подземное сооружение 3 через источник 10 потенциала соединен с входом блока 11 сравнения, второй вход которого
подключен к датчику 12 потенциала, а выход соединен с управляющим входом источника 10 потенциала, выходы которого
подключены к соответствующим входам блока 4 измерения поляризационного потенциала, причем к одному из входом
каждого блока 9 и 11 сравнения подключен выход соответствующего каждого корректирующего устройства 13 и 14.
РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ
(19)
RU
55
(11)
2326185
(13)
C1
(51) МПК
C23F13/16 (2006.01)
ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА
ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ
СОБСТВЕННОСТИ,
ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ
(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ
(21), (22) Заявка: 2006134156/02, 25.09.2006
(24) Дата начала отсчета срока действия патента:
25.09.2006
Статус: по данным на 28.04.2010 - действует
(72) Автор(ы):
Ибрагимов Н. Г. (RU),
Даутов Ф. И. (RU),
Фадеев В. Г. (RU),
Гареев Р. М. (RU)
(46) Опубликовано: 10.06.2008
(73) Патентообладатель(и):
Открытое акционерное общество "Татнефть" им.
(56) Список документов, цитированных в отчете о
поиске: RU 2149920 C1, 27.05.2000. RU 2101388 C1, В.Д. Шашина (RU)
10.01.1998. RU 2017862 C1, 15.08.1994. FR 2740784,
07.05.1997.
(54) АНОДНЫЙ ЗАЗЕМЛИТЕЛЬ
(57) Реферат:
Изобретение относится к катодной защите подземных сооружений от коррозии и передаче постоянного тока по системе
«провод-земля» и может быть использовано при сооружении анодных и рабочих заземлений постоянного тока. Заземлитель
содержит малорастворимый электрод и токоввод, выполненный в залитом компаундом торцевом углублении электрода, в
котором зачеканена жила соединительного провода, компаунд выполнен многослойным, причем внутренние слои
составлены поочередно из гидрофобного и клеевого слоев так, что с внешним слоем контактирует клеевой слой, а внешний
слой выполнен из эластичного материала. Технический результат: повышение надежности и упрощение конструкции
.
Изобретение относится к катодной защите подземных сооружений от коррозии и передаче электроэнергии постоянного
тока по системе "провод-земля", а именно к заземляющим устройствам постоянного тока, и найдет применение во многих
отраслях промышленности.
56
1.9 Газоснабжение встроенной теплогенераторной цеха завода
Железобетонных конструкций.
1.9.1 Общие положения
Данным
проектом
предусматривается
газоснабжение
встроенной
теплогенераторной цеха №1 завода ЖБК.
Газоснабжение
принято
от
существующего
внутриплощадочного
газопровода высокого давления Р=0,6МПа со снижением давления до
рабочего Р=2,0кПа ШРП типа ГРПШ-32-50-Б-О, размещенным на «глухом»
участке стены здания.
Проектируемые газопроводы прокладываются надземно по стенам зданий,
относящихся к степени огнестойкости «II» класса пожарной опасности «С0» с
помещениями категории "Г" и "Д" по взрывопожарной и пожарной опасности.
По окончании монтажа и испытаний газопроводы и крепления должны
быть защищены от атмосферной коррозии лакокрасочными материалами.
Цвет окраски - желтый. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и
маркировочные щитки».
Расход газа по теплогенераторной составит Qmax =11,1 нм³/ч.
Внутреннее газооборудование встроенной теплогенераторной цеха
№1предусматривают с котлами КЧМ-5-Р-96 (3 шт), предназначенными для
покрытия тепловых нагрузок бытовок цеха.
Конструкции, ограждающие теплогенераторную от смежных помещений,
должны иметь предел огнестойкости не менее REI 45, стены и перекрытия
должны быть воздухопаронепроницаемы, внутренние поверхности стен
должны
быть
окрашены
влагостойкими
красками.
В
качестве
легкосбрасываемых конструкций используется остекление окна площадью
Sостекл =2,1м² (толщина стекла 3мм, площадь отдельного звена не менее
0,8м²) при объеме помещения V=62,0м³.
Вентиляция помещения естественная с 3-х кратным воздухообменом в
час. Приток (с учетом воздуха на горение газа) осуществляется через
жалюзийную решетку 0,40х0,40м, вытяжка - через вентканал ∅200мм. Отвод
57
продуктов сгорания от котлов предусмотрен в самостоятельные дымовые
каналы ∅250мм; в нижней части дымовых каналов предусмотреть «чистки».
Монтаж
газопровода
к
котлам
вести
при
наличии
заключения
специализированной организации о пригодности дымовых и вентиляционного
каналов для работы на газе.
1.9.2 Автоматика и КИП теплогенераторной.
Работа теплогенераторной предусматривается в автономном режиме. На
вводе
газопровода
устанавливается
термозапорный
клапан
КТЗ-50,
срабатывающий при температуре 100°С, и система автоматического контроля
загазованности САКЗ-МК-3-50-НД, обеспечивающая: контроль в помещении
концентрации природного газа (СН4) сигнализатором, срабатывающим при
10% НКПР («Порог 1») и 20% НКПР («Порог 2»); контроль концентрации
оксида углерода (СО) сигнализатором, срабатывающим при загазованности 20
мг/м³ («Порог 1») и 100 мг/м³ («Порог 2»); перекрытие газопровода запорным
клапаном в аварийных ситуациях и при возникновении концентраций,
соответствующих
сигнальным
уровням
«Порог
2»;
выдачу
предупредительной и аварийной световой и звуковой сигнализации, а также
отображение этой информации на выносном пульте ПД, размещаемом в
помещении с постоянным присутствием персонала.
По окончании монтажа и испытаний газопроводы и крепления должны
быть защищены от атмосферной коррозии лакокрасочными материалами.
Цвет окраски - желтый. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и
маркировочные щитки».
1.9.3 Гидравлический расчет газопровода для теплогенераторной.
Таблица 1.22-Гидравлический расчет газопровода для теплогенераторной.
№ участка
Расход,
м3/ч
Длина уч,
м
Диаметр,
мм
1-2
2-3
3-4
4-5
3,7
3,7
7,4
11,1
2,2
1,3
0,7
5
25
25
25
57
58
Потеря
давления,
Па
47
40
65
88
2 Расчет электрических характеристик защищаемых газопроводов.
Электрические характеристики защищаемых газопроводов являются
основными параметрами, определяющими распределение защитного тока. К
первичным электрическим параметрам газопровода относятся:
- переходное сопротивление, Rn Ом·м2;
- продольное сопротивление, Rm, Ом/м.
Исходные
данные
для
определения
электрических
характеристик
газопроводов:
- диаметр трубы, Dm, м;
- толщина стенки трубы, δт, м;
- марка стали трубы;
- сопротивление изоляции, Rиз, Ом·м2;
- среднее удельное электрическое сопротивление грунта, г, Ом·м;
- глубина укладки газопровода, Нт, м.
Сопротивление изоляции для вновь строящихся газопроводов определяют в
зависимости от типа изоляции по таблице 2.1.
Таблица 2.1 - Сопротивление изоляции строящихся и реконструируемых
газопроводов
Тип изоляционного покрытия
Усиленные Трех-, двухслойное полимерные покрытия на основе
Сопротивление изоляции
газопровода Rиз0, Ом·м2
3·105
термореактивных смол и полиолефина
Покрытия на основе термоусаживающихся
материалов
Все остальные покрытия, кроме мастичных и
1·105
полимерно-битумных
Мастичные и полимерно-битумные покрытия
Все покрытия нормального типа
5·104
5·104
Для весьма усиленной изоляции из полимерно-битумного покрытия
Rиз  5 10 4 Ом  м 2
Продольное сопротивление трубопровода Rm, Ом/м, вычисляют по формуле
59
(2.1)
где т - удельное электрическое сопротивление материала трубы, Ом·м
(определяют в зависимости от марки стали по таблице 2.2);
Dm - диаметр трубы, м;
т - толщина стенки трубы, м.
Таблица 2.2 - Удельное электрическое сопротивление различных марок
трубной стали
Марка трубной стали
Удельное электрическое сопротивление трубной стали, Ом·м
17ГС, 17Г2СФ, 08Г2СФ, 14ХГС
18Г2, СТ3
18Г2САФ, 18ХГ2САФ
15ГСТЮ
Данные о марке стали отсутствуют
2,45·10-7
2,18·10-7
2,63·10-7
2,81·10-7
2,45·10-7
Для диаметра 150мм:
Rm 
2,45 10 7
 1,2 10 7 Ом  м 2
3,14  (0,15)  4,5
Для диаметра 250мм:
Rm 
2,45 10 7
 0,7 10 7 Ом  м 2
3,14  (0,25)  4,5
Для диаметра 350мм:
Rm 
2,45 10 7
 0,5 10 7 Ом  м 2
3,14  (0,35)  4,5
При изменяющейся толщине стенки трубы вдоль трубопровода расчет
продольного сопротивления производят по средней Rт, м
Rm.ср 
1,2  0,7  0,5
 10 7  1,2  10 7 Ом  м 2
3
(2.2)
Переходное сопротивление трубопровода Rn, Ом·м2, вычисляют по формуле
Rп = Rиз + Rр,
(2.3)
где Rиз - сопротивление изоляционного покрытия трубопровода, Ом·м2;
Rр - сопротивление растеканию трубопровода, Ом·м2.
Сопротивление растеканию тока трубопровода Rp, Ом·м2, вычисляют по
формуле
(2.4)
Сопротивление растеканию тока трубопровода
формуле
60
, Ом·м, вычисляют по
(2.5)
где Нт - глубина залегания трубопровода, м;
г - среднее удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м,
вычисляемое по формуле
(2.6)
где li - длина i-го участка с удельным электрическим сопротивлением грунта
гi, м;
п - количество участков с удельным электрическим сопротивлением грунта
гi.
( 2856  2415  4021) 2
г 
 15,21Ом  м 2
11240 2
(
)
15
15,21
0,4  3,14
R`р 
 ln(
)  42Ом  м
2  3,14
0,25 1,5 1,2 10 7
Rр 
15,21 0,25
0,4  42
 ln(
)  40Ом  м
2
2
0,25 1,5 1,2 10 10
Rп  5  104  40  5  104 Ом  м 2
В
таблице
2.3
приведены
прогнозируемые
значения
сопротивления
различных типов изоляции на 10-й, 20-й и 30-й год для трубопроводов,
построенных в соответствии с ГОСТ Р 51164.
Постоянную распространения тока вдоль трубопровода , 1/м, вычисляют по
формуле
(2.7)

1,2 10 7
 1,6 10 61 / м
4
5 10
Постоянную распространения тока вдоль трубопровода как функцию
времени (t), 1/м, вычисляют по формуле
61
(2.8)
1,2 10 7
 (t ) 
 1,6 10 61 / м
4
5 10
Таблица 2.3 - Прогнозируемые значения сопротивления изоляционного
покрытия трубопровода Rиз(t) через 10, 20 и 30 лет его эксплуатации
Прогнозируемое сопротивление
изоляции трубопровода Rиз(t),
Тип изоляционного покрытия
Ом·м2, через
Усиленные Трех-, двухслойное полимерные покрытия на
10 лет
20 лет
30 лет
100000
37500
12150
33000
12500
4050
16700
6250
2030
16700
6250
2030
основе термореактивных смол и
полиолефина;
Покрытия на основе термоусаживающихся
материалов
Все остальные покрытия, кроме мастичных и
полимерно-битумных
Мастичные и полимерно-битумные
покрытия
Все покрытия нормального типа
Характеристическое сопротивление трубопровода Z, Ом, вычисляют по
формуле
(2.9)
Z  1,2 10 7  5 10 4  0,08Ом
Если характеристические сопротивления правого и левого плеч трубопровода
одинаковы, то входное сопротивление Zвт, Ом, вычисляют по формуле
(2.10)
62
Z вт  0,04Ом
Входное сопротивление трубопровода как функцию времени эксплуатации
Zвт (t), Ом, вычисляют по формуле
(2.11)
Z вт (t )  0,04Ом
2.1 Расчет параметров катодной защиты трубопроводов
На основании рассчитанных электрических параметров трубопровода
определяют
количество
установок
и
электрические
параметры
преобразователей катодной защиты, количество и тип анодных заземлителей,
их удаление от защищаемых объектов, а также выбирают месторасположение
УКЗ.
Основными параметрами УКЗ являются сила тока и длина защитной зоны,
создаваемой этой установкой. При расчете необходимо учитывать изменение
сопротивления изоляции во времени. Расчет выполняют на начальный и
конечный (как правило, 30 лет) срок службы УКЗ.
Расчет параметров УКЗ сводится к определению количества и мощности
катодных станций на трубопроводе. Количество УКЗ определяется длиной
защитной зоны этих станций. Мощность катодных станций зависит в основном
от силы защитного тока и сопротивления анодного заземления.
Количество установок катодной защиты N, шт., необходимое для защиты
трубопровода длиной L, м, вычисляют по формуле
(2.12)
N 
11240,42
 1,3  2шт
8625
где Lз - длина защитной зоны одной УКЗ, м.
Длину защитной зоны Lз м, вычисляют по формуле
63
(2.13)
Lз 
2
0,6
 ln(
)  8625м
6
1,6  10
1  0,3
где k - коэффициент учитывающий взаимовлияние соседних УКЗ (для
одиночной УКЗ k = 1, для УКЗ, работающей рядом с соседними, k = 2);
Uтзо - смещение разности потенциалов труба-земля в точке дренажа, В
Uтзм = |Uм|- |Uе|;
(2.14)
Uтзм = 0,85-0,55=0,3В
Uтзм - максимальное смещение разности потенциалов труба - земля, В
Uтзо = |Uо|- |Uе|;
(2.15)
Uтзо =1,15-0,55=0,6В
Uм - минимальный защитный потенциал, В (определяют из таблицы 2.4);
Ue - естественная разность потенциалов труба-земля, В (если значение Uе
неизвестно, его принимают равным (-0,55 В);
Uo- максимальный защитный потенциал, В (определяют из таблицы 2.5).
Силу тока i, А, катодной установки вычисляют на начальный и конечный
период эксплуатации по формуле
(2.16)
i
2  0,6
 30 А
0,04
Напряжение на выходе преобразователя V, В, вычисляют по формуле
V = i·[Zвх (t) + Rл + Rз],
(2.17)
V  30(0,04  0,056  0,01)  3,18B
где Rл - сопротивление дренажной линии, соединяющей катодную станцию с
трубопроводом и анодным заземлением, Ом;
Rз - переходное сопротивление анодного заземления, Ом.
64
Таблица 2.4 - Минимальные защитные потенциалы
Минимальный защитный потенциал (Uм)
относительно насыщенного медноУсловия прокладки и эксплуатации трубопровода
сульфатного электрода сравнения, В
Поляризационный
Грунты с удельным электрическим сопротивлением не менее 10 Ом·м
С омической
составляющей
Минус 0,85
Минус 0,90
Минус 0,95
Минус 1,05
или содержанием водорастворимых солей не более 1г на 1кг грунта,
или при температуре транспортируемого продукта не более 293 К (20
°С)
Грунты с удельным электрическим сопротивлением менее 10 Ом·м,
или содержанием водорастворимых солей более 1г на 1кг грунта, или
при опасном влиянии блуждающих токов промышленной частоты (50
Гц) и постоянных токов, или при возможной микробиологической
коррозии, или при температуре транспортируемого продукта более
293 К (20°С)
Сопротивление дренажной линии Rл Ом, вычисляют по формуле
(2.18)
R л  1,8 10 8 
200  20
 0,056ОМ
3,14  0,032 / 4
где у; ус - длина анодного провода и спусков провода с опор преобразователя
катодной защиты к анодному заземлению и трубопроводу,м;
Sпр - сечение провода дренажной линии, м2;
м - удельное электрическое сопротивление провода, Ом·м (для меди м
=1,8·10-8 Ом·м, для алюминия м = 2,8·10-8 Ом·м).
Мощность преобразователя W, Вт, вычисляют по формуле
W = i · V,
W  30  3,18  95,4Вт
65
(2.19)
Таблица 2.5 - Максимальные защитные потенциалы
Максимальный защитный потенциал
(U0 относительно насыщенного
медно-сульфатного электрода
Условия прокладки и эксплуатации трубопровода
сравнения, В
Поляризационный
При прокладке трубопровода с температурой
С омической
составляющей
Минус 1,10
Минус 1,50
- с битумной изоляцией
Минус 1,15
Минус 2,50
- с полимерной изоляцией
Минус 1,15
Минус 3,50
транспортируемого продукта выше 333 К (60 °С) в
грунтах с удельным электрическим сопротивлением
менее 10 Ом·м или при подводной прокладке
трубопровода с температурой транспортируемого
продукта выше 333 К (60 °С)
При других условиях прокладки трубопроводов:
Выбор типа преобразователя катодной защиты выполняют в соответствии с
результатами расчета силы тока, напряжения на выходе УКЗ и мощности. При
выборе типа преобразователя необходимо увеличить в 1,5 раза требуемую
максимальную силу тока при прокладке трубопровода в грунтах высокой
коррозионной агрессивности.
2.2 Расчет параметров анодного заземления
Выбор анодного заземления осуществляют с учетом следующих факторов:
- силы тока катодной установки;
- свойств грунта в месте размещения заземления (удельное сопротивление
грунта, влажность, глубина промерзания);
- схемы расположения защищаемых объектов и других подземных
металлических сооружений вблизи размещения анодного заземления.
Материал электрода для анодного заземления целесообразно выбирать с
учетом условий, приведенных в таблице 2.6.
Расстояние от трубопровода до протяженного заземлителя должно быть не
66
менее четырех диаметров газопровода.
Переходное сопротивление одного заземлителя Rзl зависит от удельного
электрического сопротивления грунта и геометрических размеров электродов и
их взаимного расположения. Переходное сопротивление одного электрода
заземления принимают равным величине его сопротивления растеканию тока.
Переходное сопротивление протяженного анодного заземления принимают
равным его входному сопротивлению.
Таблица 2.6 - Рекомендуемые условия применения анодных материалов
Удельное электрическое
Анодный материал
сопротивление грунта. Ом·м
Высококремнистый чугун
менее 20
Графит, графитизированные и графитосодержащие
от 15 до 40
материалы
Высококремнистый чугун в коксовой засыпке
от 15 до 40
Магнетит
менее 10
Графит, графитизированные и графитосодержащие
от 10 до 60
материалы в коксовой засыпке
Сталь низкоуглеродистая (лом)
более 40
Сталь низкоуглеродистая в коксовой засыпке
более 60
Рекомендуемое расстояние между электродами в анодном заземлении равно
тройной длине электрода.
Расчет анодного заземления сводится к определению количества электродов
и их сроку службы.
Количество электродов Nз, шт., в подповерхностном заземлении вычисляют
по следующим формулам:
при вертикальном или горизонтальном расположении электродов
(2.20)
Nз 
30
 43шт
0,7 1
67
где Rзl - сопротивление растеканию тока одного электрода, Ом;
Rз - сопротивление растеканию тока заземления, состоящего из N электродов,
Ом;
Начальное сопротивление растеканию тока анодного заземления Rз в
различных грунтах не должно превышать величин, указанных в таблице 2.7.
Таблица 2.7 - Условия применения различных типов анодных заземлений и
требования к максимальному значению начального сопротивления растеканию
тока
Грунт
Рекомендуемый тип
анодного заземления
Удельное
сопротивление грунта,
Ом м
Сопротивление растеканию тока
анодного заземления, не более, Ом
Солончаки, соры
Подповерхностное
менее 10
0,5
Болота, влажные
Подповерхностное
от 10 до 50
1,0
Подповерхностное или
от 50 до100
1,5
от 100 до 500
3,0
более 500
10,0
глины, суглинки
Супесь
глубинное
Пески
Подповерхностное или
глубинное
Скальный грунт,
Глубинное
сухие пески
2.3 Расчет параметров дренажной защиты
Защиту трубопроводов от коррозии блуждающими токами осуществляют,
как правило, дренажами и установками катодной защиты с автоматическими
преобразователями.
Дренажи следует подключать к рельсам, путевым дросселям. Электрические
дренажи следует устанавливать преимущественно в местах пересечения и
сближения,
железных
дорог
с
трубопроводами.
Место
подключения
электрического дренажа к рельсам наиболее эффективно в зонах с наиболее
отрицательными потенциалами рельс-земля.
При значительных расстояниях между трубопроводом и рельсами (более 1,52,0 км) при дренажной защите возрастает длина дренажного кабеля и требуется
увеличение его сечения, что может оказаться экономически нецелесообразным.
68
В таких случаях для защиты от коррозии блуждающими токами следует
проектировать установку катодной защиты.
Установки катодной защиты с автоматическими преобразователями следует
использовать при удалении газопровода от железной дороги на расстояние
более 2 км. Эти УКЗ должны автоматически поддерживать заданное значение
защитного потенциала.
При высокой интенсивности движения, неудовлетворительном состоянии
рельсовых путей и доступных источниках электроснабжения целесообразно
дополнительно к УДЗ проектировать установку катодной защиты.
Для расчета дренажной защиты должны быть определены следующие
исходные данные:
- схема питания контактной сети электрифицированного транспорта;
- расположение тяговых подстанций и отсасывающих пунктов вдоль
электрифицированной железной дороги;
- максимальная сила тока нагрузки каждой тяговой подстанции и
отсасывающих кабелей;
- падение напряжения в отсасывающем фидере, определяемое по данным
Регионального управления электрифицированных железных дорог;
- расстояние между трубопроводом и тяговыми подстанциями или путевыми
дросселями.
Расчет параметров дренажной защиты сводится к определению силы тока
дренажа и сечению дренажного кабеля и номинальной мощности дренажной
установки.
Силу тока через электрический дренаж iд, А, вычисляют по формуле
iд = 0,2 · iтп · K1 · K2 · K3 · K4,
(2.21)
i  0,2 10  0,9  0,9  0,8  0,75  0,972 A
где iтп - ток тяговой подстанции, А;
K1 - коэффициент, учитывающий расстояние между трубопроводом и
электрифицированной железной дорогой (см. таблицу 2.8);
69
K2 - коэффициент, учитывающий расстояние от трубопровода до тяговой
подстанции (см. таблицу 2.8);
K3 - коэффициент, учитывающий тип изоляционного покрытия трубопровода
(см. таблицу 2.9);
К4 - коэффициент, учитывающий количество параллельно уложенных
трубопроводов (см. таблицу 2.10).
Таблица 2.8 - Значение коэффициентов K1 и K2
Величина коэффициента
Расстояние, км
K1
K2
До 0,5
0,9
0,90
От 0,5 до 1,0
0,7
0,60
От 1,0 до 2,0
0,4
0,35
Таблица 2.9 - Значение коэффициента K3
Величина
Тип изоляционного покрытия трубопровода
коэффициента
K3
Трех-, двухслойное полимерное покрытие на основе
0,3
термореактивных смол и полиолефина; покрытие на основе
термоусаживающихся материалов
Вес остальные покрытия усиленного типа, кроме мастичных и
0,5
полимерно-битумных
Мастичные и полимерно-битумные покрытия
0,8
Все покрытия нормального типа
0,9
70
Таблица 2.10 - Значение коэффициента K4
Количество параллельных трубопроводов
Величина коэффициента K4
1
0,75
2
0,85
3
0,93
4
0,97
Более 4
1,00
Сечение дренажного кабеля следует определять из условия, что сумма
падения напряжения о кабеле и наложенного потенциала трубы не должна
превышать величину разности потенциалов между трубопроводом и рельсом.
Сечение дренажного кабеля Sд мм2, вычисляют по формуле
(2.22)
Sd 
0,972 1,8 10 6  200
 21,87 10 6 мм 2
16
где м - удельное электрическое сопротивление материала кабеля, Ом·м;
lк - длина дренажного кабеля, м;
∆Uд - допустимое падение напряжения в дренажной цепи, В.
Падение напряжения в дренажной цепи ∆Uд, В, при подключении
дренажного кабеля к фидеру вычисляют по формуле
∆Uд = ∆Uк + ∆Uф,
(2.23)
∆Uд =10+6=16В
где ∆Uк - допустимые значения падения напряжения в дренажном кабеле,
определяемые из таблицы 2.11;
ΔUф - падение напряжения в отсасывающем фидере. В, определяемое по
данным Управления электрифицированных железных дорог, которое для
обычных условий эксплуатации составляет не менее 6 В.
71
Таблица 2.11 - Допустимые значения падения напряжения в дренажном
кабеле, В
Длина кабеля, км
0,2 0,5 1,0 2,0 3,0
Между отсасывающим пунктом железной дороги и
10 11 12 13 14
газопроводом при подключении к минусовой шине тяговой
подстанции
Между газопроводом и электрифицированной железной
-
3 5 6 7
дорогой при подключении к средней точке путевого дросселя
3. Безопасность технологического процесса
Газоснабжение населенного пункта на 13 тыс. жителей.
Объектом разработки дипломного проекта является населенный пункт на
13 тыс. жителей. Цель проекта – разработка системы газоснабжения для нужд
населения,
общественных,
коммунально-бытовых
потребителей
и
промышленных предприятий.
Источники опасности – явления, процессы, объекты, предметы, способные
в определенных условиях нанести ущерб ЛР, МР, ПР, прив. в приложении Б.
Основные
этапы
технологического
процесса
(ТП)
строительства
газопровода:
1.
Подготовительные работы: устройство временных зданий и сооружений,
заготовка узлов и деталей в ЦЗМ.
2.
Земляные работы: устройство ограждений и временных мостов, разбивка
трассы, предварительная планировка площадей бульдозером, разработка и
доработка грунта экскаваторами.
3.
Транспортно-заготовительные работы: доставка на трассу труб, сборка и
сварка
секций
в
плети
на
бровке
траншеи,
доставка
сборных
железобетонных колец.
4.
Устройство инженерных сетей: разработка грунта в траншее под приямки,
устройство песчаной подушки, укладка звеньев труб в траншею,
72
устройство железобетонных колодцев, сварка поворотных и неповоротных
стыков (для стальных труб), стыковая сварка с помощью нагревательных
приборов (для полиэтиленовых труб), установка фасонных частей
(тройники, отводы), и задвижек, антикоррозионная изоляция стыков.
5.
Испытание газопровода и обратная засыпка: присыпка газопровода,
продувка и пневматическое испытание, засыпка траншеи бульдозером,
уплотнение грунта прицепным катком.
6.
Сдача в эксплуатацию: демонтаж временных зданий и сооружений,
временных мостов и ограждений, благоустройство территории, осмотр
колодцев.
Освещение как производственный фактор.
Под производственным освещением понимают систему устройств и мер,
обеспечивающую благоприятную работу зрения человека и исключающую
вредное или опасное влияние на него в процессе труда. Чтобы человек мог
выполнять зрительную работу, необходимы определенные характеристики
света и зрения человека.
Практический опыт показывает, что при недостаточных характеристиках
освещенности производственное освещение может быть вредным и опасным
производственным
ухудшаются
фактором.
условия
для
При
неудовлетворительной
осуществления
зрительных
освещенности
функций
и
жизнедеятельности организма: появляются утомление, глазные болезни,
головные боли, что может быть косвенной причиной несчастных случаев.
Плохо освещенные опасные зоны, слепящие прожекторы и лампы, блики от
них, резкие тени ухудшают или вызывают полную потерю ориентации
работающих, в связи с этим возможны травмы различной степени тяжести.
Основные требования к производственному освещению.
Изучение условий для создания наилучших условий работы зрения человека в процессе труда позволяет сформулировать следующие основные требования.
73
Освещенность на рабочих местах должна соответствовать характеру
зрительной
работы.
Увеличение
освещенности
рабочих
поверхностей
улучшает условия видения объектов, повышает производительность труда.
Однако существует предел, при котором дальнейшее увеличение освещенности
почти не дает эффекта и является экономически нецелесообразной.
Должно быть, достаточно равномерное распределение яркости, а так же
отсутствие резких теней на рабочих поверхностях. При неравномерной яркости
в процессе работы глаз вынужден переадаптироваться, что ведет к утомлению
зрения. В поле зрения человека резкие тени искажают размеры и формы
объектов различения, что повышает утомление зрения, а движущиеся тени
могут привести к травмам.
Необходимо
блесткости.
постоянство
Колебания
освещенности
освещенности
во
вызывают
времени
и
отсутствие
переадаптацию
глаза,
приводят к значительному утомлению. Блесткость вызывает нарушение
зрительных функций, ослепленность, которая приводит к быстрому утомлению
и снижению работоспособности.
Для выполнения указанные требований при проектировании установок
производственного освещения и их эксплуатации проводят следующие
мероприятия: выбор типа и вида освещения, источника света и осветительной
установки, уровня освещенности, а также своевременное обслуживание
осветительных установок.
Выбор типа и системы производственного освещения.
По типу освещение принято делить на: естественное, искусственное и
смешанное.
Естественное освещение, создаваемое дневным светом, наиболее
благотворно действует на человека, не требует затрат энергии. Однако оно
примерно в течение суток, зависит от климатических и сезонных условий.
Искусственное освещение обычно создают электрическими источниками
света, которые включают по мере необходимости, регулируют интенсивность
74
светового потока и его направленность. Такое освещение требует затрат электроэнергии и отличается по спектру от естественного света.
Основной системой освещения строительных площадок является система
общего прожекторного освещения. По всей территории площадки, где
производятся строительно-монтажные работы, освещенность должна быть не
менее 2 лк. В зонах, где по условиям работы требуется более высокая
освещенность, она достигается прожекторами или светильниками системы
локализованного
освещения.
Локализованное
освещение
позволяет
одновременно с уменьшением мощности осветительной системы по сравнению
с равномерным обеспечить и лучшее качество освещения. К недостаткам
локализованного способа размещения осветительных установок следует
отнести
несколько
повышенную
по
сравнению
с
равномерным
неравномерность распределения яркости в поле зрения.
Система комбинированного освещения включает общее и местное
освещение. Местное освещение предназначено для освещения только лишь
поверхностей рабочего места.
По назначению производственное освещение делят на рабочее, охранное,
аварийное и эвакуационное.
Для всех строительных площадок и участков, где работы выполняются в
темное время суток, предусматривается устройство рабочего освещения. Если
требуется охрана строительной площадки, то из рабочего освещения
выделяется часть светильников, обеспечивающих горизонтальную на уровне
земли или вертикальную на плоскости ограждения охранную освещенность,
равную 0,5 лк. Эвакуационное освещение предусматривается в местах
основных путей эвакуации, а также в местах прохода, связанных с опасностью
травматизма. Эвакуационное освещение внутри строящегося здания должно
составлять 0,5 лк, вне здания — 0,2 лк.
Расположение
светильников
определяет
экономичность
и
качество
освещения, и удобство эксплуатации. При светотехническом расчете стоит
задача
так
разместить
светильники,
75
чтобы
обеспечить
требуемую
освещенность рабочей поверхности минимумом светового потока, мощности
источников света и годовых эксплуатационных затрат.
Прожекторное освещение строительных площадок.
Применение прожекторного освещения для строительных площадок имеет
ряд существенных преимуществ по сравнению с освещением светильниками:
экономичность,
благоприятное
для
объемного
видения
соотношение
вертикальной и горизонтальной освещенности, меньшая загруженность
территории столбами и воздушной проводкой, а также удобство обслуживания
осветительной установки. В то же время прожекторное освещение требует
принятия мер по снижению слепящего действия и исключения теней.
Целесообразно комбинировать прожекторное освещение со светильниками для
участков с малой шириной.
Светотехническим расчетом прожекторного освещения определяется тип
прожектора, необходимое их число, высота и место установки, углы наклона
оптической оси прожекторов в вертикальной и горизонтальной плоскостях.
Расчет числа прожекторов производят исходя из нормируемой освещенности и
мощности лампы. Ориентировочное число прожекторов N равно:
N = тЕикА/Рл,
(3.1)
где m - коэффициент, учитывающий световую отдачу источника света, КПД
прожекторов и коэффициент использования светового потока, для ЛH равен
0,2 - 0,25; ДРЛ и ГЛ - 0,12 - 0,16;
Еи - нормируемая освещенность горизонтальной поверхности, лк;
к - коэффициент запаса;
А - освещаемая площадь, м2;
Рл - мощность лампы, Вт.
76
Минимальная высота установки прожекторов над освещаемой
поверхностью:
𝒊п = √𝒊𝒎𝒂𝒙/𝟑𝟎𝟎
(3.2)
где: imax - максимальная сила света, ккд.
Для выполнения строительно-монтажных работ в ночное время необходимо
установить прожектора, для комфортного выполнения всех необходимых работ
(укладка газопровода, сварка, изоляция, монтаж фасонных частей и д.р.).
Рабочая зона крана рассчитывается путем умножения вылета стрелы крана
(вылет стрелы у крана КС 35714К-2 равен 7,9 м) на длину плети (40 м), это и
будет площадь необходимая для дополнительного освещения в ночное время
работы. Нормируемая освещенность горизонтальной поверхности по всей
территории площадки, где производятся строительно-монтажные работы,
должна быть не менее 2 лк (примем равной 5 лк). Коэффициент запаса для
прожектора равен 1,5. По таблице XIII.10. Типы прожекторов, рекомендуемых
для освещения строительных площадок [22] подбираем прожектор ПЗМ-30-1 с
лампой накаливания Г220-200, тогда:
N  0,25  5 1,5  316 / 200  3шт ,
ЛН Г220-200 имеет imax=33000 кд, следовательно
iп 
33000 / 300  11 м
Исходя из расчетов получили, что для того чтоб в ночное время
продолжалось
выполнение
строительно-монтажных
работ
необходимо
установить прожектора П3М30-1на трех мачтах расстояние между которыми
6h=66м и на высоту не менее 11м со стороны работы крана, для того чтоб
свечение прожектора не ослепляло крановщика.
77
4 Экологическая экспертиза.
Правовое регулирование промышленной безопасности в организациях,
занимающихся газоснабжением в Российской Федерации, осуществляется в
соответствии с Федеральным законом «О промышленной безопасности
опасных производственных объектов», Законом Российской Федерации «Об
охране
окружающей
природной
среды»,
Федеральным
законом
«Об
экологической экспертизе», Федеральным законом «О газоснабжении в
Российской Федерации» и другими федеральными законами и иными
нормативными правовыми актами Российской Федерации.
Каждый объект систем газоснабжения, отнесенный в установленном
законодательством Российской Федерации порядке к категории опасных, а
также проекты нормативных правовых актов и технические проекты в области
промышленной безопасности систем газоснабжения и их объектов подлежат
государственной
экологической
экспертизе
в
порядке,
установленном
законодательством Российской Федерации.
Экологическая экспертиза – установление соответствия намечаемой
хозяйственной и иной деятельности экологическим требованиям и определение
допустимости
реализации
объекта
экологической
экспертизы
в
целях
предупреждения возможных неблагоприятных воздействий этой деятельности
на окружающую природную среду и связанных с ними социальных,
экономических и иных последствий реализации объекта экологической
экспертизы.
Целью экологической экспертизы является оценка экологических последствий
принятия
технических,
технологических
и
управленческих
решений
(реализации проекта), выработка на основе экспертного анализа социально и
экономически приемлемых предложений, направленных на снижение ущерба
окружающей среде и улучшения экологической обстановки в регионе.
78
4.1 Воздействие объекта на атмосферный воздух.
При производстве строительно-монтажных работ на газопроводе возможное
воздействие на атмосферу заключается:
-в загрязнении атмосферного воздуха выбросами продуктов сгорания при
работе двигателей строительной техники, использующих в качестве топлива
продукты нефтепереработки (оксид углерода, диоксид азота, сернистый
ангидрид и сажа);
-в выбросах загрязняющих веществ при проведении сварочных работ.
В период строительства объектов системы газоснабжения (газопроводов, ГРП)
незначительное загрязнение атмосферного воздуха происходит при работе
передвижных
сварочных
постов и автотранспорта. Основная причина
загрязнения воздуха разнообразными двигателями, использующими в качестве
топлива
продукты
нефтепереработки,
заключается
в
неполном
и
неравномерном сгорании топлива. Автотранспорт, который используется при
прокладке газопровода представлен в таблице 4.1.
Таблица 4.1 - Автотранспорт
Наименование
Кол-во,
шт.
Тип, марка
1
ДЗ-8 на базе трактора Т100
1
1
ЭО-3322
Э-4010
1
КС-3571
1
1
Камаз 65115
ИВЕКО-АМТ 6339
Бульдозер для срезки
растительного слоя и
уплотнения грунта
Экскаватор для рытья
траншеи и доработки грунта
Автокран для выгрузки ж/б
конструкций и труб
Самосвал для вывоза грунта
Трубовоз
При этом моделирование рассеивания не представляется возможным ввиду
передвижного режима работ. После окончания строительства источники
выделения вредных веществ в атмосферу ликвидируются.
При продувке и испытаниях газопровода выбросы загрязняющих веществ
отсутствуют, в связи с тем, что данные работы проводятся воздухом.
По газопроводу к потребителю поступает природный газ, содержащий
одорант (меркаптан). Природный газ обычно рассматривается как безвредный
79
газ, бесцветен, не имеет запаха, не токсичен. Главная опасность связана с
асфиксией из-за недостатка кислорода.
Меркаптаны (смесь природных меркаптанов или одорант) - органические
серосодержащие газы с высокой токсичностью (второй класс опасности).
Образуются при термическом воздействии на нефтесодержащую серу.
Меркаптаны образуются в воздухе в концентрациях в сотни и тысячи раз
меньше, чем сероводород. В ничтожных концентрациях пары вызывают
рефлекторно тошноту, головную боль вследствие запаха. В более высоких
концентрациях
влияет
на
наркотическим
эффектом,
центральную
нервную
характеризующимся
систему.
Обладают
особой
мышечной
скованностью.
Таблица 4.2 - Состав и характеристика газа.
Теплота сгорания,
Состав газа
кДж/м3
Доля в
Компонент
общем
аj
а j * rj ,
ы
объёме, rj
1
2
3
4
Метан
0,947
35840
33940,48
Этан
0,018
63730
1147,14
Пропан
0,002
93370
186,74
Бутан
0,001
123770
123,77
Азот NS
0,03
Углекислы
0,002
й газ
ИТОГО
1,0
35398,13
-
Плотность, кг/м3
i
 i * ri ,
5
0,7168
1,3566
2,0190
2,7030
1,2505
6
0,68
0,0244
0,004
0,0027
0,0375
1,9768
0,004
-
0,7526
Таким образом, низшая теплота сгорания природного газа данного состава
составляет Q рн  35398 ,13 кДж/м3 (35,39813 МДж/м3), а плотность 0  0,7526 кг/м3.
Для одорации природного газа применяется этил меркаптан. Среднее
Удельное содержание одоранта в природном газе составляет 0,016г. на 1м3 газа.
Состав транспортируемого по газопроводу природного газа в целом отвечает
требованиям ГОСТ 51.40-93.
80
Природный газ легче воздуха и при выбросах стремится занять более высокие
слои атмосферы. Вероятность скопления в низких точках местности и внизу
помещения практически исключается.
Во время эксплуатации системы газоснабжения возникают технологические
утечки природного газа. Эти утечки являются неизбежными вследствие
невозможности
достижения
абсолютной
герметичности
резьбовых
и
фланцевых соединений, запорной арматуры, газового оборудования. Выброс
природного газа и одоранта может наблюдаться при проведении ремонтных и
профилактических работ, а также в случае аварийной ситуации. Стабильное
истечение газа в атмосферу происходит при минимальном диаметре отверстия,
составляющем 4% от сечения газопровода.
Как аварийную, можно рассматривать ситуацию, возникающую при
повышении давления в системе газоснабжения. В этом случае срабатывает
сбросной клапан, который сбрасывает «лишнее» количество газа через свечу в
атмосферу и снижает тем самым давление газа в системе.
Максимально возможные утечки газа из проектируемого газопровода,
проложенного по равнинной местности, через микросвищи и неплотности
линейной арматуры (м3/год) определяются по формуле:
Q ут  1113,5 
D  l  Pcp  t
Tcp  m  Z cp
,
где 1113,5 –переводной коэффициент, град/кг×сутки;
D – диаметр газопровода;
l – длина газопровода;
Рср – давление;
t – время работы газопровода (365 суток);
Тср – средняя температура газа в газопроводе, 288К;
m – средний коэффициент сжимаемости (0,92);
Zср – степень начальной герметичности (1,2).
81
(4.1)
Для диаметра 350 мм:
Qут  1113,5 
0,350  4,346  6  365
 11666 м3/год.
288  0,92  1,2
Для диаметра 250 мм:
Qут  1113,5 
0,250  2,415  6  365
 4630 м3/год.
288  0,92  1,2
Для диаметра 150 мм:
Q ут  1113,5 
0,150  3,177  6  365
 3655 м3/год.
288  0,92  1,2
Для диаметра 100 мм:
Qут  1113,5 
0,100  0,191  6  365
 146,5 м3/год.
288  0,92  1,2
Для диаметра 80 мм:
Q ут  1113,5 
0,080  0,550  6  365
 337,5 м3/год.
288  0,92  1,2
Для диаметра 70 мм:
Qут  1113,5 
0,070  0,230  6  365
 123,5 м3/год.
288  0,92  1,2
Для диаметра 50 мм:
Qут  1113,5 
0,050  0,332  6  365
 127,3 м3/год.
288  0,92  1,2
Учитывая то, что в газопровод поступает с ГРС одорированный
природный газ (с содержанием одоранта не менее 16 мг/м3), следовательно, за
год с атмосферу может быть выброшено вместе с природным газом порядка
0,331 кг одоранта.
Указанное количество утечек равномерно распределяется по всей длине
трассы газопровода. Максимальный объем утечек возможен только после
длительной и небрежной эксплуатации (более 10 лет) вследствие появления
микроповреждений в трубах и изношенности сальников запорной арматуры.
Для исключения возникновения утечек на линейной части перед вводом в
эксплуатацию газопровод испытывают на герметичность.
82
В период эксплуатации газопровода возможны выбросы в атмосферу
загрязняющих веществ.
Характеристика загрязняющих веществ, класс опасности и предполагаемые
валовые выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, приведены в таблице.
Таблица 4.3 - Характеристика загрязняющих веществ.
Загрязняющее
вещество
Код
Коэффициент
ПДКмаксимально
оседания
разовая, мг/м³
Класс
Выброс
опаснос
г/с
ти
Метан
0410
1
50
4
1388
Этилмеркаптан
1728
1
5x10-5
3
0,01057
4.2 Расчет аварийного выброса.
При
эксплуатации
системы
газоснабжения
предусматриваются
мероприятия, практически исключающие возможность аварийных ситуаций на
газопроводе и ГРП.
Основными причинами возникновения аварийных ситуаций в системах
газоснабжения являются повреждение газопроводов различными машинами и
механизмами, коррозия стальных газопроводов и разрыв сварных швов.
Кроме
этого,
как
аварийную
можно
рассматривать
ситуацию,
возникающую при повышении давления в системе газоснабжения. В этом
случае срабатывает предохранительно-сбросной клапан, который сбрасывает
«лишнее» количество газа через «свечу» в атмосферу и снижает тем самым
давление газа в системе.
Расчет выбросов газа и одоранта при аварийных выбросах производится
согласно «Методике по расчету удельных показателей загрязняющих веществ в
выбросах в атмосферу на объектах газового хозяйства».
Удельное количество выбросов газа, истекающего в атмосферу из щели в
сварном шве газопровода Gr, г/с, определяется по формуле:
Gг = g × f × Wкр × ρг × 1000, г/с
где: g - коэффициент, учитывающий снижение скорости (0,97);
83
(4.2)
f - площадь отверстия, м2, определяется по формуле:
f = n × π × d × s, м2
(4.3)
где: n - длина линии разрыва наружного периметра трубы газопровода в % от
общего периметра, принимаем 0,5;
π = 3,14;
d - диаметр газопровода, м;
s- ширина щели сварного шва, принимаем 0,001м;
Wкр - критическая скорость выброса газа из щели и сварном шве стыка
газопровода, м/с, определяется по формуле:
Wкр  20,5 
Tср
г
(4.4)
где Тср – средняя температура газа в газопроводе, 288К;
ρг – плотность газа при нормальных условиях, 0,7526 кг/м3.
 готв – плотность газа перед отверстием в газопроводе, кг/м3, определяется
по формуле:
 готв 
T  Pо   г
Tср  P
(4.5)
где Т – абсолютная температура окружающей среды, 293К;
Ро – абсолютное давление газа в газопроводе в месте расположения
сварного шва, 300 000 Па;
Р – атмосферное давление (101325 Па).
 готв 
293  300000  0,7526
 2,27 кг/м3
288  101325
Wкр  20,5 
288
 401 м/с
0,7526
Для диаметра 350 мм:
f  0,5  3,14  0,350  0,001  0,00055 , м2
Для диаметра 250 мм:
f  0,5  3,14  0,250  0,001  0,00039 , м2
84
Для диаметра 150 мм:
f  0,5  3,14  0,150  0,001  0,00024 , м2
Для диаметра 100 мм:
f  0,5  3,14  0,100  0,001  0,00016 , м2
Для диаметра 80 мм:
f  0,5  3,14  0,080  0,001  0,00013 , м2
Для диаметра 70 мм:
f  0,5  3,14  0,070  0,001  0,00011 , м2
Для диаметра 50 мм:
f  0,5  3,14  0,050  0,001  0,00008 , м2
Тогда удельное количество выбросов газа, истекающего в атмосферу из Щели в
сварном шве газопровода:
Для диаметра 350 мм:
Gг  0,97  0,00055  401 2,27  1000  485,6 , г/с
Для диаметра 250 мм:
Gг  0,97  0,00039  401 2,27  1000  344,4 , г/с
Для диаметра 150 мм:
Gг  0,97  0,00024  401 2,27  1000  212 , г/с
Для диаметра 100 мм:
Gг  0,97  0,00016  401  2,27  1000  141,3 , г/с
Для диаметра 80 мм:
Gг  0,97  0,00013  401  2,27  1000  114,8 , г/с
Для диаметра 70 мм:
Gг  0,97  0,00011 401  2,27  1000  97 , г/с
Для диаметра 50 мм:
Gг  0,97  0,00008  401  2,27  1000  70,6 , г/с
Расход газа (м3/с) рассчитывается по формуле:
L = Wкр × f
Для диаметра 350 мм:
85
(4.6)
L  401 0,00055  0,221, м3/с
Для диаметра 250 мм:
L  401 0,00039  0,16 , м3/с
Для диаметра 150 мм:
L  401 0,00024  0,1 , м3/с
Для диаметра 100 мм:
L  401 0,00016  0,064 , м3/с
Для диаметра 80 мм:
L  401 0,00013  0,05 , м3/с
Для диаметра 70 мм:
L  401 0,00011  0,044 , м3/с
Для диаметра 50 мм:
L  401 0,00008  0,032 , м3/с
Количество одоранта в выбросах газа определяется по формуле:
Gод = 0,016 × L, г/с
Для диаметра 350 мм:
G од  0,016  0,221  0,00354 , г/с
Для диаметра 250 мм:
G од  0,016  0,16  0,00256 , г/с
Для диаметра 150 мм:
G од  0,016  0,1  0,0016 , г/с
Для диаметра 100 мм:
G од  0,016  0,064  0,001 , г/с
Для диаметра 80 мм:
G од  0,016  0,05  0,0008 , г/с
Для диаметра 70 мм:
G од  0,016  0,044  0,0007 , г/с
Для диаметра 50 мм:
86
(4.7)
G од  0,016  0,032  0,00051, г/с
С целью уменьшения негативного воздействия загрязняющих веществ на
атмосферный воздух прилегающей к газопроводу территории во время
строительства
и
эксплуатации
газопровода
предусмотрены
следующие
мероприятия:
- поддержание дорожной и автотранспортной техники в исправном
состоянии за счет проведения техосмотра, планового предупредительного
ремонта;
- проведение испытаний газопровода на герметичность с целью устранения
утечек.
4.3 Расчет выбросов загрязняющих веществ при вводе газопровода в
эксплуатацию.
При выполнении пуско-наладочных работ на наружных газопроводах
количество газа, выходящего в атмосферу, Vnp ,м3, определяется по формуле:
V пр  0,00357  Vс 
Pа  Pг
273  t г
(4.8)
где: Vc - объем газопроводов между отключающими устройствами, м3,
определяется по формуле:
Vc = L × F
(4.9)
где: L - длина газопровода между отключающими устройствами, 662,8 м;
F - площадь поперечного сечения газопровода, м2;
Ра - атмосферное давление газа, 101325 Па;
Рг - избыточное давление газа в газопроводе перед ШРП при пуске,
принимаем 300000 Па;
tr - температура газа, 15°С.
F
3,14  0,352
 0,096 , м2
4
Vc  662,8  0,096  63,63 , м3
87
Vпр  0,00357  63,63 
101325  300000
273  15
 316,54 ,м3
Время истечения газа принимается от 1,5 до 10 часов.
Расход газа, Gn, м3/с, выводящего в атмосферу при пуско-наладочных
работах:
Gn 
Vпр
(1,5  10)  3600
Gn 
, м3/с
(4.10)
316,54
 0,0176 , м3/с
5  3600
Определяем выброс метана: 0,0176  0,947  0,0167 , м3/с
Определяем выброс одоранта: 0,0176  0,016  0,00028 , м3/с.
4.4 Воздействие отходов на состояние окружающей природной среды.
В процессе эксплуатации магистральных газопроводов газотранспортными
предприятиями образуются промышленные и бытовые отходы.
К отходам производства (промышленным) относятся:
-остатки
сырья,
материалов,
полуфабрикатов,
образовавшиеся
в
производственном процессе и утратившие полностью или частично исходные
потребительские свойства;
-отработанные моторные масла, загрязненные водой, механическими
примесями и органическими компонентами;
-шламы от очистки резервуаров хранения моторных масел и бензиновых
фракций;
- строительные отходы и металлолом.
К отходам потребления (бытовым, коммунальным) относятся:
-твердые отбросы и другие вещества, не утилизируемые в быту,
-образующиеся в результате амортизации предметов и самой жизни
эксплуатационного
персонала
вахтовых
поселков,
а
также
жителей
малонаселенных мест;
- изделия и машины, утратившие потребительские свойства в результате
физического или морального износа.
88
Бытовые отходы рассчитываются по формуле:
N = 0,33 × n, м3/год
(4.11)
где 0,33 - норматив образования бытовых отходов на одного
работающего, м3/год;
N - число работающих, 30 человек.
N  0,33  30  9,9 , м3/год.
Все образующиеся при изоляции газопровода отходы должны быть затарены
и вывезены на полигон твердых бытовых отходов (ТБО).
Металлические отходы, собранные в контейнеры или ящики, передаются на
предприятие "Вторчермета".
Виды строительных отходов на стройплощадке представлены в таблице.
Таблица 3.4 - Отходы строительства газопровода.
Наименование отхода
Класс опасности
Лом черных металлов
IV
Древесные опилки
IV
Ветошь, промасленная
IV
Способ сборки отходов
Собираются в металлические
контейнеры
Собираются в металлические
контейнеры
Собираются в металлические
контейнеры
В результате выполнения предложенных мероприятий по сбору, утилизации и
размещению отходов, образующихся от проектируемого объекта, загрязнение
окружающей среды будет сведено к минимуму.
4.5 Заключение
В
режиме
эксплуатации
газопроводов
и
ГРП,
образования
отходов
производства не происходит. Использование природного газа, как экологически
как наиболее чистого вида топлива, является мероприятием по оздоровлению
воздушного бассейна рассматриваемых территорий. При эксплуатации системы
газоснабжения выделения загрязняющих веществ не окажут негативного
воздействия на состояние атмосферного воздуха. Загрязнение почвы в процессе
строительства и эксплуатации объектов системы газоснабжения также не
предполагается.
Отходы
производства
89
при
эксплуатации
газопроводов
отсутствуют, а отходы, образующиеся в процессе строительства, собираются и
отправляются в специально санкционированные места.
5 Организация строительства.
5.1 Подсчет объемов работ
Определение объемов строительных и монтажных работ производится на
основе рабочих чертежей технологической и строительной частей проекта.
Номенклатура и единицы измерения принимаются по видам работ, согласно
используемым действующим нормативным документам.
Разобьем сеть на три захватки. Нумерацию начинаем от захватки с наибольшим
диаметром:
l1  196 ,8 м ; d1  273  7 мм .
1 захватка:
l 2  234 ,2 м ; d 2  159  4,5 мм .
2 захватка:
l3  69 м ; d 3  57  3,5 мм .
3 захватка:
Определим профиль траншеи для каждой
захватки
соответственно
приведенному ниже рисунку 5.1.
Aсрезки
0,25
0,25
0,15
D
осн
0,15
h =h
дораб
h2
h
h1
B=A+2c
A
не менее 0,7
Рис. 5.1
где h1 - глубина заложения до верха коммуникации, м , примем h1  1,2 м для
каждой захватки;
h2 - диаметр трубопровода, м ;
90
h - глубина заложения инженерной сети, м ;
А - ширина траншеи по низу, м , принимается [9, табл.2]:
А  D  2  0,15 , но не менее 0,7 м .
(5.1)
В - ширина траншеи по верху, м :
В  А 2с ;
(5.2)
где с - проекция заложения откоса.
Крутизна откосов определяется по [11, табл.1], в зависимости от глубины
заложения. 1 : m  h : с  с  h  m .
Тогда для каждой захватки получим:
1 захватка:
h2  0,273 м ; h  1,2  0,273  1,473 м ;
c0 ;
A  0,273  2  0,15  0,573м  0,7 м ;
Поэтому принимаем для первой и последующих захваток (т.к. диаметры
трубопровода на второй и третьей захватке меньше), что A  0,7 м .
В  А  0,7 м .
2 захватка:
h2  0,159 м ; h  1,2  0,159  1,359 м ;
c 0;
A  0,159  2  0,15  0,459м  0,7 м A  0,7 м ;
В  А  0,7 м .
3 захватка:
h2  0,057 м ; h  1,2  0,057  1,257 м ;
c 0;
A  0,057  2  0,15  0,357 м  0,7 м A  0,7 м ;
В  А  0,7 м .
Подсчет объемов работ:
Разбивка трассы: l
i
разб
l
i
уч
1 захватка:
l 1разб  196 ,8 м .
2 захватка:
2
l разб
 234 ,2 м .
3 захватка:
l 3разб  69 м .
91
Устройство ограждений l ог ражд  2  l уч
i
i
1 захватка:
lог1 ражд  2 196 ,8  393,6 м .
2 захватка:
l ог2 ражд  2  234 ,2  468 ,4 м .
3 захватка:
l ог3 ражд  2  69  138 м .
Срезка растительного слоя:
Принимаем ширину ковша бульдозера 2,5 м [18]. Если
Аср  В  2  0,2  0,7  0,4  1,1  2,5 м , то принимаем Аср  2,5 м тогда площадь
срезки, S , м :
2
i
S  2,5  l уч
.
(5.3)
В данном случае на всех захватках выполняется данное условие, поэтому:
1 захватка:
S1  2,5 196,8  492 м 2 .
2 захватка:
S 2  2,5  234,2  585,5 м 2 .
3 захватка:
S 3  2,5  69  172,5 м 2 .
Предварительная планировка площадей бульдозером.
1 захватка:
1
S план
 492 м 2 .
2 захватка:
2
S план
 585,5 м 2 .
3 захватка:
3
S план
 172,5 м 2 .
Определение общего объема разработанного грунта, Vобщ , м :
i
 A В  i
i
i
Vобщ

  l уч  h уч ,
 2 
1 захватка:
 0,7  0,7 
1
3
Vобщ

 196,8 1,473  202,9 м .
2


2 захватка:
 0,7  0,7 
2
3
Vобщ

  234,2 1,359  222,8 м .
2


3 захватка:
 0,7  0,7 
3
3
Vобщ

  69 1,257  60,7 м .
2


92
3
(5.4)
Объем грунта, разработанного с погрузкой в транспортное средство:
i
с погр
V

  D2
4
l 
i
уч
2
  Dколод
4
h,
(5.5)
1 захватка:
3,14  0,2732
3,14 1,2 2

196,8 
1,473  2  14,9 м 3 .
4
4
1
с погр
V
2 захватка:
2
с погр
V
3,14  0,1592
3,14 1,2 2

 234,2 
1,359  6,2 м 3
4
4
3 захватка:
3
с погр
V
3,14  0,057 2
3,14 1,2 2

 69 
1,257  1,6 м 3
4
4
Объем грунта, разработанного навымет:
i
i
Vнавымет
 Vобщ
 Vсi пог р ,
1 захватка:
1
Vнавымет
 202,9  14,9  188м 3 .
2 захватка:
2
Vнавымет
 222,8  6,2  216,6 м 3 .
3 захватка:
3
Vнавымет
 60,7  1,6  59,1м 3 .
Определение объема доработки грунта:
i
i
Vдораб
 A  l уч
 hдораб ,
(5.6)
где hдораб  hосн - высота песчаного основания, м , примем hдораб  hосн  0,1 м , из
них 0,05м – доработка экскаватором, снабженным планировочным ковшом, и
0,05м – доработка вручную.
1 захватка:
пл . ковш .
Vдораб
 0,7 196 ,8  0,05  6,9 м 3
общая 13,8м³
вруч ..
Vдораб
 0,7 196 ,8  0,05  6,9 м 3
2 захватка:
пл . ковш .
Vдораб
 0,7  234 ,2  0,05  8,2 м 3
93
общая 16,4 м³
вруч ..
Vдораб
 0,7  234 ,2  0,05  8,2 м 3
3 захватка:
пл . ковш .
Vдораб
 0,7  69  0,05  2,4 м 3
общая 4,8 м³
вруч ..
Vдораб
 0,7  69  0,05  2,4 м 3
Устройство переходных мостов:
Принимаем 1 мост через каждые 80м. [19]
1 захватка:
2 моста.
2 захватка:
2 моста.
3 захватка:
1 мост.
Доставка на трассу стальных труб:
Определим массу труб для каждой захватки.
i
М i  mi  l уч
,
(5.7)
где m i - масса одного погонного метра стальной трубы, кг , принимается в
зависимости от значения диаметра и толщины стенки по [1];
1 захватка: d1  273  7 мм; m1  45,92 кг ; М 1  45,92 196,8  9037кг
2 захватка: d 2  159  4,5 мм; m2  17 ,15 кг ; М 2  17 ,15  234 ,2  4017 кг
3 захватка: d 3  57  3,5 мм; m3  4,62кг ; М 3  4,62  69  319кг
Доставка сборных железобетонных конструкций (колодцев):
Определим массу железобетонных колодцев:
i
М жбк
 mжбк  n ,
(5.8)
где mжбк  mкол  mднищ  mкрыш  m люк
Масса колодезных колец mкол  1050кг
Масса днища колодца mднищ  424кг
Масса крышки колодца mкрыш  280кг
Масса люка колодца m люк  82кг
n - количество колодцев на данной захватке.
1 захватка:
2 колодца;
1
М жбк
 (1050  424  280  82)  2  3672 кг .
2 захватка:
1 колодец;
2
М жбк
 1836 кг .
94
3 захватка:
1 колодец;
3
М жбк
 1836кг .
Сборка секций в плети на бровке траншеи, объем работ принимается
по длине захватки:
1 захватка:
196,8 м
2 захватка:
234,2 м
3 захватка:
69 м
Определение общего количества стыков:
n
i
стык

i
l уч
l плети
 1,
(5.9)
где lплети - длина плети, м , принимается, что lплети  10 м ;
1 захватка:
1
nстык

196,8
 1  21стык .
10
2 захватка:
2
nстык

234,2
 1  25стыков .
10
3 захватка:
3
nстык

69
 1  8 стыков .
10
Определение количества поворотных стыков на участке:
i
n пов
.стык  n зв  n пов . в звене ,
(5.10)
где n зв - количество звеньев на участке:
n зв 
i
l уч
l зв
,
(5.11)
где l зв - длина звена, м . В [5] установлено, что для труб диаметром до 400 мм
длина звена должна составлять 40 м;
nпов .в звене - количество поворотных стыков в звене, т.к. длина звена составляет
40м, а в звене 4 плети по 10 м, то для всех участков nпов . в звене  3 стыка ;
1 захватка: n зв 
196,8
4,6
i
4
звена , т.к. l уч
не кратна l зв , то определяется
40
5
количество полных звеньев и длина неполного звена:
95
2 захватка:
3 захватка:
n1пов .стык  4  3  2  14 стыков .
234,2
1,72
2
n зв 
5
звена ; nпов
.стык  5  3  2  17стыков .
40
2
n зв 
69
29
3
1
звена ; nпов
.стык  1  3  2  5 стыков .
40
40
Определение количества неповоротных стыков:
i
i
nнепов
.стык  nстык  nпов .стык .
(5.12)
При этом следует учесть, что на каждую фасонную деталь, задвижку и т.д.
добавляется по одному неповоротному стыку. Принимаем 2 задвижки на
захватку, количество отводов определяется по схеме:
1 захватка: 2 задвижки;
1
2 отвода; nнепов .стык  21  14  7  2  2  11 стыков .
2 захватка: 2 задвижки;
2
nнепов
.стык  25  17  8  2  10 стыков .
3 захватка: 2 задвижки;
3
nнепов
.стык  8  5  3  2  5 стыков .
Корректировка общего количества стыков с учетом установки фасонных
частей и задвижек:
1 захватка:
1
nстык
 21  4  25 стыков .
2 захватка:
2
nстык
 25  2  27стыков .
3 захватка:
3
nстык
 8  2  10 стыков .
Устройство приямков.
Количество приямков на каждом участке равно количеству неповоротных
стыков. Размер приямка зависит от диаметра трубопровода и определяется по
[7, табл.3]:
длина – 1 м ;
ширина – D  1,2  м ;
глубина – 0,7 м .
96
Объем грунта, разрабатываемого под приямки:
i
Vпрi  Vпр  n  1  0,7  ( D  1,2)  nнепов
.стык ,
1 захватка:
Vпр1  1  0,7  (0,273  1,2) 11  11,34 м 3 .
2 захватка:
Vпр2  1  0,7  (0,159  1,2) 10  9,5 м 3 .
3 захватка:
Vпр3  1  0,7  (0,057  1,2)  5  4,4 м 3 .
(5.13)
Устройство песчаного основания:
i
i
Vпесч
.осн  A  l уч  hосн ,
(5.14)
где hосн - высота песчаного основания, м , примем hосн  0,1 м ;
1 захватка:
1
3
Vпесч
.осн  0,7 196,8  0,1  13,8 м .
2 захватка:
2
3
Vпесч
.осн  0,7  234,2  0,1  16,4 м .
3 захватка:
3
3
Vпесч
.осн  0,7  69  0,1  4,83 м .
Обратная засыпка траншеи:
Определение объемов засыпки траншеи до проектной отметки осуществляется
с учетом остаточного разрыхления по формуле:
i
V засып
.  Vнавымет  K о.р. ,
(5.15)
где K о.р. - коэффициент остаточного разрыхления, для типа грунта – глина
принимаем K о.р.  1,06 % . Тогда:
1 захватка:
1
3
Vзасып
.  188  1,06  199,3 м .
2 захватка:
2
3
Vзасып
.  216,6  1,06  229,6 м .
3
3
Vзасып
3 захватка:
.  59,1  1,06  62,7 м .
Уплотнение грунта:
1 захватка:
1
3
V упл
.  6145  284 ,1  199 ,3 м .
2 захватка:
2
3
V упл
.  5045  229 , 4  229 ,6 м .
3 захватка:
3
3
V упл
.  3820  174 ,8  62 ,7 м .
Результаты подсчета объема земляных работ приведены в таблице 5.1.
97
Таблица 5.1-Ведомость объемов земляных работ.
№
захватки
1
2
3
Итого:
Разработк
а грунта
экскавато
ром (в
плотном
теле) м3
202,9
222,8
60,7
486,4
Обратная
Рытье
засыпка с
приямков
учетом
для сварки
разрыхлен
труб, м3
ия, м3
Зачистка
дна
траншеи,
м3
13,8
16,4
4,8
35
11,34
9,5
4,4
25,24
Отвозка
лишнего
грунта, м3
199,3
229,6
62,7
491,6
14,9
6,2
1,6
22,7
5.2 Определение требуемых технических параметров крана
Основными параметрами крана являются:
- вылет стрелы;
- масса поднимаемого груза.
Подберем кран в соответствии со схемой монтажа конструкции ниже
уровня стоянки.
k
c
a
l
l
d
стр
пр
Рис. 5.2
Определим вылет стрелы, lстр :
98
l стр  К  с  d ,
(5.16)
где К - расстояние от ближайшей к выемке опоры крана до бровки траншеи, м
в соответствии со СНИП 12-03-2001 принимается для грунта глина и при
глубине выемки до 2 м К  2 м ;
с - проекция заложения откоса, м ,
d - расстояние от основания откоса выемки до центра тяжести монтируемого
элемента, м ,
d  0,7  0,35 м .
2
lстр  2  0  0,35  2,35 м .
При определении грузоподъёмности автокрана вес плети равномерно
распределяют на два монтажных крана. Определим массу поднимаемого
груза одним автокраном (по первой захватке, т.к. масса трубы наибольшая):
Масса одного погонного метра стальной трубы диаметром
273  7 мм  m1  45,92 кг ; масса звена: М 1 
45,92  40
 0,920 т .
2
По грузоподъемности и по вылету стрелы, подбираем 2 крана КС 3571,
грузоподъемностью 10т.
5.3 Составление калькуляции затрат труда и проектирование состава
бригады.
Калькуляция затрат труда является исходным документом для составления
графиков производства работ, так как именно по ней подсчитываются все
необходимые трудовые затраты. При подсчете трудовых затрат необходимо
предварительно
ознакомиться
со
всем
перечнем
работ,
входящих
в
соответствующие сборники ЕНиР. Затраты труда определяются путем
умножения объемов работ на соответствующие нормы, указанные в сборнике
ЕНиР.
Объемы работ и их нормативную трудоемкость определяем по 3 захваткам.
Основные работы монтажа осуществляются с помощью механизмов (краны,
экскаваторы и др.). Поэтому продолжительность работы на захватке в сменах
99
определяется делением трудоемкости монтажных работ на число рабочих в
звене.
Принята следующая последовательность потоков работ:
- Поток А – подготовительные работы;
- Поток Б – земляные работы;
- Поток В – транспортно-заготовительные работы;
- Поток Г – устройство инженерной сети;
- Поток Д – испытание трубопроводов и обратная засыпка;
- Поток Е – сдача объекта в эксплуатацию.
При проектировании состава бригады указываются: специальность и разряд
рабочих, максимальное количество рабочих в звене. Полученные результаты
сведены в приложение В.
При проведении строительства перед земляными работами проводятся
подготовительные работы (принимаем продолжительность 3 дня), а после
испытания газопровода его сдача (принимаем продолжительность 3 дня). По
итогам приложения В построены матрица, циклограмма, график движения
рабочих, сетевой график, представленные в графической части проекта.
100
5.4 Расчет сетевого графика.
Разработка
сетевого
графика
осуществляется
с
учетом
следующих
принципов:– каждая работа на захватке является самостоятельной и имеет свой
шифр, а также свои предшествующие и последующие события и работы;
– при построении топологии сети надо следить за тем, чтобы в ней были
правильно отражены технологические и организационные взаимосвязи между
работами и комплексами;
– при нумерации событий необходимо, чтобы номер предшествующего
(начального) события был меньше последующего (конечного).
После проверки правильности взаимосвязей между работами приступают к
расчету параметров сетевого графика. Сетевой график представлен в
графической части курсового проекта. Результаты расчета приведены в таблице
5.3.
Таблица 5.2-Определение параметров сетевого графика
Шифр
работ
1–2
2–3
2–5
3–4
3–7
4–9
5–6
6–7
6 – 11
7–8
8–9
8 – 13
8 – 17
9 – 10
10 – 15
11 – 12
12 – 13
12 – 17
13 – 14
14 – 15
14 – 19
15 – 16
16 – 21
17 – 18
tij
t ijр .н .
t ijр .о.
t ijп .н .
t ijп .о .
Rij
rij
k
1
1
0
1
0
0
3
0
0
3
0
0
0
2
0
2
0
0
2
0
0
2
0
4
0
1
1
2
2
3
1
4
4
4
7
7
7
7
9
4
6
6
7
9
9
9
11
7
1
2
1
3
2
3
4
4
4
7
7
7
7
9
9
6
6
6
9
9
9
11
11
11
0
3
1
6
4
7
1
4
5
4
7
9
9
7
11
5
9
7
9
12
11
12
14
7
1
4
1
7
4
7
4
4
5
7
7
9
9
9
11
7
9
7
11
12
11
14
14
11
0
2
0
4
2
4
0
0
1
0
0
2
0
0
2
0
3
1
2
3
2
3
3
0
1
1
0
1
0
0
3
0
0
3
0
0
2
2
0
2
0
0
2
0
0
2
0
4
+
+
+
+
+
+
+
101
Продолжение табл. 5.2
18 – 19
18 – 23
19 – 20
20 – 21
20 – 25
21 – 22
22 – 27
23 – 24
24 – 25
24 – 29
25 – 26
26 – 27
26 – 30
27 – 28
28 – 31
29 – 30
30 – 31
31 – 32
0
0
3
0
0
2
0
3
0
0
2
0
0
2
0
1
1
1
11
11
11
14
14
14
16
10
13
13
14
16
16
16
18
13
16
18
11
11
14
14
14
16
16
13
13
13
16
16
16
18
18
14
17
19
11
11
11
14
14
14
16
11
14
16
14
16
17
16
18
16
17
18
11
11
14
14
14
16
16
14
14
16
16
16
17
18
18
17
18
19
0
0
0
0
0
0
0
1
1
3
0
0
1
0
0
3
1
0
0
0
3
0
0
2
0
3
0
0
2
0
0
2
0
1
1
1
+
+
+
+
+
+
+
Критический путь Н=19 дней.
5.5 Расчет потребности в основных строительных материалах,
деталях и оборудовании.
Потребность в основных строительных материалах, деталях и оборудовании,
оказывающих влияние на организацию складского хозяйства определяют на
основе результатов расчета объемов работ и норм расхода строительных
материалов на единицу измерения по СНиП или производственным нормам
расхода, номенклатуре типовых индустриальных изделий. Расчет потребности
в основных строительных материалах приведен в таблицах 5.3 и 5.4.
Таблица 5.3-Ведомость потребности в основных строительных материалах
№
Ед. Кол-во
Наименование работ
п.п.
изм. работ
1
1
2
Сварка трубопроводов
диаметром до 100 мм
ГЭСН 24-02-030-3
3
100 м
Ед.
изм.
5
6
7
8
м
101
69,69
т
0,0013
0,0009
шт.
0,63
0,4347
м
101
236,5
т
0,0028
0,007
4
0,69
Трубы стальные электросварные
диаметром до 100мм
Электроды диаметром 4 мм
Э42А
Шлиф круги
2
Сварка трубопроводов
диаметром до 200 мм
ГЭСН 24-02-030-5
100 м
2,342
Расход
материалов
на
на весь
единицу объем
Наименование
материалов
Трубы стальные электросварные
диаметром до 200 мм
Электроды диаметром 4 мм
Э42А
102
Продолжение табл. 5.3
Шлиф круги
3
Сварка трубопроводов
диаметром 300 мм
ГЭСН 24-02-030-7
100 м
шт.
1,38
3,23
м
101
198,8
т
0,006
0,012
шт.
1,01
1,99
м2
75
14,76
м2
132
26
Ткань мешочная
10 м2
0,07
0,014
Брезент
м2
0,5
0,1
Клей фенолполивинилацетатный
БФ-2, БФ-2Н
т
0,0019
0,0004
Грунтовка битумная
т
0,01
0,002
м2
103
24,12
м2
182
42,62
Ткань мешочная
10 м2
0,07
0,016
Брезент
м2
0,5
0,12
Клей фенолполивинилацетатный
БФ-2, БФ-2Н
т
0,0027
0,0006
Грунтовка битумная
т
0,014
0,0033
м2
153
10,6
м2
269
18,6
Ткань мешочная
10 м2
0,07
0,005
Брезент
м2
0,5
0,035
Грунтовка битумная
т
0,022
0,0015
2
Электроды диаметром 4 мм
Э42А
т
0,0006
0,0012
4
Электроды диаметром 4 мм
Э42А
т
0,0013
0,0052
т
1
0,135
т
0,09
0,012
т
1
0,157
т
0,06
0,009
1,968
Трубы стальные электросварные
диаметром до 300 мм
Электроды диаметром 4 мм
Э42А
Шлифкруги
4
5
6
7
8
9
10
Антикоррозионная
изоляция стыков стальных
трубопроводов липкой
1 км
лентой, диаметр
трубопровода до 300 мм
ГЭСН 22-02-011-8
Антикоррозионная
изоляция стыков стальных
трубопроводов липкой
1 км
лентой, диаметр
трубопровода до200 мм
ГЭСН 22-02-011-6
Антикоррозионная
изоляция стыков стальных
трубопроводов липкой
1 км
лентой, диаметр
трубопровода до 100 мм
ГЭСН 22-02-011-4
Установка стальных
задвижек на газопроводе
1 шт
диаметром до 100 мм
ГЭСН 24-02-050-1
Установка стальных
задвижек на газопроводе
1 шт
диаметром до 300 мм
ГЭСН 24-02-050-3
Установка стальных
фасонных частей, диаметр
1т
трубопровода до 250 мм
ГЭСН 22-03-001-5
То же, диаметр
трубопровода до 300 мм
ГЭСН 22-03-001-6
1т
Лента поливинилхлоридная
липкая толщиной 0,4 мм
Материалы гидроизоляционные
рулонные
0,1968
Лента поливинилхлоридная
липкая толщиной 0,4 мм
Материалы гидроизоляционные
рулонные
0,2342
Лента поливинилхлоридная
липкая толщиной 0,4 мм
Материалы гидроизоляционные
рулонные
0,069
0,135
0,157
Фасонные стальные сварные
части
Электроды диаметром 6 мм
Э42А
Фасонные стальные сварные
части
Электроды диаметром 6 мм
Э42А
103
Таблица 5.4-График поступления на объект основных строительных
материалов, деталей и оборудования.
№
пп
Наименование строительных
конструкций, изделий, материалов,
деталей и оборудования
2
Единица
измерения
Количество
3
4
График
поступления по
дням
5
1
1
Трубы стальные
м/т
500/13,373
с 5 по 11
2
Электроды диаметром 4 мм Э42А
т
0,02
с 5 по 16
3
Шлифкруги
шт
4
с 5 по 16
4
Лента поливинилхлоридная липкая
толщиной 0,4 мм
м2
49,48
с 7 по 16
5
Материалы гидроизоляционные рулонные
м2
87,22
с 7 по16
6
Ткань мешочная
10 м2
0,08
с 7 по 16
7
Брезент
м2
0,151
с 7 по 16
8
Клей фенолполивинилацетатный БФ-2, БФ2Н
т
0,0016
с 7 по 16
9
Грунтовка битумная
т
0,0068
с 7 по 16
10
Песок строительный
м3
35,03
с 7 по 16
11
Фасонные части (отводы, тройники)
т
0,292
с 7 по 16
12
Задвижки
шт
6
с 7 по 16
13
Сборные железобетонные колодцы
шт/м3
4/2900
с 7 по 16
5.6. Расчет стройгенплана.
Стройгенплан
строительного
(СГП)
хозяйства
определяет
состав
в
максимальной
целях
и
размещение
объектов
эффективности
их
использования и с учетом соблюдения требований охраны труда. СГП —
важнейшая составная часть технической документации и основной документ,
регламентирующий
организацию
площадки
и
объемы
временного
строительства. СГП должен обеспечивать наиболее полное удовлетворение бытовых нужд работающих на строительстве. Это требование реализуется путем
продуманного подбора и размещения бытовых помещений, устройств и
пешеходных путей.
Решения СГП должны обеспечивать рациональное
прохождение грузопотоков на площадке путем сокращения числа перегрузок и
уменьшения расстояний перевозок.
Принятые в СГП решения должны отвечать требованиям техники
безопасности и условиям охраны окружающей среды.
104
Определение площадей складов.
Общая площадь складов для хранения материалов определяется по формуле:
V
,
f 
F
(5.17)
где V - запас материалов для хранения;
f - количество материалов, укладываемых на 1 м 2 площади склада;
 - коэффициент использования склада, принимаемый для:
– закрытых складов 0,5-0,7;
– навесов 0,5-0,6;
– открытых складов 0,6-0,8.
Таблица 5.5-Определение площадей складов
Запас
материалов
На
сколько Кол-во
дней
Норма
складиро
вания на
1м2

11,7
1,5÷2
0,6÷0,8
Вдоль трассы
3
6,69
1,5÷1,7
0,6÷0,8
Вдоль трассы
0,032
3
0,096
1,6÷1,8
0,5÷0,6
т
0,002
3
0,006
4
0,5÷0,6
м2
5,5
3
16,5
100
0,5÷0,6
м2
9,7
3
29,1
100
0,5÷0,6
Ткань мешочная
м2
0,009
3
0,027
2,9
0,5÷0,6
Брезент
м2
0,017
3
0,051
2,9
0,5÷0,6
Грунтовка битумная
т
0,0008
3
0,0024
2
0,5÷0,6
Наименование материала,
узлов
Ед.
изм
Суточ
ный
расход
Песок строительный
м3
3,9
3
Трубы стальные
т
2,23
Фасонные части
т
Электроды диаметром 4 мм
Э42А
Лента поливинилхлоридная
липкая толщиной 0,4 мм
Материалы
гидроизоляционные
рулонные
Способ
хранения
Размер
тип
склада
5,54 м2,
Принимаем навес на
базе системы «КУБ»
31606
3х6,6х2,9=18м2
Принимаем навес на
базе системы «КУБ»
31606
3х6,6х2,9=18м2
Расчет потребности во временных сооружениях.
К числу обязательных временных сооружений относятся кладовые, контора
прораба, гардеробные, пункты питания, уборные.
Расчет площадей временных зданий и сооружений производят на максимальное
число рабочих в смену, принимаемое по графику движения рабочих с учетом
рабочих, занятых на неосновном производстве (24%), неучтенных работах
105
(10%) и ИТР (1ИТР на 20 раб.). Подсчет площади временных зданий и сведен в
таблицу 5.6.
Таблица 5.6-Расчет временных зданий
Наименовани
е помещений
Наименование
показателей
Единица
измерения
Норма
Кол-во
чел.
Требуемая
площадь
Размеры
здания
1
2
3
4
5
6
Контора
прораба
Площадь на 1
чел ИТР
м²
3,25
1
3,25
Здравпункт
Площадь на 1
рабочего
м²
0,5
18
9
Гардеоб
Площадь на 1
рабочего
м²
0,5
18
9
7
3х6=18 м2
на безе
системы
“Универсал”
1129-022
6х3=18,0 м2
на безе
системы
“КУБ”
31609
6х2,9=17,4
м2
на безе
системы
“КУБ”
10405
Умывальные
Площадь на 1
рабочего
м²
0,5
18
9
Число человек
на 1 душ
чел
10÷20
18
Площадь на 1
душ
м²
3,5
1 душ
Душевые
Помещение
для приема
пищи
Помещение
для сушки
одежды
Помещение
для обогрева
рабочих
Уборные
3,5
Площадь на 1
рабочего
м²
1
18
18
Площадь на 1
рабочего
м²
0,2
18
3,6
Площадь на 1
рабочего
м²
0,1
18
1,8
Число рабочих
на 1 унитаз
чел
15÷20
18
Площадь на 1
унитаз
м²
2,6
1 унитаз
2,6
106
3х6=18 м2
на базе
системы
«Днепр» Д06-К
3х9=27 м2
на безе
системы
«Комфорт»
С-16
3х6=18 м2
на безе
системы
«Универсал»
1129-024
2 здания,
площадью
1,3х1,2=1,56
м2 каждое
на базе
системы
«Днепр» Д09-К
Определение потребности строительства в воде, электроэнергии,
сжатом воздухе.
1. Расчет временного водопровода произведен по максимальному суточному
расходу воды на производственные и бытовые нужды.
Максимальный
секундный
расход
на
производственные
л/с ,
нужды,
определяется по формуле
Q ПР 
Q
СМ
 K СМ
8  3600
,
(5.18)
где: К СМ - коэффициент неравномерности потребления воды в смену; К СМ  1,5.
Q
СМ
-
суммарный
максимальный
суточный
расход
воды
на
производственные нужды, взятый согласно нормам расхода техникой и
установками (бульдозер – 40 л/с; экскаватор – 50 л/с; компрессор – 8 л/с;
стреловой кран ×2 – 24 л/с);
Q ПР 
122  1,5
 0,0064 л / с .
8  3600
Расход воды на хозяйственно-бытовые нужды согласно нормам расхода на
одного рабочего составит:
Q хоз 
 n k

  1 2  n2  k 3  ,
3600  8,2

nр
(5.19)
n р - наибольшее количество рабочих в смену, n р  13 чел ;
n1 - норма потребления на 1 человека в смену, составляет 15 л;
n 2 - норма на прием одного душа, составляет 30 л;
k 2 - коэффициент неравномерности потребления воды – 2,7;
k 3 - коэффициент использования душа – 0,3;
Qхоз 
13  15  2,7


 30  0,3   0,051 л / с .
3600  8

Расчетный расход воды составит, л / с :
Q расч  (Qхоз  Qпр  Qп )  1,5 ,
107
(5.20)
где Qп - расход воды пожарным гидрантом, Qп  10 л / с ;
Q расч  (0,051  0,0064  10)  1,5  15,09 л / с
По полученному расходу определим диаметр труб временного трубопровода,
см :
D  8,5  Q расч
D  8,5  15,09  11,32 см  113,2 мм .
Принимаем минимальный диаметр труб временного водопровода 125 мм.
2. Потребность в электроэнергии определяется на основании данных о
потребности в электроэнергии машинами и механизмами.
P  1,1  k 2   Pсв  ,
(5.21)
где:  Pсв - мощность устройств освещения, кВт ;
k 2 - коэффициенты одновременности потребления, принимаются: k 2  1,0 .
Электроэнергия на освещение расходуется на:
- освещение проходов и проездов 2,5 кВт на 1 км;
- охранное освещение 2 кВт на 1 км;
- освещение административных и бытовых помещений 15 Вт на 1м².
P  1,1  1  ( 2500  0,2  2000  0,5  15  156 ,6)   4,2 кВт .
Так как суммарный расход электроэнергии не более 20 кВт, то нет
необходимости предусматривать установку трансформатора.
3. Расчет потребности сжатого воздуха для продувки и опрессовки
трубопроводов, м3 / мин :
QСВ  0,0018  d Р  РИ  l ,
где
dР
(5.22)
- наибольший внутренний диаметр испытываемых труб,
м,
d Р  0,273 м ;
Р И - испытательное давление, (принимаемое по СНиП), МПа , принимаем
РИ  0,6 МПа ;
108
l - средняя длина трубопроводов испытываемых в смену, м , l 
500
 71 м ;
7
QСВ  0,0018  0,273  0,6  71  0,021м 3 / мин .
Расчетная производительность компрессорной установки, м3 / мин :
Q р  (QСВ  Qпр )  1,1 ,
(5.23)
где Qпр - расход воздуха на отдельные технологические процессы, м3 / мин ,
принимаем Qпр  2,2 м / мин ;
3
Qр  (0,021  2,2) 1,1  2,44 м 3 / мин ,
В качестве источника сжатого воздуха принимаем передвижную
компрессорную станцию ПКС-3М
– производительность 3 м / мин ;
3
– рабочее давление 0,7 МПа ;
– мощность 45 кВт .
5.7 Технико-экономические показатели
1. Продолжительность строительно-монтажных работ по проекту – 19 дней.
2. Коэффициент неравномерности движения рабочих во времени:
К1 
Т уст
Т общ
,
(5.24)
где Т уст - период установившегося движения рабочих, принимается по
графику, Т уст  7дней ;
Т общ - общий срок строительства, Т общ  19дней ;
К1 
7
 0,37
19
3. Коэффициент неравномерности движения рабочих по количеству:
К2 
Rmax
,
Rср
где Rmax - максимальное количество рабочих, чел , Rmax  13 чел ;
109
(5.25)
Rср - среднее количество рабочих, чел :
Rср 
Q
Tобщ
ф
,
(5.26)
где  Qф - общее количество затрат труда, чел. - дн. ,  Qф  571чел.  час . ;
Rср 
571
 4 чел .
19  8
К2 
13
 3,25 .
4
4. Коэффициент совмещения строительных процессов во времени вычисляется
по формуле:
Кс 
Т пос
,
Т пр
(5.27)
где Т пос - суммарная продолжительность выполнения всех строительных
процессов при последовательном их выполнении, дн. , Т пос  36 дня ;
Т пр - продолжительность выполнения всех строительных процессов по проекту,
дн. ;
Кс 
36
 1,9 .
19
5. Трудоемкость 0,88 чел. - дн. на 1 погонный метр трассы газоснабжения.
6. Уровень комплексной механизации:
У км 
Т км
,
То
где Т км – затраты труда на комплексно-механизированный объем работ,
маш. - дн. , Т км  16,1 маш.  дн. ;
Т о – затраты труда на выполнение всех строительных процессов, чел. - дн.
Т о  571 чел.  дн. ;
У км 
16,1
 0,03 .
571
110
(5.28)
7. Энерговооруженность одного рабочего:
Э
Мм
,
Rср
(5.29)
где М м - суммарная мощность используемых машин, механизмов, кВт ,
включает в себя:
- бульдозер - 79 кВт;
- экскаватор - 59 кВт;
- компрессор - 45 кВт;
- трубовоз – 191кВт;
- самосвал – 191 кВт;
- стреловой кран – 132,5 кВт;
- освещение – 50,37 кВт.
Э
747,87
 83,1 кВт / чел .
9
5.8 Заключение
В курсовой работе запроектирован газопровод высокого давления из
стальных труб. Газопровод проложен в условиях населенного пункта (грунт –
глина).
Весь строительный процесс разделили на 3 захватки.
В процессе выполнения были определены объёмы земляных работ, составлена
ведомость потребности в основных строительных материалах, график
поступления
на
объект
основных
строительных
материалов,
деталей,
рассчитаны резервы времени на выполнение работ в потоках. Был произведен
расчет потребности в воде для технических и бытовых нужд, в электроэнергии
и в сжатом воздухе для продувки и опрессовки трубопровода.
Подобраны основные строительные машины (одноковшовый экскаватор Э4010, бульдозер ДЗ-8 на базе трактора Т-100, автокран КС-3571).
определены технико-экономические показатели:
- общие трудозатраты – 571 чел.дн.
- машиноёмкость – 16,1 маш.дн.
111
Были
- продолжительность строительно-монтажных работ по проекту – 19 дня.
- среднее количество рабочих – 7 чел.
- энерговооруженность одного рабочего – 83,1 кВт.
6 Экономика систем газоснабжения.
Виды сметной документации.
Для определения сметной стоимости строительства зданий и сооружений
или их очередей составляется следующая сметная документация:
- сметы (сметные расчеты) на отдельные виды работ и затрат (локальные
сметы и сметные расчеты);
- сметы на объекты строительства (объектные сметы и сметные расчеты);
- сметы на комплекс строительства в целом (сводные сметные расчеты и
сводки затрат).
Сметная документация составляется в установленном порядке независимо
от метода осуществления строительства - подрядным или хозяйственным
способом.
Локальные сметы являются первичными сметными документами и
составляются на отдельные виды работ и затрат по зданиям и сооружениям или
по общеплощадочным работам на основе объемов, определившихся при
разработке рабочей документации, рабочих чертежей.
Локальные сметные расчеты составляются в случаях, когда объемы
работ и размеры затрат окончательно не определены и подлежат уточнению на
основании РД, или в случаях, когда объемы работ, характер и методы их
выполнения не могут быть достаточно точно определены при проектировании и
уточняются в процессе строительства.
Локальные сметы (расчеты) составляются:
- по зданиям и сооружениям (на строительные работы, специальные
строительные работы, внутренние санитарно-технические работы, внутреннее
электроосвещение, приобретение приспособлений, мебели, инвентаря и др.);
112
-
по
общеплощадочным
работам
(на
вертикальную
планировку,
устройство инженерных сетей, путей и дорог, благоустройство территории,
малые архитектурные формы и др.).
Стоимость, определяемая локальными сметами, включает в себя прямые
затраты ПЗ , накладные расходы НР , сметную прибыль СП , представляющие
формулу цены строительной продукции Ц :
Ц  ПЗ  НР  СП ,
(6.1)
Прямые затраты учитывают стоимость материалов, изделий, конструкций
С м , оплату труда рабочих Зпл , затраты на эксплуатацию строительных машин
Э м , включая заработную плату рабочих – машинистов:
ПЗ  С м  Э м  Зпл ,
(6.2)
Накладные расходы - это сумма средств, предназначенных для
возмещения затрат подрядных организаций, связанных с созданием общих
условий строительного производства, его организацией, управлением и
обслуживанием.
Сметная прибыль – сумма средств, необходимая для покрытия общих
расходов
строительно-монтажных
организаций,
не
отнесенных
на
себестоимость работ, и являющаяся гарантированной частью стоимости
строительной продукции. Как и накладные расходы, сметная прибыль
исчисляется от величины средств на оплату рабочих (строителей и
механизаторов) в составе сметных прямых затрат.
Объектные
сметы
составляются
на
объекты
в
целом
путем
суммирования данных локальных смет с группировкой работ и затрат по
соответствующим
графам
сметной
стоимости
«строительных
работ»,
«монтажных работ», «оборудования, мебели и инвентаря», «прочих затрат», и
являются сметными документами, на основе которых формируются договорные
цены на объекты.
Сводные сметные расчеты стоимости строительства предприятий,
зданий и сооружений (или их очередей) составляются на основе объектных
113
сметных расчетов, объектных смет и сметных расчетов на отдельные виды
затрат.
Существуют различные методы определения стоимости:
1. Ресурсный метод определения стоимости строительства представляет
собой калькулирование в текущих (базисных, прогнозируемых) ценах и
тарифах элементов затрат (ресурсов), необходимых для реализации проекта. К
ресурсам, потребляемым в процессе строительства, относятся: затраты труда
рабочих основного производства и механизаторов, время эксплуатации
строительных машин и механизмов, выраженный в натуральных измерителях
расход материальных и энергетических ресурсов (материалы, изделия,
конструкции,
энергоносители
на
технологические
нужды).
Ресурсы
определяются на основе сборников ГЭСН-2001 и других сметных нормативов.
Ресурсный метод является наиболее трудоемким, но позволяет добиться
максимальной
точности
распространение
при
расчета.
составлении
Однако
метод
небольших
смет
получил
с
большее
ограниченной
номенклатурой ресурсов.
2. Ресурсно-индексный метод представляет собой сочетание ресурсного
метода с системой индексов (текущих или прогнозных) по отношению к
сметной стоимости, определённой на основе расчёта ресурсов, оцененных в
базисном или текущем уровне цен. Ресурсно-индексный метод позволяет более
точно определить сметную стоимость по сравнению с базисно-индексным. При
ресурсно-индексном методе индексы применяются только к незначительной
части стоимости показателей
3. Базисно-компенсационный метод представляет собой суммирование
стоимости, исчисленной в базисном уровне цен (по сметным нормативам 1991
или 1984 гг.), и определяемых расчётами дополнительных затрат, связанных с
ростом
цен
(материальные,
и
тарифов
на
потребляемые
технические,
энергетические,
в
строительстве
трудовые,
ресурсы
оборудование,
инвентарь и пр.), с уточнением этих расчётов в процессе строительства в
зависимости от реальных изменений цен и тарифов.
114
Расчёт стоимости строительства при этом методе состоит из двух этапов:
- на первом этапе осуществляется определение базисной стоимости.
Одновременно делают прогноз удорожания указанной стоимости в связи с
инфляцией, ростом цен;
-
на втором этапе при оплате работ, производится расчёт
дополнительных затрат, вызванных реальными измененьями цен и тарифов.
Итоговая стоимость строительства складывается из её базисного уровня
всех дополнительных затрат, связанных с повышением цен и тарифов на
применяемые ресурсы.
4. Базисно-индексный метод предусматривает применение различных
индексов (коэффициентов) пересчета сметной стоимости (как общей, так и
отдельных элементов затрат) для пересчета из базисного в текущий или
прогнозный уровень цен. При этом стоимость работ и затрат в базовом уровне
цен умножается на соответствующие коэффициенты – индексы пересчета. Под
базисным уровнем цен понимается уровень цен, зафиксированный на какую-то
фактическую дату. На практике под базисным уровнем понимается либо база
сметных цен, введенных в действие с 01.01.2001 г. или, при отсутствии первой,
действовавшая с 01.01.91 г. по 31.12.2000 г. Текущий (прогнозный) уровень
характеризуется уровнем цен, сложившихся к моменту составления смет или к
моменту осуществления проекта (прогнозные цены).
При выполнении дипломного проектирования был применен базисноиндексный метод определения сметной стоимости, как наиболее простой и
распространенный в настоящее время.
Расчет сметы производился в компьютерной программе «ГРАНД Смета»
в ФЕР и переводится в цены на I квартал 2010 г. для Самарской области.
Индекс изменения сметной стоимости составляет – 5,72 [29].
Смета имеет три раздела: земляные работы, устройство инженерной сети,
испытание газопровода и обратная засыпка.
115
Расчет локальной, объектной смет произведен в соответствии с [30].Смета
имеет два раздела: земляные работы и газопровод. При расчете накладных
расходов взяты следующие процентные ставки от фонда оплаты труда:
Земляные работы - 95%.
Газопровод - 130%.
При расчете сметной прибыли взяты следующие процентные ставки от
фонда оплаты труда:
Земляные работы - 50%.
Газопровод - 89%.
Расчет локальной сметы приведен в приложении Г.
В итоге, сметная стоимость на строительство подземного газопровода
высокого давления в ценах по состоянию на 01.04.2010 года составила
1780,377тыс. руб., в т.ч. средства на оплату труда – 128,71 тыс.руб..
116
Заключение.
В ходе дипломного проектирования было выполнено следующее:
- разработан проект газоснабжения населенного пункта на 13 тыс. жителей
на базе природного газа;
- по результатам расчетов принято строительство 30 ГРП шкафного типа;
- выполнено
технико-экономическое
обоснование
оптимального
количества ШРП и выбор оптимального количества очередей строительства
ГРС, в результате расчетов принято в дипломном проекте применить 30 штук
ШРП и строительство ГРС в две очереди;
-проведен
патентный
поиск
и
литературный
анализ
выбору
электрохимической защиты стального газопровода;
- подобраны регуляторы давления ШРП и определен тип ГРПШ;
-выполнен проект по организации строительства систем газоснабжения, в
результате расчетов получено: число дней, необходимых для выполнения
работ; среднее количество людей по графику движения рабочей силы,
спроектирован генеральный план строительной площадки;
- рассмотрены вопросы безопасности работ и экологичности системы
строительства и эксплуатации газопровода, а также вопросы охране труда на
производстве;
- определена сметная стоимость на строительство участка газопровода в
размере 1 780 377 руб. и средства на оплату труда в размере 128,71 тыс.руб..
117
Список использованных источников.
1. СНиП 23-01-99 Строительная климатология / Госстрой России – М.: ГУП
ЦПП, 2000  56 с.
2. СНиП 42-01-2002 Газораспределительные системы / Госстрой России –
М.: ГУП ЦПП, 2003  32 с.
3. Голик В.Г. Газоснабжение населенного пункта. Учебное пособие 
Саратов: Издательство СГТУ, 1995, 68 с.
4.
Ревин
А.И.,
Адиноков
Б.П.
Щуркин
Е.П.
Регулирующее
и
предохранительное оборудование для современных систем газоснабжения 
Саратов: Издательство СГУ, 1989, 130 с.
5. Ионин А.А. Газоснабжение  М.: Стройиздат, 1989  438 с.
6. Стаскевич Н.Л., Северинец Г.Н., Вигдорчик Д.Я. Справочник по
газоснабжению и использованию газа  Л.: Недра, 1990  762 с.
7. Рекомендации по проектированию и строительству систем газоснабжения
малых и средних городов и населенных пунктов сельской местности  Саратов:
«Гипрониигаз», 1985, 144 с.
8. СП 42-101-2003 Общие положения по проектированию и строительству
газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб / ЗАО
«Полимергаз»  М.: ГУП ЦПП, 2003  166 с.
9. СНиП 41-02-2003 Тепловые сети / Госстрой России – М.: ГУП ЦПП, 2004
 36 с.
10. СНиП 41-01-2003 Отопление, вентиляция и кондиционирование /
Госстрой России – М.: ГУП ЦПП, 2004  54 с.
11. СНиП 31-01-2003 Здания жилые многоквартирные / Госстрой России –
М.: ГУП ЦПП, 2004  26 с.
12. СП 42-103-2003 Проектирование и строительство газопроводов из
полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов / ЗАО
«Полимергаз»  М.: ГУП ЦПП, 2003  166 с.
118
13. СНиП 2.08.02-89* Общественные здания и сооружения / Госстрой России
– М.: ГУП ЦПП, 2003  38 с.
14. СНиП 2.09.04-87* Административные и бытовые здания / Госстрой
России – М.: ГУП ЦПП, 2001  16 с.
15. Курицын Б.Н. Оптимизация систем ТГС и В.- Саратов: Изд-во СГТУ,
1992 – 160 с.
16. Газогорелочные устройства. – Вып. 10. – М: ВНИИЭгазпром.
17. ПБ 12-529-03 Правила безопасности систем газораспределения и
газопотребления / Госстрой России – М.: ГУП «Научно-технический центр по
безопасности в промышленности Гостехнадзора России», 2003  200 с.
18. ЕНиР Сборник 17 Строительство автомобильных дорог. Госстрой М.
Стройиздат 1987 – 205 с.
19. ЕНиР Сборник 2. Земляные работы: вып.1. Механизированные и ручные
работы. Госстрой М. Стройиздат 1988 – 244 с.
20. ЕниР сборник 9 выпуск 2. Наружные сети и сооружения. Госстрой М.
Стройиздат 1988 – 212 с.
21. ЕниР сборник 9 выпуск
1.Сооружение систем теплоснабжения,
газоснабжения, канализации. Госстрой М. Стройиздат 1988 – 251 с.
22. Орлов Г.Г. Инженерные решения по охране труда в строительстве - М.:
Стройиздат, 1988  438 с.
23. Методические указания к выполнению курсового проекта. Организация,
планирование и управление производством. Саратов, 1995г-32с.
24. Дикман
Л.Г.
Организация
жилищно-гражданского
строительства.
Справочник строителя. М.: Стройиздат, 1990г,493с.
25. Сосков В.И. Технология монтажа и заготовительные работы. М.: Высшая
школа, 1989г-344с
26. СНиП 12-03-2001 Безопасность труда в строительстве. Ч.1. М. 2001г
27. СНиП 12-04-2002 Безопасность труда в строительстве. Ч.2. М. 2002г
28. Богусловский
А.Д.,
Симонова
А.А.,
Митин
М.Ф.
теплогазоснабжения и вентиляции  М.: Стройиздат, 1988, 351 с.
119
Экономика
29. Письмо Министерства регионального развития РФ от 12 февраля
2010 г. N 3652-СК/08 «Об индексах изменения сметной стоимости строительномонтажных работ, индексах изменения сметной стоимости проектных и
изыскательских работ, индексах изменения сметной стоимости прочих работ и
затрат, а также индексах изменения сметной стоимости технологического
оборудования».
30. СНиП
1.02.01-85
Инструкция
о
составе,
порядке,
разработке,
согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство
предприятий, зданий и сооружений.
31. СТО
Газпром
ПРОЕКТИРОВАНИЮ
2-3.5-047-2006
ИНСТРУКЦИЯ
ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ
ГАЗОПРОВОДОВ.
120
ЗАЩИТЫ
ПО
РАСЧЕТУ
ОТ
И
КОРРОЗИИ