Xreferat.com » Рефераты по строительству » Проект производства работ на монтаж газопровода частного сектора

Проект производства работ на монтаж газопровода частного сектора

Федеральное государственное образовательное учреждение

среднего профессионального образования

"Ижевский Монтажный техникум"


Проект производства работ на монтаж газопровода частного сектора Пояснительная записка

270111-02-ДП-ПЗ-Г-39-ГХ


Разработал (Гатауллин Р.И.)

Руководитель (Губанова И.Л.)

Консультант (Губанова И.Л.)


2009 год


Содержание


Введение

1. Расчетно-технический раздел

1.1 Исходные данные и характеристики объекта

1.2 Характеристика газа и климатические данные

1.3 Расчет параметров газового топлива

1.4 Расчет потребления газа частным сектором

1.5 Выбор и обоснование систем газоснабжения

1.6 Гидравлический расчет газопроводов низкого давления

1.7 Гидравлический расчет внутридомовых газопроводов

1.8 Подбор оборудования ШРП

1.9 Спецификация оборудования заказчика

1.10 Спецификация оборудования подрядчика

2. Назначение, обоснование и состав ППР

2.1 Технология и пути ее совершенствования

2.2 Выбор метода производства работ

2.3 Характеристика грунта и ведомость объема земляных работ

2.4 Выбор ведущих механизмов, машин и приспособлений

2.5 Ведомость основных и вспомогательных материалов

2.6 Калькуляция трудовых затрат и заработной платы

2.7 Сводная ведомость трудовых затрат

2.8 Расчет численного и квалификационного состава бригады

2.9 Ведомость инструментов и приспособлений для бригады

2.10 Календарный график производства работ и движения рабочей силы

2.11 Технология монтажа газопровода

2.12 Сварочные работы

2.13 Изоляционные работы

2.14 Испытание газопровода

2.15 Сдача объекта в эксплуатацию

2.16 Эксплуатация газового хозяйства

3. Экономический раздел

3.1 Пояснение к локально-сметному расчету

3.2 Локально-сметный расчет

4. Безопасность и экологичность проекта

4.1 Охрана труда и техника безопасности

4.2 Техника безопасности при погрузочно-разгрузочных и подготовительных

работах

4.3 Техника безопасности при земляных работах и монтаже газопровода

4.4 Техника безопасности при сварочных работах

4.5 Техника безопасности при изоляционных работах

4.6 Техника безопасности при испытании газопроводов

4.7 Экологическая часть проекта

5. Заключение

Список используемой литературы


Введение


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

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

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


1. Расчетно-технический раздел


1.1 Исходные данные и характеристики объекта


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

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

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

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

Тип грунта в районе строительства-суглинок.

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

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


1.2 Характеристика газа и климатические данные


Характеристика природного газа "Уренгойского" месторождения сведена в таблице


Таблица 2.1 Параметры газовой смеси "Уренгойского" месторождения.

Химическая формула CH4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12 СО2 Н2S N2
Наименование Метан Этан Пропан Бутан Пентан

Углек.

газ

Серо-

водор.

Азот
Уi 98.40 0.1 - - - 0.3 - 1.2
ρ, кг/м3 0.7168 1.356 - - - 1.529 - 1.251
Qр, кДж/м3 35760 63650 - - - - - -
V, м3 10.52 18.16 - - - - - -
L н, % 5.0 3.0 - - - - - -
L в, % 15.0 12.5 - - - - - -

Температура холодной пятидневки tп=-34єС

Продолжительность отопительного периода Zо.п.=222 дня

Средняя температура отопительного периода tср.=-5.6єС


1.3 Расчет параметров газового топлива.


Определяется плотность газовой смеси по формуле:


ρ = 0,01 ∙ ∑ yi ∙ ρ I, (кг/м3)(2.1)


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

ρi – плотность газа (кг/м3).


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


Определяется низшая теплота сгорания газовой смеси по формуле:


Qнр = 0,01 ∑ уi ∙ Qнр , (кДж/м3)(2.2)


где, Qнр – низшая теплота сгорания газовой смеси (кДж/м3).


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


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


Vвозд = 0,01 ∑ yi ∙ Vвоздi, (м3/м3)(2.3)


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


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


Определяется низший предел взрываемости по формуле:


Lн = 100 / ∑ (yi / Lн), (%)(2.4)


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


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


Определяется верхний предел взрываемости по формуле:


Lв = 100 / ∑ (yi / Lв), (%)(2.5)


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


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


Определяется балласт по формуле:


б = 0,01 ∙ ∑ yi, (%) (2.6)


где, б – балласт (%).


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


Определяется низший предел взрываемости с учетом балласта по формуле:


Lнб = (Lн ∙ (1+(б/1-б)) ∙ 100) / (100 + Lн(б/1-б)), (%) (2.7)


где, Lнб – низший предел взрываемости балласта (%)


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


Определяется верхний предел взрываемости с учетом балласта по формуле:


Lвб = (Lв ∙ (1+(б/1-б)) ∙ 100) / (100 + Lв(б/1-б)), (%) (2.8)


где, Lвб – верхний предел взрываемости балласта (%)


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


Плотность газа = 0,728 (кг/м3)


Таблица 2.2 Основные параметры газовой смеси Уренгойского месторождения

ρсм кг/м3 Qнр кг/м3 Vв м3/м3 Lн % Lв % Lнб % Lвб %
0,728 35322 9,38 5,1 15,2 5,17 15,39

Таблица 3.1 Расчет расхода газа для участков сети

№ уч. АОГВ n, шт. ksim АОГВ qnom, м3/ч ВПГ,ПГ n, шт. ksim

ПГ

qnom, м3/ч

ВПГ

qnom, м3/ч

Qn, м3/ч 0,55Qn, м3/ч Qтр, м3/ч Qр, м3/ч
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
3-9 17 0,85 2,4 17 0,292 1,4 2,1 52,05 28,63 - 28,63
3-4 18 0,85 2,4 18 0,288 1,4 2,1 54,86 30,17 - 30,17
2-3 - - - - - - - - - 106,91 106,91
6-8 11 0,85 2,4 11 0,292 1,4 2,1 33,68 18,52 - 18,52
6-7 3 0,85 2,4 3 0,480 1,4 2,1 11,16 6,14 - 6,14
2-6 7 0,85 2,4 7 0,370 1,4 2,1 23,34 12,84 44,84 57,68
1-2 - - - - - - - - - 175,09 175,09
1-5 6 0,85 2,4 6 0,392 1,4 2,1 20,47 11,26 - 11,26
0-1 - - - - - - - - - 195,56 195,56

1.4 Расчет потребления газа частным сектором


Расчетный часовой расход газа Qdh (м3/ч) определяется по сумме номинальных расходов приборами или группой приборов qnom i (м3/ч), и определяются по формулам:


Qdh = ∑ ksim ∙ qnom ∙ ni , (м3/ч)(3.1)


где, ksim i – коэффициент одновременности действия приборов,

ni – число однотипных приборов,

qnom – номинальный расход газа приборами (м3/ч)


qnom = (Nnom ∙ 3600)/Qнр , (кВт)(3.2)


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

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


Qр = 0,55 ∙ Qn , (м3/ч)(3.3)


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

Qn – путевой расход газа, (м3/ч).


Qт = ∑ Qп , (м3/ч)(3.4)


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

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


Qр = 0,55 ∙ Qп + Qт , (м3/ч)(3.5)


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

Определим расход газа расчетными участками наружного газопровода.

Расчет сводится в таблицу 3.1

Определяется номинальный расход для ПГ4-ВК:


qПГ4-ВКnom = (Nnom ∙ 3600)/Qнр = (13,6 ∙ 3600)/35322 = 1,39 (м3/ч);

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


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


qВПГ-20-1-3-Пnom = (Nnom ∙ 3600)/Qнр = (20,93 ∙ 3600)/35322 = 2,13 (м3/ч);

Nnom = 20,93 (кВт);


Определяется номинальный расход газа для АКГВ-20:


qАКГВ-20nom = (Nnom ∙ 3600)/Qнр = (23,41 ∙ 3600)/35322 = 2,38 (м3/ч);

Nnom = 23 + 0,41 = 23,41 (кВт).


Определяется сумма номинальных расходов приборов:


Qdh = ∑ ksim ∙ qnom ∙ ni = 0,1974 ∙ 1,39 ∙ 62 + 0,1974 ∙ 2,38 ∙ 62 + 0,85 ∙ 2,13 ∙ 62 = 158,39 (м3/ч).


Для тупикового участка:


3-9 Qn = Qdh = 0,85 ∙ 2,4 ∙ 17 + 0,292 ∙ (1,4 + 2,1) ∙ 17 = 52,05 (м3/ч),

Qр = 0,55 ∙ Qn = 0,55 ∙ 52,05 = 28,63 (м3/ч);

3-4 Qn = Qdh = 0,85 ∙ 2,4 ∙ 18 + 0,288 ∙ (1,4 + 2,1) ∙ 18 = 54,86 (м3/ч),

Qр = 0,55 ∙ 54,86 = 30,17 (м3/ч);

6-8 Qn = Qdh = 0,85 ∙ 2,4 ∙ 11 + 0,292 ∙ (1,4 + 2,1) ∙ 11 = 33,68 (м3/ч),

Qр = 0,55 ∙ 33,68 = 18,52 (м3/ч);

6-7 Qn = Qdh = 0,85 ∙ 2,4 ∙ 3 + 0,480 ∙ (1,4 + 2,1) ∙ 3 = 11,16 (м3/ч),

Qр = 0,55 ∙ 11,16 = 6,14 (м3/ч);

1-5 Qn = Qdh = 0,85 ∙ 2,4 ∙ 6 + 0,392 ∙ (1,4 + 2,1) ∙ 6 = 20,47 (м3/ч),

Qр = 0,55 ∙ 20,47 = 11,26 (м3/ч);


Для транзитных участков:


2-6 Qn = Qdh = 0,85 ∙ 2,4 ∙ 7 + 0,370 ∙ (1,4 + 2,1) ∙ 7 = 23,34 (м3/ч),

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

Qр = 0,55 ∙ Qn + Qтр = 12,84 + 44,84 = 57,68 (м3/ч);

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

Qр = 106,91 (м3/ч);

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

Qр = 175,09 (м3/ч);

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


1.5 Выбор и обоснование систем газоснабжения


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

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

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

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

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

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

- для газовой плиты с 2 горелками – 8;

- для газовой плиты с 3 горелками – 12;

- для газовой плиты с 4 горелками – 15.

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

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

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


1.6 Гидравлический расчет газопроводов низкого давления


Методика расчета тупиковых газовых сетей низкого давления.

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

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

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

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

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

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

После подбора диаметра труб определяют степень использования расчетного перепада давлений:


∆pp - ∑ ∆pi/∆pp ≤ 0,1(5.5)


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

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

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


Таблица 5.1 Гидравлический расчет газопроводов низкого давления

№уч l,м ∑lв,м

Q,

м3/ч

Dн*S,

мм

Располагаемые давления Фактические давления δ,%





∆P,Па ∆P/l,Па/м ∆P/l,Па/м 1,1∆P
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Главная расчетная ветка
0-1 8 802 195,56 159*4 400 0,5 0,6 5,28 4
1-2 84
175,09 159*4

0,5 46,2
2-3 130
106,91 133*4

0,55 78,65
3-9 580
28,63 88,5*4

0,4 255,2
Увязка
3-4 592 592 30,17 88,5*4 255,2 0,4 0,4 260,48 2
6-8 646 646 18,52 70*3 260,48 0,4 0,4 284,24 8
6-7 180 180 6,14 42,3*3,2 284,24 1,6 1,4 277,2 2
2-6 128 128 57,68 88,5*4 277,2 2,2 1,8 253,44 8
1-5 222 222 11,26 57*3 253,44 1,1 1 244,2 4

1.7 Гидравлический расчет внутридомового газопровода


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

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

Определяется расчетный расход для всех участков по формуле 3.1.

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

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


∆Ргидр. = g ∙ h (ρв-ρг), Па(5.6)


где, ∆Ргидр. – гидростатическое давление, Па;

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

ρв – 1,293 кг/м3;

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

Расчет выполняется в табличной форме – таблица 5.1

Последовательность выполнения расчета:

1. Вычерчивается расчетная схема;

2. На схеме обозначается расчетные участки, их длины;

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

4. Определяется расчетный расход для всех участков сети:

0-1 плита с расходом Qdh = 1,37 (м3/ч);

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

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

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

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

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

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

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

0-1 для d=15:

пробковый кран ζ=4;

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

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

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

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

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

8. Определяется расчетная длина участков:

0-1 для d=15: lр = lф + ∑ζ ∙ lэкв = 0,8 + 4 ∙ 0,35 = 2,2 (м);

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

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

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

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

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

9. Определяется дополнительное избыточное давление:

0-1 ∆Ргидр = g ∙ h ∙ (ρв - ρг) = 9,8 ∙ 0,8 ∙ (1,293-0,735) = 4,4;

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

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

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

10. Определяются потери давления на участках:

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

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

1-2 ∆Р = 4,25 ∙ 5,4 = 23 (Па);

3-4 ∆Р = 2,75 ∙ 3,35 = 9,2 (Па);

3-1 ∆Р = 8,75 ∙ 2,5 = 21,9 (Па);

3-5 ∆Р = 2,25 ∙ 3,3 = 7,43 (Па).

8. Определяются суммарные потери давления на газопроводе:

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

1-2 ∆Р + ∆Ргид = 23-6 = 17 (Па);

3-4 ∆Р + ∆Ргид = 9,2+9,3 = 18,5 (Па);

3-1 ∆Р + ∆Ргид = 21,9 (Па);

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

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

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

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

Результаты расчета заносятся в таблицу 5.2


Таблица 5.2 Гидравлический расчет внутридомового газопровода

N Q, м3/ч Dн*S, м ∑ζ Lэкв Lрас Потери Р Н ∆Ргид Р+Ргид







∆Р/l ∆Р,Па


0-1 1-1’’ 1,37 21,3*2,8 26,8*2,8

0,5

23

4

3,35

0,35

0,45

1,9

24,5

4,5

1,25

8,6

30,6

0,8

-

4,4

-

43,6
1’-2 5,8 33,5*3,2 2,6 3,8 0,74 5,4 4,25 23 -1,1 -6 17
4-3 2,35 26,8*2,8 2,2 2,3 0,5 3,35 2,75 9,2 1,7 9,3 18,5
3-1’ 4,5 26,8*2,8 1,7 1,35 0,59 2,5 8,75 21,9 - - 21,9
5-3 2,1 26,8*2,8 1,7 3,3 0,48 3,3 2,25 7,43 1,7 9,3 16,7

1.8 Подбор оборудования ШРП


Подбор регулятора давления.

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

Методика подбора:

1. задается типоразмер регулятора давления;

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

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

4. Определяется пропускная способность регулятора давления по формуле:


Qрег = 360 ∙ fc ∙ kv ∙ √2∆P/ρ, (м3/ч)(6.1)


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


fc = π ∙ dc2/4, (см2)(6.2)


где, π – 3,14;

dс – диаметр седла (см);

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

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

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

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

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

∆P – перепад давления, определяется по формуле:


∆P = Pвх – Pвых , МПа(6.3)


gг – плотность газа (кг/м3),

360 – приводит во взаимодействие.

5. Определяется пропускная способность регулятора давления:


Qрег = 1595 ∙ fc ∙ kv ∙ Pвх ∙ φ ∙ √1/ρ , (м3/ч)(6.4)


где, Pвх – применяется Рабс,


Рабс = Ризб + Ратм,

Ратм = 0, 10132 (МПа).


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


φ = √(2∙γ)/(γ-1) ∙ [(Рвых/Рвх)2/γ – (Рвых/Рвх)(γ+1)/γ](6.5)


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

6. Определяется отношение расхода регулятора и расчет расходного:


0,1 ≤ Qp/Qрег ≤ 0,8(6.6)


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

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

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

Подбор газовых фильтров.

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

Определение пропускной способности фильтров:


Q = Qт ∙ √(gот ∙ ∆ρ ∙ ρ2)/(gо ∙ ∆ρт ∙ ρ2т), (м3/ч)(6.7)


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

gот – плотность газа табличная, кг/м3;

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

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

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

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

ρ2т – давление газа после фильтра табличное, МПа.

Подбор предохранительно-запорного клапана (ПЗК).

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

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

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

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

Выбор предохранительно-сбросного клапана (ПСК).

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

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


Q ≥ 0,0005 ∙ Qрег , м3/ч(6.8)


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

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

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

- для регулятора давления с золотниковым клапаном:


Q ≥ 0,01 ∙ Qрег , м3/ч(6.9)


- для регулирующих заслонок:


Q ≥ 0,02 ∙ Qрег , м3/ч(6.10)


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


Q, ≥ 0,01 ∙ Qn , (6.11)


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

n – число регуляторов давления, шт.

Подбираем для ШРП оборудование:

При Q = 195,56 м3/ч, Рвых = 0,002 МПа, Рвх = 0,3 МПа, d0-1 = 159*4, тогда kv=0,6 (односедельный клапан);

Определяется расход регулятора давления по формуле:


Qрег = 1595 ∙ fc ∙ kv ∙ Pвх ∙ φ ∙ √1/ρ;


Определяется диаметр:


fc = π ∙ d2c/4 = (3,14 ∙ 1,52)/4 = 1,77 (см2);


Определяется абсолютное давление:


Рабс = Ратм + Ризб = 0,002 + 0,10132 = 0,10332 (МПа);


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


φ = √(2∙γ)/(γ-1) ∙ [(Рвых/Рвх)2/γ – (Рвых/Рвх)(γ+1)/γ] = √(2∙1,31)/(1,31-1) ∙ ∙[(0,002/0,3)2/1,31 – (0,002/0,3)(1,31+1)/1,31] = 0,58;


Из выше рассчитанного определяется расход газа давления:


Qрег = 1595 ∙ fc ∙ kv ∙ Pвх ∙ φ ∙ √1/ρ = 1595 ∙ 1,77 ∙ 0,6 ∙ 0,3 ∙ 0,58

Если Вам нужна помощь с академической работой (курсовая, контрольная, диплом, реферат и т.д.), обратитесь к нашим специалистам. Более 90000 специалистов готовы Вам помочь.
Бесплатные корректировки и доработки. Бесплатная оценка стоимости работы.

Поможем написать работу на аналогичную тему

Получить выполненную работу или консультацию специалиста по вашему учебному проекту
Нужна помощь в написании работы?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Пишем статьи РИНЦ, ВАК, Scopus. Помогаем в публикации. Правки вносим бесплатно.

Похожие рефераты: