Проект газоснабжения коттеджного поселка в городе Котлас

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Введение

газоснабжение отопление гидравлический газопровод

Масштабы и темпы развития газовой промышленности и газоснабжающих систем определяет добыча газа, по которой Россия занимает первое место в мире. Значительный рост добычи газа существенно изменил топливный баланс страны. Если в 1983 г. удельный вес газового топлива занимал в общем топливном балансе страны лишь 27%, то к концу 2009 году доля газа составляет более 70% всех видов потребляемых топлив.

Совершенствование, интенсификация и автоматизация технологических процессов приводят к необходимости повысить качество расходуемых теплоносителей. В наибольшей мере по сравнению с другими видами топлива этим требованиям удовлетворяет природный газ.

Рациональное использование газообразного топлива с наибольшей реализацией его технологических достоинств позволяет получить значительный экономический эффект, который связан с повышением КПД агрегатов и сокращением расхода топлива, более легким регулированием температурных полей и состава газовой среды в рабочем пространстве печей и установок, в результате чего удается значительно повысить интенсивность производства и качество получаемой продукции. Применение газа для промышленных установок улучшает условия труда и способствует росту его производительности. Использование природного газа в промышленности позволяет осуществить принципиально новые, прогрессивные и экономически эффективные технологические процессы. Кроме того, применение газа в качестве топлива позволяет значительно улучшить условия быта населения, повысить санитарно-гигиенический уровень производства и оздоровить воздушный бассейн в городах и промышленных центрах.

Газовая промышленность является одной из наиболее динамичных, бурно развивающихся отраслей народного хозяйства. Развитие добычи газа обуславливается ростом газопотребления, который осуществляется, во-первых, путем увеличения объемов использования его в городах, уже газифицированных к настоящему времени, а во-вторых, за счет газификации новых городов и населенных пунктов, в том числе в сельской местности.

Распределительные системы газоснабжения становятся едиными для областей и республик, и для их проектирования, строительства и эксплуатации необходимы глубокие знания специалиста. Рост потребления газа в городах, поселках и сельской местности, а также масштабность распределительных систем ставят перед инженером по газоснабжению новые и сложные задачи, связанные с развитием и реконструкцией систем, повышением их надежности, необходимостью экономичного использования газа и защиты воздушного бассейна от загрязнений.

Распределительные сети являются сложными многокольцевыми системами, экономичное проектирование которых должно базироваться на современных методах оптимизации с учетом вероятностного характера функционирования и обеспечение требуемой надежности подачи газа потребителям.

Снижение стоимости и металлоемкости систем газоснабжения имеет большое народнохозяйственное значение. Вторая, не менее важная задача заключается в обеспечении полного и надежного газоснабжения всех предусмотренных потребителей. Именно скоординированное решение обеих задач позволяет достигнуть высокой эффективности использования газа. Эта проблема решается, начиная с проектирования, когда определяются основные параметры системы, и далее непрерывно в течение всего периода эксплуатации. Все достоинства газового топлива могут быть рационально использованы только специалистами, хорошо усвоившими основы газоснабжения и строго соблюдающими правила безопасности в газовом хозяйстве.

Неоспоримые достоинства газа и наличие его значительных запасов создают условия для дальнейшего развития газоснабжения страны.

1.Описание газифицируемого объекта и конструктивных решений системы газоснабжения

При проектировании системы газоснабжения отдельных объектов следует предусматривать наиболее прогрессивные технические решения, обеспечивающие рациональное использование газового топлива, бесперебойное газоснабжение потребителей и безопасную эксплуатацию объектов газового хозяйства [1].

Проектирование и строительство новых, реконструкцию и развитие действующих газораспределительных систем осуществляют в соответствии со схемами газоснабжения, разработанными в составе федеральной, межрегиональных и региональных программ газификации субъектов Российской Федерации в целях обеспечения предусматриваемого этими программами уровня газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций.

Газораспределительная система должна обеспечивать подачу газа потребителям в необходимом объеме и требуемых параметров [2].

1.1 Анализ основных параметров системы газоснабжения

Трасса газопроводов запроектирована на топографической основе, выполненной в 2008г. Прокладка сетей в основном подземная. Компенсация тепловых удлинений осуществляется в основном за счет поворотов трассы (самокомпенсация). Система газоснабжения имеет тупиковую схему.

Запорная арматура в газовой сети применяется с ручным приводом, в виде настенных шаровых кранов и надземных шаровых кранов. В состав сетей входит газорегуляторный пункт блочного типа ПГБ с одной или двумя линиями редуцирования и байпасом.

Существующий газопровод среднего давления выполнен от точки подключения до ГРП и от ГРП до котельной жилой зоны. Существующий газопровод низкого давления выполнен от ГРП до жилых домов. Давление в точке подключения - 1,78 кгс/см2. Газопровод низкого давления проложен в траншее. Дно траншей выровнено слоем крупнозернистого песка толщиной 10 см. На настенный газопровод нанесено лакокрасочное покрытие, состоящее из двух слоев грунтовки ФЛ-03К ГОСТ 9109-81 и двух слоев эмали ХВ-125 ГОСТ 10144-74*.

1.2 Конструктивные решения системы газоснабжения

Диаметры газопроводов принимаются в соответствии с гидравлическим расчетом выполненном по методике, изложенной в [3].

При монтаже предусмотреть охранную зону вдоль газопровода шириной по 3,0 м с каждой стороны от сигнальной ленты, с установкой опознавательных знаков в характерных местах трассы, и нанести границы охранной зоны газопровода на исполнительной съемке [2].

Изоляция участков подземных газопроводов из стальных труб "весьма усиленная" по ГОСТ 9.602-2005 [2].

Надземные участки газопроводов защищаются от атмосферной коррозии покрытием из одного слоя грунтовки «Universum» Финиш А10 и 2-х слоёв метилметакриловой эмали «Universum» Финиш А12 жёлтого цвета (ГОСТ 14202-69) [1].

Выполнение соединений стальных труб осуществить на сварке. Полиэтиленовые трубы соединяются также на сварке и с помощью соединительных деталей из полиэтилена. Поворот полиэтиленового газопровода выполнен с использованием стандартного отвода и упругого изгиба трубы с радиусом изгиба не менее 25Дн. Сварные соединения подлежат визуальному и измерительному контролю. Контроль производится физическим методом от общего числа стыков в объеме: 100% - подземного газопровода и надземных газопроводов ПГБ и перехода через реку, 5 % - надземного, но не менее 1 стыка от общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком [2].

При прокладке газопровода в местах канав и водоперепускных труб предусматривается полное восстановление существующих канав и перепускных труб после монтажа газопровода [2].

1.3 Характеристика посёлка, климатические данные и грунтовые условия

Объектом дипломного проектирования является жилой микрорайон в г. Котлас на 80 жилых домов. В первую очередь проектирования входят 20 жилых домов по ул. Гагарина.

Район строительства характеризуется следующими природно-климатическими условиями:

- вес снегового покрова - 0.7 кПа

- скоростной напор ветра - 0.38 кПа

- расчетная зимняя температура наружного воздуха для отопления - 32°С

- грунты по трассе газопровода суглинки, глубина промерзания - 1,5 метра.

- грунтовые воды типа «верховка» встречаются повсеместно. Уровень появления - 1,6-2,2 м. Уровень установившихся -1,40-2,0 с отметками 154,05-155,30 м.

- по химическому составу грунтовые воды не агрессивны к бетонам нормальной плотности и среднеагрессивны к металлическим конструкциям. (по данным инженерно-геологических изысканий 2013 г. ООО «Землемер»).

Взаимная увязка запроектированных объектов на генеральном плане подчинена требованиям технологии и оптимальному решению транспортных потоков.

Дно траншеи до укладки газопровода выравнивается слоем крупного или среднезернистого песка толщиной 10 см, согласно отметкам профиля. После укладки газопровода предусмотреть присыпку газопровода песком толщиной 20 см.

Таблица 1 - Климатологическая характеристика

Среднемесячная температура воздуха
январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
-12,6	-11,6	-5,9	2,3	9,6	14,9	16,8	15,0	9,1	2,5	-3,5	-8,9
Средняя температура воздуха наиболее холодной пятидневки -32,0 °С
Продолжительность отопительного периода в сутках 231

Определение теплоты сгорания и плотности природного газа

Газообразное топливо представляет собой смесь горючих и негорючих газов, поэтому в практических расчетах пользуются средними значениями теплоты сгорания Qнс (МДж/м3) и плотности рс (кг/м3) сухого природного газа, которые при нормальных условиях (температуре 0° С и давлении 101,325 кПа) определяют соответственно по формулам [4]:

Qнс =(Q1с•V1+Q2с•V2+…+Qнс•Vn) 0,01,(1.1)

где Q1с, Q2с, Qнс - теплота сгорания компонентов газового топлива, принимаемая [4, с.62] , МДж/м3;

V1,V2,Vn - содержание компонентов, % определяемое в зависимости от среднего состава природного газа по табл. 9 [4, с.7].

сс = (сс1•V1+сс2•V2+…+ссn•Vn) 0,01,(1.2)

сс1, сс2, ссn - плотность компонентов газового топлива, которая может приниматься по [4], кг/м3.

Физические характеристики, теплоту сгорания и процентное содержание компонентов газа Вуктылского месторождения сводим в таблицу 2.

Таблица 2 - Физические характеристики газа

Наименование компонентов газа	Объёмные доли, %	Плотность при 0°С и 101,325 кПа, кг/м3	Теплота сгорания при 0°С и 101,325 кПа, МДж/м3
Метан CH4	74,8	0,7168	35,88
Этан C2H6	8,8	1,3566	64,36
Пропан C3H8	3,9	2,019	93,18
Изобутан C4H10	1,8	2,703	122,76
Пентан C5H12	6,4	3,221	156,63
N2 + редкие газы	4,3	--	--

Подставив численные значения в формулы (1.1) и (1.2) получаем средние значения теплоты сгорания Qнс (МДж/м3) и плотности рс (кг/м3) сухого природного газа.

Qнс=(74,8•35,88+8,8•64,36+3,9•93,18+1,8•122,76+6,4•156,63)•0,01=48,37 МДж/м3

сс=(74,8•0,7168+8,8•1,3566+3,9•2,019+1,8•2,703+6,4•3,221)•0,01=0,9891 кг/м3

1.4 Годовые расходы газа на бытовые и коммунальные нужды населения

Расчетный расход газа на 1 жилой дом принят в размере 6,0 м3/ч.

Все виды потребления газа в населенном пункте можно условно разделить на следующие группы:

отопление;

горячее водоснабжение;

пищеприготовление.

Определение норм удельных расходов газа на бытовые и коммунально-бытовые нужды производится по среднегодовым нормам расхода тепла. Нормы расхода тепла не являются величиной постоянной. Для бытовых потребителей зависят от климатических условий, охвата населения общественным питанием, наличия или отсутствия центрального отопления, ассортимента и качества бытовых приборов, практики их эксплуатации. Большая часть этих факторов не поддается теоретическому подсчету, и определение годовой потребности в газе производится по усредненным нормам расхода теплоты, полученным из практики.

Определение годовых и часовых расходов газа на бытовые и коммунальные нужды населения

При проектировании систем газоснабжения населенного пункта необходимо определить расчетные часовые расходы газа на всех участках системы газоснабжения.

Общее потребление на бытовые и коммунальные нужды населения условно разделяют на два вида.

К первому виду относят расход газа на хозяйственно - бытовые и мелкие коммунальные нужды населения, ко второму - предприятия коммунального хозяйства с расчетным часовым расходом газа, превышающим 150 нм3/ч.

Для газоснабжения первого вида потребителей применяют, в основном, сети низкого давления (менее 5кПа). В последнее время для этой цели разработана прогрессивная схема газоснабжения среднего давления с использованием домовых регуляторов давления.

Для второго вида потребителей используются сети среднего или высокого давления.

Определение расходов газа на бытовые и коммунально-бытовые нужды представляет сложную задачу, так как зависит от многих факторов, влияющих на потребление газа (от типа устанавливаемых в квартире газовых приборов, степени благоустройства и населенности квартир, степени охвата потребителей централизованным теплоснабжением, характера объекта, степени развития коммунально-бытового обслуживания населения, уклада жизни населения).

Расчетные часовые расходы газа можно определить несколькими способами: по годовым нормам расхода газа потребителями; номинальным расходам газа газовыми приборами; тепловой производительности газоиспользующих установок и укрупненным показателям.

Расход газа на отопление и вентиляцию зданий в посёлке определяется по жилой площади, имеющейся в посёлке.

Определение расходов газа по номинальным расходам газовых приборов производится в том случае, когда известно их количество и тип. При отсутствии таких данных расход газа определяется по годовым нормам в соответствии с [2].

В течение всего года газ потребляется неравномерно. Различают сезонную, суточную и часовую неравномерность.

Сезонная неравномерность потребления газа на отопление вызывается повышенным газопотреблением в зимние месяцы, которое изменяется соответственно температуре наружного воздуха.

Неравномерность потребления газа по дням недели вызвана повышением расхода газа на хозяйственно-бытовые нужды населения в предвыходные и предпраздничные дни.

Неравномерность потребления газа по часам суток возникает от понижения расхода газа в ночное время на хозяйственно-бытовые нужды населения, а также зависит от режима работы промышленных предприятий. Поэтому для обеспечения бесперебойности снабжения потребителей система газоснабжения рассчитывается на максимальный часовой расход газа.

За максимальный часовой расход газа принимается средний расход газа за час максимального потребления.

При расчете систем распределения газа очень часто представляется возможным установить число подлежащих газоснабжению домов и, тем более, газовых приборов (в особенности для вновь проектируемых посёлков, районов и городов). Поэтому при проектировании систем распределения газа на хозяйственно-бытовые и коммунальные нужды рекомендуется определять как долю годового расхода по формуле:

(2.1)

где - максимальный расчетный часовой расход газа при температуре 0° и давлении газа 0,1 МПа, мі/ч

- коэффициент часового максимума (коэффициент перехода от годового расхода к максимальному часовому расходу газа), принимается по таблице 3.

- годовой расход газа, м3/год

Таблица 3 - Значение коэффициента часового максимума для населения

Число жителей, снабжаемых газом, тыс. чел	Значения Кmax
1	1/1800
2	1/2000
3	1/2050
5	1/2100

Годовой расход газа Vгод, м3/год, определяется по формуле:

, (2.2)

где Qi- годовая норма расхода теплоты на бытовое и коммунально-бытовое потребление, кДж/год;

- низшая теплота сгорания газа, кДж/м3; m- количество расчетных единиц потребления газа.

Определение часовых расходов газа на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение посёлка

Часовые расходы теплоты на жилые районы городов и населенных пунктов определяются по укрупненным показателям [7].

Максимальный часовой расход теплоты на отопление жилых и общественных зданий Qо, кДж/ч, при tн.р.о. определяется из выражения:

,(2.3)

где - расходы теплоты на отопление жилых и общественных зданий соответственно.

Для жилых зданий расход теплоты на отопление, кДж/ч, определяется по формуле:

, (2.4)

где - укрупненный показатель максимально-часового расхода тепла,

кДж/м3ч;

F- площадь отапливаемых или вентилируемых зданий, м2.

Расход теплоты на отопление общественных зданий рассчитывается по формуле:

(2.5)

де К1- коэффициент, учитывающий расход теплоты на отопление общественных зданий, при отсутствии данных принимается равным 0,25.

Максимальный часовой расход газа на отопление жилых и общественных зданий в посёлке, м3/ч, определяется по формуле:

, (2.6)

где - низшая теплота сгорания газа, кДж/м3;

- КПД котельных агрегатов, принят по проекту равным 0.92.

Максимальный часовой расход теплоты на вентиляцию общественных зданий, кДж/, определяется по формуле:

(2.7)

где К2- коэффициент, учитывающий расход теплоты на вентиляцию,

при отсутствии данных принимается равный 0,6.

Максимальный часовой расход газа, м3/ч, на вентиляцию

(2.8)

Максимальный часовой расход теплоты, кДж/ч, на горячее водоснабжение жилых зданий посёлка определяется:

(% охвата), (2.9)

где qг.в.- укрупненный показатель максимального теплового потока на

горячее водоснабжение, Вт/чел., зависит от норм потребления горячей воды.

Максимальный часовой расход газа, м3/ч, на горячее водоснабжение посёлка определяется по формуле:

. (2.10)



Значение при определении расходов газа на вентиляцию и горячее водоснабжение принимается равным 0,8ч0,85.

Результаты часовых расходов газа на все виды потребления представлены в таблице 4.

Таблица 4 - Результаты часовых расходов газа

Расходы газа, м3 /ч
Бытовое потребле-ние Vбыт.	Комму-нально-бытовое потребле-ние Vком.быт	Централь-ное отопление Vо	Вентиляция Vв	Централизованное горячее водоснабжение Vг.в.	Теплоснабжение промыш-ленного предприятия	Централизованное теплоснабжение (гр.3+4+ 5+6)	Суммар-ный по микрора-йону
1	2	3	4	5	6	7	8
443,5	267,4	995,8	119,5	360,4	393	1475,7	2292,7

1.5 Гидравлический расчет газопроводов высокого и низкого давлений

Гидравлический расчет проектируемого газопровода производится согласно требований технических условий N 4/433 от 14.03.06г.

Расчет газопровода высокого давления выполнен в соответствии с требованиями СП 42-101-2003 «Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных сетей из металлических и полиэтиленовых труб».

Исходные данные.

Рассчитываемый участок газопровода - газопровод высокого давления от точки подключения до ГРПШ.

Давление газа в точке подключения - 0,3-1,2 МПа.

Количество жилых домов, питаемых от рассчитываемого участка газопровода - 80 (50 - проектируемых и строящихся; 30 - перспектива).

Расчетный расход газа на 1 жилой дом принят в размере 6,0 м3/ч.

Использование газа предусмотрено на отопление, горячее водоснабжение и пищеприготовление.

Схема проектируемого газопровода с указанием расчетных расходов газа и длин участков приведена на листе 3 дипломного проекта.

Расчетные часовые расходы газа определены по формуле:

, м3/ч (3.1)

Где: ksim - коэффициент одновременности, принимаемый для жилых домов по табл.5 [1].

gnom - номинальный расход газа группой приборов, м3/ч;

ni - число однотипных приборов;

m - число типов приборов

С учетом КПД работы котла (92%)

I. Расчет газопровода высокого давления.

Падение давления на участке газовой сети можно определять:

- для сетей среднего и высокого давлений по формуле

(3.2)

где РН - абсолютное давление в начале газопровода, МПа;

РК - абсолютное давление в конце газопровода, МПа;

Р0 = 0,101325 МПа;

- коэффициент гидравлического трения;

L - расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;

d - внутренний диаметр газопровода, см;

0 - плотность газа при нормальных условиях, кг/м3;

Q0 - расход газа, м3/ч, при нормальных условиях;

Коэффициент гидравлического трения определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса,

(3.3)

где -- коэффициент кинематической вязкости газа, м2/с, при нормальных условиях;

Re = 0.0354*(443,5/(5.1*1.5714*10-6))=1802215

- для шероховатых стенок при Re > 4000

(3.4)

= 0.11((0.01/5.1)+(68/1802215))0.25=0.023258

При давлении в точке подключения 0,3 МПа и диаметре 57 х 3 давление в конце участка (перед ГРПШ) определяется по формуле:



(3.5)

Потери давления на участке составляют 0,002 МПа.

Для снижения давления, необходимого потребителю в проекте устанавливается шкафная газорегуляторная установка.

Характеристика установки:

Пропускная способность 700 м3/ч;

Входное давление 0,3-1,2 МПа;

Выходное давление 0,004МПа.

Гидравлический расчет сети низкого давления произведен по программе Microsoft Excel и сведен в расчетную таблицу, приложение А.

Удельные потери давления определены по номограмме.

Падение давления в местных сопротивлениях учтены путем увеличения фактической длины газопровода на 10.

Экономика строительного производства

Особенностями рыночных отношений в строительстве является то, что они возникли задолго до того, как продукция приобрела конечную форму. Товаром в данном случае является полностью завершённый объём строительства, подготовленный к функционированию, производственному или гражданскому.

Как и в любой производственной отрасли, в строительстве существует система ценообразования. Цена представляет собой стоимость единицы строительной продукции. Цена строительной продукции определяется по сметной стоимости, затем формулируется договорная цена.

Сметная стоимость строительства - стоимость выражения затрат на его осуществление в соответствии с проектом, а также плановое накопление, утвержденные в установленном порядке. Она составляет основу договорной цены, по которому производится расчёт между подрядчиком и заказчиком. Распределение общей сметной стоимости строительства по отдельным группам (видам) затрат в процентном отношении характеризует её структуру (затраты на производство строительно-монтажных работ, монтаж оборудования, затраты на приобретение оборудования).

Чем выше уровень удельного веса затрат оборудование в стоимости объекта, тем эффективнее структура сметной стоимости. Сметная стоимость строительно-монтажных работ по экономическому содержанию подразделяются на прямые затраты, накладные расходы и плановые накопления.

Определение договорной цены осуществляется следующим образом: для определения договорной цены следует по приведённым процентам по каждой позиции приведенных затрат определить их стоимостную величину, взяв процент от базисной сметной стоимости (по объектной смете) будет являться договорной ценой на заданный вид работ.

1.6 Составление локальной сметы

Локальные сметы являются первичными сметными документами. Составляются для определения сметной стоимости отдельных видов работ и затрат в составе рабочего проекта или рабочей документации.

Для определения сметной стоимости строительства в настоящее время используются ресурсный, ресурсно-индексный или базисно-индексный методы.

При базисно-индексном методе стоимость работ и затрат в базовом уровне цен умножается на соответствующие коэффициенты - индексы пересчета. Стоимость работ определяется на основе объемов работ и единичных расценок.

Составление смет с применением указанных расценок осуществляется в базисном и текущем уровне цен.

Базисным уровнем ЕРЕР и РМО является уровень цен на 01.01.84, СНиР-91 - на 01.01.91, ФЕР-2001 и ТЕР-2001 - на 01.01.2000.

Сметная стоимость строительно-монтажных работ включает в себя прямые затраты (ПЗ), накладные расходы (НР) и нормативную прибыль (НП), представляющие формулу цены строительной продукции (Ц):

Ц = ПЗ + НР + НП. (4.1)

При этом прямые затраты определяются по формуле:

ПЗ = См + Эм + Зпл, (4.2)

где См - стоимость материалов;

Эм - затраты на эксплуатацию строительных машин и механизмов

Зпл - заработная плата рабочих (строителей и механизаторов)

Порядок выполнения сметных расчётов следующий:

В локальных сметах производится группировка расчетов в разделы по отдельным видам работ и устройств.

Прямые затраты включают в себя стоимость материалов, затраты на эксплуатацию машин и механизмов и основную заработную плату рабочих. В конце каждого раздела производится подсчет суммы накладных расходов и сметной прибыли по итого по разделу.

Накладные расходы как часть сметной себестоимости строительно-монтажных работ представляют собой совокупность затрат, связанных с созданием общих условий строительного производства, его организацией, управлением и обслуживанием. Нормативы накладных расходов устанавливаются в процентах от выбранной базы исчисления. В настоящее время основной базой являются средства на оплату туда рабочих в составе прямых затрат (фонд оплаты труда, или ФОТ).

Сумма прямых затрат и накладных расходов по всем разделам сметы является себестоимостью строительно-монтажных работ.

Сметная прибыль как часть сметной стоимости строительной продукции (сверх себестоимости работ) предназначена для уплаты налогов, покрытия убытков, развития производства, социальной сферы и материального стимулирования работников. Сметная прибыль рассчитывается по нормативам в процентах от принятой базы исчисления. В качестве базы для определения сметной прибыли принимается величина средств на оплату труда рабочих-строителей и механизаторов в текущих ценах в составе прямых затрат.

В конце сметы производится подсчет Итого прямых затрат по смете, путем сложения итого прямых затрат по разделам сметы.

Затем определяются Итого накладные расходы по смете, путем сложения итого накладных расходов по разделам сметы.

Итого сметная себестоимость строительно-монтажных работ определяется как сумма прямых затрат и накладных расходов по смете.

Итого сметная прибыль определяется путем сложения Итого сметной прибыли по разделам сметы

Итого сметная стоимость строительно-монтажных работ определяется как сумма себестоимости СМР и сметной прибыли.

Укрупненные сметные нормы разрабатываются на укрупненные измерители: типовое здание и сооружение в целом, 100 м2 площади типового здания, 1 км трубопровода, и т.д.

В объектной смете суммируются данные из локальных смет с группировкой работ и затрат по соответствующим графам - сметная стоимость строительных работ монтажных работ, оборудования, мебели и инвентаря, прочих работ с последующим добавлением лимитированных и других затрат. Смета составляется в базисном или текущем уровне цен.

К лимитированным затратам относят:

- затраты на строительство временных зданий и сооружений;

- дополнительные затраты при производстве СМР в зимнее время;

- резерв средств на непредвиденные работы и затраты.

Объектная смета определяет сметный лимит стоимости объекта, формирует свободную договорную цену на строительную продукцию.

По объектной смете осуществляются расчеты за выполненные строительные и монтажные работы между подрядчиком и заказчиком.

Резерв средств на непредвиденные расходы определяется по согласованию между заказчиком и подрядчиком. При расчетах между заказчиком и подрядчиком принимается резерв в размерах:

- 1% - для жилых и общественных зданий;

- 1,5% - для прочих объектов и сооружений.

Выделяются средства на оплату труда по всем видам работ и затрат. Сметная заработная плата используется для планирования фонда оплаты труда и формируется из следующих частей:

Зсм = Злс + Звр + Ззу + Зрс, (4.3)

где Злс - заработная плата по соответствующим локальным сметам, включая заработную плату рабочих, учтенную в сметных накладных расходах;

Звр - заработная плата рабочих в составе стоимости возведения временных зданий и сооружений. Сметная заработная плата рабочих, выполняющих работы по возведению временных зданий и сооружений определяется по формуле:

Звр = 0.19 Ч Свр, (4.4)

где 0,19 - доля заработной платы рабочих в затратах на временные здания и сооружения; Свр - сумма затрат на возведение временных зданий и сооружений;

Ззу - заработная плата рабочих, учтенная в составе зимних удорожаний. Рассчитывается по формуле:

Ззу = к Ч Сзу, (4.5)

где к - коэффициент перехода от сметной стоимости зимних удорожаний по видам строительства к сметной заработной плате рабочих в составе этих удорожаний (принимается в размере 0.5);

Сзу - сумма удорожания строительных и монтажных работ в зимнее время (по объектной смете).

Зрс - сметная заработная плата в составе резерва средств на непредвиденные работы и затраты. Определяется путем применения норматива резерва к предыдущему итогу средств на оплату труда.

Смета пересчитывается в текущие цены на момент выполнения дипломного проектирования с применением индекса изменения сметной стоимости, рекомендованного Саратовским региональным центром ценообразования в строительстве.

Сумма налога на добавленную стоимость определяется путем умножения сметной стоимости СМР в текущих ценах на базовую ставку налога на добавленную стоимость.

Расчет сметы производился на программном комплексе «Гранд смета 2008». Сметная стоимость составила 4312,502 тыс. руб. Сметная трудоёмкость 615,23 чел. час.



2.Защита окружающей среды от вредных выбросов

При эксплуатации энергоустановок администрация предприятия должна обеспечить выполнение требований Закона Российской Федерации «Об охране окружающей природной среды» и нормативных актов, изданных на основании этого Закона.

При работе энергоустановок должны приниматься меры для предупреждения или ограничения прямого или косвенного воздействия на окружающую среду выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и сбросов сточных вод в водные объекты, звукового давления в ближайших микрорайонах и минимального потребления воды из природных источников. Количество загрязняющих атмосферу веществ не должно превышать предельно допустимых или временно согласованных выбросов в атмосферу. Каждая энергоустановка должна иметь план мероприятий по снижению вредных выбросов в атмосферу при объявлении особо неблагоприятных метеорологических условий; должны быть разработаны мероприятия по предотвращению аварийных и иных залповых выбросов вредных веществ в окружающую среду. Для контроля за выбросами загрязняющих веществ в окружающую среду устройства должны быть оснащены постоянно действующими автоматическими приборами, а при их отсутствии или невозможности применения должны использоваться прямые периодические измерения и расчетные методы. Эксплуатация энергоустановок с устройствами, не обеспечивающими соблюдение установленных санитарных норм и природоохранных требований, запрещается.

Снизить выбросы вредных веществ можно уменьшением количества дымовых газов, образующихся в процессе горения топлива; очисткой продуктов сгорания от вредных примесей перед выбросом в атмосферу. Очистка дымовых газов требует значительных капитальных затрат и увеличивает эксплуатационные расходы. В этой связи очистка дымовых газов от токсичных примесей в настоящее время применяется редко и не может быть рекомендована для действующих теплоэнергетических предприятий.

При правильном топочном процессе снижается содержание оксида углерода в продуктах сгорания топлива. Так, при сжигании газа и мазута выброс СО не более 0,05 %, а при тщательном регулировании процесса - до 0,01 %.

Таким образом, основным средством уменьшения загрязнения воздуха канцерогенными веществами является обеспечение максимальной полноты сгорания топлива. Для уменьшения концентрации продуктов сгорания в зоне выброса производят рассеивание их в атмосфере. Однако само по себе рассеивание не решает проблем загрязнения окружающей природной среды. Поэтому, прежде всего, необходимо принимать все меры к уменьшению выбросов в атмосферу.

Около половины вредных выбросов в воздушный бассейн дают котельные, причем, чем меньше котельная, тем больший вред она наносит окружающей среде ввиду применения меньшего количества возможных мероприятий по защите окружающей среды из-за экономической нецелесообразности большинства из них.

В нашем случае излучатели работают на газообразном топливе, тогда они могут выбрасывать в атмосферу в составе дымовых газов следующие соединения: окись углерода, диоксид углерода, оксиды азота.

Повышение содержания в атмосфере диоксида углерода приводит к возникновению парникового эффекта, т.е. повышению температуры атмосферы Земли, что приводит к таянию льдов на полюсах Земли и повышению, в свою очередь, уровня мирового океана и всеобщему изменению климата на планете. Основными мероприятиями по снижению уровня выбросов диоксида углерода в атмосферу являются: утилизация, более экономичное сжигание топлива и применение более широко альтернативных источников энергии. Основным мероприятием является выбор такого режима горения топлива, при котором будет его полное сгорание.

Снижения фоновых концентраций загрязняющих веществ можно добиться путем правильной настройки работы горелок излучателей при пусконаладочных работах.

2.1 Решения по охране окружающей природной среды

Охрана атмосферного воздуха

В дымовых газах при работе котлов на природном газе содержатся вредные вещества NO2, СО.

Мероприятиями по охране атмосферы предусмотрено снижение концентрации вредных веществ в приземном слое путем рассеивания дымовых газов на определенной высоте с помощью дымовой трубы.

Вывод: Максимальные концентрации всех веществ не превышают предельно допустимых норм.

; . (5.1)

Согласно расчету по условиям рассеивания в атмосфере вредных веществ высота дымовой трубы принимается 31,00 м.

Защита окружающей среды от загрязнения производственными и хозбытовыми сточными водами

Бытовые сточные воды поступают в септик, где происходит отстаивание и перегнивание органических веществ. Контроль за работой септика сводится к определению взвешенных веществ и активной реакции среды.

При нормальной работе септика концентрация взвешенных веществ должна снижаться в процессе очистки на 70 - 70%, а РН - находиться в пределах 6,5ч7,5.

Осветленная сточная вода по трубопроводу направляется в колодец-накопитель, откуда вывозятся спецтранспортом в места, отведенные РайСЭС.

Все сооружения системы канализации, смотровые колодцы приняты из сборных железобетонных элементов с герметической заделкой стыковых соединений, предотвращающих загрязнение почвы сточными водами.

Система канализации принята с условием обеспечения мероприятий, исключающих загрязнение воздуха, почвы и водоемов.

Оценка воздействия на земельные ресурсы, почвенно-растительный покров и животный мир

В период строительства газопровода будет происходить кратковременное воздействие на земельные ресурсы. Это воздействие связано с изъятием земель, механическим нарушением почвенно-растительного покрова, изменением рельефа и геохимическим загрязнением.

При подготовке полосы временного отвода при прокладке газопровода (подвозка труб, сварка, снятие и перемещение плодородного слоя) происходит нарушение поверхностного слоя почвы. Более глубокое нарушение почвы происходит при разработке траншеи под укладку трубопровода.

Для почвенного покрова нарушение при работе строительной техники может заключаться в изменении структуры почв, приводящем к их полной или частичной деградации. В целом последствия механического нарушения почвенно-растительного покрова могут проявляться в виде активизации водной и ветровой эрозии.

Геохимическое загрязнение территории проектируемого объекта связано с выбросами в атмосферу от строительной техники, с возможными разливами горюче-смазочных материалов.

После проведения строительно-монтажных и земляных работ из полосы временного отвода земли убирается строительный мусор, вывозятся все временные устройства, проводится рекультивация земель.

Общая площадь технической рекультивации составляет 3423 мІ. После прохода строительного потока уложенный в траншею трубопровод засыпают. На участках, где траншеи разрабатываются вручную, непосредственно в местах пересечения с существующими коммуникациями, рекультивация проводится вручную, верхний плодородный слой складируется в одну сторону от траншеи, нижний минеральный - в другую. Засыпают в обратном направлении.

В период эксплуатации газопровода негативное воздействие на природные компоненты будет сведено к минимуму.

Механическое воздействие на почвенно-растительный покров на этой стадии будет исключено. Временная строительная полоса будет ликвидирована, а земли, отводимые под нее, рекультивированы. Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, образующиеся при эксплуатации объекта, являющиеся в процессе эксплуатации источником химического загрязнения почвы не окажут существенного влияния на состояние почвенно-растительного покрова.

Воздействие на животный мир имеет косвенный характер и проявляется в изменении условий мест обитаний животных, а также работающие на строительстве механизмы являются источниками шумового воздействия на обитающих животных. Прямое воздействие на животный мир связано с присутствием людей, что может отпугивать отдельные виды животных на период строительства газопровода. Негативное воздействие на животный мир временное. Шумовое воздействие ограничивается территорией строительства. Рекультивация нарушенных при строительстве земель имеет целью восстановление условий обитания животных.

Воздействие отходов

В период подготовки и строительства газопровода образуются отходы производства (строительства) и бытовые отходы.

Бытовые отходы рассчитываются по формуле:

N=0,33Чn (5.2)

где 0,33 мі/год - норматив образования бытовых отходов на одного работающего;

n - число работающих.

N=0,33Ч68 = 22,44 мі/год

Таблица 5 - Отходы строительства газопровода

Наименование отхода	Класс опасности	Способ сборки отходов
Лом черных металлов	ЙV	Собираются в металлические контейнеры
Древесные опилки	ЙV	Собираются в металлические контейнеры
Ветошь промасленная	ЙV	Собираются в металлические контейнеры

Лом черных металлов вывозится на предприятия вторчермета, древесные опилки - на деревообрабатывающий комбинат, ветошь утилизируется в местах, отведенных РайСЭС. Выполнение природоохранных мероприятий по сбору, утилизации и размещению отходов, образующихся от проектируемого объекта, позволят максимально снизить негативное воздействие на окружающую природную среду.



3. Подбор оборудования ГРП

3.1 Расчет регуляторов давления для ШРП

Газопровод от точки врезки, шкафной газораспределительный пункт и газопровод от газораспределительного пункта до ул. Молодежной запроектированы с учетом перспективного строительства, согласно схеме газоснабжения.

В настоящее время ГРП сооружаются, как правило, по типовым проектам или применяются шкафные (блочные) ГРП полной заводской готовности.

Газорегуляторные пункты шкафные предназначены для редуцирования природных углеводородных и других неагрессивных газов с высокого или среднего давления на требуемое и снабжение газом требуемого давления жилых, коммунально-бытовых зданий, промышленных и сельскохозяйственных объектов.

ГРП шкафной ГСГО представляет собой металлический шкаф с теплоизоляцией. В шкафу размещено технологическое оборудование. Для удобства обслуживания в шкафу с двух сторон имеются двери обеспечивающие доступ к технологическому оборудованию. Для обогрева ГРП шкафного ГСГО в холодное время года предназначен обогреватель, газ к которому подводится по газопроводу.

Технологическое газовое оборудование ГРП шкафного ГСГО состоит из двух линий редуцирования: основной и резервной. Максимальная производительность одной линии -- 5200 мі/ч. Газ через кран или поступает к фильтру, или очищается от механических примесей и поступает к клапану предохранительно-запорному предназначенному для автоматического отключения подачи газа в случае повышения или понижения давления после регулятора сверх установленного.

Через клапан газ поступает к регулятору давления, предназначенному для снижения давления газа и поддержания его в заданных пределах. От регулятора давления через кран газ поступает к потребителю. Для определения перепада давления до и после фильтра предусмотрены трехлинейные краны, служащие для присоединения дифманометра.

Манометры служат для контроля давления в основной и резервной линиях. Краны предназначены для перекрытия линий редуцирования. На импульсных линиях установлены краны, предназначенные для настройки клапанов.

Для отключения импульсного газопровода при ремонте клапанов служат краны. Сбросной клапан предназначен для аварийного сброса газа. Кран служит для настройки порога срабатывания клапана сбросного. Для продувки участков газопроводов «на свечу» после первого отключающего устройства предназначены краны. Вентиль и регулятор обеспечивают поступление газа требуемого давления к обогревателю ОГ.

Пропускная способность регулятора давления определяется по одной из приведенных ниже формул:

- для докритической области истечения газа

Qo=5260ЧKvЧеЧ (6.1)

Для критического режима истечения газа, т.е. при соблюдении неравенства

(6.2)

где Qo - пропускная способность регулятора давления, мі/ч;

Кv - коэффициент пропускной способности регулятора;

е - коэффициент, учитывающий изменение плотности газа при движении через дроссельный орган регулятора;

Р1чР2 - абсолютное давление газа до и после регулятора, МПа;

со - плотность газа при нормальных условиях, кг/мі;

Т1 - температура газа перед регулятором, °К;

Z1 - коэффициент, учитывающий сжимаемость газа, при Р1 до 1,2 МПа принимается равным 1.

Если в паспортных данных регулятора приведена величина расхода газа при максимальном давлении с соответствующей плотностью, то при других значениях Р -- входного давления и 0 -- плотности пропускная способность регулятора может быть определена по формуле (6.3)

, (6.3)

Расчет производят в следующей последовательности.

Определяется режим движения газа, исходя из величины начального и конечного давления газа на регуляторе.

Определяется коэффициент расхода регулятора, по формулам (6.1) и (6.2).

Подбираем регулятор давления, обладающий близким по значению коэффициентом расхода Кv.

Определяется пропускная способность подобранного регулятора при исходных значениях начального и конечного давления газа перед ним. Определяется загрузка регулятора или запас пропускной способности по сравнению с производительностью ШРП. Согласно СНиП 42-01-2002 этот запас должен составлять не менее 15% - 20%.

Для снижения давления газа до низкого (потребители - одноквартирные жилые дома) и поддержания его на заданном уровне в проекте предусмотрена установка шкафного газорегуляторного пункта ГСГО-М. Расчетный расход газа на 80 одноквартирных жилых домов с учетом коэффициента одновременности и КПД котла 92% расход газа 443,5 м3/ч.

Вmax=1.2 443.5 = 532.2 м3/ч. (6.4)

ХАРАКТЕРИСТИКИ ГСГО-М:

Регулятор давления РДБК 1-50-35;

Максимальное входное давление - 1,2 МПа;

Диапазон настройки давления газа на выходе - 1-4 кПа;

Пропускная способность ГСГО - М в зависимости от входного давления:

Рвх = 0,1 МПа, Вг = 700,0 нм3/ч.

Выходное давление в газорегуляторном пункте настроить 280 кгс/м2 (2,8 кПа).

Молниезащита ГСГО выполнена по II категории в соответствии с требованиями РД 34.21.122-87.

Защита от прямых ударов молнии запроектирована отдельностоящим стержневым молниеотводом. Молниеотвод соединить токоотводом из стальной полосы 40х4 заземляющим устройством из 3-х вертикальных электродов, расположенных на расстоянии 5 м друг от друга и соединенных между собой также полосовой сталью 40х4. Величина импульсного сопротивления заземляющего контура должна быть не более 10 Ом.

Все соединения в цепи выполнить электродуговой сваркой по ГОСТ 5264-80.

Молниеприемник, молниеотвод, токоотвод для предохранения от коррозии окрасить черной эмалью ПФ за 2 раза.

Выбор фильтра

Пропускная способность фильтра должна определяться исходя из максимального допустимого перепада давления на его кассете, что должно быть отражено в паспорте на фильтр.

Фильтры, устанавливаемые в ГРП (ГРУ) для защиты регулирующих и предохранительных устройств от засорения механическими примесями, должны соответствовать данным, приведенным в таблице 6.

Таблица 6 - Выбор фильтров для защиты регулирующих и предохранительных устройств

Параметр	Значение параметра
Давление на входе (рабочее), МПа	0,3(3); 0,6(6); 1,2(12)
Максимально допустимое падение давления на кассете фильтра, даПа:
сетчатого	500 (500)
висцинового	500 (500)
волосяного	1000 (1000)

3.2 Выбор предохранительного запорного клапана -- ПЗК

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

Выбранный ПЗК должен обеспечивать герметичное закрытие подачи газа в регулятор в случае повышения или понижения давления за ним сверх установленных пределов.

Выбор предохранительного сбросного клапана -- ПСК

Количество газа, подлежащего сбросу ПСК, следует определять:

- при наличии перед регулятором давления ПЗК -- по формуле (6.5)

, (6.5)

где Q - количество газа, подлежащее сбросу ПСК в течение часа, м3/ч, при t = 0 °С и Рбар=0,10132 МПа;

Qd - расчетная пропускная способность регулятора давления, м3/ч, при t = 0 °С и Рбар=0,10132 МПа;

- при отсутствии перед регулятором давления ПЗК -- по формулам (6.6) и (6.7);

- для регуляторов давления с золотниковыми клапанами

, (6.6)

- для регулирующих заслонок с электронными регуляторами

. (6.7)

При необходимости установки в ГРП (ГРУ) параллельно нескольких регуляторов давления количество газа, подлежащего сбросу ПСК, следует определять по формуле (6.8)

, (6.8)

где Q1 - необходимое суммарное количество газа, подлежащее сбросу ПСК в течение часа, м3/ч, при t = 0 °С и Рбар = 0,10132 МПа;

n - количество регуляторов, шт.;

Q - количество газа, подлежащее сбросу ПСК в течение часа каждым регулятором, м3/ч, при t = 0 °С и Рбар = 0,10132 МПа.

Пропускную способность ПСК следует определять по данным заводов-изготовителей или расчетам.

3.3Выбор внутридомового настенного газового котла

Помещения, предназначенные для установки газоиспользующего оборудования, должны отвечать требованиям СНиП 42-01 и других нормативных документов.

В помещении, где устанавливается отопительное газоиспользующее оборудование, в качестве легкосбрасываемых ограждающих конструкций допускается использование оконных проемов, остекление которых должно выполняться из условия: площадь отдельного стекла должна быть не менее 0,8 м2 при толщине стекла 3 мм, 1,0 м2 при -- 4 мм и 1,5 м2 при -- 5 мм.

Рекомендуется для помещений, предназначенных для установки отопительного газоиспользующего оборудования, соблюдать следующие условия:

- высота не менее 2,5 м (2 м -- при мощности оборудования менее 60 кВт);

- естественная вентиляция из расчета: вытяжка -- в объеме 3-кратного воздухообмена в час; приток -- в объеме вытяжки и дополнительного количества воздуха на горение газа. Для оборудования мощностью св. 60 кВт размеры вытяжных и приточных устройств определяются расчетом;

- оконные проемы с площадью остекления из расчета 0,03 м2 на 1 м3 объема помещения и ограждающие от смежных помещений конструкции с пределом огнестойкости не менее REI 45 -- при установке оборудования мощностью св. 60 кВт или размещении оборудования в подвальном этаже здания независимо от его мощности;

- выход непосредственно наружу -- для помещений цокольных и подвальных этажей одноквартирных и блокированных жилых зданий при установке оборудования мощностью св. 150 кВт в соответствии с требованиями МДС 41-2.

В жилых зданиях рекомендуется установка бытовых газовых плит в помещениях кухонь, отвечающих требованиям инструкций заводов-изготовителей по монтажу газовых плит, в том числе и в кухнях с наклонными потолками, имеющих высоту помещения в средней части не менее 2 м, при этом установку плит следует предусматривать в той части кухни, где высота не менее 2,2 м.

При установке вышеуказанного оборудования на пол с деревянным покрытием последний должен быть изолирован несгораемыми материалами, обеспечивая предел огнестойкости конструкции не менее 0,75 ч. Изоляция пола должна выступать за габариты корпуса оборудования на 10 см.

Расстояние от выступающих частей газоиспользующего оборудования в местах прохода должно быть в свету не менее 1,0 м.

Классификацию настенных котлов можно провести по следующим критериям:

1)Мощность.

2) Количество контуров:

- одноконтурные (обеспечивают только отопление),

- двухконтурные (помимо отопления еще "отвечают" и за приготовление горячей воды).

В свою очередь по способу приготовления горячей воды двухконтурные котлы делятся на котлы с бойлером и модели, где горячая вода готовится проточным способом.

3) Способ удаления отходящих газов:

- с естественной тягой ("камин"),

- с принудительной тягой ("турбо").

4) Тип розжига:

- электронный розжиг,

- пьезорозжиг.

Для подбора мощности воспользуемся соотношением - 1 кВт мощности котла требуется для обогрева примерно 10 м2 хорошо утепленного помещения при высоте потолков до 3 м.

В зданий, где требуется только отопление, подойдет более дешевый одноконтурный котел.

Если вам нужно еще и горячее водоснабжение, то возможны варианты.

В случае, когда потребности в горячей воде не очень велики (порядка 10 - 15 л/мин при нагреве на 30 0С), то устанавливаем двухконтурный котел проточного типа.

По способу удаления продуктов сгорания возможны следующие варианты:

присоединение котла к дымовой трубе (камин)

коаксиальный горизонтальный отвод (турбо)

коаксиальный вертикальный отвод (турбо)

присоединение котла к дымовой трубе с дымовым каналом (турбо)

двухтрубчатый вертикальный отвод (турбо)

двухтрубчатый отвод - подача сжигаемого воздуха через стену (турбо)

В этих котлах удаление отходящих газов происходит с помощью вентилятора, встроенного в котел. Такие модели идеальны для помещений без традиционного дымохода, так как продукты сгорания в этом случае выводятся через специальный коаксиальный дымоход, для которого достаточно сделать только отверстие в стене. Коаксиальный дымоход еще часто называют "труба в трубе". По внутренней трубе такого дымохода продукты сгорания выводятся на улицу с помощью вентилятора, а по внешней поступает воздух. Кроме того, эти котлы не сжигают кислород в помещении, не требуют дополнительного притока холодного воздуха в здание с улицы для поддержания процесса горения, позволяют снизить капиталовложения при установке, т.к. не нужно изготавливать дорогостоящий традиционный дымоход, вместо которого с успехом используется короткий и недорогой коаксиальный.

Для модели с пьезорозжигом, запуск котла придется осуществлять вручную, нажатием кнопки. В случае же с электронным розжигом, котел запускается автоматически. Кроме того, котлы с электророзжигом экономичнее, т.к. отсутствует запальник с постоянно горящим пламенем. Еще один плюс этих котлов - при временном прекращении электропитания котел автоматически включится при возобновлении подачи электроэнергии, а модель с пьезорозжигом придется включать вручную.



4.Автоматизация

4.1 Основные положения

Автоматическому регулированию подлежат те элементы технологического процесса, правильное ведение которых способствует повышению экономичной работы оборудования. Необходимость комплексной автоматизации энергосистем подтверждается прежде всего тем, что она позволяет на 15-20 % снизить расходы энергии.

Автоматизация технологических процессов в общем случае выполняет следующие функции: регулирование (в частности стабилизация) параметров; контроль и измерение параметров; управление работой оборудования и агрегатов; учет расхода производимых и потребляемых ресурсов.

Цель автоматизации систем газоснабжения состоит в наиболее эффективном решении задач отдельными ее звеньями без непосредственного вмешательства человека.