Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Расчетно-технический раздел

1.1 Исходные данные и характеристика объекта

Деревня Штанигурт - Штанигурт находится в умеренно-континентальной зоне. Зимы здесь не такие уж холодные. В общей сложности, за зиму мороз бывает 2-3 недели. В основном, температура не превышает 20-24С, а вот летом погода очень переменчива. В один день температура может достигать +35С, а уже на следующий опускается до 19-20С. Также наблюдается сильная разбалансировка температуры в разное время суток. тепловой газовый конструирование

В жилой застройке газифицируются одноэтажный жилой дом.

1.2 Расчет параметров газовой смеси

Для того чтобы определить параметры газовой смеси необходимо знать процентное содержание горючих и негорючих элементов газовой смеси месторождения Солоховское и их характеристики. Процентное содержание горючих и негорючих элементов выбираем в соответствии с месторождением, а их характеристики выбираем из табл. 1.2.1.

Таблица 1.2.1 - Характеристики составляющих газовой смеси месторождения Шебелинское

Формула	CH4	C2H6	C3H8	С4Н10	С5Н12	СО2	N2
Название	Метан	Этан	Пропан	Бутан	Пентан	Диоксид углерода	Азот
Процентное содержаниеVi, кг/м3	93,3%	4%	0,6%	0,4%	0,3%	0,1%	1,3%
Плотность газа pт,кг/м3	0,7168	1,356	2,019	2,7	3,221	1,976	1,2505
Низшая теплота сгорания Qн кДж/ м3	35840	63730	93370	123770	143340	12640	-
Высшие пределы взрываемости,Lв %	15	12,5	9,5	8,6	8	74,2	-
Низшие пределы взрываемости,Lн, %	5,3	3	2,2	1,9	1,3	12,5	-

Для дальнейших расчетов необходимы следующие величины: плотность газовой смеси месторождения коэффициент плотности, относительная плотность по воздуху, теплота сгорания данной смеси, пределы взрываемости.

Плотность газовой смеси - масса газа в единице объема. Зная состав газовой смеси и плотность ее отдельных компонентов по закону аддитивности, определяем среднюю плотность газовой смеси по формуле, кг/м3:

	(1.2.1)

где

Pcм - плотность газовой смеси при нормальных условиях, кг/м3;

p1,p2…pn - плотность компонентов газовой смеси, кг/м3;

V1,V2…V - содержание компонентов в смеси, %;

0,01 - количество составляемой газовой смеси;

Для сравнения при нормальных условиях плотности газовой смеси с плотностью воздуха вводят относительную плотность газовой смеси по воздуху:

,	(1.2.2)

где

см - плотность газовой смеси при нормальных условиях, кг/м3;

в - плотность воздуха при нормальных условиях, кг/м3, в = 1,29 кг/м3;

Теплота сгорания газовой смеси - это количество тепла, которое выделяется при сжигании единицы объема газовой смеси. Различают высшие и низшие пределы сгорания. Высшая теплота соответствует условию, при которых вода, топливо выделяется в виде жидкости, но это условие не является теоретическим, т.к. на практике вода под действием тепла превращается в пар, при этом выделяется низшая теплота сгорания.

Расчет низшей теплоты сгорания по закону аддетивности производится по следующей формуле, МДж/м3

	(1.23)

где

_{- низшая теплота сгорания компонентов смеси, МДж/м3;}

V1,V2…Vn - содержание компонентов газовой смеси, %;

N - количество компонентов газовой смеси.

Для процесса горения газовоздушной смеси необходимо, чтобы количество газа и воздуха в газовоздушной смеси было в определенных пределах. Различают нижний и верхний пределы взрываемости. Низший предел взрываемости соответствует минимальному содержанию горючих компонентов, при котором газовоздушная смесь способна воспламеняться без подвода тепла из вне, верхний предел соответствует максимальному содержанию горючего компонента, при котором газовоздушная смесь ещё остаётся горючей без подвода тепла из вне.

Расчет пределов взрываемости газовоздушной смеси производится по следующей формуле, %:

,	(1.2.4)

где

LH(B) - придел взрываемости (высший, низший) без учета балласта; %

Нижний предел взрываемости без учета балласта:

	(1.2.5)

Верхний предел взрываемости без учета балласта:

	(1.2.6)

Балласт- это не горючая часть топлива. При содержании балласта в газовой смеси выше определенных пределов газовоздушной смеси не воспламеняется при любых соотношениях газа и воздуха.

К балласту газообразного топлива относят диоксид углерода, водяной пар и азот. Расчет доли балластных примесей определяется по следующей формуле:.

, %	(1.2.7)

где

_{,б - доля негорючих элементов в газовой смеси (балласт);}

_{VN2 - процентное содержание негорючего компонента смеси - азот,%;}

_{VCO2 - процентное содержание негорючего компонента смеси диоксида углерода, %;}

VH2 - процентное содержание негорючего компонента смеси - H2S,%;

б =0,01(1,3+0,1)=0,014%

Пределы взрываемости с учетом балласта определяют по формуле, %:

	(1.2.8)

где

_{- Низший (высший) придел взрываемости с учетом балласта, %;}

_{- низший(высший) придел взрываемости с учетом балласта, %;}

б - доля негорючих элементов в газовой смеси (балласт);

Нижний предел взрываемости с учетом балласта:

Верхний предел взрываемости с учетом балласта:



Вывод: С учётом балласта границы пределов взрываемости увеличиваются.

1.3 Расчёт расходов газа потребителями низкого давления

Расход количества тепла на одно здание определяется по следующей формуле, м3/ч:

,	(1.3.1)

где

_{1,1;0,7 - безразмерный коэффициент;}

_Vзд - объем здания, м3;

_{tв - температура внутреннего воздуха в помещении, оС;}

_{tн - температура наружного воздуха наиболее холодной пятидневки, оС;}

Qн - теплотворная способность газа, кДж/м3

Qобщ=41,95 м3

Объем здания определяется по следующей формуле, м3:

,	(1.3.2)

где

_{а - длина здания, м;}

_в - ширина здания, м,

h - высота этажа, м.

Расчетный расход газа не должен быть больше 3% от общего часового потребления газа села

,	(1.3.3)

где

_{Qобщ - общее часовое потребление газа села для потребителей низкого давления, м3/ч;}

- Расчетный расход газа на ГРП, м3/ч

Вывод: Неравенство выполняется, т.е. расчетный расход газа ГРП меньше 3% от общего часового потребления газа села для потребителей низкого, следовательно, расчетные расходы рассчитаны верно.

1.4 Выбор, обоснование и конструирование системы газоснабжения

Для газификации поселка принята тупиковая система газоснабжения. Для газопровода подобраны оптимальные диаметры труб в соответствии с расчётным расходом газа жилой застройки. Общая протяженность сетей газоснабжения составило 360,63 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 [3].

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 электросварные прямошовные и спиралешовные 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.

Соединительные части и детали для систем газоснабжения следует предусматривать из спокойной стали (литые, кованые, штампованные, гнутые или сварные). 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 выполнена подземно в колодцах.

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, не менее:

- для газовой плиты с 2 горелками - 8 м3;

- для газовой плиты с 4 горелками - 15 м3.

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

1.5 Гидравлический расчет распределительного газопровода

Цель гидравлического расчета - подбор оптимальных диаметров расчетных участков газовой сети способных обеспечивать заданный расход газа к различным потребителям.

Диаметры газопроводов определяют посредством гидравлического расчета, исходя из условия обеспечения бесперебойного снабжения газом всех потребителей в часы максимального его потребления. При проектировании газопроводов определяют диаметр труб на основе значений расчетного расхода газа и удельных потерь давления. При реконструкции газопроводов по заданым значениям диаметров и новым расходам газа определяют потери давления.

Сопротивление движению газа в трубопроводе складывается из линейных сопротивлений трения и местных сопротивлений. Сопротивление трения имеется по всей длине трубопровода. Местные сопротивления образуются в местах изменения скорости и направления движения газа.

Источниками местных сопротивлений являются: переходы с одного размера газопровода на другой, колена, отводы, тройники, крестовины, компенсаторы, запорная, регулирующая и предохранительная арматура, сборники конденсата, гидравлические затворы и другие устройства, приводящие к сжатию, расширению и изгибу потоков газа.

По известным расчетным расходам газа, по участкам сети и заданному расчетному перепаду давления, рассчитываем диаметры участков.

Определяем все пути от начальной точки сети до конечных. Для тупиковых сетей число путей равно числу конечных точек. Любой путь начинается с концевого узла и прослеживается по последовательно соединенным участкам при обходе их против потока, т.е. от конечной к начальной точке.

Определяем отношение расчетного перепада давления к длине выбранного пути с учетом коэффициента местных сопротивлений. Потери на местные сопротивления принимают равными 10% от потерь на трение.

Расчет начинаем с самого протяженного пути, Па/м:

	(1.5.1)

где

_{- длина пути, м;}

- перепад давления, Па;

1,1 - коэффициент местных сопротивлений, полученный путем увеличения длины пути газопровода на 10%.

С учетом всех имеющихся данных определяем диаметры участков сети. Результаты вычислений вносим в таблицу 1.5.1.

Таблица 1.5.1 - Гидравлический расчет тупикового газопровода низкого давления

Номер участка	l, м	Qр , м3/ч	, Па/м	dн, мм	, Па/м	, Па
1-2	10	35,812	1,136	110 10	1,3	13
2-3	30	19,642		110 10	1,2	36
3-7	200	19,642		110 10	1,3	260
1-2	10	35,812		110 10	1,3	13
2-4	87	16,17	1,298	110 10	1,3	113,1
4-6	112	10,66		635,8	1,3	145,6
1-2	10	35,812	2,548	11010,0	2,6	26
2-4	87	16,17		635,8	2,6	226,2
4-5	10	1,12		623,0	2,6	25

= , Па

Определяем степень использования расчетного перепада давления по следующей формуле:

	(1.5.2)

где

_{- перепад давления, Па;}

- сумма фактических потерь давления на выбранном направлении, Па.

Если невязка больше 10%, то необходимо поменять диаметры одного или нескольких участков направлений. Если - диаметры увеличивают, начиная с участков с наибольшими фактическими потерями давления. Если - диаметры уменьшают, начиная с участков с наименьшими фактическими потерями давления.

Вывод: Степень использования расчетного перепада давления на всех путях получилась меньше 10%, следовательно, диаметры подобраны и расчеты выполнены правильно.

1.6 Подбор отопительного оборудования для жилого дома

Проект отопления любого объекта, будь то производственный комплекс или же небольшой загородный дом начинается с теплотехнического (теплового) расчета.

Теплотехнический расчет (тепловой расчет / расчет тепловых потерь) -- первоочередной документ для решения задачи теплоснабжения здания. Он определяет минимальную потребность объекта в тепловой энергии, затраты тепла каждого помещения, годовое и суточное потребление топлива.

При выполнении теплового расчета учитывается целый ряд характеристик объекта:

1. Тип объекта (многоэтажное или одноэтажное здание, производственное, административное или складское помещение, частный дом и пр.).

2. Архитектурная часть (размеры наружных стен, полов, крыши, размеры оконных и дверных проемов).

3. Температурные режимы в каждом помещении (по умолчанию принимается по СНиП 2.04.05-91)

4. Конструкции наружных стен, полов, крыши (толщина, тип применяемых материалов и утепляющих прослоек).

5. Функциональное назначение помещений (производственное, административное, складское, бытовое или жилое).

6. Специальные данные (в зависимости от назначения объекта). Например, продолжительность отопительного сезона, количество работающих в смену, чи,сло рабочих дней в году и т.д.

7. Число точек разбора горячей воды, количество человек, постоянно работающих в смену или проживающих в доме.

Для определения минимальной необходимой мощности отопительных систем можно воспользоваться упрощенной формулой расчета, кВт/час:

,	(1.6.1)

где

_{Qт - тепловая нагрузка на помещение, кВт/час;}

V - Объем обогреваемого помещения (ширина х длина х высота), м3;

?T - разница между температурой воздуха вне помещения и необходимой температурой внутри помещения, °С;

К - Коэффициент тепловых потерь строения, зависящий от типа конструкции и изоляции помещения: К=3,0-4,0 - без теплоизоляции (упрощенная деревянная конструкция или конструкция из гофрированного металлического листа);

К=2,0-2,9 - небольшая теплоизоляция (упрощенная конструкция здания, одинарная кирпичная кладка, упрощенная конструкция окон и крыши);

К=1,0-1,9 - средняя теплоизоляция (стандартная конструкция, двойная кирпичная кладка, небольшое число окон, крыша со стандартной кровлей); К=0,6-0,9 - высокая теплоизоляция (улучшенная конструкция, кирпичные стены с двойной теплоизоляцией, небольшое число окон со сдвоенными рамами, толстое основание пола, крыша из высококачественного теплоизоляционного материала).

860 - перевод в кВт/час

кВт/час

Однако такой расчет не учитывает различия тепловых потерь в зависимости от размещения помещений, утепления и типа ограждающих конструкций. Так, угловые помещения требуют больше тепла, как и помещения с высокими потолками и большими окнами. В то же время, помещения, не имеющие внешних ограждений, несут минимальные тепловые потери. Поэтому для более точного расчета минимальной тепловой мощности желательно применять следующую формулу, кВт/час:

,	(1.6.2)

где

_{100 - удельная величина тепловых потерь (65-80 ватт/ м2). В нее входят утечки тепловой энергии путем ее поглощения окнами, стенами, потолком полом; утечки через вентиляцию и негерметичности помещения и другие утечки, Вт/ м2;}

S - площадь помещения, м2;

K1 - коэффициент тепловых потерь окон: обычное остекление К1=1,27; двойной стеклопакет К1=1,0; тройной стеклопакет К1=0,85;

К2 - коэффициент тепловых потерь стен: плохая теплоизоляция К2=1,27; стена в 2 кирпича или утеплитель 150 мм толщиной К2=1,0; хорошая теплоизоляция К2=0,854

К3 - коэффициент соотношения площадей окон и пола: 10% К3=0,8; 20% К3=0,9; 30% К3=1,0; 40% К3=1,1; 50% К3=1,2;

K4 - коэффициент наружной температуры: -10oC K4=0,7; -15oC K4=0,9; -20oC K4=1,1;

-25oC K4=1,3; -35oC K4=1,5;

K5 - число стен, выходящих наружу: одна - К5=1,1; две К5=1,2; три К5=1,3; четыре К5=1,4;

К6 - тип помещения, которое находится над отапливаемым: холодный чердак К6=1,0;

теплый чердак К6=0,9; отапливаемое помещение К6-0,8;

K7 - высота помещения: 2,5 м К7=1,0; 3,0 м К7=1,05; 3,5 м К7=1,1; 4,0 м К7=1,15; 4,5 м К7=1,2.

кВт/час

1.7 Гидравлический расчет внутридомового газопровода

Расчет начинаем с участка наиболее отдаленного от места газового ввода по следующей формуле, м3 /ч:

Qкв = K0 . Q ном . Ni ,	(1.7.1)

где

_{K0 - коэффициент одновременности работы однотипных приборов или однотипных групп приборов.}

_{Q ном - номинальный часовой расход газа прибором м3 /ч.}

Ni - Число однотипиных приборов или групп приборов, шт.

Qкв1-2 = 1 • 1,000 • 1,25 = 1,25 м3 /ч

Qкв 4-5 = 0,85 • 2 • 2,64 = 4,5 м3/ч

Qкв 3-4 = 3 • 1,000 • 1,25 = 3,75 м3/ч

Аналогично производим расчет для других участков сети, расчетные данные сводим в таблицу 1.7.2 ст. 2.

Предварительно задаем диаметры участков: результаты сводим в таблицу 1.7.2 ст.3

Минимальный диаметр газопроводов устанавливается требованиями нормативных документов в зависимости от вида газопроводов:

1) подводка к прибору - dу=15 мм;

2) газовый стояк - dу=20 мм;

3) подземный дворовой газопровод при газификации:

а) индивидуального жилого дома - dу=32 мм;

б) жилой группы из многоквартирных домов - dу=50 мм.

уч-ок1-2: 0,765 < 2,4 = 15 мм

уч-ок2-3: 1,25м < 2,4 = 15 мм

уч-ок3-4: 2,01 < 2,4 = 15 мм

Аналогично производим подбор диаметров для других участков сети, результаты сводим в таблицу 1.7.2 ст. 2.

Определение длин участков газопровода. Длины участков замеряются по этажному плану и по аксонометрической схеме газопровода, результаты сводим в таблицу 1.7.2 ст.4.

Определение сумм коэффициентов местных сопротивлений для каждого участка.

Таблица 1.7.1 - Значение коэффициента местных сопротивлений на участках внутреннего газопровода

Участок	Вид местных сопротивлений	Значение коэф. Местных сопротивл.	Коэф. местных сопротивл.
1-2	Отвод гнутый 90 0 (9 шт.) Кран пробковый при ?15 Внезапное сужение	0,3 4 0,35	7,05
2-3	Внезапное сужение Отвод гнутый 90 0 (4 шт.) Тройник проходной (2 шт) Кран пробковый при ?20	0,35 0,3 1 2	5,55
3-4	Отвод гнутый 90 0 (4 шт.) Кран пробковый при ?25	0,3 2	3,2

Эквивалентные длины определяем по справочнику в зависимости от расчетного расхода газа в квартирах и диаметров на участках внутридомового газопровода. Найденные значения сводим в таблицу 1.7.2 ст.6.

Определяем эквивалентные длины местных сопротивлений по следующей формуле, м:

экв =	(1.7.2)

где

_{- сумма коэффициентов местных сопротивлений;}

Lэкв - эквивалентная длина, м

экв 1-2 = 7,05 • 0,5 = 3,525 м

экв 2-3 = 5,55 • 0,55 = 3,052 м

экв 3-4 = 3,2 • 0,75 = 2,4 м

Аналогично производим расчет для других участков сети, расчетные данные сводим в таблицу 1.7.2 ст. 7.

Определяем расчетные длины участков по формуле, м:

Lр = Lф + экв ,	(1.7.3)

где Lф - длина газопровода фактическая, м

экв - эквивалентная длина местных сопротивлений, м

Lр3-4 = 11,5 + 2,4 = 13,9 м

Lр2-3 = 6,5 + 3,052 = 9,552 м

Lр1-2 = 16 + 3,525 =19,525 м

Аналогично производим расчет для других участков сети, расчетные данные сводим в таблицу 1.7.2 ст. 8.

Определение удельных потерь давления на участке внутреннего газопровода. Удельные потери давления определяем по справочнику в зависимости от расчетного расхода газа в квартирах и диаметров на участках внутридомового газопровода. Найденные значения сводим в таблицу 1.7.2 ст.9.

Определение потерь давления на участке, Па:

?р =,	(1.7.3)

где

_{- удельные потери давления на участке внутреннего газопровода, Па/м;}

Lр - Расчетные длины участков, м

? р1-2 = 2,79 + 48 = 50,79 Па

? р2-3= 0 + 45,5 = 45,5 Па

? р3-4 = 4,47 + 18,4 = 22,87 Па

Аналогично производим расчет для других участков сети, расчетные данные сводим в таблицу 1.7.2 ст. 10.

Определяем разность геометрических отметок. ? Н - разность геометрических отметок начала и конца участка, считая по ходу движения газа определяется по аксонометрической схеме внутридомового газопровода. Полученные данные сводим в таблицу 1.7.2 ст. 11.

Определяем дополнительное избыточное давление (гидростатическое давление на участке) по формуле, Па:

РГСТ = + ? Н • g • (рв - рг),	(1.7.4)

где

_{рв - плотность воздуха при нормальных условиях, кг/ м3;}

_{рг - плотность реального газа при нормальных условиях, кг/м3;}

g - ускорение свободного падения, м/с2

РГСТ1-2 = 9,81 • 0,5 • (1,29-0,72) = 2,79 Па

РГСТ2-3 = 9,81 • 0 • (1,29-0,72) = 0 Па

РГСТ3-4 = 9,81 • 0,8 • (1,29-0,72) = 4,47 Па

Аналогично производим расчет для других участков сети, расчетные данные сводим в таблицу 1.7.2 ст. 12.

Определяем потери давления на участке с учетом гидростатического давления по формуле, Па:

? р = ? рГСТ + РГСТ	(1.7.5)

где

_{? рГСТ - потери давления на участке с учетом гидростатического давления, Па}

_{? р - потери давления на участке, Па}

РГСТ - гидростатическое давление на участке, Па

? р 1-2 = 4,49+5,164=9,65 Па

? р2-3= 4,92+5,164=10,08 Па

Аналогично производим расчет для других участков сети, расчетные данные сводим в таблицу 1.7.2 ст. 13.

Определяем суммарных потерь в газопроводе с учетом потерь давления в газопроводе и арматуре газовых приборов

Потери давления в газопроводе и арматуре газовых приборов:

- 40 - 60 Па - в газовых плитах;

- 80 - 100 Па - в газовых водонагревателях.

Таблица 1.7.2 - Гидравлический расчет внутридомового газопровода

№ участка	Qр, м3/ч	Dy, мм	L, м		Lэкв, м	экв, м	Lp, м	, Па/м	, Па/м
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1-2	1,25	5	16	7,05	0,5	3,525	19,525	3	48
2-3	4,5	20	6,5	5,55	0,55	3,052	9,552	7	45,5
3-4	3,75	5	11,5	3,2	0,75	2,4	13,9	1,6	18,4

Продолжение таблицы 1.5.2

№ участка	? Н, м	РГСТ, Па	? р, Па
10	11	12	13
1-2	0,5	2,79	50,79
2-3	0	0	45,5
3-4	0,8	4,47	22,87
Потери давления во внутридомовом газопроводе	119,16
Потери давления в трубах и арматуре	160
Суммарные потери давления во внутридомовом газопроводе	279,16

Вывод: Полученная суммарные потери давления получились меньше 500 Па, следовательно, расчет произведен верно.

1.8 Составление спецификации материалов и оборудования

Спецификация оборудования включает в себя основные (трубы) и вспомогательные материалы (лен, сурик, олифа, электроды и т.п.) и арматуру диаметром менее 50 мм.

Выбор материала и вида труб для строительства газопроводов производится из следующих условий:

1) транспортируемой среды: природный газ, сжиженный газ (паровая и жидкая фазы);

условного давления газа:

- низкое - до 5 кПа (0,005 МПа);

- среднее - свыше 0,005 до 0,3 МПа;

- высокое II категории - свыше 0,3 до 0,6 МПа;

- высокое I категории - свыше 0,6 до 1,2 МПа для природного газа и до 1,6 МПа для сжиженных углеводородных газов;

местоположения относительно земли:

- подземные (подводные);

- надземные (надводные);

- наземные (в земляных валиках, в каналах на сплошных подсыпках, в каналах полузаглубленного типа);

климатических условий (для наружных газопроводов):

расчетная температура наружного воздуха (принимается средняя температура наиболее холодной пятидневки);

5) температуры окружающей среды при сварке и при эксплуатации;

6) наличия вибрации при эксплуатации: ГРП, ГРУ, компрессорные и т. д.;

7) особых условий:

- районы с сейсмичностью до 7 баллов,

- районы с сейсмичностью свыше 7 баллов,

- грунты просадочные, пучинистые,

- подрабатываемые территории,

- карстовые явления.

Спецификацию материалов и оборудования см. Приложение А.

1.9 Построение продольного профиля газопровода

Продольные профили газопроводов изображают в виде разверток по осям газопроводов.

На продольном профиле газопровода наносят и указывают:

- поверхность земли (фактическую отметку земли - сплошной тонкой линией);

- уровень грунтовых вод (штрихпунктирной тонкой линией);

- пересекаемые автомобильные дороги, железнодорожные и трамвайные пути, кюветы, а также другие подземные и надземные сооружения в виде упрощенных

- контурных очертаний - сплошной тонкой линией, коммуникации, влияющие на прокладку проектируемых газопроводов, с указанием их габаритных размеров и высотных отметок;

- колодцы, коверы, эстакады, отдельно стоящие опоры и другие сооружения и конструкции газопроводов в виде упрощенных контурных очертаний наружных габаритов - сплошной тонкой линией;

- данные о грунтах;

- отметка верха трубы;

- глубину траншеи от проектной и фактической поверхности земли;

- футляры на газопроводах с указанием диаметров, длин и привязок их к осям дорог, сооружениям, влияющим на прокладку проектируемых газопроводов, или к пикетам;

- буровые скважины, газопроводы диаметром 150мм и менее допускается изображать одной линией.

Под продольным профилем газопровода помещают таблицу.

Допускается, при необходимости, дополнять таблицы другими строками, например, “Характеристика грунта: просадочность, набухание”, “коррозионность”.

Отметки дна траншеи под газопровод проставляют в характерных точках, например, в местах пересечений с автомобильными дорогами, железнодорожными и трамвайными путями, инженерными коммуникациями и сооружения, влияющими на прокладку проектируемых газопроводов.

Отметки уровней указывают в метрах с двумя десятичными знаками, длины участков газопроводов - в метрах с одним десятичным знаком, а величины уклонов - в промилле.

Принятые масштабы продольных профилей указывают над боковиком таблицы.

Линия условного горизонта проводится на расстоянии 12 см. от нижнего края листа и на 6-7 см. от левого края. Ниже линии условного горизонта строится сетка продольного профиля, размеры и названия граф которой берем в соответствии с ГОСТ 21.610-85 по форме 1.

Графы сетки профиля при проектировании линейного сооружения заполняются в следующем порядке. Вначале заполняется графа “Расстояния”. Она разбивается на интервалы при помощи вертикальных черточек - ординат согласно расстояниям между пикетами и плюсовыми точками в соответствующем масштабе. Расстояния в графу выписываются только тогда, когда между пикетами есть плюсовые точки, причем сумма длин отрезков, на которые разбито пикетное расстояние, должна быть равна ста метрам.

В графе “Пикеты” подписываются номера пикетов.

В графу “Отметки земли фактическая” выписываются отметки пикетов и плюсовых точек.

В графу “План трассы” наносят в масштабе ситуацию, снятую вдоль трассы. Ось трассы изображается прямой линией, а повороты показываются стрелками с обозначением величины поворота.

Остальные графы сетки заполняются в процессе проведения проектной линии сооружения.

Для построения продольного профиля трассы вначале нужно задать отметку линии условного горизонта. Она выбирается кратной 10 м таким образом, чтобы низшая точка профиля была выше линии условного горизонта на 4 - 10 см. Далее, на линии условного горизонта отмечаются положения пикетов и плюсовых точек, восстанавливаются перпендикуляры к ней из этих точек и откладываются в соответствующем масштабе.

Продольный профиль газопровода см. Лист 1 и Лист 2.

Размещено на Allbest.ru

...