Проектирование газоснабжающей системы

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Проектирование газоснабжающей системы

Оглавление

Пояснительная записка

Введение

1. Общая часть

1.1 Исходные данные

1.2 Описание места проектирования

2. Специальная часть

2.1 Расчет характеристик газообразного топлива

2.2. Теплотехнический расчет здания

2.3 Подбор газового оборудования

2.4 Определение расхода газа

2.5 Выбор источника газоснабжения

2.6 Гидравлический расчет внутридомового газопровода

2.7 Расчет дымохода

2.8 Испарение газа

2.9 Ввод в эксплуатацию резервуарной установки

2.10 Пуск газа в резервуарную установку и слив газа в резервуар

2.11 Эксплуатация резервуарной установки сниженного газа

2.12 Сроки и порядок освидетельствования резервуара

2.13 Техническое обслуживание и ремонт резервуарной установки при эксплуатации

2.14 Редукционная головка

2.15 Эксплуатация газового оборудования

2.16 Техническое обслуживание

2.17 Техническое обслуживание газового оборудования жилых домов

2.18 Правила пользования газовыми приборами

2.19 Правила пользования бытовыми газовами приборами

2.20 Технология и организация монтажных работ

3. Охрана труда

3.1 Охрана труда и окружающей среды

3.2 Техника безопасности при эксплуатации газопроводов и газового оборудования

3.3 Правила техники пожарной безопасности

Список использованной литературы

Приложение 1

Приложение 2

Приложение 3

Приложение 4

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

Введение

Масштабы и темпы развития нашей страны и газоснабжающих систем определяет добыча газа. Значительный рост добычи газа существенно изменяет топливный баланс страны.

Совершенствование газоснабжения и автоматизация технологических процессов приводит к необходимости повысить качество расходуемого топлива, в наибольшей мере этим требованиям отвечает природный газ.

Целью дипломного проекта является газификация двухэтажного коттеджа рассчитанного на семью из 4-6 человек. На первом этаже размещены прихожая, санузел, кухня, гостевая, гараж на одну машину и крытая терраса с выходом на участок. Из гаража предусмотрен вход в дом. На втором этаже расположены четыре спальные комнаты, санузел, хозяйственное помещение, расположенное над гаражом. Газификация дома позволит значительно снизить затраты на его обслуживание.

В данном проекте будут произведены следующие расчеты: количество теплопотерь здания, которые необходимо возместить системой отопления; требуемое количество расхода газа; расчет и подбор оборудования; гидравлический расчет внутридомового газопровода; расчет емкости резервуара и количества баллонов для СУГ; расчет экономической эффективности.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Исходные данные

Для того чтобы, газифицировать жилое здание и произвести расчеты нам были даны следующие данные:

План здания - /приложение 1/

Производитель газа- ОАО «НОВАТЭК», ООО «НОВАТЭК - Пуровский ЗПК»

Паспорт газа - № 1302 /приложение 2/

Место проектирования -г. Улан-Удэ

Температура наиболее холодной пятидневки по городу Улан-Удэ - (-37с)

Площадь жилого дома - 184,6 м2

Количество этажей - 2 этажа

Стоимость за один киловатт электроэнергии - 2,31 руб.

Стоимость 1м3горячей воды составляет - 80,55 руб.

Стоимость отопления 1 м2 - 31,5 руб.

Глубина промерзания грунта - 3,2 м.

1.2 Описание места проектирования

Местом проектирования является, город Улан-Удэ, республика Бурятия.

Улан-Удэ - довольно крупный город, расположен на юго-востоке России, на берегу полноводной реки Селенги при впадении в нее Уды. С севера и с юга Улан-Удэ охватывается горами покрытыми хвойными лесами.

Город находится в умеренно климатической зоне. Климат резко континентальный с дождливым летом, холодной зимой. Самый жаркий месяц- июль (+25,8)^о С, самый холодный - январь (-17,6)^о С. Абсолютный максимум температур (+39,7)^о С, абсолютный минимум - (54,4)^о C, температура наиболее холодной пятидневки составляет (-37)^о С, продолжительность холодного периода года 237 дней со среднесуточной температурой воздуха (-10,6) ^о С. Глубина промерзания грунта составляет 3,6 м.

Территория Улан-Удэ имеет сложный горный рельеф, он определяется неравномерным распределением атмосферных осадков, в городе 240 мм. осадков. Очень не равномерны осадки по сезонам. Совсем не много их выпадает в холодный период года, поэтому во время снеготаянья почва не получает достаточного количества влаги.

Разнообразие природных условий на территории создает очень пестрый почвенный покров. Встречаются почвы от каштановых до горно-тундровых.

2. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Расчет характеристик газообразного топлива

2.1.1 Определение теплоты сгорания газа по формуле:

= K (1)

где - низшая теплота сгорания газа, в пересчете на рабочую массу топлива, [кДж/м³];

- низшая теплота сгорания газа на сухую массу топлива, [кДж/м³];

K - коэффициент, учитывающий влагосодержание газа и определяемый по формуле:

(2)

где d_r - влагосодержание газа, зависящее от температуры.

Низшая теплота сгорания газообразного топлива на сухую массу определяется по формуле:

(3)

где - низшая теплота сгорания i - го компонента газа[кДж/м³];

r_i - объемная доля i - го компонента газа, %. /приложение 1/

=0.01(35840*1,8+93370*91,4+123770*6,8)=94411,66 [кДж/м³].

=94411,66*0.994=93845,19 [кДж/м³].

2.1.2 Плотность газообразного топлива определяется по формуле:

, (4)

где - плотность газа на сухую массу, кг/м³ и которая определяется по формуле:

(5)

где - плотность i - го компонента газообразного топлива. /приложение 2/

p_c=0,01*(0,7168*1,8+2,0190*91,4+2,7030*6,8)=2,0421 кг/м³

p_г=(2,0421+0,005)*0,994=2,0348[кг/м³]

2.1.3 Относительная плотность газа по воздуху определяется по формуле:

(6)

где с_в-плотность воздуха при нормальных условиях./р_в=1,293 [кг/м³]/

[кг/м³]

2.2 Теплотехнический расчет здания

Для определения теплопотерь необходимо определить сопротивление теплопередачи наружных стен, окон, дверей, перекрытий и пола.

Сопротивление теплопередачи наружных ограждений

Сопротивление теплопередачи наружной стены определяется по формуле:

(7)

где R - сопротивление теплопередаче ограждения;

б_в - коэффициент теплоотдачи внутренней поверхности ограждающей конструкции8,7 ⁰С;/23.таблица 6/

б_н - коэффициент теплоотдачи наружной поверхности ограждающей конструкции23 ⁰С;/23.таблица 7/

л_n - теплопроводность соответствующего слоя;

д_n -толщина соответствующего слоя:

Теплотехнические показатели строительных материалов и изделий:

1-й слой гипсовый обшивочный лист:

л₁ = 0,19, Вт / (м* ⁰С)

2 -й слой пенополистерол фирмы БАСФ СтиропорPS30 :

л₂= 0,036 Вт/ (м* ⁰С)

3 -й слойсосна и ель поперек волокон:

л₃ = 0,0,14 Вт/ (м* ⁰С)

4-й слой штукатурка:

л₄= 0,0,516, Вт / (м* ⁰С)

Характеристики наружной стены:

1-й слой гипсовый обшивочный лист:

д₁=0,02 м; ₁=800 кг/м³;

2-ой слой пенополистерол фирмы БАСФ СтиропорPS30:

д₂=0,1 м; ₁=30 кг/м³;

3-й слой сосна и ель поперек волокон:

д₃=0,16 м; ₁=160 кг/м³;

4-й слой штукатурка:

д₄=0,015 м; ₁=1600 кг/м³;

Величина градусо-суток, Dd, ?C*сут, в течение отопительного периода:

Dd = (t_int - t_ext)*Z_ht(8)

где, Dd - величина градусо-суток

t_int - расчетная температура воздуха

t_ext - расчетная температура наружного воздуха для холодного периода года

Z_ht- количество суток отопительного периода

Нормируемое значение сопротивления теплопередаче ограждающей конструкции R_reg, :

, (9)

где R_reg - нормируемое сопротивление теплопередаче ограждения,

a,b - числовые коэффициенты, значение которых следует принимать по данным таблицы 4 [23.таблицы 4] для соответствующей группы зданий.

Термическое сопротивление каждого слоя наружного ограждения R_i,

:

Термическое сопротивление теплопередачи на внутренней (R_int) и наружной (R_ext)поверхностях наружного ограждения, :

(10)

(11)

Требуемое значение термического сопротивления теплопередаче теплоизоляционного слоя R, :

Предварительная толщина теплоизоляционного слоя д , м:

Полученный результат д округляем в большую сторону до ближайшей унифицированной толщины теплоизоляционного слоя:

- д = 0,02м - для слоев из пенополистерола и т.п.

Окончательное значение термического сопротивления теплоизоляционного слоя R^ти,:

Расчетная толщина наружного ограждения д_но, м:

.

Общее сопротивление теплопередаче R₀, :

[м²*⁰С/Вт]

Общее сопротивление теплопередаче ограждающих конструкций R₀должно быть не менее требуемого значения R_reg:

условие выполняется, значит подобранная толщина теплоизоляционного слоя позволит всей конструкции наружной стены здания отвечать требованиям тепло- энергосбережения.

Вывод: Результаты расчета:

толщина утепляющего слоя д_нс^ти =0,1 м;

толщина наружного ограждения д_нс =0,295 м;

сопротивление теплопередаче ограждающей конструкции R₀ =4,6 м²*⁰с/Вт.

Сопротивление теплопередачи окон

R = 0,44[м²*⁰С/Вт]

По найденному значению сопротивления теплопередаче подбираем по /23,таблице 8/окна, при условии .

Выбираем -Два стекла в раздельных переплетах в раздельных переплетах, из обычного стекла. Далее необходимо проверить выполнение требования оп обеспечению минимальной температуры на внутренней поверхности светопрозрачных ограждений.

Температура внутренней поверхностисветопрозрачных ограждений следует определять по формуле:

,(12)

где,ф_F^{int 0}c - температура внутреннейповерностисветопрозрачных ограждений

б_F^int - коэффициент теплоотдачи внутренней поверхности окон, , принимаемый по/23,таблицы 6/

=10,83 []

Вывод: так как , значит выбранная конструкция окон - стекло и однокамерный стеклопакет в раздельных переплетах, с твердым селективным покрытием позволит обеспечить не выпадение конденсата на внутренней поверхности окна.

Сопротивление теплопередачи чердачного перекрытия

Конструкция пола чердачного перекрытия:

1-й слой цементно-песчаный растворд₁=0,02 м, ₁=1800 кг/м³;

2-й слой железобетонная круглопустотная плита д₂=0,18м; ₂=2500 кг/м³;

3-й слой плиты минераловатные, жесткие, на синтетическом связующем ₃=50 кг/м³.

Расчет:

Определим нормируемое значение сопротивления теплопередаче, отвечающее условиям энергосбережения R_reg, :

[]

Определим теплотехнические показатели строительных материалов и изделий, из которых состоит чердачное перекрытие:

л₁=0,76 Вт/(м•?С);

л₂=1,92 Вт/(м•?С);

л₃=0,064 Вт/(м•?С).

Определим термическое сопротивление каждого слоя наружного ограждения R_i,:

- сопротивление теплопередаче первого слоя чердачного перекрытия, ;

Сопротивление теплопередачи пола

Пол или стена, не содержащие в своем составе утепляющих слоев из материалов с коэффициентом теплопроводности л<1,2 Вт/(м*°С), называются неутепленными. Сопротивление теплопередаче такого пола принято обозначать R_нп, м² *С/Вт. Для каждой зоны неутепленного пола предусмотрены нормативные значения сопротивления теплопередаче:

зона I - = 2,1м² *С/Вт;

зона II - = 4,3 м² * °С/Вт;

зона III - = 8,6 м² * °С/Вт;

зона IV - = 14,2 м² * °С/Вт.

Для пола на лагах сопротивление теплопередаче R_л, [м²°С/Вт], рассчитывается по формуле:

R_пл= 1,18*R(18)

1 зона - 1,18*2,1=2,478 м²*⁰С/Bm

2 зона - 1,18*4,3=5,074 м²*⁰С/Bm

3 зона -1,188,6=10,148 м²*⁰С/Bm

4 зона - 1.18*14.2=16,756 м²*⁰С/Bm

Сопротивление теплопередачи входных дверей

(19)

(20)

где n - 1

t_н - нормативный перепад температур между температурой внутренней поверхности наружного ограждения и температурой внутреннего воздуха в центре помещения

_вн - коэффициент теплоотдачи от внутренней поверхности наружного ограждения внутреннему воздуху

t_в- температура воздуха внутри помещения, ⁰С

t_н -температура наружного воздуха, ⁰С

[м²*⁰С/Bm]

[м²*⁰С/Bm]

Определение теплопотерь через ограждения помещений

Тепловая мощность системы отопления определяется суммой тепловых потерь через наружные ограждения всех отапливаемых помещений здания. При расчете теплопотерь через наружные ограждения пользуются значениями сопротивлений теплопередаче ограждающих конструкций, определенных ранее.

Суммарные потери теплоты помещений Q, учитываемые при проектировании систем отопления, условно подразделяются на основные и добавочные.

Теплотеряющими ограждениями считаются такие, которые граничат:

- с наружным воздухом (стены, окна, входные и балконные окна, бесчердачные покрытия);

- с неотапливаемыми помещениями (чердачные перекрытия, а также перекрытия над подвалом и подпольями);

- с помещениями, имеющими температуру внутреннего воздуха на 3°С и ниже, чем в рассчитываемом помещении.

Линейные размеры ограждающих конструкций следует определять с точностью до 0,1 м следующим образом:

а) окна и двери - по наименьшим строительным размерам проема в свету;

б) потолки и полы - между осями внутренних стен от внутренней поверхности наружных стен до осей внутренних стен;

в) высота стен первого этажа - от уровня нижней поверхности конструкции перекрытия (при неотапливаемом подвале и холодном подполье) - от отметки чистого пола (при отапливаемом подвале и устройстве пола непосредственно на грунте) - от отметки уровня подготовки или основания (при устройстве полов на лагах) - до уровня чистого пола вышележащего этажа; высота соответствующих стен для одноэтажного здания - от указанных выше отметок до отметки смазки чердачного перекрытия или до отметки верхнего слоя гидроизоляции наружного перекрытия;

г) длину наружных стен - неугловых помещений: между осями внутренних стен, угловых помещений: от внешней поверхности наружной стены до оси внутренней.

Площади наружных ограждающих конструкций необходимо определить с точностью до 0,1 м². При вычислении площади наружных стен, необходимо учитывать наличие в них наружных входных дверей - из общей площади стены следует вычесть площадь входных дверей (F_нс. - F_вх.дв.).

Добавочные потери теплоты через ограждающие конструкции следует принимать в долях от основных потерь:

а) в помещениях любого назначения через наружные вертикальные и наклонные (вертикальная проекция) стены, двери и окна, обращенные на север, восток, северо-восток и северо-запад, в размере 0,1, на юго-восток и запад - в размере 0,05;

б) в угловых помещениях дополнительно - по 0,05 на каждую стену, дверь и окно, если одно из ограждений обращено на север, восток, северо-восток и северо-запад и 0,1- в других случаях;

в) в помещениях, через стены, двери и окна, обращенные на любую из сторон света, в размере 0,13 для угловых помещений;

Основные потери теплоты следует определять через отдельные ограждающие конструкции Q, Вт, для помещений по формуле:

Q =F(t_int-t_ext⁵)?в*n [Вт],(21)

Rо.пр.,

где F - расчетная площадь ограждающей конструкции, м²;

t_int- расчетная температура воздуха, °С;

t_ext- расчетная температура наружного воздуха для холодного периода года

в - добавочные потери теплоты через ограждающие конструкции;

R_о.пр.- общее термическое сопротивление теплопередаче ограждающей конструкции, (м²°С)/Вт.

При вычисление расчетных потерь тепла помещениями жилых домов из суммы основных и добавочных потерь тепла этими помещения вычитывают бытовые тепловыделения:

q_быт =30*Fn¹(?F_ж /F_кв); (22)

где, q_быт -бытовые тепловыделения;

Fn - площадь пола отапливаемого помещения, м²;

?F_ж - суммарная площадь пола жилых комнат квартиры, м²;

F_Кв - суммарная площадь пола отапливаемых помещений квартиры, м².

Пример расчета бытовых тепловыделений в зале.

q_быт = 30*32,4*92,42/166,6=539,21, [Вт]

Все расчеты сводятся в таблицу №1

Пример расчета строки №1:

Наименование помещения: Зал

Наименование ограждения: Наружная стена

Ориентация: Север

Размеры помещения, мм*мм: 7800*3300

Площадь помещения, м²: 21,96

Разность температур, ⁰С: 57

n =1

Сопротивление ограждения: R_o =4,6

Основные теплопотери теплоты, Вт:

Добавочные теплопотери теплоты в, в долях учитывающие:

Ориентация ограждения = 0,1;

Высоту помещения - нет;

Наличие 2-х и более наружных стен - 0,05;

Наличие входных наружных ворот - нет;

Прочие :

q=0,99(t-t)*F

Где,F-площадь пола жилой комнаты

q=0,99(t-t)*F=0,99*(22-(-37))*33,84[Вт]

?в = 0,15

Суммарные теплопотери, Q,Вт;

Q=281,66*0,15+281,66=323,91 [Вт]

Последующие расчеты проведены аналогично.

Сумма теплопотерь ограждений составляет теплопотери помещения и прочиепотери.

Q_{помещения}= 4297,06[Вт]

От теплопотерь помещения отнимаем бытовые тепловыделения:

Q=4297,06-539,21=3757,85[ Вт]

Теплопотери помещения составляют 3757,85 Вт.

2.3 Подбор газового оборудования

В двухэтажный коттеджерассчитанном на семью из 4-6 человек. Установили бытовую газовую плиту, четырехкомфорочную марки IndesitKNJ 16217 (w) IRU мощностью 11,2 кВт на приготовлении пищи, и по теплопотерям здания подбираем один котел газовый для восполнения потерь тепла, марки VailantTurboTECplusVU 122/3-5 мощностью 13,3 кВт.

Показатели, характеризующие работу газовых приборов

Работа газового аппарата характеризуется тепловой мощностью и эффективностью, которая оценивается коэффициентом полезного действия (КПД) и теплопроводностью.

Безопасность работы газовых аппаратов характеризуется полнотой сгорания газа и устойчивой работой газогорелочных устройств.

Для нормальной работы газогорелочных устройств необходимо обеспечить:

- подачу топлива с определенными параметрами;

- подачу воздуха в количестве, достаточным для полного сжигания газа;

- перемешивание газа с воздухом;

- сжигание газовой смеси и поддержание в зоне горения температуры, - обеспечивающей полноту горения компонентов этой смеси;

своевременный отвод продуктов сгорания из зоны горения без нарушения процессов сжигания газа.

Устройство и принцип работы газовых приборов

Плита бытовая газовая

Плита бытовая газовая четырехкомфорочная предназначена для приготовления пищи. На столе плиты размещены открытые горелки, изготовленные из жаропрочного сплава цветных металлов, обладающие высокими антикоррозионными свойствами и санитарно-гигиеническими показателями.

Защита от утечки газа обеспечивается за счет автоматики контроля пламени: при внезапном погасании пламени горелки, система контроля прекратит подачу газа.

Конструкция духового шкафа с теплоизоляцией из экологически чистого материала обеспечивает равномерный нагрев приготовляемой пищи со всех сторон. Температуру в камере можно задать при помощи термостата в широком диапазоне значений (от 140 до 300 С) и она будет поддерживаться автоматически.

Таблица № 2- Технические характеристики газовой плиты

№	Технические характеристики	показатели
1	ширина, мм	500
2	глубина, мм	500
3	высота, мм	850
4	Полезный объем духового шкафа, м3	0,5
5	масса, кг	47
6	виды газа	Природ.сжижен.
7	Количество конфорок	4
8	Номинальная тепловая мощность горелки большой, кВт	3
9	Номинальная тепловая мощность горелки средней, кВт	1,9
0	Номинальная тепловая мощность маленькой горелки, кВт	1
11	Номинальное давление при СУГ, мбар	30
12	Минимальное давление при СУГ, мбар	20
13	Максимальное давление при СУГ, мбар	35
14	Мощность духовки, Вт	2000

Газовый котел

В зависимости от теплопотерь здания устанавливаем настенный котел марки «VaillantTurboTECplusVU 122/3-5» который будет располагаться в кухне. Мощность котла 13,3 кВт.

Газовый настенный котел предназначен преимущественно для отопления коттеджей площадью приблизительно до 300 м², а так же для удовлетворения в потребности в горячей воде. Этому аппарату не нужно специальное помещение для установки. Аппарат размещен на стене в кухне.

Таблица 3, -Технические характеристики газового котла марки

Vaillant Turbo TEC plus Vu 122/3-5

№	Технические характеристики	показатели
1	Диаметр дымохода, мм	100
2	Номинальная полезная тепловая мощность, кВт	6,4-12,0
3	Номинальная потребляемая тепловая мощность, кВт	13,3
4	Электропотребление мощности, макс. (в среднем), Вт	145
6	Номинальный объемный расход дымовых газов газ, кг/ч	38 - 49
7	Объем встроенного расширительного бака	10
8 9	Номинальный расход теплонасителя через котел, ?T=20,л/ч	520
10	Температуры дымовых газов на выходе из котла, 0С	80 - 95
11	КПД при 80/60 0С, %	90
12	КПД при 50/30 0С, %	93
13	Максимальное рабочее давление в контуре отопления, бар	3
14	Высота, мм	800
15	Ширина, мм	440
16	Глубина, мм	346
17	Вес, кг	34

2.4 Определение расхода газа

Расход газа газовой плитой составляет V=0,383[м³/ч], переведем в килограммы, путем произведения расчетного расхода газа на плотность газа

(с_г = 2,2536 кг/м³)

V= 0,383*2,2536= 0,863[кг/ч]

Среднее число работы плиты в день составляет 3 часа, тогда расход газа в сутки, составит:

V=0,863*3=2,59[кг/день]

За месяц расход газа газовой плитой составит:

V=2,59*30=77,7[кг/месяц]

Расход газа за год составит:

V=77,7*12=932,4[кг/год]

Расход газа настенного котла составляет 0,240 м³/ч, также переведем в килограммы, путем произведения расчетного расхода газа на плотность газа

V= 0,240*2,2536= 0,540[кг/ч]

Котел работает около 14 часов в сутки, соответственно расход газа в сутки составит:

V=0,540*14=7,56[кг/день]

V=7,56*237=1791,72 [кгза отопительный период]

Расход газа за летний период на приготовление горячей воды

V=0,240*3=0,72[м³/ч]

V= 0,72*2,2536=1,63[кг/ч]

V= 1,63*30=48,9 [кг/мес.]

V=48.9*4=195.6 [кг за летний период].

Расход газа газовой плитой и газовым котлом составит:

V=932,4+1791,72+195,6=2919,72[кг/год]

2.5 Выбор источника газоснабжения

В качестве источника газоснабжения может быть выбрана:

А) - подземная резервуарная установка,

Б) - индивидуальная газобаллонная установка.

При выборе варианта А в состав установки входят резервуары, трубопроводы обвязки её по жидкой и паровой фазам, запорная арматура, регуляторы давления газа, предохранительные запорные и сбросные устройства, показывающие манометры, устанавливаемые до регулятора давления, штуцера с кранами после регулятора давления для присоединения контрольного манометра, устройство для контроля уровня сжиженных газов в резервуарах. Арматура и приборы ГРУ защищены кожухами от воздействия атмосферных осадков и повреждений.

Подземные резервуары устанавливаем на глубине не менее 0,8м от поверхности земли до верхней образующей резервуаров и на расстояние не менее 10м от угла здания.

Над трубопроводами обвязки жидкой фазы подземной установки предусматриваются контрольные трубки, выведенные над поверхностью земли не менее 1 м. При этом исключается возможность попадания в трубку атмосферных осадков. Подземные резервуары защищены от коррозии в соответствии с требованиями ГОСТ 9.015-74*.

На газопроводе паровой фазы, объединяющим группы резервуаров, между этими группами установлены отключающие устройства: задвижки диаметром 50мм на газопроводе низкого давления - после регулятора давления на расстоянии не менее 0,3 м от поверхности земли.

Объём резервуара, необходимого для снабжения газа потребителя, определяется исходя из расчетного месячного расхода газа. Суточный расход газа плиты и котла составляет:

V_p=7,56+2,59= 10,16 кг/сут.

Месячный расход равен:

V_р=10,16*30=304,8 кг/месяц

Определение объёма резервуара

В зависимости от данного расхода газа по техническим характеристикам принимаем резервуар необходимой емкости, так чтобы запаса газа хватало минимум на 15 суток. К установке принимаем резервуаробъемом 2,5м³ ,так как запаса газа в нем хватит на 3,5 месяца.

Таблица 4, - Технические характеристики и параметры подземного резервуара объёмом 2,5м³

Наименование частей сосуда	корпус
Рабочее давление, МПа (кгс/см2)	1 (10)
Расчетное давление, МПа(кгс/см2)	1 (10)
Пробное давление испытания, МПа (кгс/см2) -гидравлического	13(13)
Рабочая температура среды	От -40 до +45
Расчетная температура стенки	+50
Минимально допустимая отрицательная температура стенки	-40
Наименование рабочей среды	Сжиженные углеводородные газы
Вместимость, м3 (л)	2500
Масса пустого сосуда, кг	910
Максимальная масса заливаемой среды, кг	1050
Расчетный срок службы сосуда, лет	20 (двадцать)
Размеры: длина мм,	3326
Внутренний диаметр резервуара, мм	1000
Внутренний диаметр горловины, мм	460

При выборе варианта Б.

Газовые баллонные установки в состав которых входит один или два баллона устанавливают в металлических шкафах, которые крепятся снаружи у стен здания. Шкаф крепится металлическими скобами или специальными костылями. Высота основания под шкаф должна быть не менее 0,1 м от уровня земли.

Подбор количества баллонов для СУГ

Подбираем количество баллонов.

N=3600*1*18,2*1/105223,64*0,22=2,8~3 баллона

К установке должно приниматься 6 баллонов, т.к. по климатическим условиям принемаем в состав газобаллонной установки 2 баллона. Последующие расчеты для двух баллоннов.

Общий расход газа в месяц составляет 304,8 кг.

304,8/21= 14,5~15 баллонов в месяц

Таблица5. Технические характеристики баллона 50 литров

№	Наименование	показатели
1	Емкость, л	50
2	Масса пропана в баллоне, кг	21
3	Масса пустого баллона, кг	22
4	Максимальное давление газа в баллоне, МПа	1,6
5	Толщина стенки баллона, мм	3
6	Диаметр, мм	299+3,0
7	Высота, мм	1015
8	Температура эксплуатации, 0с	-40 до45

2.6 Гидравлический расчет внутридомового газопровода

Внутридомовые газопроводы выполняют из труб по ГОСТ 3262-75 (водогазопроводные), а для подземных газопроводов применяются бесшовные трубы по ГОСТ 8732-78 и ГОСТ 8734-75 сварные по ГОСТ 10704-76.

Укладывают дворовый газопровод на глубину промерзания грунта 3,6м от поверхности земли до верха трубы.

Подземный газопровод подходит к углу газифицируемого здания и на выходе из земли на него одевается футляр для предотвращения механического повреждения.

Газопровод до ввода в здание прокладывается открыто с укреплением к стенам здания при помощи кронштейнов над окнами первого этажа по фасаду здания.

Ввод газопровода в здание осуществляется в нежилое помещение на кухню. Газопроводы внутри здания прокладываются также открыто с креплением к несгораемым стенам при помощи кронштейнов.

Гидравлический расчет внутридомового газопровода производят для наиболее удаленного газоиспользующего прибора (газовой плиты) с соблюдением заданного перепада давления газа.

Диаметр подводки к газовой плите-20мм.

Гидравлический расчет внутридомового газопровода производится в два этапа. Сначала определяются расчетные расходы газа по участкам сети по формуле:

(23)

где V_i - расход газа, [м³/ч];

q_i - номинальная тепловая нагрузка i-го прибора или группы однотипных приборов, [кВт];

- низшая теплота сгорания газа, [кДж/ м³];

K_о- коэффициент одновременности действия для однотипных приборов или групп приборов;

n_i- количество однотипных приборов или групп приборов.

[м³/ч]

[м3/ч]

[м3/ч]

После определения расчетных расходов газа по каждому участку внутридомового газопровода приступаем ко второму этапу - гидравлическому расчету.

Диаметром внутридомового газопровода задаемся и по номограмме для гидравлического расчета газопроводов низкого давления определяем удельную потерю давления на участке газопровода в зависимости от расчетного расхода газа.

Расчетная длина участка определяется как сумма фактической и эквивалентной длины, которая учитывает потери давления в местных сопротивлениях.

Эквивалентная длина участка внутридомового газопровода определяется как произведение удельной эквивалентной длины и суммой коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода.

Удельная эквивалентная длина определяем по номограмме для определения эквивалентных длин в зависимости от расчетного расхода газа и принятого диаметра газопровода.

Местное сопротивление определяется для расчетного участка газопровода по /22,таблица 8/.

Эквивалентная длина участка газопровода определяется по формуле:

(24)

где - удельная эквивалентная длина, м;

- сумма коэффициентов местных сопротивлений.

Расчетная длина участка газопровода определяется по формуле:

(25)

где - фактическая длина участка газопровода, м;

- эквивалентная длина участка газопровода, м.

В гидравлическом расчете внутридомового газопровода необходимо учитывать гидростатическое давление из-за большой разницы отметок начала и конца участка газопровода по формуле:

Н_г=Z?g?(с_вс_г) [Па](26)

где Н_г - гидростатическое давление, Па;

Z - разность гиаметрической отметки начала и конца участка внутридомового газопровода, м;

с_в- плотность воздуха при нормальных условиях, кг/ м³;

с_г - плотность газообразного топлива, кг/ м³.

Знак «+» применяется в случае, если газ легче воздуха и направление потока газа сверху вниз, и знак «-» при подаче газа снизу вверх и наоборот.

Потери давления газа в бытовых газовых плитах можно принять от 40 до 60 Па. Водонагреватели от 80-100 Па.

Коэффициент в, учитывающий разность плотностей табличного и реального газа определяем по формуле:

(27)

После определения потерь давления на всех участках расчетной газовой сети с учетом коэффициента в необходимо сравнить её с нормальной величиной, приведенной в /22./.

Результаты расчета сводятся в таблицу № 6

Гидравлический расчет внутридомового газопровода при выборе варианта А.

Пример расчета участка 1-2:

V_р=0,383 [м³/ч]

d_у=20 [мм]

l_ф - длина участка измеряем на аксонометрической схеме газопровода

l_ф =22 [м]

l_э - определяем по номограмме для определение эквивалентных длин.в зависимости от V_р и d_уl_э = 0,5[м]

?о - 2,3/ /

l_экв =0,5*2,3=1,15 [м]

l_р =22+1,15=23,5[м]

h= определяем по номограмме для определения газопровода низкого давления в зависимости от V_р и d_у =0,15 [Па]

h*l_р =0,15*23,5=3,47[Па]

z= измеряем горизонтальную часть участка z=1,8[м]

Н_г = 1,8*9,8*(2,2536-2)= -4,473[Па]

(H*l_рН_г) =3,47-(-4,473)=7,964[Па]

(H*l_рН_г) *в=8,95

Последующиерасчеты проводят аналогично.

2.7 Расчет дымохода

Для расчета дымохода сначала определяем площадь его поперечного сечения, которая определяется в зависимости от тепловой мощности газового прибора -13,3 кВт.

Площадь поперечного сечения данного дымохода составляет 70см²/1. Табл. 4.14./,производим расчет дымохода:

F = 70 см²

F =a²

a = vF

a = v70=8,3 см

Длина одной стороны дымохода составляет 83мм, выполняется из кирпича.

Дымовую трубу располагаем: не ниже прямой проведенной от конька крыши под углом 10? к горизонту (при расположении дымовой трубы на расстоянии более 3м. от конька крыши). Причем высота трубы над прилегающей, частью крыши должна быть не менее 0,5 м.

Дымоход предназначен для полного отвода продуктов сгорания от бытовых газовых приборов во внешнюю среду и предотвращения их распространения в помещении.

Дымоход состоит из кладки обыкновенного кирпича. Продукты сгорания газа от каждого прибора должны отводиться по отдельному дымоходу, он должен быть вертикальным, без уступов.

Присоединение газовых котлов и других газовых приборов к дымоходу осуществляется с помощью труб, изготовленных из кровельной стали.

Дымоходы защищены от воздействия атмосферных осадков металлическими зонтами или перекрытиями из кирпича.

2.8 Испарение газа

Нижняя часть любого сосуда для хранения газа (баллона, резервуара) на определенную высоту заполняется жидкой фазой, а в его верхней части собираются насыщенные пары пропан - бутановой смеси. При передаче тепла через наружную металлическую стенку, а качестве теплоносителя используется внутренний и наружный воздух, а также верхний слой грунта.

Температура воздуха внутри помещения в течение года сохраняется постоянной, в то время как температура наружного воздуха может изменяться от -40 до +45? С. Соответственно изменяется и температура верхних слоев грунта. При отборе паровой фазы из баллона или резервуара состояние равновесия между жидкостью и газом нарушается. Давление паров сжиженного газа падает, температура его жидкой фазы снижается. Кроме того будет непрерывно изменяться соотношение компонентов: относительное содержание более легких углеводородов будет уменьшаться, а тяжелых - увеличиваться.

В подземных резервуарах естественное испарение жидкой фазы происходит от температуры окружающего грунта, причем в холодное время года резервуар получает постоянный поток теплоты из глубины грунта, а в летний период тепловой поток увеличивается за счет теплоты от верхних слоев грунта.

Расчетная испарительная способность подземного резервуара устанавливается для наихудших условий его работы: в зимний период, при самой низкой температуре грунта, минимальном заполнении резервуара и постоянном давлении в резервуаре. В зимних условиях эксплуатации при любой температуре промерзания грунта в резервуаре должно быть избыточное давление, которое будет обеспечивать нормальную подачу газа потребителю. Практикой установлено: минимальное заполнение подземного резервуара должно находиться в пределах 50….30%

Для нашего резервуара испарительная установка не потребуется, так как испарение СУГ будет происходить естественным путем за счет температуры окружающего грунта, / приложение 6/.

2.9 Ввод в эксплуатацию резервуарной установки

Резервуар сжиженного газа вводя в эксплуатацию после его регистрации и освидетельствования на основании письменного разрешения руководителя организации, использующей СУГ. Резервуар перед освидетельствованием и ремонтом должны быть освобожден от газа, неиспарившихся остатков и обработан (дегазирован).

Обработка резервуара производится путем его пропаривания с последующей продувкой инертным газом или заполнением теплой водой.

Применение воздуха для дегазации не допускается.

Резервуар отсоединяют от газопроводов по паровой и жидкой фазам заглушками.

Последовательность, время дегазации резервуара и необходимые меры безопасности определяются производственной инструкцией.

Пирофорные отложения из резервуара и демонтированных участков газопровода в увлажненном состоянии удаляются с территории.

Отработанная после дегазации вода отводится в отстойник, исключающий попадания СУГ в канализацию.

Качество дегазации проверяется путем анализа проб отобранных в нижней части сосуда.

Концентрация углеводородного газа не должна превышать 10%, нижнего концентрационного придела распространения пламени.

Контроль за техническим освидетельствованием, обслуживанием и ремонтом резервуара СУГ осуществляется в соответствии с требованиями по устройству и безопасной эксплуатации сосуда, работающего под давлением.

В организации решением руководителя назначается ответственное лицо за исправное состояние и безопасную эксплуатацию резервуара, из числа прошедших обучение и аттестованных в области промышленной безопасности.

На резервуар составлена технологическая схема, в которой указано расположение резервуара, и его номер, а также технологические газопроводы и арматуру.

Результаты проверки резервуара в рабочем состоянии отражаются в журнале.

При эксплуатации резервуара должно осуществляться ежесменное и техническое обслуживание в объеме:

осмотр резервуара и арматуры с целью выявления и устранения неисправностей и утечек газа;

проверка уровня газа в резервуаре;

обнаруженные при техническом обслуживании неисправности записываются в журнал.

При обнаружении утечек газа, которые не могут быть не медленно устранены, резервуар должен быть отключен от технологических газопроводов с установкой заглушек.

Исправность и настройку предохранительных клапанов проверяют не реже одного раза в 12 месяцев.

Полный осмотр резервуара с арматурой и контрольно- измерительными приборами (КИП) в рабочем состоянии с записью в журнале производится не реже одного раза в три месяца.

2.10 Пуск газа в резервуарную установку и слив газа в резервуар

Первичное заполнение СУГ резервуарной установки после окончания строительства и сдачи в эксплуатацию, технического освидетельствования и ремонта выполняется по наряду-допуску на производство газоопасных работ.

Слив сжиженного газа в резервуарную установку производится в светлое время суток.

Слив СУГ в резервуарную установку выполняется бригадой в составе не мене 2-х человек.

Перед выполнением операций по сливу СУГ из автоцистерны в резервуарную установку двигатель автомашины должен быть остановлен. Автоцистерны и резинотканевые рукава, с помощью которых производится слив, должны быть заземлены. Включать двигатель и отсоединять автоцистерну от заземляющего устройства разрешается только после отсоединения резинотканевых рукавов и установки заглушек на штуцерах отключающих устройств паровой и жилкой фаз автоцистерны и редукционной головки резервуарной установки.

Перед началом первичного заполнения резервуара СУГ необходимо:

Проверить внешним осмотром комплектность арматурного узла редукционной головки резервуара, отсутствие на ней механических повреждений, исправность отключающих устройств и контрольно- измерительных приборов, защитного кожуха редукционной головки, ограды и подъездных путей, наличие заглушки на вводе газопровода в здание;

Отключить резервуар от газопровода низкого давления путем перекрытия отключающих устройств после регулятора давления с установкой заглушки и на газопроводе низкого давления по паровой фазе;

Произвести контрольную опрессовку воздухом резервуара и оборудования резервуарной установки давлением 0,3 МПа в течение одного часа;

Установить автоцистерну в положении, удобное, для присоединения рукавов;

Удалить воздух из резервуара через дренажные штуцеры определение наличия воды и неиспарившихся остатков и приступить к их продувки.

Продувку резервуара производят парами сжиженного газа в следующей последовательности:

- отсоединить резинотканевые рукава вентиль паровой фазы автоцистерны с вентилем жидкой фазы резервуара, а к вентилю паровой фазы этого же резервуара присоединить второй рукав, свободный конец которого закрепляется на устойчивой треноге высотой три метра таким образом, чтобы выходящее из него газовоздушная смесь распространялась по направлению ветра;

- медленно открыть вентиль паровой фазы автоцистерны, проверить обмыливание герметичность соединения рукава и открыть вентиль паровой фазы резервуара;

- плавно открыть вентиль жидкой фазы резервуара, присоединенного рукавом автоцистерны, установить необходимый режим продувки -расход вытесняемый газовоздушной смеси составляет ориентировочно 0,2 м³/с.

Окончание продувки определяется по содержанию кислорода в газовоздушной смеси, выходящий из продувочного резинотканевого рукава. Продувка считается законченной, если содержание кислорода в смеси не превышает одного процента.

По окончанию продувки резервуара приступают к сливу жидкой фазы СУГ, для чего переключают рукава таким образом, чтобы вентиль жидкой фазы автоцистерны был соединен с вентилем жидкой фазы резервуара, а вентиль паровой фазы автоцистерны - с вентилем паровой фазы резервуара.

Для слива СУГ открывают отключающие устройства на автоцистерне, проверяют обмыливанием герметичность соединения рукавов со штуцерами и при отсутствии утечек газа открывают вентиль паровой фазы резервуара, затем медленно открывают вентиль жидкой фазы.

При заполнении резервуара, не имеющего сжиженного газа (нового или после технического свидетельствования, ремонта), газ в нём подаётся медленно во избежание образования статического электричества в свободнопадающей струе газа.

При заполнении резервуара открывать отключающие устройства на трубопроводах следует по ходу газа, плавно, во избежание гидравлических ударов.

Контроль степени заполнения резервуара ведётся через контрольную трубку 85%-ного наполнения резервуара. При появлении жидкой фазы из вентиля контрольной трубки (определяется по изменению цвета газа) заполнение резервуара немедленно прекращают, перекрывая вентили на автоцистерне. Приподнимая рукав сливают из него остатки сжиженного газа в резервуар, после чего закрывают вентили жидкой и паровой фазы на резервуарной установки. Удаляют остатки газа из рукавов в атмосферу через продувочный вентиль автоцистерны и отсоединяют рукава от резервуарной установки и автоцистерны. Устанавливают заглушки на штуцеры отключающих устройств резервуарной установки и автоцистерны и проверяют обмыливанием герметичность их соединения.

После наполнения резервуара СУГ проверяют газоиндикатором или мыльной эмульсией герметичность запорной арматуры и резьбовых соединений редукционной головки. Обнаружение утечки СУГ устраняется в аварийном порядке.

Рабочее давление СУГ после регулятора давления не должно превышать максимальное предусмотренное проектом.

Защитный кожух редукционной головки и ворота ограждения должен быть закрыт на замок.

Ограждение площадки резервуарной установки обеспечивается предупредительными надписями « Огнеопасно-ГАЗ».

При сливе СУГ не разрешается оставлять резервуар и автомобиль без присмотра.

Слив СУГ в резервуарную установку во время грозовых разрядов не разрешается.

Слив СУГ в резервуарную установку в процессе её эксплуатации осуществляется в соответствии с правилами безопасности.

Слив СУГ в резервуар запрещается при выявлении неисправностей, истечения срока очередного технического освидетельствования резервуара, остаточным давлении в резервуарах менее 0,005 МПа.

Для слива СУГ в подземный резервуар необходимо:

-отключить резервуар от газопровода низкого давления путём перекрытия отключающих устройств после регулятора давления с установкой заглушек и на газопроводе низкого давления от резервуара по паровой фазе;

-установить автоцистерну в положение, удобное для подсоединения резинотканевых рукавов;

-проверить исправность действия манометра на резервуарной установке путём кратковременной установке стрелки на «0»;

-соединить рукавом вентиль паровой фазы автоцистерны с вентилем паровой фазы резервуара;

-соединить рукавом вентиль жидкой фазы автоцистерны с вентилем жидкой фазы резервуара;

-открыть вентиль паровой фазы на автоцистерне, поверить герметичность соединений резинотканевого рукава и его целостность, затем открыть вентиль паровой фазы на резервуаре и, наблюдая за показаниями манометров, выровнять давление в резервуаре и автоцистерне;

- открыть вентиль жидкой фазы на автоцистерне, проверить герметичность соединений рукава и его целостности, затем, плавно открывать вентиль жидкой фазы на резервуаре, приступить к сливу газа.

В летний период, когда давление газа в автоцистерне выше, чем в резервуаре, СУГ допускается сливать в резервуар только через шланг жидкой фазы. газопровод оборудование здание

Перед заполнением резервуара, оборудованного испарителя, необходимо:

- отключить подачу теплоносителя в испаритель;

-произвести слив СУГ.

Для ускорения слива СУГ из автоцистерн в подземный резервуар рекомендуется применять технологию ускоренного слива с использованием испарителя.

Результаты работ по сливу СУГ оформляют в наряде - допуске на газоопасные работы.

После окончания слива СУГ в резервуарную установку необходимо проверить настройку регулятора давления и закрыть на замок защитный кожух редукционной головки и ворота ограждения.

2.11 Эксплуатация резервуарной установки сжиженного газа

Эксплуатация установки сжиженного газа заключается в периодическом её осмотре и устранении выявленных дефектов. Периодичность осмотра определяется действующими правилами. Резервную установку проверяют не реже 1 раза в месяц.

При проверки резервуарной установки кроме выявления и устранения утечек в арматуре проверяют по жидкостному манометру величину выходного давления настраивая регулятор на номинальное давление, а также проверяют исправность запорно-предохранительного и сбросного клапана и наличие противопожарного инвентаря.

2.12 Сроки и порядок переосвидетельствование резервуара

В соответствии с требованиями «Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», резервуары, используемые для хранения газа у потребителей, подлежат переосвидетельствованию, которое предусматривает осмотр внешней и внутренней поверхности сосудов и их гидравлическое испытание. Работы по техническому освидетельствованию резервуара выполняет бригада рабочих не менее трех человек, прошедших обучение и сдавших экзамен комиссии с участием инспектора Госгортехнадзора. Работы проводятся под руководством инженерно- технического работника (мастера, инженера) по наряду на газоопасные работы и специальному плану, утвержденному главным инженером треста (конторы) газового хозяйства или того ведомства, на балансе которого находятся резервуар.

Подготовительные работы и техническое освидетельствование резервуара выполняется в присутствии лица, ответственного за безопасную эксплуатацию сосуда. В настоящее время техническое освидетельствование подземного резервуара проводят без освобождения от грунта (без раскопки) без снятия наружной изоляции с проверкой толщины стенок ультразвуковым толщиномером.

Замеряют толщину стенок резервуара импульсным ультразвуковым толщиномером. Результаты замеров оформляют протоколом, к которому прилагают эскиз развертки резервуара с нанесением на нем точек замера. После проверки толщены стенок резервуара, документацию предъявляют инспектору Ростехнадзора РФ для проведения внутреннего осмотра и гидравлического испытания.

Для проверки качества изоляции открывают поверхность резервуара площадью 1 . в случае обнаружения значительных повреждений изоляции покрытие наносят заново на всей поверхности резервуара.

Результаты проверки изоляции оформляют актом.

Гидравлическое испытание следует проводить пробным давлением, равным 1,25 рабочего, но не менее р+ 3кгс/см. под пробным давлением сосуд должен находиться 5 мин, после чего давление снижают до рабочего и осматривают все видимые сварные соединения и прилегающие к ним участки. Резервуар считается выдержавшим испытание, если:

- в сосуде не окажется признаков разрыва - течи в корпусе или в сварных соединениях, а так же заметного на глазах снижение пробного давления;

- не обнаружится остаточных деформаций после испытаний (вздутий, выпучин, изменений формы и др.)

После гидравлического испытания дворового резервуара проводят пневматическое испытание на плотность арматуры и соединений головки. Результаты технического освидетельствования резервуара инспектор Госгортехнадзора заносит в паспорт резервуара и при положительных результатах освидетельствования выдает разрешение на дальнейшую эксплуатацию. Техническое переосвидетельствование подземного резервуара проводят через 10 лет, внутренний осмотр -1раз в 4 года. Гидравлическое испытание с предварительным внутренним осмотром- 1 раз в восемь лет. Для новых резервуаров и после ремонта - перед включением в работу.

2.13 Техническое обслуживание и ремонт резервуарной установки при эксплуатации

При техническом обслуживание резервуарной установки, находящейся в эксплуатации, выполняют следующие работы:

· очистку территории и оборудования резервуарной установки от пыли, грязи, снега;

· проверку уровня газа на резервуаре путем поочередного кратковременного открытия вентилей уровнемерных трубок до выхода жидкой фазы;

· выявление и устранение утечек в арматуре, в обвязки редукционной головки и в обвязки резервуара (не реже одного раза в месяц);

· проверку газоанализатора контрольной трубки на трубопроводе жидкой фазы резервуара для выявления утечки газа;

· наблюдение за состоянием и окраской трубопровода, кожуха и ограждения резервуарной установки, проверку наличия и исправности запора па дверце кожуха и ограждения, наличие предупредительных надписей, наличие подъездных путей;

· проверку сроков переосвидетельствования резервуара;

· проверку исправности резьбы на штуцерах патрубков для присоединения рукавов при сливе сжиженного газа из автоцистерн, наличие заглушек на штуцерах;

· контроль манометром давление газа в газопроводе после регулятора давления и при необходимости настройку его на номинальное значение;

· проверку работоспособности пружинного предохранительного клапана

· проверку параметров настройки запорного предохранительного клапана;

· проверку состояния и работоспособности пружинного манометра путём кратковременного их отключения трехходовым краном, но не реже 1 раза в месяц; 1 раз в 6 месяцев манометры подлежат проверке контрольным манометром.

Техническое обслуживание резервуарной установки проводится по графикам в сроки, соответствующие указанным в паспортах на оборудование, арматуру и приборы, и предусматривает:

-проведение внешних осмотров технического состояния резервуарной установки одновременно с обходом газопроводов;

- проверку исправности и параметров настройки регулятора давления и предохранительных клапанов не реже 1раза в 3 месяца;

-проверку параметров настройки пружинных предохранительных клапанов подземного резервуара и их регулировку не реже одного раза в год.

Техническое обслуживание проводится в соответствии с инструкциями, утверждёнными техническим руководством эксплуатационной организации в установленном порядке.

При текущем ремонте резервуарной установки выполняются работы, входящие в техническое обслуживание, а также:

-перенабивка сальников на вентилях и смазка пробковых кранов, проверка плавности хода открывания и плотности закрытия всех отключающих устройств, герметичность резьбовых, фланцевых, сварных соединений;

- разборка регулятора давления, осмотр мембран, клапанов, пружин, рычажного механизма, сборка и настройка регулятора на заданный режим работы, включая настройку сбросного предохранительного клапана, встроенного в регулятор;