Проект реконструкции сети среднего давления а. Новая Адыгея Республики Адыгея

Графическая часть.dwg

План газопровода М 1:500
План внутреннего устройства газоснабжения М 1:100
Аксонометрическая схема (бм)
Топочная h=0м S=0м² V=0м³
Кухня h=0м S=0м² V=0м³
Форточка в верхней части окна
Венткамера приточная
Венткамера на подпор
РВ1-250х150 L=150-в.з.
РВ1-250х150 L=150-н.з.
РВ1-150х150 L=75-в.з.
РВ1-150х150 L=75-н.з.
План тех. этажа на отм. -2.200
Отключающее устройство Dy200
Переход ПЭСталь D225хDy219
План 1 этажа на отм. 0.000
Г1 ПЭ100 SDR11 110х10
Тройник электросварной D225
Г1 ПЭ100 SDR11 225х20
Тройник редукционный удл. D225х110х225
Заглушка электросварная D225
Переход диаметра электросварной D225х160
Тройник электросварной D160
Отключающее устройство Dy100
Переход ПЭСталь D110хDy108
Переход диаметра электросварной D110х090
Переход диаметра электросварной D090х063
Переход диаметра электросварной D110х063
S1#2; А1-2 (1051х297)
Сводный план инженерных сетей
ВЕДОМОСТЬ ЖИЛЫХ И ОБЩЕСТВЕННЫХ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ
Станция водоподготовки
Очистные сооружения ливнев.
Стелла "Другие берега
Подз. авт-ка на 18 машмест.
Подз. авт-ка на 46 машмест.
Подз. авт-ка на 42 машмест.
Подз. авт-ка на 60 машмест.
Подз. авт-ка на 26 машмест.
Подз. авт-ка на 88 машмест.
Жил. дом со встр.-пристр.
подземной автостоянкой
подземн.-автостоянкой-39мм
подземн. автостоянкой-39мм
Жил. дом со встроен.
встроен.-пристроен.
помещениями в подвале
Жил. дом со встроенными
Резервуар чистой воды 2х150м3
Детская игровая площадка
Хозяйственная площадка
Площадка для стоянки
легковых автомобилей
Площадка для отдыха
Площадка для занятия
Площадка для мусоросборн.
"Жилая застройка в а. Новая Адыгея
Тахтамукайского района
Республики Адыгея" - Литер 4; 5; 6
территория автосалона "Тойота
кад. номер 01:05:2900013:3075
кад. номер 01:05:2900013:1259
каб. 10 кВ 1 каб. связь гл. 0.7
ведётся планировка грунта
кабель связи гл. 0.7
изменения диаметра газовой трубы
на данную территорию проход запрещён
территория днт "Здоровье
газ по стене 89 ст. н.д.
кад.№ 01:05:2900013:2555
репер на заборе 20.86
Встроенная подземная автостоянка
Схема маршрута прохождения газопровода М 1:500
Переточное устройство OVR-160
Электромагнитный s*;клапан dy20
План расположения объектов капитального строительства (бм)
Газоснабжение жилого дома по ул. в
План газопровода. Внутренние устройства газоснабжения. Аксонометрическая схема.
Проектная документация разработана в соответствии с государственными правилами
требованиями экологических
санитарно-гигиенических
противопожарных и других норм
действующих на территории Российской Федерации и обеспечивает безопасную для жизни и здоровья людей эксплуатацию объекта при соблюдении предусмотренных рабочими чертежами мероприятий.
Дымовой канал отопительной печи выполнить в соответствии с требованиями п.п.6.6.8-6.6.23 СНИП 41-01-2003. Вентканал выполнить согласно серии 5.905-28.04 "Дымовые и вентиляционные каналы из асбестоцементных труб газифицируемых помещений".5.905-28.04.1-2.
Дымоудаление и вентиляцию выполнить согласно серии 5.905-28.04 "Дымовые и вентиляцион- ные каналы из асбестоцементных труб газифицируемых помещений.5.905-28.04.
В жилом доме устанавливается газовый котел _ с закрытой камерой сгорания. Отвод продуктов сгорания и забор воздуха для горения производится коаксиальной трубой согласно СНИП 41-01-2003 и СП 41-108-2004.
Отключающий кран к газовой плите устанавливается на горизонтальном участке газо- провода не менее 20см от края плиты.
Отключающий кран на вводе устанавливается на стене не менее 0
м от дверных и оконных проемов.
Газовый счетчик ВК-G-T с температурной компенсацией устанавливается на наружной стене здания под навесом
в закрывающемся на ключ металлическом ящике.
При параллельной прокладке проектируемого газопровода с другими подземными инже- нерными сетями нормативное расстояние указано от наружной стенки газопровода до наружной стенки коммуникаций (наружной стенки колодцев).
Серия 1-93 УГП 1.00 СБ
Счётчик газовый бытовой Qном= м³ч
Водонагреватель проточный
Кран на вводе 11Б27n dy 25
Газопровод-ввод труба dy 25×3
Сер. 5.905-1805 УКГ 11.00
Крепление газопр-да на опоре из трубы
Сер. 5.905-25.05 УГ 8.00
Врезка dy 25 по типу У17
ТУ 3712-031-36214188-2001
Кран на вводе КШ-32Г (Ж) dy 32
Кран на вводе 11Б27n dy 40
Кран на вводе 11Б27n dy 20
Кран на вводе 11Б27n dy 15
Сер. 5.905-25.05 УГ 25.00
Врезка в газ-д торцевая dy
Подключение торцевое dy
Сер. 5.905-25.05 УГ 23.00
Врезка в газ-д тавровая dy
Подключение тавровое dy
Сер. 5.905-25.05 УГ 10.00.01
Прокладка г-да dy в футляре dy
l=м на выходе из земли
Спецификация. Аксонометрическая схема.
Расположение вентканала на плане
в пределах помещения
Условные обозначения
Охранная зона газопровода
Ведомость чертежей основного комплекта ИОС.6
План сетей газоснабжения М 1:500
Литер-4 (1-этаж). План внутреннего устройства газоснабжения
Литер-4 (2-этаж). План внутреннего устройства газоснабжения
Литер-4 (3-этаж). План внутреннего устройства газоснабжения
Литер-5 (1-этаж). План внутреннего устройства газоснабжения
Литер-5 (2-этаж). План внутреннего устройства газоснабжения
Литер-5 (3-этаж). План внутреннего устройства газоснабжения
Литер-6 (1-этаж). План внутреннего устройства газоснабжения
Литер-6 (2-этаж). План внутреннего устройства газоснабжения
Литер-6 (3-4-этаж). План внутреннего устройства газоснабжения
Литер-6 (5-7-этаж). План внутреннего устройства газоснабжения
Проектируемый надземный газопровод низкого давления
Плита газовая бытовая ПГ-4
Термозапорный клапан
Отключающее устройство на газопроводе
Газовый котел с закрытой камерой сгорания
Расчетные (проектные) данные о потребности объекта капитального строительства в газе
Наименование строения
Наименование помещения
Наименование агрегата
м³час с учетом К одновр.
Давление газа перед горелкой
«Жилая застройка в а. Новая Адыгея
Тахтамукайского района Республики Адыгея»- Литер 4; 5; 6.
Система газоснабжения
Литер-4 (1-этаж). План внутреннего устройства газоснабжения.
Литер-4 (3-этаж). План внутреннего устройства газоснабжения.
Литер-4 (2-этаж). План внутреннего устройства газоснабжения.
Литер-5 (1-этаж). План внутреннего устройства газоснабжения.
Литер-5 (2-этаж). План внутреннего устройства газоснабжения.
Литер-5 (3-этаж). План внутреннего устройства газоснабжения.
Литер-6 (1-этаж). План внутреннего устройства газоснабжения.
Литер-6 (2-этаж). План внутреннего устройства газоснабжения.
Литер-6 (5-7-этаж). План внутреннего устройства газоснабжения.
Литер-6 (3-4-этаж). План внутреннего устройства газоснабжения.

Диплом.docx

Реферат----------------------------------------------------------------------------------------5 Введение--------------------------------------------------------------------------------------6
ГЛАВА 1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ--------------------------------------------------------------7
1 Характеристика объекта строительства-------------------------------------------7
2 Геологическая характеристика района проведения работ---------------------7
3. Гидрогеологические условия района ---------------------------------------------9
4 Климатическая характеристика района--------------------------------------------9
5 Обоснование маршрута прохождения линейного объекта по территории района строительства---------------------------------------------------------------------10
ГЛАВА 2. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ--------------------------------------------------12
1. Подготовительные работы---------------------------------------------------------12
1.1 Земляные работы--------------------------------------------------------------------14
1.2 Укладки газопровода---------------------------------------------------------------21
1.3Сварочно-монтажные работы-----------------------------------------------------23
1.4 Контроль качества сварных стыков и испытание газопроводов----------30
2. Оборудование газорегуляторного пункта---------------------------------------31
2.1. Назначение и принцип действия газорегуляторный пункт шкафной---32
ГЛАВА 3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ-------------------------------------------------------36
1. Гидравлический расчет газопровода среднего давления--------------------36
ГЛАВА 4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ----------------------------------------------46
1 Расчет экономической эффективности газификаций Тахтамукайского района Республики Адыгея--------------------------------------------------------------46
ГЛАВА 5. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ
ПРОЕКТА-----------------------------------------------------------------------------------47
1. Организационно-технических мероприятий по обеспечению безопасности линейного объекта-------------------------------------------------------47
2. Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности-------------------------56
3. Мероприятия по безопасному производству земляных работ------------------58
4. Защита атмосферного воздуха---------------------------------------------------------61
5. Защита от негативного воздействия на водные объекты-------------------------62
6. Защита земель и почвенного покрова------------------------------------------------63
7. Требования по обращению с отходами----------------------------------------------63
ЗАКЛЮЧЕНИЕ--------------------------------------------------------------------------------66
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ--------------------------------------67
Выпускная квалификационная работа на тему: «Проект реконструкции сети среднего давления а. Новая Адыгея Республики Адыгея»
Ключевые слова: ГАЗОПРОВОД СРЕДНЕГО ДАВЛЕНИЯ ГАЗОПРОВОД НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЙ ПУНКТ ШКАФНОЙ ЗЕМЛЯНЫЕ РАБОТЫ ТРАССИРОВКА ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ.
Выпускная квалификационная работа содержит 68 страниц машинописного текста в том числе 4 таблицы и 12 рисунков также приведён список использованных литературных источников состоящий из 21 наименований.
В данной работе приведена технология строительства подземного газопровода среднего давления технологические и конструктивные решения линейного объекта обоснована трасса прокладки и проведен гидравлический расчет газопровода среднего давления.
Выполнен экономический анализ и рассчитаны экономические показатели эффективности строительства газопровода среднего давления. В работу включены разделы по безопасности жизнедеятельности и охраны окружающей среды.
Использование природного газа не ограничивается только приготовлением пищи - хоть и опосредовано он применяется для подачи тепла в жилые дома. Большинство крупных городских котельных в Европейской части России используют в качестве основного топлива именно природный газ
Вся европейская часть России словно паутиной опутала сетью магистральных и распределительных газопроводов. Свыше 900000 тысяч километров газовых труб это в двадцать два раза больше окружности Земли. Они собирают газ с десятков месторождений распределяют по стране и транспортируют за ее пределы. Сегодня система газоснабжения использует самые передовые технологии и умеет мгновенно реагировать на внештатные ситуации.
В настоящее время по добыче и запасу голубого топлива Россия занимает лидирующие позиции. Всего в мире добывают 35 триллиона кубометров газа из них свыше 640 миллиардов кубометров российские. Более 23 добытого в России голубого топлива потребляется внутри страны и лишь меньше 13 идет на продажу за рубеж. Первые поставки небольшого объема отечественного газа были осуществлены еще в конце 1940 года в Польшу. С того времени количество потребителей возросло до нескольких десятков зарубежных стран. Это значительная часть в нашей экономике. Если оценивать в долях поступления доходов в бюджет то около 10 % дохода федерального бюджета. Ежегодно только Газпром приносит государству около двух триллионов рублей. Значение газовой отрасли для экономики страны сложно переоценить. Пол миллиона работников огромная индустрия дающая мультипликативный эффект для развития смежных отраслей. Гигантские заказы для промышленности новые рабочие места строительство жилья социально-культурных и спортивных объектов. Эта энергия словно заряжает всё вокруг для того чтобы успешно двигаться вперед.
ГЛАВА 1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1 Характеристика объекта строительства
По административному делению исследуемый участок относится к поселку городского типа Яблоновский и а. Новая Адыгея Тахтамукайского района Республики Адыгея.
Рис. 1.1. Ситуационная схема
Район проведения работ находится в южной части Восточно-Европейской равнины в пределах Прикубанской низменности. Участок исследований имеет плоский равнинный рельеф осложнен инженерной деятельностью человека: жилая застройка отвалы насыпного грунта насыпи автодорог дамбы.
Территория загружена подземными коммуникациями (силовой кабель водопровод канализация газопровод связь) из надземных коммуникаций трасса пересекает и идет вдоль ЛЭП на отдельных участках трасса проектируемого газопровода пресекает автодороги и идет по насыпи проезжей части и насыпи дамб.
2 Геологическая характеристика района проведения работ
Все объекты вблизи исследуемого участка в геоморфологическом отношении размещаются на высокой пойменной террасе левого берега р. Кубань. Геолого-литологическое строение по данным объектам изучено на глубину 10.0 – 30.0м.
Участок под трассу проектируемого газопровода размещается на высокой пойменной террасе левого берега р. Кубань.
По данным разведочного бурения геолого-литологическое строение участка на глубину до 5.0 м представлено отложениями четвертичного комплекса.
Выделено 4 стратиграфогенетических комплекса (СГК).
– четвертичных техногенных (t QIV) отложений представленных насыпным гравийным грунтом с супесчаным заполнителем до 45.1% укатанным твердым в кровле до 0.08 – 0.15 м асфальт распространен в пределах участка локально в насыпи дорог до 0.40 – 0.50 м.
– насыпной суглинок с включением до 20.3% строительного мусора (гравий битый кирпич) твердый распространен локально в насыпи дорог дамб и отвалах грунта до 0.40 – 2.30 м.
– четвертичных элювиальных (е QIV) отложений представленных почвой темно-серой глинистой твердой с примесью гумуса с корнями растений вскрыт в пределах участка локально до глубины 0.20 – 0.30 м.
– глиной темно-серой тяжелой полутвердой с примесью гумуса с бурыми стяжениями гидроокислов железа распространен в пределах участка локально до глубины 0.90 – 1.75 м мощность 0.40 – 0.70 м.
– суглинком темно-серым тяжелым твердым полутвердым с примесью гумуса с корнями растений с бурыми стяжениями гидроокислов железа распространен в пределах участка локально до глубины 0.50 – 2.90 м мощность 0.40 – 0.90 м.
– четвертичных делювиальных (d QIV) отложений представленных суглинком буровато-серым легким полутвердым с включением до 5% рыхлых карбонатов распространен в пределах участка локально до глубины 1.85 – 3.30 м мощность 1.20 – 1.65 м.
– супесью буровато-желтой пластичной распространен в пределах участка локально до глубины 2.0 – 4.60 м мощность 0.50 – 2.80 м.
СГК – четверичных аллювиальных (а QIV) отложений представленных глиной серой легкой полутвердой с примесью органических веществ распространен в пределах участка локально до глубины 3.80 – 4.30 м мощность 1.80 – 2.45 м.
– песком серым пылеватым средней плотности ниже УПВ водонасыщенным распространен в пределах участка локально до вскрытой глубины 3.0 – 5.0 м вскрытая мощность 0.40 – 1.90 м.
– песком буровато-желтым мелким средней плотности ниже УПВ водонасыщенным распространен в пределах участка локально до вскрытой глубины 3.0 – 5.0 м вскрытая мощность 0.40 – 1.60 м.
3. Гидрогеологические условия района
Подземные воды в пределах исследуемой территории приурочены к четвертичным аллювиальным отложениям. Водовмещающими породами служат пески.
На период исследований пробуренными скважинами подземные воды вскрыты на глубине 2.10 – 4.90 м. Абсолютные отметки установившегося уровня подземных вод (УПВ) 14.50 – 18.25 м. УПВ в течение года колеблется максимальный подъем УПВ ожидается на 0.50 м выше замеренного на отметках 15.0 – 18.75 м. Область разгрузки подземных вод происходит в р. Кубань направление водного потока на северо-восток к р. Кубань.
4 Климатическая характеристика района
Согласно климатическому районированию участок изысканий относится к степной зоне для которой характерны следующие климатические факторы: среднемесячная температура воздуха составляет: в январе от -5° до -2°С в июле от +21° до +25°С среднегодовая температура +10.8°С.
Абсолютный минимум температуры зимой составляет -36°С абсолютный максимум температуры летом достигает +42°С.
Среднегодовая сумма осадков в район составляет 725 мм. Распределение осадков в году неравномерное.
Краснодар характеризуется сравнительно небольшой скоростью ветра (2.5 мсек). В течение всего года в городе и его окрестностях господствуют ветры восточного и западного направлений (30 %) и северо-восточного и юго-западного (37%). Наибольшее число дней с сильным ветром (более 15 мсек) составляет 39. Роза ветров приведена на рис. 3.1.
Для района изысканий в пригороде Краснодара принимается:
- по среднемесячной температуре воздуха (°С) в январе - район 0 °С;
- по среднемесячной температуре воздуха (°С) в июле – район 25 °С;
- по отклонению средней температуры воздуха наиболее холодных суток от среднемесячной температуры (°С) в январе – район 15°С.
5 Обоснование маршрута прохождения линейного объекта по территории района строительства
Трассировка проектируемых газопроводов решена с учетом расположения существующих коммуникаций и сооружений.
Рис. 1.2. План газопровода
Выбранный вариант обоснован минимальными пересечениями и сближениями от существующих подземных и надземных коммуникаций зданий сооружений.
Рис. 1.3. Продольный профиль газопровода
Диаметры проектируемых газопроводов приняты согласно выполненному гидравлическому расчету и обеспечат бесперебойную работу газоиспользующего оборудования.
Местом врезки является существующий подземный стальной газопровод среднего давления Dу = 300 мм проложенный по ул. Шоссейная в п. Яблоновский.
Проектируемый газопровод среднего давления является источником газоснабжения объекта: Жилищный комплекс «Другие Берега» в а. Новая Адыгея ул. Береговая №1 №3.
От места врезки прокладывается подземный газопровод среднего давления из стальных и полиэтиленовых труб: 219х60 ГОСТ 10704-91Вст3сп ГОСТ 10705-80; ПЭ 100 ГАЗ SDR11 225х205; 110х100 ГОСТ Р 50838-2009.
ГЛАВА 2. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1. Подготовительные работы
Строительная полоса сооружения линейной части газопровода представляет собой линейно-протяженную строительную площадку в пределах которой выполняется весь комплекс строительства трубопровода в том числе:
- основные – строительно-монтажные и специальные строительные работы.
- вспомогательные – погрузка транспортировка и разгрузка труб изоляционных сварочных и других материалов оборудования машин механизмов конструкций изделий деталей и др. обеспечивающих бесперебойное производство СМР;
- обслуживание – контроль качества и безопасности производства СМР обеспечение выполнения природоохранных мероприятий при выполнении основных и вспомогательных строительных процессов техническое обслуживание и ремонт машин механизмов социально-бытовое обслуживание строителей охрана материальных ценностей.
В этом плане подготовка строительной полосы для сооружения линейной части магистрального газопровода является частью общей подготовки строительного производства цель которого - обеспечение планомерного развертывания и выполнения СМР в полном соответствии с проектом производства работ (ППР).
Подготовительные работы подразделяются на внетрассовые и внутритрассовые относимые соответственно к мобилизационному и подготовительно-технологическому этапам подготовки строительного производства.
Во всех природно-климатических условиях строительства линейной части магистральных газопроводов при подготовке строительной полосы следует соблюдать четыре основных принципа:
Нанесение минимального ущерба окружающей природной среде (экологический принцип);
Подготовка полос работы сварочно-монтажных бригад и изоляционно-укладочных колонн должна обеспечивать технически технологически и организационно условия для разгрузки труб или трубных секций их сварки в плети (сплошную нитку) различными методами для выполнения изоляционно-укладочных работ (совмещенным или раздельным способом при трассовой изоляции и раздельным - при трубах с заводской или базовой изоляцией) а также для закрепления газопровода на проектных отметках путем его балластировки (железобетонными пригрузами грунтом грунтом с использованием нетканых синтетических материалов - НСМ и др.) или закрепления анкерными устройствами;
Планировка полосы разработки траншеи (с учетом диаметра и толщины стенки труб она должна соответствовать радиусу упругого изгиба газопровода в вертикальной плоскости за исключением участков врезки кривых вертикальных вставок предусмотренных проектом) при геодезическом контроле на всем протяжении трассы;
Полоса движения транспортных средств (вдольтрассовый проезд) должна быть спланирована с учетом возможности беспрепятственной транспортировки основных грузов - одиночных труб длинномерных секций труб (до 36 м).
При подготовке строительной полосы выполняется внутритрассовые работы как расчистку площадку строительства от посторонних предметов которые могут помешать планировке площадки строительства.
При планировке площадки строительства на пересеченной местности осуществляют срезку бугров и склонов а также подсыпку низинных мест. Выполняются работы по расчистке площадок от деревьев и кустарников.
Вертикальная планировка выполнена с учетом существующего рельефа из условия скорейшего отвода поверхностных вод от проектируемого сооружения.
Земли под строительство газопровода средного давления находятся в ведении МО «Тахтамукайский район» Республика Адыгея.
Перечень землепользователей по трассе газопровода
МО «Тахтамукайский район»
Земельный участок предоставляемый для размещения газопровода выделяется из состава земель населенного пункта в краткосрочное пользование на период строительства трубопровода и представляет собой территорию вдоль запроектированной трассы необходимую для выполнения комплекса подготовительных земляных и строительно-монтажных работ ограниченную условными линиями проведенными параллельно осям трубопровода.
Перечень исходных данных приведен в табл. 2.2.
Механизмы для разработки грунта при устройстве траншеи
Экскаватор одноковшовый ЭО-3311 оборудованный обратной лопатой с объемом ковша 04 -065м3
Схема разработки траншеи
С передвижением экскаватора по оси траншеи и размещением отвала параллельно траншее
Форма сечения траншеи
Трапецеидальный профиль
Форма сечения отвала
Механизмы для обратной засыпки
Продолжение таблицы 2.2
Способ обратной механизированной засыпки
С косопоперечными параллельными проходами бульдозера.
Полиэтилен - ПЭ 100 ГАЗ SDR 11225 х 205 ГОСТ Р 50838-2009;
Сталь - 219х60 ГОСТ 10704-91В-Ст3сп ГОСТ10705-80.
Способ и схема соединения труб
Соединение труб с помощью фитингов с закладными нагревателями и контактной сваркой встык с использованием передвижной и переносной сварочной установки.
Плетями соединяемыми на берме траншеи; вручную.
Ширина и протяженность отвода определяется в зависимости от назначения и категории земель вдоль трассы газопровода материла и диаметра труб способов их соединения и укладки от физико-механических свойств грунтов и глубины заложения трубопровода от способа и схемы обратной засыпки смонтированного трубопровода на основании исходных данных.
Характеристика земель отводимых во временное пользование
Земли МО «Тахтамукайский район»
В проекте рекультивации земель в соответствии с условиями представления земельных участков в пользование и с учетом местных природно-климатических особенностей должны быть определены:
- границы угодий по трассе трубопровода в которых необходимо проведение рекультивации;
- толщина снимаемого плодородного слоя почвы по каждому участку подлежащему рекультивации;
- минимальная ширина полосы в которой снимается плодородный слой почвы (ширина траншеи по верху плюс 05 м в каждую сторону);
- ширина зоны рекультивации в пределах полосы отвода;
- место расположения отвала для временного хранения снятого плодородного слоя почвы;
- методы нанесения плодородного слоя почвы и восстановления ее плодородия;
- допустимое превышение нанесенного плодородного слоя почвы над уровнем ненарушенных земель;
- методы уплотнения разрыхленного минерального грунта и плодородного слоя после засыпки трубопровода.
В теплое время года снятие плодородного слоя почвы и его перемещение в отвал следует производить роторным рекультиватором типа ЭТР 254-05 а также бульдозерами (типа Д-493А Д-694 Д-385А Д-522 ДЗ-27С) продольно-поперечными ходами при толщине слоя до 20 см и поперечными - при толщине слоя более 20 см. При толщине плодородного слоя до 10 - 15 см рекомендуется для снятия и перемещения его в отвал применять автогрейдеры.
Снятие плодородного слоя почвы должно производиться на всю проектную толщину слоя рекультивации по возможности за один проход или послойно за несколько проходов. Во всех случаях нельзя допускать смешивания плодородного слоя почвы с минеральным грунтом.
Лишний минеральный грунт образуемый в результате вытеснения объема при укладке трубопровода в траншею в соответствии с проектом может быть равномерно распределен и спланирован на полосе снятого плодородного слоя почвы (перед нанесением последнего) либо вывезен за пределы строительной полосы в специально указанные для этого места.
Вывозка лишнего минерального грунта осуществляется по двум схемам:
После засыпки траншеи минеральный грунт бульдозером или автогрейдером равномерно распределяется по полосе подлежащей рекультивации затем после его уплотнения производится срезка грунта скреперами (типа Д-357М Д-511С и др.) на требуемую глубину с таким расчетом чтобы обеспечить допускаемое превышение уровня наносимого плодородного слоя почвы над поверхностью ненарушенных земель. Скреперами грунт транспортируется в специально указанные в проекте места;
Минеральный грунт после разравнивания и уплотнения срезается и перемещается бульдозером вдоль полосы и укладывается в целях повышения эффективности его погрузки на транспорт в специальные бурты высотой до 15 - 20 м объемом до 150 - 200 м3откуда он одноковшовыми экскаваторами (типа ЭО-4225 оборудованными ковшом с прямой лопатой или грейфером) либо одноковшовыми фронтальными погрузчиками (типа ТО-10 ТО-28 ТО-18) грузится в автосамосвалы и вывозится за пределы строительной полосы в специально указанные в проекте места.
Первая схема рекомендуется при дальности вывозки грунта до 05 км вторая - более 05 км.
При вывозке грунта на расстояние более 05 км следует использовать автосамосвалы (типа МАЗ-503Б КРАЗ-256Б) или другие машины.
Погрузку плодородного слоя (также предварительно сдвинутого в бурты) на самосвалы в этом случае рекомендуется выполнять фронтальными погрузчиками (типа ТО-10 Д-543) а также одноковшовыми экскаваторами (типа ЭО-4225) оборудованными ковшом с прямой лопатой или грейфером. Оплата всех указанных работ должна быть предусмотрена в дополнительной смете.
Снятие плодородного слоя почвы как правило производится до наступления устойчивых отрицательных температур. В исключительных случаях по согласованию с землепользователями и органами осуществляющими контроль за использованием земель допускается снятие плодородного слоя почвы в зимних условиях.
Рис. 2.1. Принципиальная схема полосы отвода при строительстве магистральных трубопроводов.
Перед разработкой траншеи необходимо восстановить разбивку оси траншеи. При разработке траншеи одноковшовым экскаватором по оси траншеи расставляют вешки впереди по ходу машины и сзади вдоль уже вырытой траншеи. При рытье роторным экскаватором на передней части его устанавливают вертикальный визир который позволяет машинисту ориентируясь на установленные вешки держаться проектного направления трассы.
На дне траншеи не следует оставлять обломки стальных пород гравия твердых комков глины и прочих предметов и материалов которые могут повредить изоляцию укладываемого трубопровода.
На линейных работах по ходу рытья траншей под трубопроводы в соответствии с рабочими чертежами разрабатывают котлованы под краны конденсатосборники и другие технологические узлы размерами по 2 м во все стороны от сварного стыка трубопровода с арматурой.
Под технологические разрывы (захлесты) разрабатываются приямки глубиной 07 м длиной 2 м и шириной не менее 1 м в каждую сторону от стенки трубы.
При сооружении линейной части трубопроводов поточным методом грунт вынутый из траншеи укладывается в отвал с одной (левой по направлению работ) стороны траншеи оставляя другую сторону свободной для передвижения транспорта и производства строительно-монтажных работ.
Во избежание обвала вынутого грунта в траншею а также обрушения стенок траншеи основание отвала вынутого грунта следует располагать в зависимости от состояния грунта и погодных условий но не ближе 05 м от края траншеи.
Обвалившийся грунт в траншее может быть зачищен экскаватором с грейферным ковшом непосредственно перед укладкой трубопровода.
Разработка траншей одноковшовым экскаватором с обратной лопатой ведется в соответствии с проектом без применения ручной подчистки дна (это достигается рациональным расстоянием продвижения экскаватора и протаскиванием ковша по дну траншеи) что обеспечивает устранение гребешков на дне траншеи.
Рис 2.2 Схема траншеи с откосом: H - высотa откоса; S – заложению.
Траншея и котлованы должны разрабатываться с откосами. Траншеи с вертикальными стенками без крепления разрешается разрабатывать в мерзлых и в грунтах естественной влажности с ненарушенной структурой при отсутствии грунтовых вод на следующую глубину м:
- в насыпных песчаных и гравелистых грунтах - не более 1;
- в супесях - не более 125;
- в суглинках и глинах - не более 15.
Рис 2.3. Схема укладки грунта бульдозером: а - срезка б и в - транспортирование и разравнивание; г - уплотнение кулачковым катком.
Необходимость временного крепления стенок траншеи и котлованов устанавливается проектом в зависимости от глубины выемки состояния грунта гидрогеологических условий величины и характера временных нагрузок на берме и других местных условий.
При невозможности применения инвентарных креплений стенок котлованов или траншей следует применять крепления изготовленные по индивидуальным проектам утвержденным в установленном порядке.
При установке креплений верхняя часть их должна выступать над бровкой выемки не менее чем на 15 см.
Устанавливать крепления необходимо в направлении сверху вниз по мере разработки выемки на глубину не более 05 м.
Разборку креплений следует производить в направлении снизу вверх по мере обратной засыпки выемки.
Разработка траншейными (роторным цепным) экскаваторами в связных грунтах (суглинках глинах) траншей с вертикальными стенками без крепления допускается на глубину не более 3 м. В местах где требуется пребывание рабочих должны устраиваться крепления траншей или откосов.
1.2 Укладки газопровода
Плети газопроводов укладывают в траншею обычно тремя подъемными кранами (трубоукладчиками) установленными вдоль плети на расстоянии 15 40 м один от другого (в зависимости от диаметра трубопровода). Укладку газопровода ведут с одного конца плети. Подъемный кран расположенный у конца плети захватив ее на расстоянии 3 4 м от конца опускает стрелу вынося тем самым газопровод над траншеей. В траншею плеть опускают с помощью лебедки подъемного крана. Затем первый кран передвигается вперед по направлению укладки газопровода. Опускание плети продолжает второй кран и т.д. Плети и секции газопроводов опускают на дно траншеи плавно без рывков и ударов о стенки и дно траншеи или о распорки креплений.
В том случае если укладку плетей выполняют двумя кранами плеть сначала укладывают над траншеей на подкладки а затем опускают ее в проектное положение.
Пребывание в траншее людей во время опускания в нее плетей секций или узлов трубопроводов запрещается.
Разрыв во времени между отрывкой траншей и опусканием в них газопроводов должен быть минимальным.
В летнее время сварку монтажных стыков а также укладку и засыпку плетей трубопровода производят в самое прохладное время суток (утром) так как при укладке в жаркое время газопровод удлинится и будет защемлен засыпанным грунтом. В дальнейшем при естественном охлаждении газопровода могут возникнуть напряжения способные вызвать его разрушение. В том случае если при сборке и сварке плетей образовался недопустимо большой зазор между их концами запрещается уменьшать его за счет расширения газопровода при нагревании солнечными лучами.
В зимнее время газопроводы укладывают в траншее сразу же после подчистки дна траншеи и засыпают талым грунтом на глубину не менее 30 50 см над верхом трубопровода.
Во время перерывов в работе концы газопроводов уложенных в траншею закрывают деревянными пробками или заглушками чтобы внутрь газопровода не могли попасть посторонние предметы. После опускания газопровода в траншею стыки плетей или секций сваривают в приямках в неповоротном положении.
После укладки в траншеи газопровод на всем протяжении должен опираться на плотно утрамбованный грунт.
Газопровод собранный из сварных труб должен быть уложен в траншею так чтобы все продольные швы располагались в разбежку на верху газопровода и были доступны для осмотра.
После опускания газопровода на дно траншеи и сварки стыков производят геодезическую проверку отметок укладки подбивку труб грунтом после чего газопроводы засыпают мягким грунтом слоем 200 мм оставляя не засыпанными сварные стыки. После испытания газопровода и составления соответствующего акта траншею окончательно засыпают грунтом.
Рис 2.4 Схема укладки газопроводов с бермы траншеи с применением траверс: а - с траверсой у головного трубоукладчика; б - с траверсой у заднего трубоукладчика; в - с траверсами у обоих трубоукладчиков; 1 - задний трубоукладчик; 2 - головной трубоукладчик; 3 - трубная плеть.
Расстояния (пролеты):
l3- от трубоукладчика (по центру) до конца опуска трубы в траншею принимаются по таблице выше при этом следует учитывать что больше значение расстояний используется при наличии траверс у обоих трубоукладчиков.
Засыпка траншеи после укладки газопровода должна производиться на подготовленную «постель» с последующей присыпкой песком и уплотнением грунта. Допускается присыпка местным консистентным грунтом мелких фракций. При засыпке газопровода необходимо обеспечить сохранность труб и изоляции плотное прилегание газопровода к дну траншеи проектное расположение газопровода. При засыпке газопровода необходимо исключать подвижки. На горизонтальных участках поворота газопроводов вначале засыпается участок поворота а затем остальная часть. Засыпку участка поворота начинают с его середины двигаясь поочередно к концам.
Рис. 2.5 засыпка траншей косоперечными параллельным проходами
При этом способом расыпки движение бульдозера происходит под 45° к оси траншеи.
1.3 Сварочно-монтажные работы
Строительство газопровода среднего давления Ду-300 мм осуществляется в пределах технологической полосы отвода.
Движение строительной техники и механизмов принято по существующим дорогам и в полосе отвода.
Полоса отвода для подземного газопровода приведена в таблице 2.4.
Полоса отвода для подземного газопровода
ПЭ 100 ГАЗ SDR11 ГОСТ Р 50838-2009;
ГОСТ 10704-91В-Ст3сп ГОСТ 10705-80
Наружный диаметр Дн м
Дн 225х205; 110х100. 219х60; 108х40
Способ соединения труб
Соединение труб сваркой с использованием
передвижной и переносной сварочной установки с помощью фитингов с закладными нагревателями
Ширина траншеи по дну bд м
Глубина траншеи (усредненная) hм
Ширина свободной зоны бермы
Ширина защитной зоны участка сборки труб в плети bэсм
Ширина полосы движения транспортных средств bтр м
Ширина зоны отвала грунта в основании bом
Ширина зоны перемещения бульдозера при обратной засыпке bпм
Ширина полосы отвода
B=bд+2bб+bэс+bз.кр+bтр+bз.тр
+bо+bп=07+2х10+1+20+23+20
Площадь полосы отвода га
Монтаж газопроводов должен выполняться специализированной монтажной организацией в соответствии с требованиями СП 42-101-2003.
Количество и тип оборудования при строительстве принято в соответствии с физическими объемами строительно-монтажных работ весом конструкций принятыми методами организации строительства.
Проектом предусматривается строительство газопровода среднего давления из полиэтиленовых труб:
- ПЭ 100 ГАЗ SDR11 225х205; 110х100 ГОСТ Р 50838-2009.
- 219 х 60; 108 х 40 ГОСТ 10704-91В-Ст3сп ГОСТ 10705-80.
В соответствии с техническими условиями проектируемый газопровод среднего давления является источником газоснабжения объекта: Жилищный комплекс «Другие Берега» в а. Новая Адыгея ул. Береговая №1 №3.
От места врезки прокладывается подземный газопровод среднего давления до места установки ГРПШ.
При строительстве и монтаже газопровода должны применяться технология сварки и сварочное оборудование обеспечивающее качество сварки.
Электроды сварочная проволока должны подбираться в соответствии с маркой свариваемой стали и технологией сварки а также температурой наружного воздуха при которой осуществляется строительство газопровода.
На сварочных стыках подземных газопроводов должна быть нанесена маркировка (клеймо сварщика) выполнившего сварку. При заварке стыка несколькими сварщиками клейма проставляются на границах свариваемых участков.
Для сварки труб с помощью соединительных деталей с закладными нагревателями применяют сварочные аппараты работающие от сети переменного тока напряжением 230 В (190-270 В) от аккумуляторных батарей или от передвижных источников питания (миниэлектростанций).
Технологический процесс соединения труб с помощью соединительных деталей с закладными нагревателями включает:
подготовку концов труб (очистка от загрязнений механическая обработка - циклевка свариваемых поверхностей разметка и обезжиривание);
сварку стыка (установка и закрепление концов свариваемых труб в зажимах позиционера (центрирующего приспособления) с одновременной посадкой детали с ЗН подключение детали с ЗН к сварочному аппарату);
сварку (задание программы процесса сварки нагрев охлаждение соединения).
Механическую обработку поверхности концов свариваемых труб производят на длину равную не менее 05 длины используемой детали. Она заключается в снятии слоя толщиной 01 - 02 мм с поверхности размеченного конца трубы. Для труб диаметром до 75 мм а также для удаления заусенцев с торца трубы как правило применяется ручной скребок (цикля). Для труб диаметром более 75 мм а также для труб изготовленных из ПЭ100 независимо от диаметра рекомендуется использовать механический инструмент (торцовочную оправку) которая обеспечивает быстрое и равномерное снятии оксидного слоя с поверхности труб. Кольцевой зазор между трубой и соединительной деталью не должен как правило превышать 03 мм и после сборки на трубе должны быть видны следы механической обработки поверхности.
Рис. 2.6. Схема соединения труб муфтой с закладным нагревателем: а - подготовка соединяемых элементов; б в г - этапы сборки стыка; д-собранный под сварку стык; 1 - труба; 2 - метка посадки муфты и механической обработки поверхности трубы; 3 – муфта; 4 - закладной нагреватель; 5 - клеммы токопровода; 6 - позиционер; 7 - токопроводящие кабели сварочные аппарата.
Свариваемые поверхности труб после циклевки и муфты обезжиривают путем протирки салфеткой из хлопчатобумажной ткани смоченной в спирте или других специальных обезжиривающих составах которые полностью испаряются с поверхности.
Детали с закладными нагревателями поставляемые изготовителем в индивидуальной герметичной упаковке вскрываемой непосредственно перед сборкой обезжириванию допускается не подвергать.
Механическую обработку и протирку труб и деталей производят непосредственно перед сборкой и сваркой. Детали с закладными нагревателями механической обработке не подвергаются.
Сборка стыка заключается в посадке муфты на концы свариваемых труб с установкой по ранее нанесенным меткам по ограничителю или по упору в позиционере. Рекомендуется для сборки стыков труб поставляемых в отрезках использовать центрирующие хомуты и позиционеры а для сборки стыков труб поставляемых в бухтах или катушках использовать выпрямляющие позиционеры.
В целях выявления наружных дефектов всех видов а также отклонений по геометрическим размерам и взаимному расположению элементов сварные соединения подлежат визуальному и измерительному контролю (визуально-измерительный радиографический контроль).
Толщина стенки для стального подземного газопровода принимается не менее 3 мм для труб диаметром до 50 мм и не менее 4 мм диаметров свыше 50 мм до 200 мм. Толщина стенки полиэтиленового газопровода применяется согласно ГОСТ Р 50838-2009.
При монтаже газопроводов должны быть приняты меры по предотвращению засорения полости труб плетей. Укладывать газопроводы в траншею следует опуская с бровки траншеи плети (нитки).
При надземной прокладке подъем и укладку плетей газопровода на опоры производят только после контроля качества сварных стыков.
Соединение полиэтиленовых труб между собой выполнять сваркой встык сварочным аппаратом с высокой степенью автоматизации. Соединение полиэтиленовых труб и деталями выполнять муфтами с закладными нагревателями сварочным аппаратом. Полиэтиленовые трубы доставляются на место строительства отрезками.
Соединение полиэтиленовых и стальных труб между собой предусмотрено неразъемными соединениями «полиэтилен-сталь» усиленного типа. Неразъемные соединения «полиэтилен-сталь» укладываются в траншею на песчаное основание высотой не менее 10 см и длиной по 10 м в каждую сторону от соединения и засыпаются песком на всю глубину траншеи.
Присыпку плети производить летом в самое холодное время суток зимой – в самое теплое время суток.
Не допускается использовать для строительства газопроводов трубы сплющенные имеющие уменьшение давления диаметра более чем на 5% от номинального и трубы с надрезами и царапинами глубиной более 07 мм.
Рис. 2.7. Соединение полиэтиленовой трубы и отводов с закладными нагревателями: а - Седловой отвод с закладным нагревателем; б - отвод с разрезной муфтой с закладным нагревателем; I - труба; 2 - метка посадки отводов и механической обработки поверхности трубы; 3 - отвод; 4 - закладной нагреватель; 5 - полухомут; 6 - винт крепления; F - усилие прижатия отвода при сборке и сварке.
Приварку к трубам Седловых отводов производят в следующей последовательности:
размечают место приварки отвода на трубе;
поверхность трубы в месте приварки отвода зачищают с помощью цикли;
привариваемую поверхность отвода обезжиривают а если он поставляется изготовителем в герметичной индивидуальной упаковке вскрываемой непосредственно перед сборкой то допускается не подвергать его обезжириванию;
отвод устанавливают на трубу и механически прикрепляют с помощью специальных зажимов хомутов и т.п.;
если труба в зоне приварки отвода имеет повышенную овальность (более 15% наружного диаметра трубы) то перед установкой отвода трубе придают правильную геометрическую форму с помощью калибрующих зажимов укрепляемых на трубе на расстоянии 15-30 мм от меток (зажимы снимают только после сварки и охлаждения соединения);
подключают к контактным клеммам токоподвода сварочные кабели;
после окончания сварки и охлаждения перед фрезерованием трубы производят визуальный контроль качества сварного соединения. Рекомендуется для проверки качества сварки через патрубок приваренного отвода подать избыточное давление воздуха внутрь Следового отвода с одновременным обмыливанием места примыкания основания отвода к газопроводу;
производят фрезерование стенки трубы для соединения внутренних полостей отвода и трубы после полного охлаждения соединения
Сварочные работы производить при температуре окружающего воздуха от минус 15оС до плюс 40оС. Выполнение сварочных работ при других температурах рекомендуется производить в специальных укрытиях обеспечивающие соблюдение заданного температурного интервала.
1.4 Контроль качества сварных стыков и испытание газопроводов
Законченные строительством газопроводы следует испытать на герметичность воздухом. Перед испытанием на герметичность внутренняя полость газопроводов должна быть очищена в соответствии с проектом производства работ.
Испытания подземных газопроводов следует производить после их монтажа в траншее и присыпки выше верхней образующей трубы не менее чем на 02 м или после полной засыпки траншеи.
До начала испытаний на герметичность газопровод следует выдерживать под испытательным давлением в течении времени необходимого для выравнивания температуры воздуха в газопроводе с температурой грунта. Испытания газопровода на герметичность производить путем подачи в газопровод сжатого воздуха и создания в газопроводе испытательного давления.
Значение испытательного давления и время выдержки под давлением принять согласно СП 62.13330.2011 для подземного полиэтиленового газопровода 03 ≤ Р ≤ 06 МПа время – 24 ч. испытательное давление – 075 МПа.
Результаты испытания на герметичность считаются положительными если за период испытания нет видимого падения давления в газопроводе.
2. Оборудование газорегуляторного пункта
Внутри ГРПШ производится установка оборудования предназначенного для снижения давления фильтрации газа а также учета различных технических параметров (опционально) а именно:
Измерительный комплекс (опционально).
Сбросные и предохранительные устройства.
Регулятор давления газа.
Запорная арматура (вентили задвижки краны).
Фильтр газовый сетчатый ФС.
Фильтр газа осуществляет его очистку от механических примесей. Степень засоренности фильтра определяется с помощью индикатора перепада давления.
Регулятор давления газа осуществляет понижение давления до требуемого и сохраняет его неизменным вне зависимости от изменения входного давления и расхода газа
Автоматический регулятор давления газа (РДГ) состоит из исполнительного механизма и регулирующего органа. Основной частью исполнительного механизма является чувствительный элемент который сравнивает сигналы датчика и текущего значения регулируемого давления. Исполнительный механизм преобразует командный сигнал в регулирующее воздействие и в соответствующее перемещение подвижной части регулирующего органа за счет энергии рабочей среды (это может быть энергия газа проходящего через регулятор давления газа (РДГ) либо энергия среды от внешнего источника электрическая сжатого воздуха гидравлическая).
Встроенный в регулятор предохранительный запорный клапан осуществляет перекрытие подачи газа в случае выхода давления (контролируемого через импульсный трубопровод 11) за верхний или нижний пределы его настройки.
Помимо запорного клапана для защиты потребителя от повышения выходного давления сверх установленных значений в составе ГРПШ предусмотрена сбросная линия предназначенная для сброса газа в атмосферу. Она состоит из трубопровода забора контролируемого давления с запорным устройством предохранительного сбросного клапана сбросного трубопровода.
2.1. Назначение и принцип действия газорегуляторный пункт шкафной
Газорегуляторный шкафной пункт ГРПШ предназначен для редуцирования высокого или среднего давления на требуемое автоматического поддержания заданного выходного давления независимо от изменения входного давления автоматического отключения подачи газа при аварийном повышении либо понижении выходного давления от допустимых значений очистки газа.
Проектом предусматривается установка шкафного пункта редуцирования газа марки ГРПШ-РДГ-50Н30-11-4-1400-У с двумя линиями редуцирования (основная и резервная) с регуляторами давления газа РДГ-50Н30.
Характеристика ГРПШ-РДГ-50Н30-11-4-1400-У
Наименование параметра или характеристики
Тип регулятора давления газа
Температура окружающего воздуха °С
Диапазон настройки давления газа на выходе Рвых кПа
Неравномерность регулирования %
Максимальное входное давление Рвх МПа
Пропускная способность (для газа плотностью ρ=072 кгм³) в зависимости от входного давления м³ч не менее:
Присоединительные размеры:
- входного патрубка мм
- выходного патрубка мм
Соединение входного и выходного патрубков импульса
сварное по ГОСТ 16037-80
Максимальная нагрузка на ГРПШ составляет 14000 м³час.
Расчетное давление на входе -028 Мпа;
Давление на выходе принято – 1015 кПа
Рис. 2.8. Габаритный чертеж ГРПШ-РДГ-50Н30-11-4-1400-У: 1-продувочной патрубок (DN20); 2 - выход газа Рвых (DN200); 3 - вход газа Рвх. (DN80); 4 - вход ПСК (DN50);5 - выход ПСК (DN50); 6 - подвод импульса к регулятору; 7 - регулятору замок.
Газ через входной газопровод поступает на фильтр где очищается от механических примесей и через предохранительно запорный клапан подается в регулятор давления где давление газа снижается и поддерживается в заданных предела независимо от расхода потребителей.
Рис. 2.9. Функциональная схема ГРПШ-РДГ-50Н30-11-4-1400-У: 1217 – кран шаровой DNBO фланцевой (3 шт); 34 - кран шаровой DN150 фланцевой с механическим приводом (2 шт); 56 - фильтр газа фг-8080С с ИПД (2 шт);78 - регулятор давления газа РДГ-50Н30 (2 шт); 910 - кран шаровой DN25 приварной nn (2 шт); 1112 - кран шаровой для манометра DN1S (1 шт); 13 - напоромер выходной (1 шт); 14 - манометр входной (1 шт); 1516 - кран шаровой DN1S приварной сп (2 шт); 18 - кран предохранительный сбросной ПСК-50Н5 (1 шт); 19202122 - кран шаровой DN20 приборной сп (4 шт).
В случае повышения давления газа после регулятора выше допустимых значений например в результате сбоя работы регулятора давления газа - срабатывает предохранительно-сбросной клапан - ПСК в результате чего излишки давления газа сбрасываются через сбросную свечу в атмосферу. Если давление газа продолжает возрастать и сброс газа через ПСК достаточного эффекта не дал срабатывает предохранительно-запорный клапан и доступ газа потребителю через эту линию редуцирования прекращается. Для того чтобы обеспечить безаварийную подачу газа потребителю даже в случае выхода из строя регулятора давления в ГРП установлена дополнительная линия редуцирования. На входе и выходе из ГРП установлены манометры. Для централизованного замера расхода газа устанавливается измерительное устройство - газовый счетчик промышленного назначения.
Для удобства обслуживания в шкафу имеются двери обеспечивающие свободный доступ к технологическому оборудованию. Конструкция шкафа обеспечивает защиту внутреннего пространства от попадания внутрь дождевой воды и снега.
Работа ГРПШ рассчитана на температуру окружающего воздуха от -40 0С до +60 0С.
Диаметры входа выхода газопровода сбросные трубопроводы ГРПШ приняты согласно паспортным данным завода-изготовителя. Габаритные размеры диаметр входа и выхода газопровода из ГРПШ уточняются на месте после получения пункта.
Трубопроводы отводящие газ от ПСК и продувочные газопроводы в ГРПШ выведены вертикально вверх на высоту не менее 4м от уровня земли. На концах сбросных и продувочных трубопроводов предусмотрены устройства исключающие попадание атмосферных осадков в эти газопроводы. Трубопроводы ГРПШ должны быть окрашены в желтый цвет согласно ГОСТ 14202-69.
ГЛАВА 3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
1. Гидравлический расчет газопровода среднего давления
В основе гидравлического расчета газопроводной сети лежит определение оптимальных диаметров газопроводов обеспечивающих пропуск необходимых количеств газа при допустимых перепадах давления. Расчет ведется исходя из максимально возможных расходов газа в часы максимального газопотребления. При этом учитываются часовые расходы газа на нужды производственных (промышленных и сельскохозяйственных) коммунально-бытовых потребителей а также на индивидуально-бытовые нужды населения (отопление горячее водоснабжение). Как правило при гидравлическом расчете газопроводов среднего и высокого давления расчетные расходы газа потребителями принимаются в качестве сосредоточенных нагрузок для сетей низкого давления учитывается также и равномерно распределенная нагрузка. Отличительной особенностью систем газоснабжения среднего давления с установкой газорегуляторных пунктов у каждого потребителя или небольшой группы потребителей населенного пункта является применимость к ним принципа расчета сетей с равномерно распределенными нагрузками.
При движении газа по трубопроводам происходит постепенное снижение первоначального давления за счет преодоления сил трения и местных сопротивлений:
Средняя скорость движения газа в трубе:
где V - объемный расход газа м3с;
F- площадь поперечного сечения трубы м3.
В зависимости от скорости потока диаметра трубы и вязкости газа течение его может быть ламинарным т. е. упорядоченным в виде движущихся один относительно другого слоев и турбулентным когда в потоке газа возникают завихрения и слои перемешиваются между собой.
Режим движения газа характеризуется величиной критерия Рейнольдса:
где - скорость потока мс;
D - диаметр трубопровода м;
- кинематическая вязкость м2с.
Интервал перехода ламинарного движения в турбулентное называется критическим и характеризуется Re - 2000–4000. При Re - 2000 течение ламинарное а при Re - 4000 турбулентное.
Практически в распределительных газопроводах преобладает турбулентное движение газа. Лишь в газопроводах малого диаметра например во внутридомовых при небольших расходах газ течет ламинарно. Течение газа по подземным газопроводам считают изотермическим процессом так как температура грунта вокруг газопровода за короткое время протекания газа изменяется мало.
Различают гидравлический расчет сетей низкого давления и среднего (высокого) давления.
При гидравлическом расчете газопроводов среднего и высокого давлений в которых перепады давления значительны изменение плотности и скорости движения газа необходимо учитывать поэтому потери давления на преодоление сил трения в таких газопроводах определяются по формуле:
где Pн и Pк – абсолютные давления газа в начале и в конце газопровода МПа;
V – расход газа м3ч при нормальных условиях;
p0 – плотность газа при нормальных условиях кгм3;
d – внутренний диаметр газопровода см.
Для сетей низкого давления потери определяются:
где Pн – давление в начале газопровода Па;
Pк – давление в конце газопровода Па.
При выполнении гидравлического расчета газопроводов расчетный внутренний диаметр газопровода можно предварительно определять по формуле:
где dp– расчетный внутренний диаметр см;
A – коэффициент зависящий от категории сети. Для сети низкого давления A = 106(1602) = 626 для сети среднего и высокого давления откуда P0 = 0101325 МПа;
Pm– усредненное абсолютное давление газа в сети МПа;
B n m – коэффициенты зависящие от материала газопровода. Для стальных труб B = 0022 m = 2 n = 5 для полиэтиленовых – B = 00446 m = 175 n = 475; Q0 – расчетный расход газа м3ч при нормальных условиях;
Руд – удельные потери давления (Пам – для сетей низкого давления МПам – для сетей среднего и высокого давления) определяемые по формуле:
где ΔРдоп – допустимые потери давления (Па – для сетей низкого давления МПа – для сетей среднего и высокого давления);
L – расстояние до самой удаленной точки м.
Внутренний диаметр газопровода принимается из стандартного ряда внутренних диаметров трубопроводов: ближайший больший – для стальных газопроводов и ближайший меньший – для полиэтиленовых.
Коэффициент гидравлического трения определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу характеризуемого числом Рейнольдса:
где v – коэффициент кинематической вязкости газа м2с при нормальных условиях;
d – внутренний диаметр трубопровода см;
V – расход газа м3ч при нормальных условиях.
А также в зависимости от гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода определяемой по условию (3.9):
где n – эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы принимаемая равной для новых стальных 001 см для бывших в эксплуатации стальных – 01 см для полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации – 00007 см для медных труб – 0001 см.
В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического трения : для ламинарного режима движения газа при Re≤ 2000:
для критического режима движения газа при Re= 2000–4000:
При Re 4000 в зависимости от выполнения условия:
- для гидравлически гладкой стенки (неравенство справедливо) при 4000 Re 100000:
- для шероховатых стенок (неравенство несправедливо) при Re> 4000:
Таким образом при проведении гидравлических расчетов газораспределительной сети учитывается материал газопровода а также процесс старения трубы который выражается в увеличении шероховатости и зарастании стальных труб и неизменности шероховатости в процессе эксплуатации и ползучести полиэтиленовых труб. Ползучесть полиэтиленовой трубы выражается в увеличении внутреннего диаметра на 5 % в процессе эксплуатации под воздействием внутреннего давления в результате уменьшения толщины стенки трубы.
Особая специфика полиэтиленовых труб заключается еще и в том что они могут изготавливаться из полиэтилена различной плотности: средней – ПЭ 80 высокой – ПЭ 63 (в настоящее время в системах газораспределения не применяется) а также на основе бимодального сополимера – ПЭ 100. Известно что внутренний слой стенки полиэтиленовой трубы насыщается газом и степень насыщения зависит от давления газа и плотности стенки. Насыщение газом приводит к изменению шероховатости стенки вследствие чего изменяется гидравлическое сопротивление трубы. Ползучесть также влияет на изменение шероховатости стенки трубы в процессе эксплуатации. В совокупности все эти факторы определяют пропускную способность полиэтиленовых труб.
При расчете газопроводов низкого давления прокладываемых в условиях резко выраженного переменного рельефа местности надо учитывать гидростатический напор.
где h – разность геометрических отметок газопровода м;
и – плотности воздуха и газа кгм3;
знак «+» – при течении газа по направлению снизу вверх (при ) а знак «-» – при движении газа сверху вниз (при >). Для случаев когда > (тяжелые газы) знаки меняются на обратные.
Потери давления в местных сопротивлениях вызываются изменениями величин и направлений скоростей движения газа в местах переходов газопровода с одного диаметра на другой в запорной арматуре отводах тройниках и т. д. По формуле Вейсбаха потери давления в местных сопротивлениях.
где – безразмерный коэффициент местного сопротивления.
Для ряда последовательно расположенных местных сопротивлений на газопроводе одного диаметра сумма их:
где .. коэффициенты различных местных сопротивлений.
Часто потери давления в местных сопротивлениях выражают через некоторую эквивалентную длину прямого участка трубы lэкв на которой линейные потери давления на трение равнозначны потерям на данном местном сопротивлении.
где D - внутренний диаметр газопровода м;
lэкв- эквивалентная длина м прямолинейного участка трубы данного диаметра на котором потери давления на трение равны потерям в местном сопротивлении при = 1.
B = 0022 m = 2 n = 5
Выбираем внутренний диаметр 273 мм с толщиной стенки 45 мм
А также в зависимости от гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода определяемой по условию:
Условия гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода не выполняется поэтому
Расчет пропускной способности газорегуляторного пункта
Пропускная способность газорегуляторов определяется по паспортным данным заводов-изготовителей полученным экспериментальным путем.
Регулятор давления подбирается по следующим исходным данным:
- общий расход V= 62233 м3ч;
- абсолютное давление газа до регулятора давления на входе в ГРП
р1 = рвх-(рф+рд+рзадв+рПЗК) + рабс=200 - (5+5+4+3)+1013= 2883кПа
Р2=рмаг+ рабс= 0190+01013=101 5 кПа
- абсолютное давление газа после регулятора давления на выходе из
- плотность газа ρ=0 72кгм3.
Подбор регулятора давления ведем по формуле:
Принимаем к установке регулятор давления ГРПШ-РДГ-50Н30-11-4 -1400-У технические характеристики которого: рвх=03 МПа м = 65 кг
Требуемая пропускная способность предохранительного сбросного клапана определяется как:
где Vmax – пропускная способность регулятора при расчетных входном и выходном давлениях газа м3ч .
Vтр = 00005*12346= 0617м3ч.
ГЛАВА 4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1 Расчет экономической эффективности газификаций Тахтамукайского района Республики Адыгея
Затраты на строительство газопровода среднего давления в п.Яблановский (3959 м) составляют 95 млн. руб. Рассчитаем срок окупаемости газопровода. Годовая пропускная способность (производительность) газопровода составляет 5451 млн. м3год. Проектируемый газопровод среднего давления врезается в надземный газопровод-выход из ГРПШ -1 высокого давления Ду 500 мм. Для расчета окупаемости газопровода примем цену на газ 66 руб. за 1 м3.
Годовой доход от продажи газа составляет:
×5451×106 = 3597млн. руб.
Общая протяженность газопровода составляет 3959 м. Проектируемый участок составляет 100% от общей протяженности.
Таким образом доход приходящийся на проектируемый участок составит:
97× 1 = 3597 млн. руб.
Рентабельность линейной части газопровода составляет 20 %.
Исходя из этого прибыль организации оказывающая газоснабжение за год составит:
97 ×02 = 7194 млн. руб.
Рассчитаем окупаемость проектируемого газопровода как отношение общих затрат на сооружение газопровода к прибыли:
Таким образом окупаемость данного участка газопровода составляет 075 года что является оптимальным сроком возврата вложений по отрасли.
ГЛАВА 5. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
1. Организационно-технических мероприятий по обеспечению безопасности линейного объекта
Организации осуществляющие эксплуатацию сетей газораспределения должны:
выполнять комплекс мероприятий включая мониторинг техническое обслуживание ремонт и аварийно-диспетчерское обеспечение сетей газораспределения и газопотребления обеспечивающих содержание сетей газораспределения и газопотребления в исправном и безопасном состоянии;
обеспечивать проведение технического диагностирования газопроводов зданий и сооружений технических и технологических устройств сетей газораспределения и газопотребления по достижении предельных сроков эксплуатации установленных проектной документацией;
хранить проектную и исполнительную документацию в течение всего срока эксплуатации опасного производственного объекта (до ликвидации). Порядок и условия ее хранения определяются приказом руководителя эксплуатирующей организации.
В случае отсутствия газовой службы в составе организации эксплуатирующей сети газораспределения и газопотребления предприятие вправе для оказания услуг по техническому обслуживанию и ремонту сети газораспределения и сети газопотребления задействовать подрядную организацию.
На ТЭС из числа руководителей (инженерно-технических работников) прошедших аттестацию в области промышленной безопасности должны быть назначены лицо ответственное за безопасную эксплуатацию сетей газораспределения и газопотребления и его заместитель.
На ТЭС с учетом особенностей оборудования технологии и характера производства до пуска оборудования в эксплуатацию должны быть разработаны производственные (технологические) инструкции содержащие требования технологической последовательности выполнения различных операций при подготовке к пуску оборудования технологических комплексов выводе в резерв ремонте допуске ремонтного персонала (работников) к выполнению работ на оборудовании.
В производственных (технологических) инструкциях должны быть указаны методы и объемы проверки качества выполненных работ по техническому обслуживанию и ремонту.
Производственные инструкции должны быть разработаны с учетом требований изготовителей технических устройств конкретных условий эксплуатации и утверждены техническим руководителем ТЭС.
К производственной инструкции должны прилагаться технологические схемы с указанием технических устройств мест врезки дренажей продувочных газопроводов (воздушников) сбросных газопроводов трубопроводов продувочного агента установки запорной регулирующей и предохранительной арматуры с нумерацией соответствующей действительности по месту.
В процессе эксплуатации сетей газораспределения и газопотребления ТЭС должны быть обеспечены:
подача газа газоиспользующему оборудованию требуемого давления очищенного от посторонних примесей и конденсата в количестве соответствующем его нагрузке;
безопасная работа оборудования а также безопасное проведение его технического обслуживания и ремонта;
своевременное техническое обслуживание и ремонт оборудования;
производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности.
При эксплуатации газопроводов и технических устройств необходимо выполнять:
Визуальный контроль технического состояния (обход) в сроки указанные в эксплуатационной документации;
проверку параметров срабатывания предохранительного запорного клапана (далее - ПЗК) и предохранительного сбросного клапана (далее - ПСК) установленных в ПРГ (ГРУ) после каждого ремонта но не реже одного раза в 6 месяцев;
проверку срабатывания ПЗК включенных в схемы защит и блокировок котлов перед каждым включением котла при его простое более 3 суток после каждого ремонта но не реже одного раза в шесть месяцев;
проверку герметичности фланцевых резьбовых и сварных соединений газопроводов сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или пенообразующего раствора при проведении технического обслуживания но не реже одного раза в 6 месяцев;
контроль загазованности воздуха в помещениях ПРГ и котельном зале (котельной) - постоянно автоматическими сигнализаторами загазованности и не реже 1 раза в смену с применением переносного газоанализатора;
проверку работоспособности автоматических сигнализаторов загазованности в помещениях ПРГ и котельном зале (котельной) не реже 1 раза в смену с применением переносного газоанализатора;
проверку срабатывания устройств технологических защит блокировок и действия сигнализации перед каждым пуском в работу оборудования и периодически в соответствии с утвержденным графиком;
очистку фильтров в соответствии с требованием организации-изготовителя но не реже 1 раз в 12 месяцев;
техническое обслуживание газопроводов и технических устройств в соответствии с требованием организации-изготовителя но не реже 1 раз в 6 месяцев;
техническое обслуживание средств защиты газопроводов от коррозии в соответствии с требованием организации-изготовителя но не реже 1 раз в 12 месяцев;
включение и отключение газопроводов и технических устройств в режимы резерва ремонта и консервации;
техническое диагностирование газопроводов и технических устройств;
отключение недействующих газопроводов и технических устройств с установкой заглушек.
При техническом обслуживании газопроводов выполняется проверка состояния уплотнений защитных футляров в местах прокладки газопроводов через наружные строительные конструкции здания и наличия равномерных зазоров между футлярами и газопроводами. Результаты проверки фиксируются в журналах технического обслуживания газопроводов и газоиспользующего оборудования.
При эксплуатации зданий сети газопотребления ТЭС эксплуатирующая организация осуществляет мониторинг за осадкой фундаментов
Визуальный контроль технического состояния (обход) сети газопотребления ТЭС проводится в сроки обеспечивающие безопасность и надежность ее эксплуатации но не реже сроков указанных в эксплуатационной документации. В случае их отсутствия не реже:
одного раза в смену для ПРГ внутренних газопроводов котельной;
одного раза в месяц для надземных газопроводов.
Периодичность обхода трасс подземных газопроводов устанавливается техническим руководителем ТЭС дифференцированно в зависимости от технического состояния газопроводов продолжительности и условий их эксплуатации (опасности коррозии давления газа характера местности и плотности ее застройки времени года грунтовых условий).
Осмотр газопроводов должен проводиться после выявления деформации грунта сейсмических воздействий и других негативных явлений которые могут вызвать недопустимые напряжения в газопроводе.
При осмотре подземных газопроводов проверяются на загазованность колодцы расположенные на расстоянии до пятнадцати метров в обе стороны от газопровода коллекторы подвалы зданий и другие помещения в которых возможно скопление газа.
При визуальном контроле не допускается подтягивание сальников на арматуре и откачка конденсата из дренажных устройств газопроводов с давлением более 03 МПа.
Проверка плотности соединений газопровода и арматуры установленной на нем проводится один раз в сутки по внешним признакам утечки газа (по запаху звуку) с использованием высокочувствительных газоанализаторов (течеискателей) или пенообразующего раствора (мыльной эмульсии).
Применение открытого огня для обнаружения утечки газа не допускается.
Проверка параметров срабатывания ПЗК и ПСК в ПРГ должна проводиться не реже одного раза в шесть месяцев а также после ремонта оборудования ПРГ.
Проверка срабатывания ПЗК котлов и горелок должна проводиться перед растопкой котла на газе после простоя более трех суток перед плановым переводом котла на сжигание газа а также после ремонта газопроводов котла.
Прекращение подачи электроэнергии от внешнего источника должно вызывать закрытие ПЗК горелок без дополнительного подвода энергии от других внешних источников.
Проверка настройки и действия предохранительных устройств газоиспользующего оборудования проводится перед пуском газа после длительной (более двух месяцев) остановки оборудования а также при эксплуатации в сроки установленные в эксплуатационной документации но не реже одного раза в два месяца.
Проверка срабатывания устройств технологических защит и действия сигнализации по максимальному и минимальному давлению газа в газопроводах проводится в сроки установленные изготовителями но не реже одного раза в шесть месяцев.
Сброс избыточного давления газа должен быть за пределы помещения и безопасен для персонала и исключающий его воспламенение от источника огня. Системы сброса газа должны обеспечивать безопасные условия рассеивания газа с учетом местных климатических условий включая розу ветров.
При проверке не должно изменяться рабочее давление газа в газопроводах.
Проверка блокировок производится перед пуском котла или переводом его на газообразное топливо.
Контроль загазованности в помещениях ПРГ и котельной должен проводиться стационарными сигнализаторами загазованности или переносным прибором из верхней зоны помещений не реже одного раза в смену.
При обнаружении концентрации газа необходимо организовать дополнительную вентиляцию и незамедлительные работы по обнаружению и устранению утечки газа.
Перед входом в помещение должна быть проведена проверка загазованности помещения переносным сигнализатором.
Очистку фильтра ПРГ необходимо проводить при достижении допустимого значения перепада давления указанного в паспорте технического устройства.
До начала и в процессе выполнения работ по техническому обслуживанию должен быть проведен контроль воздуха рабочих зон помещений (ПРГ машинного зала котельной) на загазованность с отметкой результатов анализа в наряде-допуске на проведение газоопасных работ.
При концентрации газа в помещении превышающей десять процентов нижний концентрационный предел распространения пламени (далее - НКПРП) работы должны быть приостановлены.
Газопроводы должны регулярно (по графику) дренироваться через штуцера устанавливаемые в нижних точках газопровода.
После окончания работ сопровождающихся нарушением целостности и разгерметизацией газопроводы должны быть испытаны на герметичность а после сварочных работ - на прочность и герметичность в соответствии с проектной документацией. При отсутствии в проектной документации требований к проведению испытаний испытания должны проводиться с учетом действующих документов по стандартизации и актов в сфере технического регулирования.
Техническое обслуживание газопроводов должно проводиться не реже одного раза в шесть месяцев.
При отключении газоиспользующего оборудования сезонного действия должны быть установлены заглушки на газопроводах-отводах к ним.
Техническое обслуживание сетей газораспределения и газопотребления ТЭС должно проводиться бригадой в составе не менее трех человек под руководством мастера с оформлением наряда-допуска на производство газоопасных работ в светлое время суток или при достаточном искусственном освещении.
Текущий ремонт с разборкой регуляторов давления предохранительных клапанов и фильтров проводится в сроки установленные в эксплуатационной документации но не реже одного раза в двенадцать месяцев если иное не установлено эксплуатационной документацией организации-изготовителя.
Текущий ремонт газопроводов и технических устройств должен проводиться на отключенном оборудовании и газопроводах с установкой заглушек на границах отключаемого участка со стороны подачи газа.
Перед ремонтом газоиспользующего оборудования осмотром и ремонтом топок котлов или газоходов газоиспользующее оборудование и запальные трубопроводы должны отключаться от действующих газопроводов с установкой заглушки после запорной арматуры.
После окончания ремонта на газопроводах и технических устройствах необходимо провести их испытания в соответствии с требованиями проектной документации при отсутствии в проектной документации требований к проведению испытаний - испытания проводить в соответствии с требованиями сводов правил для сетей газораспределения и газопотребления.
Техническое диагностирование (экспертиза промышленной безопасности) газопроводов технических и технологических устройств сетей газораспределения и газопотребления ТЭС должно проводиться в целях определения и прогнозирования их технического состояния
Аварийное отключение газопроводов должно производиться в случаях разрыва сварных стыков коррозионных и механических повреждений газопровода и арматуры с выходом газа а также при взрыве пожаре непосредственно угрожающих газопроводам и газоиспользующему оборудованию.
При обнаружении загазованности все работы должны быть приостановлены приняты меры по устранению утечки газа и выполнению мероприятий в соответствии с ПМЛА и производственными инструкциями.
Лица не участвующие в аварийно-восстановительных работах должны быть удалены из опасной зоны.
До начала работ связанных с разборкой запорной арматуры присоединением или ремонтом внутренних газопроводов работой внутри котлов а также при выводе котлов в режим консервации и ремонта отключающие устройства установленные на ответвлениях газопровода к котлу и на газопроводе к защитному запальному устройству (далее - ЗЗУ) горелок должны быть закрыты с установкой заглушек.
Газопроводы должны быть освобождены от газа продувкой воздухом или инертным газом.
Установка заглушек на внутренних газопроводах должна производиться на отключенном участке после его предварительной продувки воздухом или инертным газом и взятия пробы для анализа на содержание горючего газа.
Снятие заглушек на газопроводе должно производиться после проведения испытаний (контрольной опрессовки).
Подземные и надземные (наружные) газопроводы независимо от расчетного давления подлежат контрольной опрессовке под давлением 002 МПа.
Скорость падения давления не должна превышать 100 Пачас.
Оборудование и газопроводы ПРГ должны подвергаться контрольной опрессовке под давлением 001 МПа. Скорость падения давления не должна превышать 600 Пачас.
При значениях падения давления превышающих допустимые нормы пуск газа и снятие заглушек на газопроводах не разрешаются до устранения причин сверхнормативного падения давления и проведения повторной контрольной опрессовки.
Результаты контрольной опрессовки должны записываться в наряде-допуске на проведение газоопасных работ.
Если осмотренные и подвергшиеся контрольной опрессовке участки газопроводов не были заполнены газом то при возобновлении работ по пуску газа осмотр и опрессовка пускаемого участка должны быть произведены повторно.
Заглушки на газопроводах ПРГ при пуске газа после консервации или ремонта должны сниматься после осмотра технического состояния (обхода) газопроводов проведения технического обслуживания и испытания а после ремонта на газопроводе (сварочных работ) - после испытания на прочность и герметичность в соответствии с требованиями Правил.
До начала и в период проведения работ по установке и снятию заглушек должна проводиться проверка рабочей зоны на загазованность с использованием газоанализаторов. При предельно допустимой концентрации газа в воздухе рабочей зоны превышающей триста миллиграммкуб. метр работы должны выполняться в шланговых противогазах или кислородно-изолирующих противогазах.
Снятие заглушек на газопроводах котла при его выводе из режима консервации или ремонта должно выполняться после осмотра технического состояния котла проведения технического обслуживания и испытания проверки работоспособности технологических защит блокировок и сигнализации а также после записи ответственного лица в оперативном журнале о готовности котла к растопке.
Технологические защиты блокировки и сигнализация введенные в постоянную эксплуатацию должны быть включены в течение всего времени работы газоиспользующего оборудования.
Пуск газа в газопровод котла должен производиться при включенных в работу дымососах дутьевых вентиляторах дымососах рециркуляции в последовательности указанной в производственной инструкции по эксплуатации котла.
Продувать газопроводы котла через трубопроводы безопасности или через газогорелочные устройства котла не допускается.
Перед растопкой котла из холодного состояния должна быть проведена при включенных в работу тягодутьевых механизмах предпусковая проверка плотности закрытия запорной арматуры перед горелками котла включая общекотловой ПЗК котла а также автоматическая проверка плотности закрытия ПЗК установленных перед каждой горелкой котла.
2. Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности
Правовой основой технического регулирования в области пожарной безопасности являются Конституция Российской Федерации общепризнанные принципы и нормы международного права международные договоры Российской Федерации.
В соответствии с законодательством РФ газораспределительные сети относятся к категории опасных производственных объектов что обусловлено взрыво- и пожароопасными свойствами транспортируемого по ним газа.
Основой безопасной эксплуатации газораспределительных сетей определены Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». Любые работы в охранных зонах газораспределительных сетей производятся при строгом выполнении требований по сохранности вскрываемых сетей и других инженерных коммуникаций а также по осуществлению безопасного проезда специализированного автотранспорта и прохода пешеходов.
Лица имеющие намерения производить работы в охранной зоне газораспределительной сети должны получить письменное разрешение эксплуатационной организации газового хозяйства и не менее чем за три рабочих дня до начала работ пригласить представителя эксплуатационной организации на место. В случае повреждения газораспределительной сети или утечки газа во время работ в охранной зоне технические средства должны быть остановлены двигатели заглушены а персонал отведен от места проведения работ и расположен по возможности с наветренной стороны. О происшедшем немедленно извещается аварийно-диспетчерская служба эксплуатационной организации газораспределительной сети. До прибытия аварийной бригады руководитель работ обязан принять меры предупреждающие доступ к месту повреждения сети или утечки газа открытого огня.
Локализация и ликвидация аварийных ситуаций на данном объекте осуществляется выездными бригадами существующего диспетчерского пункта с круглосуточной работой включая выходные и праздничные дни.
При извещении о взрыве пожаре загазованности помещений аварийная бригада должна выехать в течении 5 минут.
Аварийная бригада должна выезжать на специальной машине оборудованной радиостанцией сиреной проблесковым маячком и укомплектованной инструментом материалами приборами контроля оснасткой и приспособлениями для своевременной ликвидации аварийных ситуаций.
При выезде по заявке для ликвидации аварий на наружных газопроводах бригада АДС должна иметь исполнительно-техническую документацию или планшеты (маршрутные карты).
3. Мероприятия по безопасному производству земляных работ
Земляные работы проводятся в соответствии с разработанным проектом производства работ с учетом требований законодательства Российской Федерации о градостроительной деятельности.
При выполнении земляных работ следует предусматривать мероприятия по предупреждению возникновения опасных производственных факторов влияющих на безопасное проведение работ.
Земляные работы на территории действующих производств проводятся в присутствии лица ответственного за их проведение.
При рытье котлованов и траншей на глубину более одного метра следует принять меры препятствующие отвисанию и обвалу грунта (образование откосов крепление стенок).
При изменении обстановки в зоне проведения земляных работ (возникновение парений утечки химических и пожаровзрывоопасных веществ) работы должны быть немедленно прекращены а исполнители удалены из опасных мест.
Работы следует возобновить после выяснения и устранения причин появления опасных производственных факторов влияющих на безопасное проведение работ а также контроля состояния воздушной среды подтверждающего отсутствие опасных веществ в зоне проведения земляных работ.
При обнаружении не указанных в схеме подземных сооружений и коммуникаций работы должны быть немедленно прекращены и продолжены только с разрешения лица ответственного за их проведение и владельца подземных сооружений и коммуникаций с разработкой дополнительных мер по безопасному ведению работ.
Вскрытые котлованы траншеи должны быть ограждены и при необходимости оборудованы переходными мостиками в темное время суток - освещены.
В местах проезда техники должны быть установлены предупредительные (запрещающие) дорожные знаки а в темное время суток установлено сигнальное освещение.
После окончания земляных работ должны быть произведены уборка рабочего места обратная засыпка котлована или траншеи а также восстановление территории в соответствии с первоначальным ее состоянием. Очищенные от грунта инструмент оснастка и приспособления применяемые в работе спецодежда спецобувь и средства индивидуальной защиты убираются в предназначенное для их хранения место.
Во избежание несчастных случаев рабочие обязаны строго выполнять правила поведения правила внутреннего распорядка и правила техники безопасности на объектах монтажа систем газоснабжения.
Запрещается без разрешения покидать свое рабочее место мешать работать другим находиться в зоне передвижения внутрипостроечного транспорта в зонах расположения строительных механизмов и электрооборудования не применяемых при выполнении монтажа систем газоснабжения.
Монтировать на высоте трубы и приборы пробивать отверстия сваривать разрешается только с лесов подмостей и монтажных люлек. Не разрешается устанавливать подмости на случайные опоры (бочки кирпичи трубы нагревательные приборы).
Настилы лесов подмостей и стремянок расположенных выше 11 м от уровня земли или перекрытия должны быть шириной не менее 1 м и иметь перила высотой 1 м от настила. Перила должны иметь вверху поручень в середине доску а внизу у настила - бортовую доску шириной не менее 15 см чтобы случайно не соскользнула нога рабочего.
На лесах и подмостях нельзя накапливать лишний материал и детали оборудования которые увеличивают нагрузку на настил и могут упасть на работающих.
Запрещается класть инструмент на край настилов. Не разрешается передвигать и поднимать леса если на них находятся рабочие. Подвесные леса и монтажные люльки раскрепляют тросами или растяжками из проволоки.
Лестницы-стремянки должны иметь устройства препятствующие самопроизвольному их раздвиганию. Лестницы и стремянки в местах движения людей и транспорта необходимо ограждать.
Перекладины деревянных приставных лестниц должны быть врезаны в тетивы которые скрепляют стяжными болтами не реже чем через каждые 2 м. Нижние концы приставных лестниц должны иметь резиновые наконечники или острые металлические шипы. Верхние концы лестниц необходимо прикреплять к прочным конструкциям.
Поднимать рабочих в люльках можно только при помощи лебедки с предохранительным приспособлением препятствующим самоопусканию люльки (храповое колесо с храповиком и тормозной лентой).
В местах пробивки отверстий устраивают защитные козырьки или на время работ ставят дежурных. Пробивать отверстия в стенах и перекрытиях здания для прохода труб или установки средств крепления необходимо в предохранительных очках.
При работе около электропроводов и электрооборудования находящихся под током рекомендуется принимать меры предосторожности во избежание поражения электрическим током.
При ведении монтажа в непосредственной близости от механического оборудования последнее должно быть выключено.
Снимать стропы с монтируемых трубопроводов и оборудования разрешается только после их прочного и надежного закрепления. При фланцевых соединениях трубопроводов и арматуры совпадение болтовых отверстий во фланцах следует проверять оправками (запрещается делать это пальцами).
К работам на высоте связанным с монтажом систем газоснабжения допускаются рабочие не ниже 3-го разряда не моложе 18 и не старше 60 лет проработавшие не менее одного года прошедшие медицинский осмотр и обучение по технике безопасности.
Монтажник при плохом самочувствии и физическом состоянии не позволяющем работать на высоте (головокружение боязнь высоты и т.п.) до начала работы должен заявить об этом своему руководителю и отказаться от такой работы.
В ходе строительно-монтажных работ по намеченному строительству загрязняющие вещества выделяются при работе машин и механизмов при проведении окрасочных земельных и сварочных работ.
4. Защита атмосферного воздуха
Основными источниками загрязнения воздушного бассейна при строительстве газопровода являются выхлопные газы строительных машин и механизмов углеводороды от складов ГСМ и сварочные аэрозоли от трубосварочных установок и ручной сварки.
В целях уменьшения загрязнения атмосферного воздуха токсичными соединениями в период строительства предусматриваются следующие мероприятия:
- комплектация парка техники строительными машинами с силовыми установками обеспечивающими минимальные удельные выбросы вредных веществ в атмосферу;
- осуществление запуска и прогрева двигателей транспортных средств строительных машин по утвержденному графику;
- запрет на оставление техники с работающими двигателями в ночное время;
- оснащение котельных электростанций строительных баз городков строителей и других стационарных источников вредных выбросов оборудованием по эффективной очистке обезвреживанию и утилизации уловленных продуктов;
- движение транспорта по установленной схеме недопущение неконтролируемых поездок.
Для снижения уровня шумовых воздействий от источников (экскаваторы бульдозеры передвижные электростанции др.) необходимо использовать усовершенствованные конструкции глушителей защитные кожухи многослойные покрытия капотов из резины поролона.
5. Защита от негативного воздействия на водные объекты
Основными видами воздействий на водную среду при работах по строительству газопровода являются загрязнения которые происходят вследствие: неорганизованного выноса загрязняющих веществ с территорий площадок строительства забора и сброса воды при гидроиспытаниях трубопроводов использования воды на строительные нужды сооружения переходов через водные преграды. Все это оказывает существенное значение на состояние водных объектов в связи с этим особое внимание уделяется соблюдению водного природоохранного законодательства Российской Федерации.
Для сокращения ущерба наносимого окружающей среде разрабатываются следующие мероприятия по уменьшению негативного воздействия на поверхностные и грунтовые воды:
- строгое соблюдение технологии строительства сроков строительно-монтажных работ (не планировать работы по переходу рек в период весеннего нереста инкубации икры и ската молоди);
- при производстве работ предусматривать водопропускные или водоотводные сооружения (организация водоотлива);
- на строительных площадках предусмотреть специально оборудованные места для сбора хозяйственно-бытовых сточных вод с последующим вывозом их для очистки;
- по завершению монтажных работ произвести восстановление естественного стока берегоукрепительные работы восстановление режима водоохранных зон и прибрежных полос водотоков.
6. Защита земель и почвенного покрова
При строительстве газопровода на почвенный покров оказываются прямые воздействия связанные с проведением земельных работ: нарушаются сложившиеся формы естественного рельефа ухудшаются физико-механические и химико-биологические свойства почвенного покрова. Для предотвращения и минимизации возможного воздействия в первую очередь необходимо проводить работы строго в границах отведенных под строительство не допускать нерациональную организацию строительного потока. Так же всегда строго соблюдать разработанные транспортные схемы и маршруты движения автотранспорта.
Важное мероприятие по защите почвенного покрова - рекультивация земель проводимая в 2 этапа - техническая и биологическая.
7. Требования по обращению с отходами
Процесс образования накопления выбор способа обезвреживания или захоронения отходов так же должен быть отражен в проекте нормативов образования отходов и лимитов их размещения.
При выполнении работ на объекте строительства должна быть проведена инвентаризация источников образования отходов организованы места временного хранения и накопление отходов организованы вывоз и передача специализированным организациям для захоронения обезвреживания утилизации или переработки.
При возникновении аварийной ситуации воздействие на окружающую среду может привести к глобальным экологическим проблемам. В связи с этим необходимо прогнозировать и предупреждать последствия аварий связанных с негативным воздействием на окружающую среду.
Мероприятия по снижению негативного воздействия на атмосферный воздух в период строительства:
качественная работа топливной аппаратуры что достигается с помощью ее тщательной регулировки и надежной работы фильтров;
снижение или исключение длительной работы двигателей строительно-монтажной техники на холостом ходу;
работа машин в оптимальном режиме обеспечивающем минимизацию вредных выбросов в атмосферу;
регулярный контроль технического состояния парка машин и механизмов строительных организаций проверка выхлопных газов на СО и СН.
Во всех мероприятиях по обеспечению охраны окружающей среды важную роль должен играть обслуживающий персонал.
От квалификации исполнителей их дисциплины и аккуратности зависит степень влияния машин и механизмов на окружающую среду.
Одним из важнейших природоохранных мероприятий позволяющих на стадии строительства эксплуатации ликвидации или при возможных аварийных ситуациях оценить влияние объекта на окружающую среду является экологический мониторинг. Его проведение обеспечивает экологическую безопасность.
Экологический мониторинг представляет собой систему долговременных наблюдений контроль и управление за состоянием экологической обстановки на объекте с применением современных технических средств включая в себя:
мониторинг источников выделения объемов выбросов загрязняющих веществ в атмосферу;
мониторинг различных компонентов окружающей среды;
мониторинг загрязнения атмосферного воздуха и водных объектов в промзонах и санитарно-защитных зонах объектов.
Задачи по наблюдению за состоянием окружающей среды возлагаются на службу эксплуатации начиная с периода его строительства. Для этого используются данные технического надзора за ходом строительства и материалы специальных обследований и наблюдений а в последующем мониторинг источников выброса и сброса на сооружениях объекта.
Проектируемый газопровод является герметичной системой и не оказывает влияние при эксплуатации на окружающую среду.
Непосредственное негативное воздействие на территорию и биологическую ее составляющую объекты транспорта газа оказывают только в период строительства - это изъятие земель в постоянное и временное пользование. В период длительной эксплуатации газопровода в штатном режиме он не является источником загрязнения объектов окружающей среды и потребителем ресурсов что способствует восстановлению экосистемы территории на новом уровне.
В выпускной квалификационной работе рассмотрена основная документация на строительство и эксплуатацию газопровода даны общие сведения о трассе газопровода. Рассмотрены основные технологические решения и выполнен гидравлический расчет. В экономической части рассчитана стоимость строительных работ газопровода и срок его окупаемости который составит 075 года.
В разделе «Техника безопасности и экологичность проекта» рассмотрели электробезопасность и пожарную безопасность проведен анализ влияния эксплуатируемого объекта на окружающую среду и меры по уменьшению выброса загрязняющих веществ.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
СП 42-101-2003 «Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб»
СП 42-102-2004 «Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб»
СП 14.13330.2018 «СНиП II-7-81* Строительство в сейсмических районах»
СП 18.13330.2019 «Производственные объекты. Планировочная организация земельного участка» (СНиП II-89-80* «Генеральные планы промышленных предприятий»
СП 19.13330.2019 «Сельскохозяйственные предприятия. Планировочная организация земельного участка» (СНиП II-97-76* «Генеральные планы сельскохозяйственных предприятий»)
СП 42.13330.2016 «СНиП 2.07.01-89* Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений»
СП 62.13330.2011 «СНиП 42-01-2002 Газораспределительные системы»
СП 118.13330.2012 «СНиП 31-06-2009 Общественные здания и сооружения»
СП 256.1325800.2016 «Электроустановки жилых и общественных зданий. Правила проектирования и монтажа»
СП 36.13330.2012 «СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы»
СП 402.1325800.2018 «Здания жилые. Правила проектирования систем газопотребления»
ГОСТ 34011-2016 Системы газораспределительные. Пункты газорегуляторные блочные. Пункты редуцирования газа шкафные. Общие технические требования
ГОСТ 34670-2020 Системы газораспределительные. Пункты редуцирования газа. Основные положения
СП 280.1325800.2016 «Системы подачи воздуха на горение и удаление продуктов сгорания для теплогенераторов на газовом топливе. Правила проектирования и устройства»
СП 281.1325800.2016 «Установки теплогенераторные мощностью до 360 кВт интегрированные в здания. Правила проектирования и устройства»
СП 56.13330.2011 «СНиП 31-03-2001 Производственные здания»
СП 373.1325800.2018 «Источники теплоснабжения автономные. Правила проектирования»
ГОСТ 21.205-2016 Система проектной документации для
строительства. Условные обозначения элементов трубопроводных систем зданий и сооружений
ГОСТ Р 58095.1-2018 Системы газораспределительные. Требования
к сетям газопотребления. Часть 1. Стальные газопроводы (Переиздание)
СП 44.13330.2011 «СНиП 2.09.04-87* Административные и бытовые

4027-Г-2017-Г-д с ШГРП к ЖК Другие Берега_Изм_2021_02.dwg

S1#2; А1-1 (946х297)
S1#2; А1-2 (1051х297)
S1#2; А1- 4 (1261х297)
S1#2; А1-3 (1156х297)
S1#2; А1-5 (1366х297)
S1#2; А1- 6 (1471х297)
Тургеневское шоссе 10 корп. 1
ТП 3-9 №693П 2х630 кВА
ведётся планировка грунта
кад.№ 01:05:2900013:2555
репер на заборе 20.86
кад № 01:05:2900013:5234
кабель 0.4 кВ по забору
канализация ливнёвая открытая
кад. № 01:05:2900013:1514
территория производственной базы
открытый склад стройматериалов
кад № 01:05:0200166:13
граница зу по данным из кадастровой палаты
граница земельного участка по данным из кадастровой палаты
заднюю межу небыло прохода
Газорегуляторный пункт шкафной ГРПШ-РДГ-50Н45-11-4-1400-У с основной и резервной линиями редуцирования на базе регуляторов РДГ-50Н
Переход ПЭсталь D110х к.т.; ПК0а+30
Внимание! Газопровод; ПК0а+9
Внимание! Канализация; ПК0а+9
X=476951.12; Y=1375864.01
Газовый стояк №3 к.т.; ПК0а+31
см. лист ТКР-5 X=476948.85; Y=1375869.06
Ситуационная схема бм
Отключающее устройство
Труба Г2 ПЭ100 ГАЗ SDR11-225х20
Сущ. труба Г2 Dy300
Сущ. труба Г2 Dn110
Исходными данными для разработки проекта газоснабжения являются: i0
- материалы инженерно-геодезических изысканий
выполненные: ИП Чаусов А.М. в 2017 г; - материалы инженерно-геологических изысканий
Проект разработан в соответствии с требованиями СП 62.13330.2011 "СНиП 42-01-2002. Газораспределительные системы" (Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002)
ТР №870 "О безопасности сетей газораспределения и газопотребеления"
СП 42-101-2003 "Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб"
СП 42-102-2004 "Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб"; СП 42-103-2004 "Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов". 3. Газопровод прокладывается из труб: ø219х6
ГОСТ 10704-91В-Ст3сп ГОСТ 10705-80*; ПЭ 100 ГАЗ SDR 11 - 225х20
ГОСТ Р 50838-2009 с коэффициентом запаса прочности не менее 3
4. Газовое оборудование
используемые в проекте
сертифицированы на соответствие требованиям безопасности и имеют разрешение Ростехнадзора России на применение. 5. Трубы
применяемые при строительстве
должны быть испытаны гидравлическим давлением на заводе-изгнотовители или иметь запись в сертификате о гарантии того
что трубы выдержат гидравлическое давление
величина которого соответствует требованиям стандартов или технических условий на трубы. 6. Сварное соединение сварных труб должно быть равнопрочно основному металлу труб или иметь гарантированный заводом-изготовителем
согласно стандарту или техническим условиям на трубы
коэффициент прочности сварного соединения. 7. не допускается использовать для строительства газопровода трубы сплющенные
имеющие уменьшение диаметра более
чем на 5% от номинального и трубы с надрезами и царапинами глубиной более более 0
мм. 8. Соединение полиэтиленовых труб между собой и деталями выполнять муфтами с закладными нагревателями сварочным аппаратом с высокой степенью автоматизации. 9. По всей длине газопровода на расстоянии 0
м от верха трубы присыпанного полиэтиленового газопровода прокладывается сигнальная лента желтого цвета с вмонтированным металлическим проводником с несмываемой надписью "Осторожно-Газ!". 10. В местах пересечения газопровода с инженерными коммуникациями на расстоянии 0
м от верха трубы присыпанного полиэтиленового газопровода дважды прокладывается сигнальная лента желтого цвета на расстоянии 0
м между собой и на 2
м в обе стороны от пересечения с коммуникацией. 11. Под газопровод в траншее сделать подсыпку толщиной 10 см песчаным грунтом и засыпку таким же грунтом на высоту не менее 20 см. 12. Неразъемное соединение "полиэтилен-сталь" и участки стального газопровода укладываются на основание из песка
м и присыпаются песком на всю глубину траншеи. 13. Стальные участки неразъемных соединений и другие стальные вставки подземного газопровода покрываются "весьма усиленной" изоляцией полимерными лентами толщиной не менее 1
мм (конструкция защитного покрытия №4 ГОСТ 9.602-2005). 14. Контроль стыков газопровода вести в соответствии с СП 62.13330.2011 п.10.4.1
табл.14. 15. Для обеспечения сохранности газопровода при его эксплуатации и ремонте в соответствии с "правилами охраны газораспределительных сетей" №878
предусматривается охранная зона вдоль трассы газопровода - в виде территории
ограниченной условными линиями
проходящими на расстоянии 2
метров с каждой стороны газопровода.
В границах территории
проходящими на расстоянии 4
м от подземного газопровода среднего давления - запрещается возводить здания и сооружения с фундаментом. 17. Перечень видов работ
необходимых для актов освидетельствования скрытых работ в соответствии с СП 48.13330.2011
СП 62.13330.2011: i0
- проверка глубины заложения
устройства футляров; - проверка качества защитного покрытия подземного газопровода; - продувка газопровода; - испытание газопровода на герметичность; - испытание и контроль сварных стыков; - выполнение герметизации вводов и выпусков всех инженерных коммуникаций в подвалы и технические подполья в радиусе 50
м от подземного газопровода. l0
q*;18. Приемка в эксплуатацию подземных газопроводов допускается: l3
- при надлежащей герметизации всех вводов и выпусков инженерных коммуникаций
проходящих через подземную часть наружных стен зданий
по серии 5.905-26.08
вып.1; - при сверлении отверстий в люках существующих колодцев подземных инженерных коммуникаций
расположенных вдоль трассы газопровода до 50
м в обе стороны от подземного газопровода.
Условные обозначения: i-2
- охранная зона шириной по 2
м в каждую сторону от оси газопровода i19.682
- проектируемый газопровод i19.682
- отключающее устройство на газопроводе i19.682
- газорегуляторный пункт шкафной i19.682
- табличка указатель расположения подземных коммуникаций i19.682
- опознавательный столб с табличкой указателем
Труба Г2 ПЭ100 ГАЗ SDR11-110х10
Граница муниципальных образований
Тахтамукайский район
МО "Старобжегокайское сельское поселение"
МО "Яблоновское городское поселение"
Линия совмещения с листом ППО-10
Линия совмещения с листом ППО-14
Линия совмещения с листом ППО-12
Линия совмещения с листом ППО-16
газопровод прокладывается методом горизонтально-направленного бурения. 2. От ПК27+8
; от ПК0б до ПК3б+12
газопровод прокладывается методом наклонно-направленного бурения.
Линия совмещения с листом ППО-4
Схема расположения листов раздела ППО
Врезка №1 тавровая dy200 q*;по сер. 5.905-25.05 УГ 23.00.06; к.т.; ПК0 X=474038.83; Y=1375644.77 Уел-2
Сущ. труба Г2 Dy 300
Переход ПЭсталь D225х к.т.; ПК0+4
Внимание! Водопровод; ПК0+50
Внимание! Канализация; ПК0+83
УП-90°; к.т.; ПК2+35
X=474256.91; Y=1375732.42
X=474083.67; Y=1375664.59
X=474110.98 ; Y=1375679.36
Внимание! Канализация; ПК1+9
Внимание! Канализация; ПК1+36
Внимание! Канализация; ПК1+44
X=474228.85; Y=1375724.19
Внимание! Водопровод; ПК2+29
Внимание! Канализация; ПК2+39
X=474259.32 ; Y=1375724.17
Внимание! Водопровод; ПК2+47
X=474264.18; Y=1375693.93
Линия совмещения с листом ППО-2
Прокладка полиэтиленового газопровода ПЭ100 ГАЗ SDR11-225х20
УП-90°; к.т.; ПК3+38
X=474294.81; Y=1375637.55
X=474299.03; Y=1375639.85
Внимание! Водопровод; ПК3+45
Внимание! Водопровод; ПК3+70
Внимание! Водопровод; ПК3+87
Внимание! Водопровод; ПК4+4
X=474377.50; Y=1375655.21
Внимание! Водопровод; ПК4+28
Внимание! Водопровод; ПК4+56
Внимание! Водопровод; ПК4+93
Внимание! Водопровод; ПК5+25
Внимание! Кабель связи; ПК5+53
Внимание! Водопровод; ПК5+55
Внимание! Канализация; ПК5+57
УП-90°; к.т.; ПК5+59
X=474512.78; Y=1375673.52
Внимание! Канализация; ПК5+66
Внимание! Водопровод; ПК5+86
Внимание! Водопровод; ПК6+25
Внимание! Кабель связи; ПК6+49
Внимание! Канализация; ПК7+28
УП-90°; к.т.; ПК7+35
X=474539.88; Y=1375500.35
Линия совмещения с листом ППО-6
Внимание! Водопровод; ПК3+15
Линия совмещения с листом ППО-8
Внимание! Водопровод; ПК8+45
X=474666.75; Y=1375521.12
X=474692.16; Y=1375526.35
Внимание! Водопровод; ПК9+9
Внимание! Водопровод; ПК9+32
X=474755.99; Y=1375535.58
X=475008.93; Y=1375581.61
X=475018.23; Y=1375584.23
Внимание! Кабель связи; ПК12+24
Внимание! Водопровод; ПК12+30
X=475034.65; Y=1375592.05
Внимание! Кабель связи; ПК12+62
Внимание! Водопровод; ПК12+62
Внимание! Канализация; ПК12+66
X=475093.18; Y=1375563.46
Внимание! Водопровод; ПК13+4
Внимание! Водопровод; ПК13+49
X=475178.67; Y=1375526.69
X=475191.32 ; Y=1375521.82
УП-90°; к.т.; ПК14+49
X=475225.62; Y=1375503.55
X=475221.81; Y=1375496.27
Внимание! Газопровод; ПК14+98
УП-90°; к.т.; ПК15+3
X=475205.65; Y=1375452.61
Внимание! Газопровод; ПК15+5
Внимание! Газопровод; ПК15+36
X=475257.45; Y=1375433.42
X=475306.61; Y=1375429.13
X=475321.61; Y=1375456.16
X=475345.00; Y=1375472.53
X=475363.15; Y=1375491.85
Внимание! Газопровод; ПК17+9
X=475367.07; Y=1375501.64
Внимание! Газопровод; ПК17+42
X=475414.11; Y=1375528.64
X=475438.14; Y=1375537.34
X=475530.46; Y=1375560.76
X=475559.74; Y=1375562.09
X=475610.35; Y=1375553.94
X=475683.64; Y=1375535.33
УП-90°; к.т.; ПК16+7
X=475303.72; Y=1375419.52
Внимание! Газопровод; ПК18+3
УП-90°; к.т.; ПК21+23
X=475761.45; Y=1375538.50
X=475761.63; Y=1375534.20
X=475766.25; Y=1375530.09
Внимание! Газопровод; ПК21+36
X=475767.46; Y=1375496.84
методом ГНБ под автомобильной дорогой; l=16
УП-53°; к.т.; ПК21+95
X=475783.93; Y=1375473.54
X=475826.38; Y=1375472.08
X=475884.34; Y=1375515.69
методом ГНБ под автомобильной дорогой; l=23
Внимание! Газопровод; ПК0б+21
X=475894.18; Y=1375541.52
X=475956.79; Y=1375582.06
Внимание! Канализация; ПК2б+86
X=476187.77; Y=1375704.83
X=476259.57; Y=1375695.06
X=476267.80; Y=1375692.73
X=476397.00 ; Y=1375648.36
X=476442.02; Y=1375635.01
Внимание! Канализация; ПК30+14
Внимание! Кабель 6кВ; кабель связи ПК30+16
X=476453.61; Y=1375641.81
X=476460.10; Y=1375648.59
УП-76°; к.т.; ПК30+53
X=476477.73; Y=1375644.58
УП-98°; к.т.; ПК30+61
X=476481.05; Y=1375651.09
Внимание! Кабель связи; ПК30+68
X=476484.30; Y=1375649.87
УП-90°; к.т.; ПК31+6
X=476527.70; Y=1375645.50
X=476527.91; Y=1375649.52
УП-90°; к.т.; ПК31+40
X=476525.84; Y=1375679.88
УП-90°; к.т.; ПК31+68
X=476525.84; Y=1375679.88
УП-90°; к.т.; ПК32+28
X=476549.18; Y=1375741.47
X=476601.90; Y=1375745.73
УП-90°; к.т.; ПК33+48
X=476657.31; Y=1375782.58
УП-90°; к.т.; ПК33+93
X=476682.64; Y=1375744.48
УП-90°; к.т.; ПК34+59
X=476737.54; Y=1375781.29
Внимание! Канализация; ПК34+96
Внимание! Канализация; ПК35+28
Внимание! Газопровод; ПК35+38
УП-90°; к.т.; ПК35+40
X=476774.00; Y=1375710.95
X=476757.04 ; Y=1375752.97
X=476765.65; Y=1375723.70
Внимание! Канализация; ПК35+31
Внимание! Водопровод; ПК37+95
УП-90°; к.т.; ПК39+58
X=1376013.23; Y=477036.13
Внимание! Канализация; ПК39+63
Внимание! Канализация; ПК39+64
УП-90°; к.т.; ПК39+67
X=477044.22; Y=1376009.71
Врезка №2 ;Тройник редукционный удлиненный ПЭ100 ГАЗ SDR11-225х110х225; к.т.; ПК39+76
X=477047.69; Y=1376017.70
УП-90°; к.т.; ПК39+77
X=477047.95; Y=1376018.30
УП-90°; к.т.; ПК39+78
X=477046.66; Y=1376018.87
Врезка №3 ; Переход удлиненный ПЭ100 ГАЗ SDR11-225х110; к.т.; ПК39+80
X=477047.26; Y=1376020.26
Тройник редукционный удлиненный ПЭ100 ГАЗ SDR11-225х110х225; к.т. ПК37+86
ПК0а X=476974.33; Y=1375852.26
УП-2° X=476910.00; Y=1375800.03
X=476959.77; Y=1375835.81
Внимание! Кабель 6кВ; ПК37+78
X=476972.25; Y=1375848.18
X=476975.29; Y=1375854.15
Внимание! Канализация; ПК37+97
Внимание! Кабель 6кВ; ПК38+23
X=476987.86; Y=1375900.99
Внимание! Кабель 6кВ; ПК0а+2
Внимание! Кабель 6кВ; ПК0а+17
Внимание! Канализация; ПК0а+20
Внимание! Канализация; ПК0а+21
газопровод прокладывается методом горизонтально-направленного бурения.
газопровод прокладывается методом наклонно-направленного бурения. 2. От ПК34+13
газопровод прокладывается в стесненных условиях. Данный участок проложить из труб
соединенных сваркой нагретым инструментом встык
выполненной на сварочной технике высокой степени автоматизации
или соединенных деталями с закладными нагревателями.
Внимание! Кабель связи; ПК30+57
Отметка земли проектная
Отметка земли фактическая
Обозначение трубы и тип изоляции
Условный горизонт 11.00
М 1:500 по горизонтали М 1:100 по вертикали
Сигнальная лента с надписью "Огнеопасно-Газ!
Газ-д укладывается на основание из песка толщиной не менее 100мм и присыпается песком на высоту не 200мм.
Труба Г2 ПЭ 100 ГАЗ SDR11-225х20
Основание из песка толщ.100мм и засыпка песком на всю глубину
ГОСТ 10704-91Вст3сп ГОСТ 10705-80
Защитное покрытие усиленного типа конструкции №4-ленточное полимерное;толщина покрытия 1
мм ГОСТ 9.602-2016г.Изоляция стыков подземного г-да ленточная полимерно-битумная конструкции №5
Засыпка песком на всю глубину
Неразъёмное соединение; к.т.
Контрольная трубка в ковере
Врезка №1 тавровая dy200
Канализация ПЭ300; 17
Канализация 1200; 16
Водопровод ст.100; 18
Угол поворота;к.т.;Изменение уклона
Канализация ац 400; 17
Водопровод ст.65; 18
Линия совмещения с листом ППО-5
План газопровода смотри лист ППО-2.
Линия совмещения с листом ППО-3
Линия совмещения с листом ППО-5а
Водопровод ст.25; 18
Водопровод ст.25; 17
Водопровод ПЭ 32; 18
Водопровод ПЭ 32; 17
Водопровод ст.50; 17
Водопровод ст.150; 17
Канализация ПЭ600; 17
План газопровода смотри лист ППО-4.
Линия совмещения с листом ППО-7
Водопровод dу100; 17
Канализация ст.400; 17
Линия совмещения с листом ППО-9
Водопровод ПЭ 63; 17
План газопровода смотри лист ППО-6.
Линия совмещения с листом ППО-11
Канализация ПЭ100; 18
Газопровод ср.д ПЭ 63; 17
Газопровод ср.д ст. 200; 17
План газопровода смотри лист ППО-8.
Линия совмещения с листом ППО-11а
Газопровод ср.д ст.200; 17
Газопровод ср.д ст.65; 17
Газопровод нд ст.200; 17
План газопровода смотри лист ППО-10.
Линия совмещения с листом ППО-13
Линия совмещения с листом ППО-13а
Линия совмещения с листом ППО-15а
Угол поворота; Изменение уклона
Канализация ПЭ200; 20
План газопровода смотри лист ППО-14.
Линия совмещения с листом ППО-17
Линия совмещения с листом ППО-15
Угол поворота; к.т.; Изменение уклона
Канализация ПЭ1000; 18
Канализация ПЭ600; 19
Газопровод ПЭ110; 20
Тройник редукционный удлиненный ПЭ100 ГАЗ SDR11-225х110х225
Труба Г2 ПЭ 100 ГАЗ SDR11-110х10
Водопровод ПЭ150; 22
Газопровод вд ПЭ110; 20
Канализация ПЭ600; 18
Канализация ПЭ300; 18
Тройник редукционный удлиненный ПЭ100 ГАЗ SDR11-225х110х225; к.т.
Водопровод ПЭ150; 19
Канализация ПЭ150; 19
Канализация ПЭ110; 18
Врезка №2 ;Тройник редукционный удлиненный ПЭ100 ГАЗ SDR11-225х110х225; к.т.
Врезка №3;Переход удлиненный ПЭ100 ГАЗ SDR11-225х110;к.т.
План газопровода смотри лист ППО-16.
Схему обвязки ГРПШ и план ограждения - см. л. ТКР-1;2
Переход ПЭ 273х7-219х6
Граница проектирования
План обвязки газопроводом ГРПШ (бм)
ГРПШ-РДГ-50Н45-11-4-1400-У
Сварку конструкции производить по ГОСТ9467-75.
Позицию "5" приварить после установки ГРПШ.
Г.ст.; т.А см. лист ППО-16;
Изолирующее фланцевое соединение dy100
Присоединить к заземлителю молниеотвода
Схема обвязки газопроводом ГРПШ (бм)
Переход ПЭ 108х6-89х6
Сбросной газопровод (Выход ПСК)
Продувочный газопровод
Рама крепления ГРПШ к фундаменту. Фундамент под ГРПШ. (бм)
Сетка- сталь круг ø8АI с ячейками 150х150
Обмазать горячим битумом за два раза
Сварку производить по ГОСТ 5264-80 электродами Э-42 ГОСТ 9467-75.
Сталь лист S=6 L=150х150
Сталь круг ø16 А III L=400
Зона защиты на высоте hx=4м
Высота одиночного стержневого молниеотвода h
Высота защищаемого сооружения hх
Зона защиты на высоте 4м rx
ГОСТ 10704-91 Вст3сп ГОСТ 10705-80
В-12 ГОСТ 2590-88 Ст3сп ГОСТ 535-2005
Б-ПН4 ГОСТ 19903-74 Ст3сп ГОСТ 14637-89
Переход ПК 76х5-57х4
Переход ПК 114х4-76х3
ГОСТ 103-76 Ст3сп ГОСТ 535-2005
Сталь круг. ø8 А1 L=650
Узел 1. Газовый стояк
Изоляция "усиленная" конструкции №4 - ленточно-полимерная (1
изоляция стыков конструкции №5 - ленточная полимерно-битумная толщиной (4мм) по ГОСТ 9.602-2016.
Узел 2. Надземный кран Dy200
Спецификация фундаментов
Фундамент монолитный ФМ-1.
Сталь круг øА8 L=350мм
Герметичность сварных труб должна быть гарантирована предприятием-изготови- телем
методами предусмотренными соответствующим ГОСТ или ТУ. Конструкция запорной арматуры должна обеспечивать герметичность затвора не менее класса "В" ГОСТ 9544-2005.
Газовый стояк №1 к.т.; ПК0+1
Газовый стояк №2 к.т.; ПК0+3
Ограждение надземного крана 4
Кран шаровой см. лист ТКР-5
Ограждение-см. Приложение-2
X=476008.32; Y=1375622.36
X=476047.77; Y=1375650.32
X=476093.90; Y=1375688.27
Внимание! Кабель 6кВ; ПК2б+43
Внимание! Канализация; ПК3б+3
X=476140.32; Y=1375710.57
УП-90°; к.т.; ПК3б+6
X=476147.27; Y=1375709.10
УП-90°; к.т.; ПК3б+12
X=476148.50; Y=1375714.31
План газопровода смотри лист ППО-12.
Условный горизонт 10.00
Канализация ПЭ250; 18
Канализация ПЭ200; 18
Наименование и техническая характеристика
обозначение документа
«Распределительный газопровод с ШГРП к микрорайону жилищного комплекса «Другие берега» в а. Новая Адыгея
Проект полосы отвода
План газопровода ПК21+11
План газопровода ПК28+24
План газопровода ПК35+93
План газопровода ПК0 - ПК3+1
План газопровода ПК3+1
План газопровода ПК8+36
План газопровода ПК12+4
План газопровода ПК15+93
Продольный профиль газопровода ПК0 - ПК3+1
Продольный профиль газопровода ПК3+1
Продольный профиль газопровода ПК5+64
Продольный профиль газопровода ПК8+36
Продольный профиль газопровода ПК12+4
Продольный профиль газопровода ПК15+93
Продольный профиль газопровода ПК18+47
Продольный профиль газопровода ПК28+24
Продольный профиль газопровода ПК32+35
Продольный профиль газопровода ПК35+93
Спецификация элементов рамы крепления ГРПШ к фундаменту
Технологические и конструктивные решения линейного объекта. Искусственные сооружения.
План установки и обвязки газопроводом ГРПШ
Схема обвязки газопроводом ГРПШ
Рама крепления ГРПШ к фундаменту. Фундамент под ГРПШ.
Молниеотвод. Молниезащита.
Условные обозначения
Полиэтиленовый участок газопровода
Отвод стальной изолированный
Стальной подземный участок газопровода
Стальной надземный участок газопровода
Муфта электросварная с ЗН
Песок для строительных работ
Узел 1 - Газовый стояк. Узел 2 - Надземный кран Dy200
Фундамент монолитный ФМ-1
Табличка-указатель расположения подземных сетевых устройств
Сер.5.905-25.05 АС 2.00
Газорегуляторный пункт шкафной ГРПШ-РДГ-50Н45-11-4-1400-У с основной и резервной линиями редуцирования
с регуляторами давления РДГ-50Н45
Кран шаровой полнопроходной dy 250
приварное соединение
в комплекте с редуктором.
КШ.Ц.П.250.025.ПП.02
Труба ПЭ 100 ГАЗ SDR 11 dn 225х20
ГОСТ Р 58121.2-2018
Труба ПЭ 100 ГАЗ SDR 11 dn 110х10
Установка контрольной трубки на газопроводе dy200
Сер. 5.905-25.05 УГ 26.00.06
Установка контрольной трубки на газопроводе dy100
Сер. 5.905-25.05 УГ 26.00.03
Футляр на газопроводе dy 100 из трубы dy150
Сер. 5.905-25.05 УГ12.00-02
Отвод 90° удлиненный ПЭ 100 ГАЗ SDR 11 D 225
Тройник редукционный удлиненный ПЭ 100 ГАЗ SDR 11 D 225х110х225
Врезка в подземный газопровод торцевая; dy200
Сер. 5.905-25.05 УГ 21.00.06
Переход удлиненный ПЭ100 SDR11 D 225х110
Переход ПЭсталь ПЭ 100 ГАЗ SDR 11 D110хDy108
Муфта электросварная ПЭ 100 ГАЗ SDR 11 D 110
Рама крепления ГРПШ к фундаменту
27-Г-2017-ТКР-лист 3
Молниеотвод; молниезащита
27-Г-2017-ТКР-лист 4
Сер. 5.905-25.05 АС 3.00 СБ
Полоса 65х5 ГОСТ 103-76Ст3ип-2-11 ГОСТ 535-68
ГОСТ 10704-91 В-Ст3сп ГОСТ 10705-80
Кран шаровой полнопроходной dy 100
приварное соединение.
КШ.Ц.П.100.025.ПП.02
Отвод П90–32х3–09Г2С (стальной)
Восстановление асфальтового покрытия
Восстановление гравийного покрытия
Кран шаровой полнопроходной dy 200
КШ.Ц.П.GAS.200.025.ПП.02.
Лента сигнальная полиэтиленовая жёлтого цвета с маркировкой "ГАЗ" с вмонтированным металлическим проводником
ГОСТ 10704-91 В-Ст3сп ГОСТ 10705-80
ГОСТ 3262-75 В-Ст10сп ГОСТ 1050-88
Переход ПЭ 108х6-89х6–09Г2С (стальной)
Спецификация оборудования и материалов.
Врезка в подземный полиэт. газопровод муфтой электросварной D 110
Прокладка полиэт. газопровода 225х20
Переход ПЭсталь ПЭ 100 ГАЗ SDR 11 D225хDy219
Муфта электросварная ПЭ 100 ГАЗ SDR 11 D 225
Установка опозновательного столба
Сер.5.905-25.05 АС 1.00
Переход ПЭ 273х7-219х6–09Г2С (стальной)
Зонт над ИФС на газопроводе dy 100
Сер. 5.905-25.05 УГ10.05-05
Соединение изолирующее фланцевое; dy100
Сер. 5.905-17.07 СЗК 22.00.09
Крепление газопровода ø273х6
на опоре из трубы ø159х5
Сер. 5.905-18.05 УКГ 11.00-07
Футляр на газопроводе dy 200 из трубы dy250
Сер. 5.905-25.05 УГ12.00-04
Ограждение надземного крана
Продольный профиль газопровода ПК21+11
Продольный профиль газопровода ПК0б-ПК3б+12