Разработка проекта газоснабжения Дальнереченского муниципального района

Содержание

Оглавление

Аннотация

The abstract

Оглавление

Введение

1 Общая часть

1.1 Характеристика Дальнереченского муниципального района

1.2 Информация о населении

1.3 Анализ потребления различных видов топлива

1.4 Современное состояние газоснабжения

1.5 Источник газоснабжения. Основные проектные решения по газоснабжению

2 Расчетная часть

2.1 Определение годовых расходов газа

2.2 Определение часовых расходов газа

2.3 Гидравлический расчёт

2.4 Проектирование газораспределительной станции

2.5 Проектирование газорегуляторного пункта

3 Технологическая часть

3.1 Подготовительные работы к прокладке газопровода

3.2 Сварка газопроводов

3.3 Земляные работы

3.4 Укладка газопроводов

3.5 Переходы через искусственные препятствия

3.6 Внутренние устройства газоснабжения

3.6.1 Газоснабжение жилых домов

3.6.2 Газоснабжение производственных установок и котлов

3.7 Защита от коррозии

4 Научно-исследовательская часть

4.1 Сравнительная характеристика сигнализаторов загазованности

4.1.1 Причины возникновения загазованности

4.1.2 Требования, предъявляемые к устройствам контроля содержании оксида углерода и метана в воздухе рабочей зоны

4.1.3 Характеристики сигнализаторов/газоанализаторов загазованности оксида углерода (CO)

4.1.4 Требования к обслуживанию, ремонту, поверке сигнализаторов загазованности

4.1.5 Рекомендации по размещению сигнализаторов и систем безопасности

5 Безопасность жизнедеятельности

5.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов в соответствии с ГОСТ 12.0.003-99 и мероприятия по их предупреждению

5.2 Требования безопасности при проведении газоопасных работ

5.3 Расчет молниезащиты газораспределительного пункта

5.4 Мероприятия по защите окружающей среды

6 Экономическая часть

6.1 Общие положения

6.2 Эксплуатационные затраты

Заключение

Список литературы

Приложение А

Приложение Б

Введение

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Дальневосточный федеральный университет»

Инженерная школа

Кафедра нефтегазового дела и нефтехимии

Зеленцов Дмитрий Андреевич

РАЗРАБОТКА ПРОЕКТА ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ДАЛЬНЕРЕЧЕНСКОГО

МУНИЦИПАЛЬНОГО РАЙОНА

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

по основной образовательной программе подготовки специалистов

по специальности 130501.65 – Проектирование, сооружение и эксплуатация нефтегазопроводов и хранилищ

Аннотация

В данном дипломном проекте выполнено проектирование газоснабжения Дальнереченского муниципального района численностью 13 030 человек.

В проекте отражены общие сведения об объекте, рельеф местности и климатические условия прохождения трассы трубопровода.

В соответствии с исходными данными на проектирование произведен расчет годового и часового потребления газа (бытовыми потребителями; коммунально-бытовыми потребителями и больницами; сельскохозяйственными предприятиями), гидравлический расчет газораспределительной сети. Спроектирован газораспределительный пункт.

В разделе технологической части рассмотрены технология строительства и процесс организации строительства.

В научно-исследовательской части проведена сравнительная характеристика сигнализаторов загазованности различных производителей.

В разделе «Безопасность жизнедеятельности» произведен анализ опасных и вредных факторов, выполнен расчет молниезащиты газораспределительного пункта, освещены вопросы безопасности при проведении газоопасных работ и влияния объекта на окружающую среду.

В экономической части произведено технико-экономическое обоснование проекта, произведен расчет рентабельности проекта.

Дипломный проект состоит из пояснительной записки на 112 листах формата А4, которая содержит 24 таблицы, 10 рисунков и 73 использованных источников, и графической части на 9 листах формата А1.

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

Рациональное использование газообразного топлива с наибольшей реализацией его технических достоинств позволяет получить значительный экономический эффект, который связан с повышением коэффициента полезного действия агрегатов и сокращением расхода топлива. Применение природного газа в качестве топлива позволяет значительно улучшить условия быта населения, повысить санитарно-гигиенический уровень производства и оздоровить воздушный бассейн в населенных пунктах и промышленных центрах.

Снабжение природным газом населенных пунктов имеет своей целью:

улучшение бытовых условий населения;

замену более дорогого твёрдого, жидкого топлива или электроэнергии в тепловых процессах на промышленных предприятиях, тепловых электростанциях, на коммунально-бытовых предприятиях, в лечебных учреждениях, предприятиях общественного питания и т.п.;

улучшение экологической обстановки в городах и населенных пунктах, так как природный газ при сгорании практически не выделяет в атмосферу вредных газов.

Природный газ подается в города и поселки по магистральным газопроводам, начинающимся от мест добычи газа (газовых месторождений) и заканчивающихся у газораспределительных станций (ГРС), расположенных возле городов и поселков.

Для снабжения газом всех потребителей на территории городов строится распределительная газовая сеть, оборудуются газорегуляторные пункты или установки (ГРП и ГРУ), сооружаются необходимые для эксплуатации газопроводов

контрольные пункты и другое оборудование.

На территории городов и посёлков газопроводы прокладываются над землёй.

На территории городов, посёлков, промышленных предприятий и тепловых электростанций газопроводы прокладываются над землей на отдельно стоящих опорах, по эстакадам, а также по стенам и крышам зданий.

Прокладку газопроводов выполняют в соответствии с требованиями СНиП.

Природный газ используется населением для сжигания в бытовых газовых приборах: плитах, водяных газовых нагревателях, в отопительных котлах.

На предприятиях коммунально-бытового обслуживания населения газ используется для получения горячей воды и пара, выпечки хлеба, приготовления пищи в столовых и ресторанах, отопления помещений.

В лечебных учреждениях природный газ используется для санитарной обработки, приготовления горячей воды, для приготовления пищи.

В сельском хозяйстве природный газ используется для приготовления корма животным, для обогрева сельскохозяйственных зданий, в производственных мастерских.

Цель дипломного проекта заключается в проектировании газоснабжения Дальнереченского муниципального района. Для этого необходимо:

1 Произвести расчеты системы газоснабжения:

определить годовые расходы газа потребителями;

определить часовые расходы газа потребителями;

произвести гидравлический расчет сетей низкого и среднего давлений, внутриквартальных и внутридомовых газопроводов.

подобрать газовое оборудование, используемое газорегуляторными пунктами (ГРП), газораспределительной станцией (ГРС), предприятиями, котельными.

2 Система газоснабжения должна обеспечивать бесперебойную подачу газа потребителям, быть безопасной в эксплуатации, простой и удобной в обслуживании, должна предусматривать возможность отключения отдельных ее элементов или участков газопроводов для производства ремонтных или аварийных работ.

3 Сооружения, оборудование и узлы в системе газоснабжения следует применять однотипные. Принятый вариант системы должен иметь максимальную экономическую эффективность и предусматривать строительство и ввод в эксплуатацию системы газоснабжения по частям.

4 Должен быть учтен ряд факторов:

характер источника газа, свойства газа, степень его очистки и влажности;

размеры района, особенности его климата и рельефа, планировки и застройки, плотность населения;

наличие естественных или искусственных препятствий для прокладки газопроводов.

5 Для предотвращения причинения вреда человеку, уменьшения негативного влияния на окружающую среду при строительстве газораспределительной сети, должны разработаны программы по охране труда человека, по охране окружающей среды.

Исходными данными для проектирования сетей газоснабжения являются:

состав и характеристики природного газа или месторождения газа;

климатические характеристики района строительства;

план застройки населенного пункта;

характеристики источников теплоснабжения населения и промышленных предприятий;

численность населения района;

этажность застройки.

Общая часть

1.1 Характеристика Дальнереченского муниципального района

Дальнереченский муниципальный район расположен на севере Приморского края, в долине рек Уссури и Малиновки. На западе граничит с Китайской Народной Республикой, на севере с Пожарским, на востоке - с Красноармейским, на юге - с Чугуевским и Кировским районами, а также с Лесозаводским городским округом. Общая площадь района - 7290 км2.

Административный центр района - город Дальнереченск. В состав района входят 6 сельских поселений:

1 Веденкинское сельское поселение: Веденка, Междуречье, Новотроицкое, Соловьёвка, Стретенка, Ударное, Малая Веденка.

2 Малиновское сельское поселение: Малиново, Ариадное, Вербное, Зимники, Любитовка, Пожига, Савиновка.

3 Ореховское сельское поселение: Орехово, Боголюбовка, Мартынова Поляна, Поляны.

4 Ракитненское сельское поселение: Ракитное, Лобановка, Ясная Поляна.

5 Рождественское сельское поселение: Рождественка, Голубовка, Солнечное, Филино.

6 Сальское сельское поселение: Сальское, Звенигородка, Речное, Сухановка, Чалданка, Эбергард.

Ведущее место в экономике района занимают сельское хозяйство и лесозаготовки. Функционируют кооперативы и фермерские хозяйства, занимающиеся выращиванием сои, гречихи, кукурузы, овса, ячменя, пшеницы, картофеля, разнообразных овощей. Животноводство представлено в основном мясомолочным производством. Имеется зверопромхоз, ведущий промысел речной рыбы и таежного зверя.

В районе действуют два лесхоза, две компании, заготавливающие и перерабатывающие древесину, таких пород как ель, пихта, ясень, дуб, ильм, береза, оси-

на. В районе разведаны залежи полезных ископаемых, таких как золото, ильменит, родомит, каменный уголь, торф, известняк. Имеются запасы сырья для производства строительных материалов.

Климатические данные района.

Климат района резко континентальный умеренный. Зимы холодные, часто снежные (глубина снежного покрова может достигать 7090 см). Пять месяцев в году - с ноября по март наблюдаются отрицательные среднемесячные температуры, семь месяцев - с апреля по октябрь - положительные. Глубина промерзания грунта 190210 см.

Большое значение для климата Дальнереченского муниципального района является расположение его на севере Ханкайской низменности, отгороженной от моря хребтом СихотэАлинь. Поэтому в холодный период массы континентального холодного воздуха при движении из Сибири к океану застаиваются перед хребтом, а проникновение тёплого морского воздуха ограничено. В результате зимой преобладает очень морозная сухая солнечная погода с редкими осадками и относительно слабыми ветрами.

Летом на территорию поступает влажный воздух с моря, однако влияние его не так велико, как на побережье. Лето тёплое, самый тёплый месяц – июль. Первая половина лета довольно пасмурна, но в отличие от побережья более сухая. Вторая половина лета с июля до октября теплая с частыми тайфунами и обильными осадками в результате поступления морского тропического воздуха. В октябре устанавливается солнечная довольно теплая погода.

Основные климатические показатели приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Основные климатические показатели

Климатические характеристики

Значение

Средняя температура наиболее холодной пятидневки (расчетная для проектирования систем отопления), °С

-31,0

Средняя температура наиболее холодного периода (расчетная для проектирования систем вентиляции), °С

-8,5

0Средняя температура наиболее холодного месяца (январь), °С

-20,5

Средняя температура наиболее жаркого месяца (июль), °С

+21,1

Продолжительность отопительного периода, сут

205

Сейсмичность в Дальнереченском муниципальном районе при степени сейсмической опасности А (10%) составляет 6 баллов, при степени сейсмической опасности В (5%) составляет 7 баллов, при степени сейсмической опасности С (1%) составляет 8 баллов.

Характеристика рельефа

Район расположен в системе средне-низкогорных и низкогороных массивов и их групп, сформированных при внедрении верхнемеловых гранитоидов и при локальных вулканических извержениях. Регион расположен в северной части Приханкайской впадины и в долинах рек Большой Уссурки и Малиновки. Большую часть региона занимают низкогорные массивы разделенные внутригорным понижением рельефа, дренируемое реками средних и высоких порядков.

Господствующий тип рельефа – низкогорные хребты, с приуроченными узкими долинами рек, текущими на северозапад, юго-запад и запад.

Рельеф по гребню вторичный, антропогенный, имеются локальные рельефонарушения. Рельефонарушения произошли в прошлом. Рельеф можно охарактеризовать как техногенноантропогенный [5]. Инженерная подготовка территории сводится только к выравниванию рельефа [7]. Мероприятия по инженерной защите территории не требуются. В ходе строительства расширение ареала техногенноантропогенного рельефа не произойдет. Значимых экзо и эндогенных процессов не зарегистрировано; наблюдается последовательное неотектоническое поднятие местности с амплитудой 2-6 мм/год.

Воздействие на макро и мезорельеф исключается. Рекультивационные работы по окончанию строительства устранят негативное влияние на микрорельеф местности [5; 7, 4, 2]. Геоморфологические условия для строительства благоприятные.

Инженерно-геологическая характеристика

Район строительства приходится на Шмаковскую подзону зоны Ханкайского массива УссуриХанкайского мегантиклинория на складчатых комплексах основания Ханкайского массива.

Район сложен карельскими (раннепротерозойскими) тектоническими структурами Ханкайского массива перекрытыми осадочными кайнозойскими структурами. В геологическом строении района высоты 72 м принимают участие интрузивные породы – граниты, гранодиориты, диориты.

Инженерно-геологический массив пород представлен корой выветривания гранитов мощностью до 1 м перекрытой глинами и суглинками [7]. Инженерно-геологический массив пород включает 3 инженерно-геологических элемента [17].

По совокупности геоморфологических, геологических, гидрогеологических факторов, наличия геологических процессов отрицательно влияющих на условия строительства и эксплуатацию зданий и сооружений, категорию сложности инженерно-геологических условий участка работ следует считать I (простой) [18].

В геологолитологическом строении принимают участие элювиальные отложения, представленные щебенистыми глинистыми грунтами, выветренными гранитами от средней прочности до прочных.

Степень геодинамического риска – высокая, активность природных геопроцессов (до 7-8 баллов) повышенная. Однако по СНиП 11781* [45]сейсмичность определяется в 6 баллов.

На описываемой местности месторождения и проявления полезных ископаемых отсутствуют. Геологические памятники природы также отсутствуют. Инженерная защита территории от опасных геологических процессов не требуется [57].

Таким образом, геологические, гидрогеологические и инженерно-геологические условия местности благоприятны для намеченного строительства, а воздействие на геологическую среду определяется как минимальное и практически не значимое. Необходимо учитывать потенциальную повышенную геодинамическую активность района.

Характеристика основных водных объектов

Дальнереченский муниципальный район является сельскохозяйственным районом. Основными водоёмами являются река Большая Уссурка и река Малиновка.

В районе есть много мелких озер. Недалеко от с.Новотроицкого располагаются озера Фадеева и Денисова. Вблизи от с.Стретенка озера Нечипорово и Большое. Рядом с с.Соловьевка располагаются озера Круглое и Красное. Около с.Веденка озеро Хуторянское. Рядом с с.Лобановка находятся озера Купальное, Хорькова и Стойловое.

Характеристика растительного мира

В темнохвойных лесах Дальнереченского муниципального района растут ель саянская и корейская, береза желтая, береза каменная и пихта белокурая, лиственница даурская и кедр корейский. Ботанические достопримечательности района: микробиота - реликтовый стелющийся хвойный кустарник. Разводят бархат (амурское пробковое дерево). В верховьях рек растет своеобразная лиана - лимонник. Лианы достигают до 15 м. Сотнями легенд оброс за свою чудодейственную целебную силу женьшень - корень жизни.

1.2 Информация о населении

Всего проживает в Дальнереченском муниципальном районе 13 030 чел. Население города Дальнереченск 28 260 чел. Зона жилой застройки представлена домами разной этажности. Информация о численности населения входящих в состав муниципального района населённых пунктов приведена в таблице 2.

1.3 Анализ потребления различных видов топлива

На данный момент в Дальнереченском муниципальном районе в качестве котельнопечного топлива применяются уголь, дрова, и дизельное топливо, также для обеспечения бытовых нужд населения применяются дрова, уголь и сжиженный углеводородный газ (пропанобутановая смесь). Информация об объёмах потребления различных видов топлива приведена в таблице 3.

1.4 Современное состояние газоснабжения

В настоящее время, в Дальнереченском муниципальном районе, природный газ не используется. Население использует сжиженный газ в баллонах на приготовление пищи и горячей воды для хозяйственно-бытовых нужд в жилых домах индивидуальной застройки. Количество газифицированных баллонным газом квартир составляет 3 412 шт. Групповых резервуарных установок в Дальнереченском муниципальном районе нет. Информация о населении и структуре жилого фонда Дальнереченского муниципального района представлена в таблице 4.

1.5 Источник газоснабжения. Основные проектные решения по газоснабжению

В ходе работы были запроектированы 3 варианта системы газоснабжения Дальнереченского муниципального района:

1 вариант с одной ГРСДальнереченская, расположенной между селом Веденка и селом Малая Веденка; газ по межпоселковым газопроводам высокого давления второй категории (0,6 МПа) поступает к ГРП поселений. От ГРСДальнереченская труба межпоселкового газопровода идёт на север до развилки, где расходится по двум направлениям:

на северо-запад в сторону гор. Дальнереченска. В пригороде гор. Дальнереченска газопровод расходится по трём направлениям:

на северо-запад для снабжения газом гор. Дальнереченска;

на северо-восток для обеспечения сёл Сальское, Речное, Сухановка, микрорайона ЛДК и станции Эбергард;

на юго-запад для снабжения сел: Лазо, Грушевое, Рождественка, Голубовка, Невское и посёлка Филино.

на юго-восток для снабжения сёл: Веденка, Соловьёвка, Стретенка, Новотроицкое, Междуречье, Лобановка, Ракитное, Ясная Поляна, Орехово, Боголюбовка, Малиново, Любитовка.

Газораспределительная сеть выполнена с максимально возможным использованием полиэтиленовых трубопроводов.

2 вариант с одной ГРСДальнереченская, расположенной между селом Веденка и селом Малая Веденка; газ по межпоселковым газопроводам высокого давления второй категории (0,6 МПа) поступает к ГРП поселений.

От ГРСДальнереченская труба межпоселкового газопровода уходит на север до развилки, где расходится по двум направлениям:

на северо-запад в сторону города Дальнереченска. В пригороде гор. Дальнереченска газопровод расходится по трём направлениям:

на северо-запад для снабжения газом города Дальнереченска.

на северо-восток для обеспечения сёл Сальское, Речное, Сухановка, микрорайона ЛДК и станции Эбергард.

на юго-запад для снабжения сел: Лазо, Грушевое, Рождественка, Голубовка, Невское и посёлка Филино.

на юго-восток для снабжения сёл: Веденка, Соловьёвка, Стретенка, Новотроицкое, Междуречье, Лобановка, Ракитное, Ясная Поляна.

Газораспределительная сеть выполнена с максимально возможным использованием полиэтиленовых трубопроводов.

3 вариант с одной ГРСДальнереченская, расположенной между селом Веденка и селом Малая Веденка; газ по межпоселковым газопроводам высокого давления второй категории (0,6 МПа) поступает к ГРП поселений.

От ГРСДальнереченская труба межпоселкового газопровода уходит на север до развилки, где расходится по двум направлениям:

на северо-запад в сторону города Дальнереченска. В пригороде города Дальнереченска газопровод расходится по трём направлениям:

на северо-запад для снабжения газом гор. Дальнереченска.

на северо-восток для обеспечения сёл Сальское, Речное, Сухановка, микрорайона ЛДК и станции Эбергард.

на юго-запад для снабжения сел: Лазо, Грушевое, Солнечное, Рождественка, Голубовка, Невское и посёлка Филино.

на юго-восток для снабжения сёл: Веденка, Соловьёвка, Стретенка, Новотроицкое, Междуречье, Лобановка, Ракитное, Ясная Поляна, Орехово, Боголюбовка, Поляны, Мартынова поляна, Зимники, Малиново, Любитовка, Ариадное, Пожига.

Газораспределительная сеть выполнена с максимально возможным использованием полиэтиленовых трубопроводов.

Предпочтительным был выбран третий вариант системы газоснабжения, так как он имеет наибольший обхват сетевым газом потребителей Дальнереченского муниципального района.

Подача природного газа в Дальнереченский муниципальный район предусматривается по магистральному газопроводу «СахалинХабаровскВладивосток» (давлением 4–10 МПа) через газораспределительную станцию (ГРСДальнереченская), строительство которой предусматривается на территории муниципального района между селом Веденка и селом Малая Веденка. Давление газа на выходе из ГРС – 0,6 МПа. Производительность ГРС Дальнереченского муниципального района составит 39 196 м3/ч (с учетом приблизительного потребления природного газа Красноармейским муниципальным районом – 15 000 м3/ч и приблизительным потребелением природного газа Дальнереченским городским округом – 16 955 м3/ч). По системе межпоселковых газопроводов высокого давления II категории газ поступает на юго-восток к населенным пунктам: Веденка, Соловьёвка, Стретенка, Новотроицкое, Междуречье, Лобановка, Ракитное, Ясная Поляна, Орехово, Боголюбовка, Поляны, Мартынова поляна, Зимники, Малиново, Любитовка, Ариадное, Пожига. На северо-запад газ движется к территории Дальнереченского городского округа, через которую он идет транзитом на юг к населенным пунктам: Солнечное, Филино, Невское (ЛГО), Рождественка, Голубовка и на север к населенным пунктам: Сальское, Эбергард, Речное и Сухановка.

Система газоснабжения Дальнереченского муниципального района принята двухступенчатая – газопроводы высокого давления II категории (Р 0,6 МПа) и низкого давления (Р 0,003 МПа). Схема газопроводов высокого давления Дальнереченского муниципального района принята тупиковая.

Схема газоснабжения гарантирует обеспечение необходимых параметров для газоснабжения теплоисточников, населения, объектов жилищно-коммунального хозяйства и сельскохозяйственных предприятий. Направление использования газа приводится в таблице 5.

Таблица 5 – Направления использования природного газа

Потребность

Назначение используемого газа

Население

Приготовление пищи, горячей воды для хозяйственных и санитарно-гигиенических нужд и отопление

Учреждения здравоохранения, детские, учебные и коммунально-бытовые предприятия и учреждения

Приготовление пищи, горячей воды для хозяйственных и санитарно-гигиенических нужд и отопление

Местные котельные, отопительные и районные

Отопление жилого и общественного фонда

Сельскохозяйственные предприятия

Отопление, горячее водоснабжение, вентиляция, технологические нужды

Расчетная часть

При проектировании системы газоснабжения подбор размеров труб осуществляется на основании гидравлического расчета, имеющего целью определить внутренний диаметр труб на каждом участке. Диаметр труб выбирают такой, чтобы обеспечить необходимым количеством газа потребителей присоединяемых к сети газоснабжения. Первостепенной задачей является определить расчетные часовые расходы газа на всех участках сети газопровода. Расходы на каждом участке вычисляются путем сложения затрат газа присоединенными потребителями.

Расчет годового расхода газа на бытовые, коммунальные и общественные нужды представляет собой сложную задачу, так как количество газа, расходуемого этими потребителями, зависит от большого числа факторов: газового оборудования, благоустройства и населенности квартир, оборудования городских учреждений и предприятий, степени обслуживания этими учреждениями и предприятиями, охвата потребителей централизованным горячим водоснабжением, климатических условий. [54]

Большинство приведенных факторов не поддается точному учету, поэтому годовое потребление газа рассчитывается по средним нормам, разработанным в результате многолетнего опыта. Особенно трудно определить годовой расход газа квартирами, так как он зависит от наличия предприятий общественного питания, бань, прачечных и других учреждений, обслуживающих население. В годовых нормах расхода газа в квартирах учтено, что население частично питается в буфетах, столовых и ресторанах, а также пользуется услугами коммунальных предприятий.

Годовое потребление газа районом является основой при составлении проекта газоснабжения.

Число потребителей газа по микрорайонам выявляются из анализа их населенности, этажности застройки и ее основных характеристик числа и характеристик предприятий и учреждений районного хозяйства, наличия централизованно-

го горячего водоснабжения, характеристики отопительных систем, топливного и теплового баланса района города.

В настоящем проекте предусматривается использование газа на:

приготовление пищи в индивидуальной малоэтажной застройке –100%;

приготовление пищи в многоэтажной застройке – 100%;

горячее водоснабжение в индивидуальной малоэтажной застройке – 100%, в том числе: 100% используют проточные газовые водонагреватели.

Охват газоснабжением – 100%.

Всех потребителей природного газа Дальнереченского муниципального района можно разделить на следующие категории:

население;

коммунально-бытовые потребители;

сельскохозяйственные предприятия.

2.1 Определение годовых расходов газа

Определение расхода газа на бытовое потребление

Нормы расхода газа на коммунально-бытовые нужды представлены в таблице 6[29].

Таблица 6 – Нормы расхода газа на коммунально-бытовые нужды

Потребители газа

Показатель потребления газа

Нормы расхода потребления газа теплоты,

тыс. ккал

При наличии в квартире газовой плиты и централизованного горячего водоснабжения при газоснабжении:

На 1 чел. в год

970

При наличии в квартире газовой плиты и газового водонагревателя (при отсутствии централизованного горячего водоснабжения) при газоснабжении:

На 1 чел. в год

2400

При наличии в квартире газовой плиты и отсутствии централизованного горячего водоснабжения и газового водонагревателя при газоснабжении:

На 1 чел. в год

1430

Годовой расход газа на приготовление пищи и горячее водоснабжение Vпищагод, м3/год, определяется по формуле (1) [53]

Vпищагод=NYq1Qнр, (1)

где N – численность населения;

Y – степень охвата газоснабжением квартир, т.е доля населения использующего газ;

q1 – норма расхода теплоты, ккал при наличии газовой плиты и ЦГВ;

Qнр – низшая теплота сгорания одного кубического метра газа, ккал/м3.

Vпищагод=13 030*2 400 000*17600=4 114 737 м3/год

Годовой расход газа на отопление Vотгод, м3/год, определяется по формуле (2) [59]

Vотгод=qоtв-tср.от.NVн24∙nотQнр, (2)

где qо – удельная отопительная характеристика, qо = 0,4 ккал/чел;

tв – усреднённая расчётная температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, tв=18 C;

tср.от. – средняя отопительная температура, tср.от. = 8,5 C;

N− количество жителей в населённом пункте, охваченных централизованным горячим водоснабжением;

Vн– наружный строительный объём отапливаемых зданий, Vн=90 м3;

nот – продолжительность отопительного периода, nот= 205 сут;

Qнр – низшая теплотворная способность газа, ккал/м3;

– КПД системы отопления.

Vотгод=0.4∙18+8,5∙13 030∙90∙24∙2057600 ∙0,8=10 058 989 м3/год

Сводная таблица годового расхода газа по районам на приготовление пищи, горячей воды и отопление приведена ниже.

Определение расхода газа коммунально-бытовыми предприятиями и больницами

К группе коммунально-бытовых потребителей ДГО относятся:

школы;

детские сады;

фермерские хозяйства;

больницы.

Расчёт расхода газа коммунально-бытовыми предприятиями Vком.год, м3/год, был произведён, основываясь на полученных исходных данных по фактической годовой выработке тепла каждого предприятия по формуле (3)

Vком.год=QгодQнр, (3)

где Qгод – фактическая годовая выработка тепла предприятием, ккал/год;

Qнр – низшая теплотворная способность газа, ккал/м3;

– КПД системы отопления предприятия.

Vком.год=15 937 265 0007600∙0,8=2 621 261 м3/год

Расчет газопотребления сельскохозяйственными предприятиями сводится к пересчету расчетных нагрузок котельных, полученных в исходных данных для проектирования на необходимое количество газа.

Расчет годового расхода газа сельскохозяйственными предприятиями Vс/хгод, м3/год, определяется по формуле (4)

Vс/хгод=Qс/хгодQнр, (4)

где Qс/хгод – расчетная годовая выработка тепла, ккал/год;

Qнр – низшая теплотворная способность газа, ккал/м3;

– КПД отопительной системы.

Vс/хгод=1 623 000 0007600∙0,8=266 941 м3/год

2.2 Определение часовых расходов газа

Определение часовых расходов газа бытовыми потребителями.

Газовые сети необходимо рассчитывать на максимальные часовые расходы. Расчетный часовой расход Vчас, м3/час, определяется как доля годового по формуле (5) [55]

Vчас=Vгодk, (5)

где Vгод – годовой расход газа, м3/час;

k – коэффициент часового максимума [17].

Сводная таблица часового расхода газа по районам на приготовление пищи и горячее водоснабжение приведена в таблице 8.

Определение часовых расходов газа коммунально-бытовыми потребителями и больницами

Расчет часового газопотребления коммунально-бытовыми предприятиями сводится к пересчету расчетных нагрузок, полученных в исходных данных для проектирования системы газоснабжения, на необходимое количество газа.

Часовое потребление газа коммунально-бытовыми предприятиями и больницами Vком час, м3/час, определяется по формуле (6)

Vком час=QчасQнр, (6)

где Qчас – фактическая часовая выработка тепла предприятием, ккал/час;

Qнр – низшая теплотворная способность газа, ккал/м3;

– КПД системы отопления предприятия.

Расходы газа каждым предприятием коммунально-бытового назначения приведены в сводной таблице 9.

Общий расход газа коммунально-бытовыми потребителями и больницами составляет 955 м3/час.

Определение часовых расходов газа сельскохозяйственными предприятиями

Методика определения расхода газа сельскохозяйственными предприятиями аналогична методике определения часового расхода газа коммунально-бытовыми предприятиями.

Часовые расходы сельскохозяйственными предприятиями Vс/хчас, м3/час, определяется по формуле (7)

Vс/хчас=Qс/хчасQнр, (7)

где Qс/хчас – расчетная часовая выработка тепла, ккал/час;

Qнр – низшая теплотворная способность газа, ккал/м3;

– КПД отопительной системы.

Расходы газа каждым сельскохозяйственным предприятием Дальнереченского муниципального района приведены в сводной таблице 10.

Общий часовой расход газа сельскохозяйственными предприятиями составляет 83 м3/час.

2.3 Гидравлический расчёт

Целью гидравлического расчёта является подбор диаметров газопроводов и потерь давления в них. Пропускная способность газопроводов принимается из условий создания при максимально допустимых потерях давления газа наиболее экономичной и надежной в эксплуатации системы, обеспечивающей устойчивость работы ГРП и газорегуляторных установок (ГРУ), а также работы горелок потребителей в допустимых диапазонах давления газа. Расчетные внутренние диаметры газопроводов определяются исходя из условия обеспечения бесперебойного газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления газа. Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего давления принимаются в пределах категории давления, принятой для газопровода. Исходной информацией для расчета являются физические свойства транспортируемого газа, конфигурация сети и описание участков сети. Вычисляемыми параметрами являются потоки газа по участкам системы газопроводов, давления в узлах распределительной системы газоснабжения и скорости движения газа на расчетных участках.

Гидравлический расчет газопроводов выполняется в соответствии с требованиями следующих нормативных документов:

СНиП 42012002 «Газораспределительные системы» [2];

СП 421012003 «Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб» [17];

СП 421022004 «Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб» [25].

СП 421032003 «Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов» [26].

Падение давления на участке газовой сети можно определять:

для сетей среднего и высокого давлений по формуле (8)

Pн2-Pк2=P0812Q02d50l=1,2687∙104Q02d50l, (8)

где Pн – абсолютное давление в начале газопровода, МПа;

Pк – абсолютное давление в конце газопровода, МПа;

P0 = 0,101325 МПа;

– коэффициент гидравлического трения;

l – расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;

d – внутренний диаметр газопровода, см;

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

Q0 – расход газа, м3/ч, при нормальных условиях.

для сетей низкого давления по формуле (9)

Pн-Pк=1061622Q02d50l=626,1Q02d50l, (9)

где Pн – абсолютное давление в начале газопровода, Па;

Pк – абсолютное давление в конце газопровода, Па;

– коэффициент гидравлического трения;

l – расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;

d – внутренний диаметр газопровода, см;

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

Q0 – расход газа, м3/ч, при нормальных условиях.

Коэффициент гидравлического трения определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса по формуле (10)

Re=Q09πdν=0,0354Q0dν, (10)

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

d – внутренний диаметр газопровода, см;

Q0 – расход газа, м3/ч, при нормальных условиях, и гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода, определяемой по условию (11)

Re=nd<23, (11)

где Re – число Рейнольдса;

n – эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая равной для новых стальных – 0,01 см, для бывших в эксплуатации стальных – 0,1 см, для полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации – 0,0007 см;

d – внутренний диаметр газопровода, см.

В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического трения определяется:

для ламинарного режима движения газа Re2000

=64Re, (12)

для критического режима движения газа Re = 2000-4000

=0,0025Re0,333, (13)

при Re> 4000 - в зависимости от выполнения условия (13);

для гидравлически – гладкой стенки (неравенство (13) справедливо):

при 4 000 <Re<100 000 по формуле

=0,3164Re0,25, (14)

при Re> 100 000

=11,82lgRe1,642, (15)

для шероховатых стенок (неравенство несправедливо) при Re> 4000

=0,11nd+68Re0,25, (16)

где n – эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, принимаемая равной для новых стальных – 0,01 см, для бывших в эксплуатации стальных – 0,1 см, для полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации – 0,0007 см;

d – внутренний диаметр газопровода, см.

Гидравлический расчёт был произведён с использованием программного комплекса АСПОГАЗ 1.1 предназначенного для гидравлического расчёта вновь сооружаемых и реконструируемых инженерных сетей газоснабжения низкого, среднего и высокого давления, сертифицированного на основании протокола испытаний от 15.05.2010 №129 ИЛ программных средств ООО "ЦРИОИТ" сертификатом 0129388 в соответствии с СП 421012003 [17].

Предпочтительным был выбран третий вариант системы газоснабжения, так как он имеет наибольший обхват сетевым газом потребителей Дальнереченского муниципального района.

В третьем варианте применяются трубы полиэтиленовые газопроводные ГОСТ Р 5083895 [46], марка полиэтилена ПЭ 100 и один участок стальной из труб электросварных ГОСТ 1070580[47].

Толщина стенки полиэтиленовой (в том числе профилированной) трубы характеризуется стандартным размерным отношением номинального наружного диаметра к номинальной толщине стенки (SDR), которое следует определять в зависимости от давления в газопроводе, марки полиэтилена и коэффициента запаса прочности по формуле (17) [26]

SDR=2MRSМОР∙C+1, (17)

где MRS⎯ показатель минимальной длительной прочности полиэтилена, использованного для изготовления труб и соединительных деталей, МПа (для ПЭ 80 и ПЭ 100 этот показатель равен 8,0 и 10,0 МПа соответственно);

МОР⎯ рабочее давление газа, МПа, соответствующее максимальному значению давления для данной категории газопровода, МПа;

С – коэффициент запаса прочности, выбираемый в зависимости от условий работы газопровода по СНиП 42012002 «Газораспределительные системы».

Выбираем материал труб – ПЭ 100.

SDR=2100,6∙2,8+1=12,9

Идем в сторону уменьшения и принимаем ближайшийпо сортаменту труб SDR 11.

Принятые параметры расчётов, допущения и упрощения.

Плотность газа при нормальных условиях – 0,73 кг/м3.

Кинематическая вязкость газа – 0,000014 м2/с.

Способ прокладки на всём протяжении — подземный.

Поток газа считается изотермическим.

Учет влияния местных сопротивлений выполнен увеличением фактической длины расчетного участка на 10%.

Изменение физических свойств природного газа в пределах расчетного участка не учитывается.

Сводные результаты гидравлического расчета высокого давления приведены в таблице 11. Подробные отчёты о результатах гидравлических расчётов находятся в приложении А – для высокого давления; в приложении Б – для низкого давления.

2.4 Проектирование газораспределительной станции

Газ из магистральных газопроводов поступает в городские, поселковые и промышленные системы газоснабжения через газораспределительные станции, принципиальная схема которой отображена на рисунке 1.Они являются конечными участками магистрального газопровода и являются как бы границей между городскими и магистральными газопроводами [56]. Исходные данные на проектирование газораспределительной станции приведены в таблице 12.

1 – вход газопровода в ГРС; 2 – масляный фильтр; 3 – теплообменник; 4 – задвижка; 5 – регулятор давления; 6 – газовый счетчик; 7 – одоризатор газа; 8 – байпас; 9 – манометры; 10 выход газопровода.

Рисунок 1 – Принципиальная схема ГРС

Очистка газа на ГРС. Масляные фильтры:

Пропускная способность, Qм, м3/час, определяется по формуле (18)

Qм=3,97∙105D2∙PTpжpгpг0,5, (18)

где D –внутренний диаметр масляного пылеуловителя (фильтра),

P – давление газа перед фильтром, МПа;

ρж – плотность смачивающей жидкости при рабочих условиях, кг/м3

ρг – плотность газа при рабочих условиях, кг/м3

Т – температура газа, К.

Qм=3,97∙1050,72∙7278,18000,730,730,5=162 020,91 м3/час

Определение температуры газа на выходе из ГРС.

Температура газа после регулятора давления при малых изменениях линейной скорости формула имеет вид:

T2=T1-DiP1-P2, (19)

где Т1, P1, – параметры газа до регулятора,

Т2, P2, – параметры газа после регулятора,

Di=5,5 – коэффициент ДжоуляТомпсона, град/МПа.

Q м=278,15,5∙5,10,6=251,2 К

Выбор регулятора давления производится в соответствии с исходными данными на проектирования ГРС (таблица 12) с условием обеспечения необходимой пропускной способности с учётом запаса 1520%.

Выбранный регулятор давления – 149 BV производства завода «Газпроммаш» города Саратов.

2.5 Проектирование газорегуляторного пункта

Для снижения давления и поддержания его на заданных уровнях в системах газоснабжения предусматривают газорегуляторные пункты, принципиальная схема ГРП отражена на рисунке 2.

Отдельно стоящие ГРП в населенных пунктах рекомендуется размещать в зоне зеленых насаждений, внутри кварталов на расстоянии не менее указанных в СНиП 2.08.0189*[10]. Исходные данные приведены в таблице 13.

1 – входной газопровод; 2 – расходомер; 3 – задвижка; 4 – фильтр; 5 – регулятор давления; 6 – предохранительный запорный клапан; 7 – байпас; 8 – герметизирующее устройство (кран) на байпасе; 9 – предохранительный сбросной клапан; 10 – самописец для измерения газа в сети; 11 – U-образный манометр; 12 – емкость для отбора газа; 13 – манометр;14 – импульсная трубка.

Рисунок 2 – Принципиальная схема ГРП

Управление гидравлическим режимом работы систем газоснабжения осуществляют с помощью регуляторов давления, автоматически поддерживающих постоянное давление в точке отбора импульса независимо от режима потребления.

Выбор регулятора давления производится в соответствии с исходными данными на проектирование ГРП (таблица 13) с условием обеспечения необходимой пропускной способности с учётом запаса 1520%.

В зависимости от расхода газа на каждом ГРП подбираем регуляторы давления. Тип регулятора давления, диаметр его седла и тип газорегуляторного пункта подобран по каталогу завода «Газпроммаш» города Саратов.

Сводная информация подобранного оборудования отображена в таблице 14 для регуляторов давления с входным давлением 0,6 МПа и выходным давлением 3 кПа.

Подбор фильтра

Для очистки газа на ГРП используют волосяные фильтры, предназначенные для очистки газа от пыли ржавчины, смолистых веществ и других твердых частиц.

Степень очистки зависит от фильтрующего элемента. Фильтрующим элементом является кассета набитым конским волосом и пропитанным висциновым маслом.

Принимаем к установке фильтр диаметром 100 мм. Паспортные данные: расход газа –

Технологическая часть

3.1 Подготовительные работы к прокладке газопровода

При строительстве газовых сетей в городских условиях в состав подготовительных работ входит получение разрешения на рытье траншей и котлованов.

Трассовые подготовительные работы включают:

разбивку и закрепление пикетажа, геодезическую разбивку горизонтальных и вертикальных углов поворота, разметку строительной полосы;

расчистку строительной полосы от леса и кустарника, корчевку пней; снятие и складирование в специально отведенных местах плодородного слоя земли;

планировку строительной полосы, уборку валунов, устройство полок на косогорах;

устройство защитных ограждений, обеспечивающих безопасность производства работ, монтаж средств наружного освещения;

проведение противоэрозионных мероприятий.

Планировку монтажной полосы для прохода строительной техники рекомендуется осуществлять, как правило, за счет устройства грунтовых насыпей из привозного грунта. Планировка микрорельефа со срезкой неровностей допускается только на полосе будущей траншеи.

Разбивку трассы газопровода, т.е. перенесение в натуру трассы проектируемого газопровода на городских улицах, производят от постоянных ориентиров, указанных в плане трассы. В местах новой застройки привязки газопроводов наносят от красных линий, а в не застроенных местах перенос трассы осуществляют от городской полигонометрии.

Разбивку трассы выполняют с соблюдением следующих требований:

нивелирование постоянных реперов осуществляется с точностью не ниже 4 разряда;

вдоль трассы устанавливают временные реперы, связанные нивелировочными ходами с постоянными рельефами, разбивочные оси и углы поворотов трассы закрепляют и привязывают к постоянным объектам на местности (зданиям, сооружениям, опорам, линиям электропередачи, связи и др.);

пересечение трассы газопровода с существующими подземными сооружениями отмечают на поверхности особыми знаками. Разбивка трассы заказчиком и ее приемка в натуре подрядчиком оформляется актом с приложением ведомостей реперов и привязок.

Ось газопровода закрепляют в натуре металлическими штырями, которые забиваются во всех углах горизонтальных изломов оси газопровода и на прямых участках в пределах видимости штырей. При асфальтовом покрытии вместо штырей применяют металлические кнопки.

На трассу завозят также изолированные трубы или секции труб.

При поступлении партии труб или соединительных деталей в строительную организацию производят входной контроль их качества путем внешнего осмотра и измерения основных геометрических параметров изделий на соответствие нормативной документации.

Внешний осмотр и определение размеров труб или деталей производят по методикам, указанным в нормативной документации на изделие.

Стальные трубы.

Трубы с трещинами, не выправляемыми вмятинами и недопустимыми коррозионными повреждениями забраковываются.

Внешнему осмотру изоляционного покрытия подвергается каждая труба партии изолированных труб.

При обнаружении внешним осмотром отдельных повреждений изоляционного покрытия трубы площадью более 10% или нескольких повреждений общей площадью более 20% труба полностью переизолируется механизированным способом.

По решению заказчика или генерального подрядчика, кроме внешнего осмотра изоляционного покрытия труб, при входном контроле может производиться приборная проверка изоляции по ГОСТ 9.6022005 [8].

При внешнем осмотре соединительных деталей проверяются наличие вмятин, забоин, заусениц, трещин, коррозионных повреждений, расслоения металла, раковин и качество резьбы, а также соответствия геометрических размеров требованиям ГОСТ (ТУ).

При наличии трещин, сквозных отверстий, раковин, неполной или забитой резьбы, отклонения геометрических размеров от требований ГОСТ (ТУ), невыправляемых вмятин соединительные детали забраковываются.

Полиэтиленовые трубы.

Входной контроль качества труб и соединительных деталей из полиэтилена производится в соответствии с требованиями СНиП 3.01.0185 [20] и ПБ 1252903[23].

Сертификат качества, сопровождающий каждую партию труб (деталей), содержит: наименование и (или) товарный знак заводаизготовителя; номер партии и дату изготовления; условное обозначение трубы (детали); размер партии, м (шт.); марку сырья; результаты испытаний или подтверждение о соответствии результатов испытаний требованиям стандарта на изделие; дату выпуска партии; подпись и штамп ОТК.

Размер партии труб не должен превышать величину, установленную ГОСТ Р 50838[46] или другими нормативными документами.

Внешний вид поверхности труб и деталей определяется визуально, без применения увеличительных приборов. Механические испытания труб и соединительных деталей при входном контроле не предусматриваются.

По внешнему виду трубы должны иметь гладкие наружную и внутреннюю поверхности. Допускаются продольные полосы и волнистость, не выводящие толщину стенки трубы за пределы допускаемых отклонений. На наружной, внутренней и торцевой поверхностях не допускаются пузыри, трещины, раковины, посторонние включения. Трубы бывают цветными, черными или черными с цветными продольными маркировочными полосами в количестве не менее трех, равномерно распределенными по окружности трубы. Характерный цвет газовой трубы или маркировочных полос на ней из ПЭ 80 ⎯ лимонножелтый; из ПЭ 100 ⎯ желто-оранжевый. Черные трубы без маркировочных полос, имеющие нечеткую маркировку заводаизготовителя, применять для строительства газопроводов не рекомендуется.

Внешний вид труб из полиэтилена представлен в таблице 16.

Внутренние и наружные поверхности соединительных деталей не должны иметь следов усадки, трещин, вздутий и других повреждений, ухудшающих их эксплуатационные свойства. Допускаются незначительные следы от формующего инструмента, следы механической обработки и холодных стыков. Цвет соединительных деталей желтый, оранжевый и черный.

Размеры (диаметр и толщина стенки) и овальность труб и деталей определяют при температуре (23±5) °С. Перед измерением их выдерживают при указанной температуре не менее 2 ч.

Овальность торцов труб регламентируется допусками на овальность соединительных деталей.

Проверку среднего наружного диаметра проводят на каждой трубе на расстоянии не менее 150 мм от торцов в одном сечении измерением периметра трубы с погрешностью не более 0,1 мм и делением на 3,142. Допускается определять средний наружный диаметр как среднее арифметическое измерений в двух взаимно перпендикулярных направлениях.

Измерения производятся рулеткой по ГОСТ 750298[27], штангенциркулем (ГОСТ 16689 [49]) или микрометром (ГОСТ 650790 [17]) с погрешностью не более 0,1 мм.

Трубы раскладывают на площадках вдоль трассы на расстоянии примерно 1,5м от бровки будущей траншеи и сваривают в длинномерную секцию длиной, соответствующей длине участка. Концы труб закрывают заглушками.

Сварка газопроводов

Стальные газопроводы.

Для соединения труб применяют дуговую (ручную, полуавтоматическую, автоматическую под флюсом) и газовую сварку, стыковую контактную сварку оплавлением, сварку в среде CO и пайку.

Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений стальных газопроводов должны соответствовать ГОСТ 1603780 [43] и рекомендациям настоящего раздела.

Технология сварки газопроводов включает: подготовку труб к сварке, сборку стыков, базовую сварку труб в секции и сварку труб или секции в нитку.

Подготовка кромок под стандартную разделку (рисунок 3) выполняется механической обработкой или газовой резкой с последующей зачисткой шлиф-машинкой.

Рисунок 3 – Схема обработки кромки

Перед сборкой труб необходимо:

очистить внутреннюю полость труб и деталей от грунта, грязи, снега и других загрязнений;

очистить до металлического блеска кромки и прилегающие к ним внутреннюю и наружную поверхности труб, деталей газопроводов, патрубков, арматуры на ширину не менее 10 мм;

проверить геометрические размеры кромок, выправить плавные вмятины на концах труб глубиной до 3,5% наружного диаметра трубы;

очистить до чистого металла кромки и прилегающие к ним внутреннюю и наружную поверхности труб на ширину не менее 10 мм.

Концы труб, имеющие трещины, надрывы, забоины, задиры фасок глубиной более 5 мм, обрезают.

Сборку стыков труб производят на инвентарных лежках с использованием наружных или внутренних центраторов.

Допускаемое смещение кромок свариваемых труб не должно превышать величины 0,15S +0,5 мм, где S - наименьшая из толщин стенок свариваемых труб.

Перед началом выполнения сварочных работ поворотных и неповоротных стыков труб производится просушка или подогрев торцов труб и прилегающих к ним участков.

Просушку торцов труб путем нагрева на 50 °С рекомендуется производить:

при наличии влаги на трубах независимо от температуры окружающего воздуха;

при температуре окружающего воздуха ниже плюс 5 °С.

Сварочные работы на открытом воздухе во время дождя, снегопада, тумана и при ветре скоростью свыше 10 м/с можно выполнять при условии обеспечения защиты места сварки от влаги и ветра.

Ручную дуговую сварку неповоротных и поворотных стыков труб при толщине стенок до 6 мм выполняют не менее чем в два слоя, при толщине стенок более 6 мм - не менее чем в три слоя. Каждый слой шва перед наложением последующего тщательно очищают от шлака и брызг металла.

Автоматическую дуговую сварку под флюсом выполняют по первому слою, сваренному ручной дуговой сваркой (теми же электродами, которыми прихватывались стыки) или сваркой в среде углекислого газа.

Сварочные материалы, применяемые для сварки стальных газопроводов, должны соответствовать требованиям ГОСТ (ТУ).

При температуре эксплуатации газопроводов (расчетной температуре наружного воздуха в районе строительства для внутренних в неотапливаемых помещениях и надземных газопроводов) до минус 40 °С дуговую сварку труб из углеродистой стали производят электродами типа Э42, Э46, из низколегированной - типа Э50.

Стыки, сваренные дуговой или газовой сваркой, по результатам внешнего осмотра должны соответствовать ГОСТ 12.3.00386[35] и удовлетворять следующим требованиям:

швы и прилегающие к ним поверхности труб на расстоянии не менее 20 мм (по обе стороны шва) должны быть очищены от шлака, брызг расплавленного металла, окалины и других загрязнений;

швы не должны иметь трещин, прожогов, незаваренных кратеров, выходящих на поверхность пор, а также подрезов глубиной более 5% толщины стенки труб (более 0,5 мм) и длиной более периметра стыка (более 150 мм).

По результатам проверки радиографическим методом стыки следует браковать при наличии следующих дефектов:

трещин, прожогов, незаваренных кратеров;

непровара по разделке шва;

непровара в корне шва и между валиками глубиной более 10% толщины стенки трубы;

непровара в корне шва и между валиками свыше 25 мм на каждые 300 мм длины сварного соединения или свыше 10% периметра при длине сварного соединения менее 300 мм;

непровара в корне шва в стыках газопроводов диаметром 920 мм и более, выполненных с внутренней подваркой;

непровара в корне шва в сварных соединениях, выполненных с подкладным кольцом;

если размеры дефектов стыков (пор, шлаковых и других включений) превышают установленные для класса 6 по ГОСТ 23055[14].

Полиэтиленовые газопроводы.

Соединения полиэтиленовых труб между собой и с полиэтиленовыми соединительными деталями выполняются двумя методами сварки: сваркой встык нагретым инструментом и сваркой при помощи соединительных деталей с закладными нагревателями (ЗН). Соединения полиэтиленовых труб со стальными трубами (или арматурой) выполняются разъемными (с помощью фланцев) или неразъемными, допускается применение соединений «полиэтиленсталь» с резьбовым металлическим концом для труб малых диаметров (до 50 мм).

Сварочные работы могут производиться при температуре окружающего воздуха от минус 15 °С до плюс 45 °С. При выполнении сварочных работ при других температурах в технических условиях, стандартах или сертификатах на материалы определяется особый технологический режим сварки, который должен быть аттестован в соответствии с РД 03615. Если особый режим сварки не установлен в этих документах, то при более широком интервале температур сварочные работы рекомендуется выполнять в помещениях (укрытиях), обеспечивающих соблюдение заданного температурного интервала.

Место сварки защищают от атмосферных осадков, ветра, пыли и песка, а в летнее время и от интенсивного солнечного излучения. При сварке свободный конец трубы или плети закрывают для предотвращения сквозняков внутри свариваемых труб.

Концы труб, деформированные сверх нормативного значения или имеющие забоины, рекомендуется обрезать под прямым углом. Гильотины или телескопические труборезы используются для обрезки труб диаметром свыше 63 мм, для меньших диаметров применяют ручные ножницы.

Сваркой встык нагретым инструментом соединяются трубы и детали с толщиной стенки по торцам более 5 мм. Не рекомендуется сварка встык труб с разной толщиной стенок (SDR), изготовленных из разных марок полиэтилена и длинномерных труб.

Сборку и сварку труб и деталей рекомендуется производить на сварочных машинах с высокой и средней степенью автоматизации процесса сварки. Допускается также использовать машины с ручным управлением процессом сварки, но с обязательным автоматическим поддержанием заданной температуры нагретого инструмента.

Технологический процесс соединения труб и деталей сваркой встык включает:

подготовку труб и деталей к сварке (очистка, сборка, центровка, механическая обработка торцов, проверка совпадения торцов и зазора в стыке);

сварку стыка (оплавление, нагрев торцов, удаление нагретого инструмента, осадка стыка, охлаждение соединения).

Концы труб и деталей центруют по наружной поверхности таким образом, чтобы максимальная величина смещения наружных кромок не превышала 10 % толщины стенок труб и деталей. Подгонку труб и деталей при центровке осуществляют поворотом одного из свариваемых концов вокруг их оси, перестановкой опор по длине трубы.

При сварке встык вылет концов труб из зажимов центраторов обычно составляет 15⎯30 мм, а привариваемых деталей ⎯ не менее 5⎯15 мм.

Закрепленные и сцентрированные концы труб и деталей перед сваркой подвергают механической обработке ⎯ торцеванию с целью выравнивания свариваемых поверхностей непосредственно в сварочной машине.

После механической обработки загрязнение поверхности торцов не допускается.

Удаление стружки из полости трубы или детали производят с помощью кисти, а снятие заусенцев с острых кромок торца ⎯ с помощью ножа.

После обработки еще раз проверяют центровку и отсутствие зазоров в стыке. Между торцами, приведенными в соприкосновение, не должно быть зазоров, превышающих:

0,3 мм ⎯ для труб диаметром до 110 мм;

0,5 мм ⎯ для труб диаметром св. 110 мм до 225 мм;

0,8 мм ⎯ для труб диаметром от 250 мм до 315 мм включительно;

1,0 мм ⎯ для труб диаметром 355 мм и выше.

Оплавление и нагрев торцов свариваемых труб и деталей осуществляют одновременно посредством их контакта с рабочими поверхностями нагретого инструмента.

На рисунке 4 представлена последовательность процесса сборки и сварки встык труб из полиэтилена.

а – центровка и закрепление в зажимах сварочной машины концов свариваемых труб; б – механическая обработка торцов труб с помощью торцовки 1; в – проверка соосности и точности совпадения торцов по величине зазора С; г – оплавление и нагрев свариваемых поверхностей нагретым инструментом 2; д – осадка стыка до образования сварного соединения.

Рисунок 4 – Последовательность процесса сборки и сварки встык труб из полиэтилена

При сварке нагретым инструментом рабочие поверхности нагревателя покрывают антиадгезионным слоем, препятствующим налипанию расплава на инструмент.

Маркировку сварных стыков (код оператора) производят несмываемым карандашом-маркером яркого цвета (например: белого или желтого ⎯ для черных труб, черного и голубого ⎯ для желтых труб).

Маркировку (номер стыка и код оператора) наносят рядом со стыком со стороны, ближайшей заводской маркировке труб.

Земляные работы

Рытьё траншей и котлованов. Глубина заложения газопроводов зависит от влажности транспортируемого газа и наличия динамических нагрузок над прокладываемым газопроводом.

Отвалы грунта при рытье котлованов и траншей размещают преимущественно с одной стороны выемки на расстоянии не менее 0,5м от края траншеи.

Траншеи с уложенными газопроводами засыпают в два приёма: немедленно – после укладки газопровода и испытания на прочность засыпают и подбивают пазухи и присыпают газопроводы на высоту 0,2м с разравниванием грунта слоями и уплотнением ручными электоротрамбовками, затем засыпают остальную часть траншеи. Обратную засыпку котлованов выполняют вслед за окончанием работ по устройству фундаментов и подземных частей сооружений.

При засыпке траншей принимают меры против повреждения грунтом изоляции на газопроводах. В местах переходов и пересечений траншей с дорожными покрытиями обратную засыпку выполняют с тщательным послойным уплотнением грунта до 95% его первоначальной плотности и поливают водой.

Укладка газопроводов

Стальные газопроводы.

Укладку осуществляют одиночными трубами (секциями) с последующей сваркой их в траншее или длинномерными плетями, предварительно сваренными на берме траншеи.

Опуск одиночных изолированных труб (секций) в траншею производят в зависимости от диаметра и толщины стенки труб (с учетом длины секции) с помощью самоходных грузоподъемных средств (трубоукладчиков, стреловых кранов) либо с применением ручной такелажной оснастки (ремней, лебедок, полиспастов).

В качестве грузозахватных приспособлений при механизированной работе с одиночными трубами (секциями) используются мягкие монтажные полотенца или специальные эластичные стропы. Применение для этих целей открытых стальных канатов, монтажных "удавок" и других приспособлений, не имеющих мягких контактных поверхностей, не рекомендуется.

Траншею подготавливают к укладке газопровода непосредственно перед его спуском. Подготовка траншеи заключается в очистке и планировке дна, а также проверке проектных отметок. Соответствие основания проекту проводят с участием технадзора и заказчика, по результатам проверки составляется акт.

Перед укладкой в траншею трубы секции и плети осматривают и очищают изнутри от посторонних предметов, грязи, льда и др. После осмотра и очистки концы труб для предохранения от засорения закрывают инвентарными заглушками.

Один из возможных методов укладки газопровода – метод бестраншейного заглубления с применением специальной машины – ножевого трубозаглубителя, метод отображен на рисуноке 5

1 – гусеничный тягач; 2 – режущий нож; 3 – щелезасыпщик; 4 – трубная плеть; 5 – роликоопоры.

Рисунок 5 – Ножевой трубозаглубитель

Пропорку грунта осуществляют тракторным рыхлителем.

Плеть газопровода выкладывают по оси укладки, затем свободный ее конец с помощью трубоукладчика заводят на роликоопоры, после чего начинается движение трубозаглубителя, который прорезает в грунте щель, куда производится опускание плети. Завершающей операцией является подача на засыпку грунта с помощью грейдерных отвалов щелезасыпщика. Того объема грунта, который при создании щели выталкивается наружу режущим ножом, как правило, оказывается достаточно для ее полной засыпки.

При использовании данного метода на укладываемую плеть из стальных труб предварительно наносят изоляционное покрытие и проверяют его качество [7].

В работы по трубозаглублению входят следующие операции:

отрывка котлована для первоначального заглубления рабочего органа трубозаглубителя;

монтаж конической заглушки на конце трубной плети для ее заправки в кассету;

заглубление рабочего органа;

очистка рабочего органа от корней, комьев грунта и т.п.;

укладка плети;

отрывка котлована для выглубления рабочего органа.

Срезку крутых берегов для прохода трубозаглубителя на переходах с уклоном более 1:2 следует производить бульдозером в продольном направлении.

Звенья секций длиной до 40 м укладывают в траншеи с помощью не менее двух трубоукладчиков или автокранов. Отдельные трубы газопровода длиной до 12м опускают в траншею одним трубоукладчиком или автокраном. При невозможности использования кранов и трубоукладчиков звенья газопроводов небольших диаметров укладывают в траншеи путем установки над траншеей и укладываемым звеном монтажных треног.

Газопроводы, арматуру и оборудование опускают в траншею плавно, без рывков и ударов о стенки и дно, без резких перепадов в вертикальной и горизонтальной плоскостях.

Газопровод после укладки в траншею должен опираться на всем своем протяжении на плотное естественное или искусственное основание, после укладки необходимо проверить состояние изоляции, фактическое расстояние между газопроводом и пересекаемыми или смежными сооружениями и коммуникациями, а также правильность расположения газопровода. Правильность укладки проверяют нивелировкой всех узловых точек газопровода, а также мест пересечения с подземными сооружениями.

Сборку стыков труб на дне траншеи и подготовку их под сварку выполняют при помощи тали, подвешенной к перекладине через траншею, треноги или автокрана. После сборки стык прихватывают, а затем сваривают. Фасонные части узлов, арматуры и прочих устройств непосредственно в траншее, вваривают с обеспечением их соосности с основным газопроводом и без перепадов в вертикальной и горизонтальной плоскостях.

Полиэтиленовые газопроводы.

Работы по укладке газопроводов рекомендуется производить при температуре наружного воздуха не ниже минус 15 °С и не выше плюс 30 °С.

При укладке газопроводов при более низкой температуре наружного воздуха необходимо организовать их подогрев до требуемой температуры. Это условие может быть выполнено путем пропуска подогретого воздуха через подготовленный к укладке газопровод. При этом температура подогретого воздуха не должна быть более плюс 60 °С.

При укладке полиэтиленовых газопроводов необходимо учитывать специфические особенности материала труб: высокий коэффициент линейного удлинения (в 1012 раз выше, чем у стальных) и более низкие по сравнению с металлическими трубами механическую прочность и жесткость, поэтому укладку газопроводов рекомендуется производить в наиболее холодное время суток летом, а зимой - в наиболее теплое время.

Укладка в траншею газопроводов производится, как правило, после окончания процесса сварки и охлаждения соединения, а также демонтажа сварочной техники (позиционеров).

Перед укладкой трубы подвергаются тщательному осмотру с целью обнаружения трещин, подрезов, рисок и других механических повреждений.

Открытые с торцов плети газопроводов во время производства работ рекомендуется закрывать инвентарными заглушками. При укладке газопроводов в траншею выполняют мероприятия, направленные на снижение напряжений в трубах от температурных изменений в процессе эксплуатации:

при температуре труб (окружающего воздуха) выше плюс 10 °С производится укладка газопровода свободным изгибом («змейкой») с засыпкой – в наиболее холодное время суток;

при температуре окружающего воздуха ниже плюс 10 °С возможна укладка газопровода прямолинейно, в том числе и в узкие траншеи, а засыпку газопровода в этом случае производят в самое теплое время суток.

В зимний период газопровод укладывают на талый грунт. В случае промерзания дна траншеи осуществляют подсыпку дна траншеи песком или мелкогранулированным талым грунтом, сохраняя нормативную глубину заложения газопровода.

При укладке газопроводов в скальных и каменистых грунтах и на промороженное дно траншеи для обеспечения защиты газопровода от механических повреждений при укладке и засыпке рекомендуется применять мелкогранулированный грунт, песок или пенополимерные материалы (ППМ). Трубы с защитным покрытием допускается укладывать непосредственно на спланированное дно траншеи.

Укладку газопроводов диаметром 110 мм и менее можно производить с использованием ремней, текстильных строп, текстильных канатов, брезентовых полотенец. Пролеты следует принимать по таблице 17.

Таблица 17 – Значения расстояний пролетов

Обозначение расстояний (пролетов)

Значения расстояний, м, в зависимости от диаметра газопровода, мм

При непрерывном методе укладки газопровода диаметром более 160 мм с использованием двух трубоукладчиков следует действовать в соответствии со схемами показанными на рисунке 6.

Следует отметить, что толщина стенки труб не оказывает влияния на выбор этих расстояний, т.е. они должны быть одинаковы для труб SDR 11 и для труб SDR 17,6.

а – с траверсой головного трубоукладчика; б – с траверсой у заднего трубоукладчика; в – с траверсами у обоих трубоукладчиков; 1 − задний трубоукладчик; 2 − головной трубоукладчик; 3 − трубная плеть.

Рисунок 6 – Схемы укладки газопроводов с бермы траншеи с применением

траверс

При прокладке газопроводов в узкой строительной полосе рекомендуется применять (на прямых участках) способ монтажа газопровода методом протягивания.

Для этого в начальной точке участка трассы устраивается накопительная площадка и устанавливается сварочный пост, а в конечной точке этого участка устанавливается тяговая лебедка. Затем разрабатывается траншея, по которой протягивается плеть по мере наращивания. Для уменьшения трения и тягового усилия (что позволяет увеличить длину протягиваемой плети), а также исключения возможных механических повреждений газопровода на дне траншеи устанавливаются направляющие ролики или устраивается постель из пенополимерных материалов, по которой скользит плеть.

Монтаж сооружений на газовых сетях.

В газовом колодце устанавливают собранный и испытанный в заводских условиях узел, состоящий из задвижки, компенсатора, патрубков, футляров и приваривают его уложенному газопроводу.

Наружные поверхности колодцев покрывают битумной изоляцией, внутренние затирают цементным раствором. Горловину для люков устанавливают на щите перекрытий колодцев на цементном растворе марки 50.

Устанавливаемые железобетонные колодцы засыпают со всех сторон равномерно с одинаковым уплотнением.

Кирпичные колодцы применяют только в тех случаях, когда по местным условиям экономически нецелесообразно изготавливать сборные железобетонные колодцы, а также при подключении к действующим газопроводам без снижения в них давления газа.

Люки колодцев на проезжей части дороги должны быть уложены заподлицо с уровнем дорожного покрытия, в не замощенных проездах их устанавливают выше уровня проезда на 5см.

Траншеи в местах установки защитных коверов, заделанных в бетонное основание, засыпают песком или лишним грунтом с поливкой водой и послойным уплотнением. Если ковер установлен на проезжей части улицы, то его крышка должна открываться против движения транспорта.

В газорегуляторных пунктах оборудование монтируется из отдельных узлов, изготовленных и испытанных в заводских условиях. Узлы ГРП доставленные на строительную площадку должны иметь акт заводского испытания.

Заделка сварных швов, фланцевых и резьбовых соединений в стены или фундаменты не допускается. При проходе газопровода через стену или фундамент расстояние от сварного шва до футляра должно быть не менее 100мм.

3.5 Переходы через искусственные препятствия

При подземном пересечении железнодорожных путей и автодорог следует предусматривать, как правило, под углом 90°. Допускается уменьшение угла пересечения до 45º при соответствующем технико-экономическом обосновании.

Расстояния по горизонтали от мест пересечения подземными газопроводами трамвайных и железнодорожных путей и автомобильных дорог должны быть, не менее:

до мостов и тоннелей на железных дорогах общего пользования, трамвайных путях, автомобильных дорогах I – III категорий, а также до пешеходных мостов, тоннелей через них – 30 м, а для железных дорог необщего пользования, автомобильных дорог IV – V категорий и труб – 15 м;

до зоны стрелочного перевода (начала остряков, хвоста крестовин, мест присоединения к рельсам отсасывающих кабелей и других пересечений пути) – 4 м для трамвайных путей и 20 м для железных дорог;

до опор контактной сети – 3 м.

Разрешается сокращение указанных расстояний по согласованию с организациями, в ведении которых находятся пересекаемые сооружения.

Подземные газопроводы всех давлений в местах пересечений с железнодорожными и трамвайными путями, автомобильными дорогами I—IV категорий, а также магистральными улицами общегородского значения следует прокладывать в футлярах. В других случаях вопрос о необходимости устройства футляров решается проектной организацией.

Футляры должны удовлетворять условиям прочности и долговечности. На одном конце футляра следует предусматривать контрольную трубку, выходящую под защитное устройство.

Концы футляров при пересечении газопроводов железных дорог общего пользования следует выводить на расстояния от них не менее установленных СНиП 320195 [9]. При прокладке межпоселковых газопроводов в стесненных условиях и газопроводов на территории поселений разрешается сокращение этого расстояния до 10 м при условии установки на одном конце футляра вытяжной свечи с устройством для отбора проб, выведенной на расстояние не менее 50 м от края земляного полотна (оси крайнего рельса на нулевых отметках).

В других случаях концы футляров должны располагаться на расстоянии:

не менее 2 м от крайнего рельса трамвайного пути и железных дорог колеи 750 мм, а также от края проезжей части улиц;

не менее 3 м от края водоотводного сооружения дорог (кювета, канавы, резерва) и от крайнего рельса железных дорог не общего пользования, но не менее 2 м от подошвы насыпей.

При пересечении газопроводами железнодорожных линий общего пользования колеи 1520 мм глубина укладки газопровода должна соответствовать СНиП 3201.

В остальных случаях глубина укладки газопровода от подошвы рельса или верха покрытия дороги, а при наличии насыпи – от ее подошвы до верха футляра должна отвечать требованиям безопасности, но быть не менее:

при производстве работ открытым способом –1,0 м;

при производстве работ методом продавливания или наклонно-направленного бурения и щитовой проходки – 1,5 м;

при производстве работ методом прокола – 2,5 м.

Толщина стенок труб стального газопровода при пересечении им железных дорог общего пользования должна быть на 2–3 мм больше расчетной, но не менее 5 мм на расстояниях по 50 м в каждую сторону от края земляного полотна (оси крайнего рельса на нулевых отметках).

Для полиэтиленовых газопроводов на этих участках и на пересечениях автомобильных дорог I – III категорий должны применяться полиэтиленовые трубы не более SDR 11 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,8.

В межтрубном пространстве футляра допускается прокладка эксплуатационного кабеля связи, телемеханики, телефона, дренажного кабеля электрозащиты, предназначенных для обслуживания системы газоснабжения.

Высоту прокладки надземных газопроводов в местах пересечения с электрифицированными и неэлектрифицированными железнодорожными путями, с трамвайными путями, автомобильными дорогами, контактной сетью троллейбуса следует принимать в соответствии с требованиями СНиП II8980* [6].

При пересечении водной преграды газопровод прокладываем надземно на тросовой подвеске ниже автомобильного моста по течению реки на 30 м. Газопровод свободно расположен на тросах, что обеспечивает его перемещения в продольных линии трассы направлениях. Для предотвращения поперечных перемещений и деформации газопровод закрепляем на основаниях подвесной переправы. Перед и после пересечения для предотвращения аварий на газопроводе устанавливаем запорную арматуру [24].

3.6 Внутренние устройства газоснабжения

Жилые здания, коммунально-бытовые и промышленные предприятия снабжают газом от газопроводов низкого или среднего давления через ГРП или ГРУ. Схема газоснабжения включает ответвления от распределительного газопровода, ввод к потребителю газа, вводный газопровод в кожухе через стену здания, внутренние газопроводы.

Газопроводы вводят в жилые и общественные здания через нежилые помещения, доступные для осмотра труб. На вводе газопровода в здание размещают отключающее устройство, которое монтируют снаружи здания. Место установки должно быть доступно для обслуживания и быстрого отключения газопровода.

Возможность установки газового оборудования и прокладки газопроводов в конкретных зданиях следует определять согласно строительным нормам и правилам на проектирование соответствующих зданий.

Газопроводы, прокладываемые внутри зданий и сооружений, следует предусматривать из стальных труб.

Для присоединения передвижных агрегатов, переносных газовых горелок, газовых приборов, КИП и приборов автоматики допускается предусматривать резиновые и резинотканевые рукава. При выборе рукавов следует учитывать их стойкость к транспортируемому газу при заданных давлении и температуре.

Соединение труб следует предусматривать, как правило, на сварке. Разъемные (резьбовые и фланцевые) соединения допускаются только в местах установки запорной арматуры, газовых приборов, КИП, регуляторов давления и другого оборудования.

Установку разъемных соединений газопроводов следует предусматривать в местах, доступных для осмотра и ремонта.

Прокладку газопроводов внутри зданий и сооружений следует предусматривать, как правило, открытой.

Не допускается предусматривать прокладку газопроводов в помещениях, относящихся по взрывной и взрывопожарной опасности к категориям А и Б; во взрывоопасных зонах всех помещений; в подвалах; в складских зданиях взрывоопасных и горючих материалов; в помещениях подстанций и распределительных устройств; через вентиляционные камеры, шахты и каналы; шахты лифтов; помещения мусоросборников; дымоходы; через помещения, где газопровод может быть подвержен коррозии, а также в местах возможного воздействия агрессивных веществ и в местах, где газопроводы могут омываться горячими продуктами сгорания или соприкасаться с нагретым или расплавленным металлом.

Для внутренних газопроводов, испытывающих температурные воздействия, следует предусматривать возможность компенсации температурных деформаций.

Отключающие устройства на газопроводах в производственных помещениях промышленных предприятий, предприятий бытового обслуживания производственного характера следует предусматривать:

на вводе газопровода внутри помещения;

на ответвлениях к каждому агрегату;

перед горелками и запальниками;

на продувочных трубопроводах, в местах присоединения их к газопроводам.

При наличии внутри помещения газового счетчика или ГРУ, расположенных от места ввода газопровода на расстоянии не далее 10 м, отключающим устройством на вводе считается задвижка или кран перед ГРУ или счетчиком.

Необходимость учета расхода газа и выбор системы учета на объектах газоснабжения должны определяться в соответствии с указаниями «Правил пользования газом в народном хозяйстве», утвержденных Мингазпромом, и «Общих положений о порядке учета и контроля расхода топлива, электрической и тепловой энергии для промышленных, транспортных, сельскохозяйственных и коммунально-бытовых предприятий и организаций».

По решению органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации о порядке учета расхода газа потребителями и регулировании цен на газ в газифицируемых жилых зданиях должна предусматриваться возможность учета расхода газа каждым абонентом, путем установки на газопроводе (в квартире, индивидуальном доме) прибора учета расхода газа — счетчика.

Приборы для учета расхода газа следует размещать в ГРП или газифицируемых помещениях. Допускается размещение приборов для учета расхода газа в других помещениях не ниже II степени огнестойкости, имеющих вытяжную вентиляцию. На одном газопроводе допускается установка параллельно не более двух газовых счетчиков.

В существующих и реконструируемых жилых домах допускается предусматривать транзитную прокладку газопроводов низкого давления через жилые комнаты при отсутствии возможности другой прокладки.

Транзитные газопроводы в пределах жилых помещений не должны иметь резьбовых соединений и арматуры.

Не допускается предусматривать прокладку стояков газопроводов в жилых комнатах и санитарных узлах.

Установку отключающих устройств на газопроводах, прокладываемых в жилых домах и общественных зданиях (за исключением предприятий общественного питания и предприятий бытового обслуживания производственного характера) следует предусматривать:

для отключения стояков, обслуживающих более пяти этажей;

перед счетчиками (если для отключения счетчика нельзя использовать отключающее устройство на вводе);

перед каждым газовым прибором, печью или установкой;

на ответвлениях к отопительным печам или приборам.

На подводящих газопроводах к отопительным печам и другому аналогичному оборудованию следует предусматривать установку последовательно двух отключающих устройств: одного – для отключения прибора (оборудования) в целом, другого – для отключения горелок.

На подводящих газопроводах к газовым приборам, у которых отключающее устройство перед горелками предусмотрено в их конструкции, необходимо устанавливать одно отключающее устройство.

Необходимость установки устройств для отключения стояков (подъездов) 5-этажных и менее жилых домов решается проектной организацией в зависимости от местных конкретных условий, в том числе этажности зданий и количества квартир, подлежащих отключению в случае проведения аварийных и других работ.

Устройства, предусматриваемые для отключения стояков (подъездов), следует устанавливать по возможности снаружи здания.

Расстояние от газопроводов, прокладываемых открыто и в полу внутри помещений, до строительных конструкций, технологического оборудования и трубопроводов другого назначения следует принимать из условия обеспечения возможности монтажа, осмотра и ремонта газопроводов и устанавливаемой на них арматуры, при этом газопроводы не должны пересекать вентиляционные решетки, оконные и дверные проемы. В производственных помещениях допускается пересечение световых проемов, заполненных стеклоблоками, а также прокладка газопровода вдоль переплетов не открывающихся окон.

Расстояния между газопроводами и инженерными коммуникациями электроснабжения, расположенными внутри помещений, в местах сближения и пересечения следует принимать в соответствии с ПУЭ [50].

Прокладку газопроводов в местах прохода людей следует предусматривать на высоте не менее 2,2 м от пола до низа газопровода, а при наличии тепловой изоляции – до низа изоляции.

Крепление открыто прокладываемых газопроводов к стенам, колоннам и перекрытиям внутри зданий, каркасам котлов и других производственных агрегатов следует предусматривать при помощи кронштейнов, хомутов, крючьев или подвесок и т.п. на расстоянии, обеспечивающем возможность осмотра и ремонта газопровода и установленной на нем арматуры.

Расстояние между опорными креплениями газопроводов следует определять в соответствии с требованиями СНиП 42012002 [2].

Вертикальные газопроводы в местах пересечения строительных конструкций следует прокладывать в футлярах. Пространство между газопроводом и футляром необходимо заделывать просмоленной паклей, резиновыми втулками или другим эластичным материалом. Конец футляра должен выступать над полом не менее чем на 3 см, а диаметр его приниматься из условия, чтобы кольцевой зазор между газопроводом и футляром был не менее 5 мм для газопроводов номинальным диаметром не более 32 мм и не менее 10 мм для газопроводов большего диаметра.

Газовые приборы и газогорелочные устройства следует присоединять к газопроводам, как правило, жестким соединением.

Присоединение к газопроводу газовых приборов, а также устанавливаемых в цехах промышленных предприятий переносных и передвижных газогорелочных устройств и агрегатов допускается предусматривать после отключающего крана резинотканевыми рукавами. Резинотканевые рукава для присоединения бытовых газовых приборов и лабораторных горелок не должны иметь стыковых соединений [7].

На газопроводах промышленных (в том числе котельных), сельскохозяйственных предприятий, предприятий бытового обслуживания производственного характера следует предусматривать продувочные трубопроводы от наиболее удаленных от места ввода участков газопровода, а также от отводов к каждому агрегату перед последним по ходу газа отключающим устройством.

Диаметр продувочного трубопровода следует принимать не менее 20 мм. После отключающего устройства на продувочном трубопроводе следует предусматривать штуцер с краном для отбора пробы, если для этого не может быть использован штуцер для присоединения запальника.

При расположении здания вне зоны молниезащиты выводы продувочных трубопроводов следует заземлять.

3.6.1 Газоснабжение жилых домов

Установку газовых плит в жилых домах следует предусматривать в помещениях кухонь высотой не менее 2,2 м, имеющих окно с форточкой (фрамугой), вытяжной вентиляционный канал и естественное освещение. Примем, что при газоснабжении будет устанавливаться газовые плиты марки «ПГ4». Это четырехгорелочная плита, состоящая из стола, духовки и сушильного шкафа. Тепловая нагрузка на каждую конфорку составляет 1600 ккал/ч, а духовки 3200 ккал/ч. Подвод осуществляется из труб D = 20,8 мм. При этом внутренний объем помещений кухонь должен быть не менее 15 м³.

В существующих жилых домах допускается установка газовых плит:

в помещениях кухонь высотой не менее 2,2 м и объемом не менее указанного при отсутствии вентиляционного канала и невозможности использования в качестве такого канала дымоходов, но при наличии в помещении окна с форточкой или фрамугой в верхней части окна;

в кухнях с наклонными потолками, имеющих высоту в средней части не менее 2 м, установку газового оборудования следует предусматривать в той части кухни, где высота не менее 2,2 м.

В существующих жилых домах, принадлежащих гражданам на правах личной собственности, допускается установка газовых плит в помещениях, соответствующих требованиям, но имеющих высоту менее 2,2 м до 2 м включительно, если эти помещения имеют объем не менее чем в 1,25 раза больше нормативного. При этом в домах, не имеющих выделенной кухни, объем помещения, где устанавливается газовая плита, должен быть в два раза больше указанного.

При невозможности выполнения указанных требований установка газовых плит в таких помещениях может быть допущена в каждом конкретном случае по согласованию местным органом санитарного надзора.

Возможность установки газовых плит, отопительных и других аппаратов в строениях, расположенных вне жилого дома, решается проектной организацией и эксплуатационной организацией газового хозяйства с учетом конкретных местных условий, в том числе наличия газа для этих целей. При этом помещения, в которых предусматривается установка газовых приборов, должны соответствовать требованиям, предъявляемым к помещениям жилых домов, где допускается размещение таких приборов.

Деревянные неоштукатуренные стены и стены из других горючих материалов в местах установки плит следует изолировать негорючими материалами: штукатуркой, кровельной сталью по листу асбеста толщиной не менее 3 мм и др. Изоляция должна выступать за габариты плиты на 10 см с каждой стороны и не менее 80 см сверху.

Расстояние от плиты до изолированных негорючими материалами стен помещения должны быть не менее 7 см; расстояние между плитой и противоположной стеной должно быть не менее 1 м.

Для горячего водоснабжения следует предусматривать проточные или емкостные газовые водонагреватели, а для отопления — емкостные газовые водонагреватели, малометражные отопительные котлы или другие отопительные аппараты, предназначенные для работы на газовом топливе.

Этажность жилых домов, в которых разрешается установка указанных газовых приборов и аппаратов, следует принимать согласно СНиП 2.08.0189*[10].

Устройство дымоходов должно соответствовать требованиям СНиП 2.04.0591*[21] как для отопительных печей.

Установку водонагревателей следует предусматривать в кухнях и нежилых помещениях, предназначенных для их размещения. Установка указанных приборов в ванных комнатах не допускается. Вопрос о необходимости перестановки газовых водонагревателей из ванных комнат, в которых они были размещены в соответствии с ранее действующими нормами, в кухни или другие нежилые помещения жилого дома при реконструкции дома или системы газоснабжения должен решаться в каждом конкретном случае проектной организацией по согласованию с местными эксплуатационными организациями газового хозяйства.

В существующих жилых домах допускается предусматривать установку отопительных газовых приборов в коридорах индивидуального пользования.

Расстояние от выступающих частей газовых горелок или арматуры до противоположной стены должно быть не менее 1 м.

При отсутствии в помещении стен из негорючих материалов допускается предусматривать установку проточного водонагревателя на оштукатуренных, а также на облицованных негорючими или трудногорючими материалами стенах на расстоянии не менее 3 см от стены.

Поверхность трудногорючих стен следует изолировать кровельной сталью по листу асбеста толщиной не менее 3 мм. Изоляция должна выступать за габариты корпуса водонагревателя на 10 см.

При отсутствии в помещении стен из негорючих материалов допускается установка вышеперечисленных отопительных приборов у стен на расстоянии не менее 10 см от стены.

Помещение, предназначенное для размещения газового водонагревателя, а также отопительного котла или отопительного аппарата, отвод продуктов сгорания от которых предусмотрен в дымоход, должно иметь высоту не менее 2 м. Объем помещения должен быть не менее 7,5 м3 при установке одного прибора.

Не допускается размещение всех газовых приборов в подвальных этажах (подвалах).

3.6.2 Газоснабжение производственных установок и котлов

При проектировании газового оборудования котельных или при переводе на газовое топливо существующих котельных кроме требований СНиП 2.04.0887*[3] следует руководствоваться требованиями СНиП II3576[15] и ПБ 1057403 «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов», утвержденных Госгортехнадзором СССР.[24]

Источником газоснабжения является проектируемый стальной газопровод высокого давления Ø1143,0 мм. Часовой расход данной котельной составляет 2949 м3/ч.

В котельной устанавливаются 3паровых котла ДЕ, которые оборудуются газомазутными горелками ГМ.[52]

Для снижения давления газа с высокого до среднего предусмотрена газорегуляторная установка.

Отвод продуктов сгорания от котлов предусмотрен через проектируемые индивидуальные дымовые трубы (двойные утепленные).

Продувочные и сбросной трубопроводы вывести выше кровли на 1м.

Проверка отключающей арматуры перед розжигом на герметичность затвора должна производиться в порядке, установленном инструкцией, разработанной эксплуатирующей организацией.

Автоматизация газоснабжения котельной.

Автоматика безопасности горелок обеспечивает:

нормативный процесс эксплуатации в автоматическом режиме, исключая необходимость вмешательства в этот процесс обслуживающего персонала.

контроль параметров безопасности процессов горения в автоматическом режиме.

Автоматика безопасности горелок прекращает подачу топлива при:

повышении или понижении давления газообразного топлива перед горелкой;

понижении давления воздуха перед горелкой;

погасании факелов горели;

по сигнал неисправности автоматики безопасности котла.;

неисправности цепей защиты, включая исчезновение напряжения.

Автоматика безопасности водогрейных котлов прекращает подачу топлива при:

повышении температуры воды на выходе из котла;

повышении или понижении давления воды на выходе из котла;

неисправности цепей защиты, включая исчезновение напряжения.

Автоматика водогрейных котлов обеспечивает:

поддержание заданного значения температуры воды на выходе из котла;

поддержание минимального заданного значения температуры воды на входе в котел (смесительный клапан);

управление циркуляционным насосом котла.

Проектом предусматривается:

контроль технологических параметров при помощи местных показывающих приборов;

регулирование температуры сетевой воды в зависимости от температуры наружного воздуха;

автоматический ввод в работу котлов в зависимости от нагрузки тепловой сети;

автоматическое управление насосами тепловой сети посредством логического контроллера;

контроль содержания СО (100мг/м³) и метана (10% НКПР);

автоматическое закрытие электромагнитного клапана на газопроводе и топливопроводе при отключении электроэнергии, при сигнале прибора ОПС, при сигнале повышения содержания СО (100мг/м³) и метана (10% НКПР);

местная светозвуковая сигнализация о нарушении параметров работы с запоминанием первопричины;

регистрация давления газа (высокое давление);

регистрация давления газа (среднее давление);

регистрация температуры газа;

регистрация уровня жидкого топлива;

выносная светозвуковая сигнализация в помещении с постоянным пребыванием людей;

местная световая сигнализация в помещения насосной.

Газогорелочные устройства промышленных установок, паровых и водогрейных котлов, использующих газовое топливо, должны соответствовать требованиям, предусмотренным СНиП 2.04.08-87*[3]

Расстояние от выступающих частей газовых горелок или арматуры до стен или других частей здания, а также до сооружений и оборудования должно быть не менее 1 м по горизонтали.

На котлоагрегатах, работающих на газовом топливе, и на дымоходах от них следует предусматривать взрывные клапаны. Взрывные предохранительные клапаны следует предусматривать в верхней части топки и дымоходов, а также в других местах, где возможно скопление газа.

Вентиляция котельных, цехов промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий предприятий бытового обслуживания производственного характера должна соответствовать требованиям строительных норм и правил по размещенному в них производству.

Газифицируемые котлы должны быть оборудованы КИП, автоматикой безопасности и автоматическим регулированием в соответствии с требованиями СНиП II3576[15].

Газифицируемые производственные агрегаты должны быть оборудованы КИП для измерений:

давления газа у горелки или группы горелок после последнего (по ходу газа) отключающего устройства и при необходимости у агрегата;

давления воздуха в воздуховоде у горелок после последнего шибера или дроссельной заслонки и при необходимости у вентиляторов;

разрежения в топке и при необходимости в дымоходе до шибера.

Размещение КИП следует предусматривать у места регулирования измеряемого параметра или на специальном приборном щите.

При установке приборов на приборном щите допускается использование одного прибора с переключателем для измерения параметров в нескольких точках.

3.7 Защита от коррозии

Для стальных газопроводов следует предусматривать защиту от коррозии, вызываемой окружающей средой и блуждающими токами.

Защиту от коррозии подземных газопроводов следует проектировать в соответствии с требованиями ГОСТ 9.6022005 [8] и нормативно-технической документации, утвержденной в установленном порядке.

Материал для защитных покрытий должен соответствовать требованиям СНиП 2.04.0887*[3].

На подземных газопроводах в пределах поселений следует предусматривать установку контрольно-измерительных пунктов с интервалами между ними не более 200 м, вне территории поселений — не более 500 м, на пахотных землях — устанавливается проектом. Кроме того, установку контрольно-измерительных пунктов следует предусматривать в местах пересечения газопроводов с подземными газопроводами и другими подземными металлическими инженерными сетями (кроме силовых электрокабелей), рельсовыми путями электрофицированного транспорта (при пересечении более двух рельсовых путей — по обе стороны пересечения).

При этом в местах пересечения газопроводов между собой и с другими подземными сетями необходимость установки контрольно-измерительных пунктов решается проектной организацией в зависимости от коррозионных условий.

Для измерения защитных электропотенциалов газопроводов допускается использовать отключающие устройства, конденсатосборники и другое оборудование и сооружения на газопроводах.

При электрохимической защите газопроводов следует предусматривать изолирующие фланцевые соединения (ИФС):

на входе и выходе газопровода из земли и ГРП, на вводе газопроводов в здания, где возможен электрический контакт газопровода с землей через металлические конструкции здания и инженерные сети, на вводе газопровода на объект, являющийся источником блуждающих токов;

для секционирования газопроводов;

для электрической изоляции отдельных участков газопровода от остального газопровода.

Если сопротивление растеканию контура заземления ГРП составляет более 50 м, ИФС на газопроводах допускается не устанавливать.

Научно-исследовательская часть

4.1 Сравнительная характеристика сигнализаторов загазованности

При работе котлов и других тепловых устройств, использующих газообразное, жидкое и твердое топливо в воздухе помещений может возникнуть избыточная концентрация оксида углерода СО и метана СН4, способная привести к отравлениям людей или угрозе возникновения взрывоопасной ситуации.

В 2002г. Госгортехнадзором России были внесены некоторые изменения в Инструкцию по контролю содержания оксида углерода в помещениях котельных РД1234100[11], основные положения и требования которой широко применяются при эксплуатации топливо-сжигающих установок в котельных.

Сигнализаторы загазованности (газосигнализаторы) - это устройство, использующееся для осуществления контроля над содержанием в атмосфере различных газов. Они предназначены для автоматического контроля загазованности опасными газами в коммунальных, бытовых и промышленных помещениях. В случае превышения заданного значения концентрации опасных газов подают звуковой и световой сигнал. Сигнализаторы загазованности могут быть элементом управления запорной арматурой.

4.1.1 Причины возникновения загазованности

Причинами возникновения повышенного содержания СО и СН4 в воздухе помещений являются нарушения в работе агрегата, которые возникают в результате:

несогласованной работы дутьевого вентилятора и дымососа;

колебаний разрежения в рабочем объеме в связи с разрушением горелки, горелочного тоннеля, нарушения процесса смесеобразования топлива с воздухом;

взаимного влияния давлений в дымоходах установок, имеющих общий дымоотвод при отключении одной из них;

разрушения дымоходов при попадании в них грунтовых вод (или воды

из других коммуникаций);

появления течи из труб и других элементов поверхности нагрева котлов, экономайзеров;

загорания сажи на поверхности нагрева котлов, работающих на твердом и жидком топливе;

нарушения в настройке приборов и регуляторов соотношения «газвоздух», разрежения в рабочем объеме, колебаний величины тепловой нагрузки;

нарушения плотности теплоограждений и гарнитуры при положительном давлении в рабочей камере;

изменения теплоты сгорания топлива и, как следствие, нарушения настройки приборов автоматического регулирования процессов горения;

нарушения плотности газовых запорнорегулирующих устройств, а также фланцевых, резьбовых, сварных соединений газопроводов.

4.1.2 Требования, предъявляемые к устройствам контроля содержании оксида углерода и метана в воздухе рабочей зоны

К устройствам контроля содержания оксида углерода и метана предъявляются следующие основные требования:

приборы (сигнализаторы/газоанализаторы) должны осуществлять непрерывный контроль содержания СО (в рабочей зоне) и СН4 (в верхнем объеме помещения) с сигнализацией о превышении нормативных порогов концентрации;

чувствительность приборов (сигнализаторов/газоанализаторов) должна быть избирательной, не имеющей перекрестной чувствительности по другим токсичным и горючим газам;

сигнализация срабатывает на двух порогах (уровнях) концентрации СО в рабочей зоне. Сигнализация первого уровня- при достижении концентрации СО в рабочей зоне 20 ± 5 мг/м3 (ПДК р.з.); в этом случае включается прерывистый звуковой сигнал. Сигнализация второго уровня – при достижении концентрации СО 100 ± 25 мг/м3 (5 ПДК р.з.); при этом включаются непрерывный световой и звуковой сигналы;

сигнализация по СН4 (природный газ) срабатывает на пороговом уровне 10% или 20% нижнего концентрационного предела распространения пламени (НКПР), нижнего предела взрываемости (НПВ);

приборы (сигнализаторы/газоанализаторы) должны иметь программу включения (отключения) аварийной вентиляции или автоматического отключения подачи топлива до обеспечения нормальных концентраций СО и СН4 на постоянных рабочих местах, в верхнем объеме помещений;

сигнализация от нескольких приборов (сигнализаторов/газоанализаторов) выводится на общий пульт;

безопасность конструкции должна соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.007.075 [29];

приборы (сигнализаторы/газоанализаторы) обязаны иметь сертификат соответствия ГОСТ Р и разрешение на применение Госгортехнадзора России;

срок службы системы контроля опасных компонентов – максимально продолжительный, приборы (сигнализаторы/газоанализаторы) должны надежно работать при температурах от -5 до +50 С.

Большая потребность в датчиках-сигнализаторах концентрации СО и СН4 в атмосфере производственных помещений, в первую очередь – в котельных , предполагает использование недорогих, надежных, компактных приборов (сигнализаторов/газоанализаторов), имеющих достаточный срок службы и приспособленных для регламентированной поверки как в лабораторных условиях, так и по месту установки.

4.1.3 Характеристики сигнализаторов/газоанализаторов загазованности оксида углерода (CO)

Наиболее распространенный из отечественных сигнализаторов СО - это сигнализатор СОУ1. Сигнализатор загазованности СОУ1 предназначен для сигнализации превышения предельно-допустимой концентрации (ПДК) оксида углерода (CO) в воздухе и формирования управляющего воздействия для включения (отключения) исполнительных устройств посредством контактов реле. Сигнализатор окиси углерода СОУ1 имеет электрохимический принцип действия, два порога чувствительности (20 и 100) с выходом модулированного сигнала на клапан безопасности (отсечка газа) или систему вентиляции. При необходимости газовый клапан может быть установлен дополнительно. Конкурентоспособность прибора снижает относительно небольшой срок службы чувствительного элемента (3 года). Область применения СОУ1: в помещениях котельных; в жилом секторе коммунального хозяйства, а также в шахтах, колодцах, на автостоянках, в крытых гаражах и на других объектах, где возможно выделение и скопление угарного газа. Достоинства сигнализатора СОУ1: "сухие" контакты, при помощи которых можно включать и отключать вентиляцию и сирену, а также другие устройства; мал в размерах и массе; выгодная цена.

Характеристика сигнализаторов/газоанализаторов загазованности оксида углерода приведена в таблице 18.

Газоанализаторы ЭССАCO являются относительно более надежными. В газоанализаторах ЭССАCO используются долговечные ячейки английского производства. Оптимальными по соотношению цена/качества можно назвать сигнализатор СЗЦ2 для непрерывного контроля содержания СО в воздухе рабочей зоны промышленных и коммунальных предприятий. В сигнализаторе СЗЦ2 используется термокаталитический сенсор японского производства.

Сигнализаторы загазованности Seitron типа RGD и RGI уже несколько лет применяются для контроля содержания оксида углерода в производственных и коммунальных котельных, на предприятиях металлургии, машиностроения и т.д. Эти компактные приборы, уже смонтированные более чем в 1500 отечественных котельных, в полной мере отвечают требованиям Госгортехнадзора: стационарная установка, 2-пороговая система сигнализации, выход на исполнительные органы систем вентиляции и отключения подачи газа, возможность комплектации фирменными газовыми клапанами, относительно низкая цена, большой срок службы.

В котельных, применяющих природный газ в качестве топлива, целесообразно кроме оксида углерода (CO) контролировать еще и метан СН4. Контроль содержания метана и оксида углерода в воздухе рабочей зоны можно осуществлять двумя способами:

двумя моногазовыми приборами (котельная оснащается двумя отдельными приборами: сигнализатором на CO и сигнализатором на СН4)

одним сигнализатором, который контролирует оксид углерода (CO) и метан (СН4). одновременно.

В обоих случаях, при монтаже нужно учитывать, что датчики на CO и СН4 крепятся на разной высоте. Датчик или сигнализатор на метан следует крепить на расстоянии 1020 см от потолка, в то время как сигнализатор на оксид углерода следует вешать на высоте 150180 см от пола. Поэтому прибор (сигнализатор/газоанализатор), контролирующий оба газа, должен быть оснащен выносным датчиком на метан. Характеристика сигнализаторов/газоанализаторов загазованности метана приведена в

Seitron выпускает также сигнализаторы метана (природный газ), настроенные на срабатывание при концентрации СН4 в верхней части атмосферы цеха (котельной) 10% НПВ. Сигнализаторы имеют такие же габариты и массу, что и приборы, измеряющие концентрацию СО; срок службы датчика – не менее 5 лет.

Характеристики сигнализаторов/газоанализаторов загазованности оксида углерода и метана. В котельных, применяющих природный газ в качестве топлива, более популярны сигнализаторы, контролирующие непрерывно и оксид углерода и метан, их характеристики приведены в таблице 20.

При выборе газоанализатора или сигнализатора загазованности нужно учесть срок службы прибора и измерительного элемента (ячейки, сенсора, датчика). Но в любом случае не стоит забывать о том, что любой, какой бы Вы не выбрали сигнализатор, его нужно поверять раз в год. Ежегодичная обязательная государственная поверка газосигнализаторов производится в специализированных центрах ЦСМ (Центр Стандартизации и Метрологии), которые можно найти в каждом крупном городе.

4.1.4 Требования к обслуживанию, ремонту, поверке сигнализаторов загазованности

Обслуживание и ремонт приборов контроля проводятся в порядке и в сроки, предусмотренные технической документацией завода-изготовителя на эти приборы. Тестирование и проверки приборов должны осуществляться по методике завода-изготовителя. Один раз в год необходимо осуществлять государственную поверку сигнализаторов контрольными смесями на уровнях срабатывания. Ремонт и обслуживание приборов контроля должны осуществляться обученным персоналом, прошедшим аттестацию в квалификационной комиссии специализированной организации или завода-изготовителя. Участие представителя органа Госгортехнадзора России в работе комиссии по аттестации названного персонала не обязательно. По окончании срока службы прибора (датчика) контроля проводится его диагностика в целях установления возможности дальнейшей эксплуатации или замены. Персонал котельной должен ежесменно удостоверяться в работоспособности приборов контроля с отметкой в вахтенном журнале.

Многие предприятия, эксплуатирующие топливоиспользующее тепловое оборудование, уже на стадии проекта требуют наличия в цехе достаточного количества сигнализаторов на СО и СН4 для гарантии безопасности работы агрегатов и обслуживающего персонала.

Выбор сигнализаторов загазованности является делом не только необходимым, но и ответственным. Поэтому в данном случае следует обращаться в специализированные организации, имеющие опыт работы с приборами газовой безопасности.

Внешний вид сигнализаторов/газоанализаторов загазованности метана представлен в таблице 21.

4.1.5 Рекомендации по размещению сигнализаторов и систем безопасности

Выбор места установки сигнализатора (системы), клапана (или иных устройств), УСД (при наличии), необходимо осуществлять в соответствии со следующими требованиями:

для сигнализатора на метан СН4 блок датчика сигнализатора расположить в месте наиболее вероятного скопления газа, на стене, в вертикальном положении, на расстоянии не менее 1 метра от края газового оборудования и на расстоянии 1020 см от потолка;

для сигнализатора на сжиженный газ СxНy блок датчика располагается на стене, в вертикальном положении и на расстоянии 1020 см от пола;

для сигнализатора на СО установить блок датчика сигнализатора на стене в вертикальном положении на расстоянии 1,5 - 1,8 м от пола в непосредственной близости от места установки газоиспользующего оборудования , но не ближе 2 м от мест подачи приточного воздуха и открытых форточек.

Запрещается устанавливать сигнализатор в непосредственной близости от источников тепла (нагревательных приборов). На рисунке 7 показан вариант размещения сигнализатора загазованности в частном доме.

Рисунок 7 – Вариант размещения сигнализатора загазованности в частном доме

Безопасность жизнедеятельности

5.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов в соответствии с ГОСТ 12.0.00399 и мероприятия по их предупреждению

При монтаже систем газоснабжения на организм и общее рабочее состояния рабочих влияет ряд опасных и вредных производственных факторов, которые по природе своего действия подразделяются на следующие группы: [19]

физические;

химические;

биологические;

психофизиологические.

Физические факторы:

1 Движущиеся машины и механизмы (подъемно-транспортное оборудование, буровые установки, автомобили, трубоукладчики), незащищённые подвижные части производственного оборудования, передвигающиеся изделия, заготовки, материалы (трубопроводы, тепловые насосы, арматура),обрушающееся земляное полотно (кромки траншей и котлованов) – при производстве погрузочноразгрузочных, монтажных и земляных работ.

Мероприятия:

Обучение рабочих безопасности труда согласно ГОСТ 12.0.00490 (с изм. 2010) [33] «Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения»; подготовка и организация мест производства работ и ограждение опасных зон согласно ГОСТ 2340778 (с изм. 2010) [18] «Ограждения инвентарные строительных площадок и участков производства строительно-монтажных работ. Технические условия»; применение знаков безопасности для обозначения опасных зон согласно ГОСТ Р 12.4.0262001 «Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная» [48]; проведение медицинcкого осмотра лиц, допущенных к работе, и их обучение; механизация и автоматизация погрузочно-разгрузочных работ; правильное размещение и уклад-

ка грузов в местах производства работ и в транспортные средства согласно ГОСТ 12.3.00976 (с изм. 2010) «Система стандартов безопасности труда. Работы погрузочно-разгрузочные. Общие требования безопасности» [33]; эксплуатация производственного оборудования в соответствии с ГОСТ 12.2.00391 «Оборудование производственное. Общие требования безопасности» и эксплуатационными документами; соблюдение требований к охранным зонам электропередачи, узлам инженерных коммуникаций и энергоснабжения согласно ГОСТ Р 12.1.0192009 (с изм. 2011) «Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты» [42]; средства индивидуальной защиты (СИЗ) – спецодежда по ГОСТ 12.4.01683 (с изм. 2010) «Одежда специальная защитная. Номенклатура показателей качества» [32], рукавицы либо перчатки ГОСТ 2884690 (с изм. 2010) [22], каски строительные ГОСТ 12.4.08784 (с изм. 2010) [31], комбинезоны ГОСТ 12.4.10080 (с изм. 2010) [13]. Земляные работы при сооружении газопроводов должны производиться в соответствии с требованиями ГОСТ Р 12.3.0482002 (с изм. 2011) «ССБТ. Строительство. Производство земляных работ способом гидромеханизации. Требования безопасности» [40].

2 Повышенная запылённость и загазованность воздуха рабочей зоны (работа: электросварка).

Мероприятия:

Как средства индивидуальной защиты предусмотрены каскетки защитные ГОСТ Р 12.4.2452007 (с изм. 2010) [30].

3 Повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека (сварочные кабели, сварочный агрегат, электрооборудование) – при производстве сварочных работ и эксплуатации электрооборудования.

Мероприятия:

В электросварочных аппаратах и источниках их питания устанавливаются надёжные ограждения элементов, находящихся под напряжением, согласно ГОСТ 2340778 (с изм. 2010) [9]; применение знаков безопасности согласно ГОСТ Р 12.4.0262001 (с изм. 2010) [48] в течение всего периода эксплуатации электроустановок; присоединять к электросети оборудование разрешается только персоналу, допущенному к работе с электроустановками; применяются средства коллективной защиты (защитные заземления), согласно ГОСТ 12.1.03081 (с изм. 2010) [41]; применяется автоматическое отключение электрооборудования согласно СНиП 12032001; применяются средства индивидуальной защиты электросварщиков: защитные каски по ГОСТ 12.4.12883 (с изм. 2000) [39], защитные рукавицы с крагами по ГОСТ 12.4.01075 (с изм. 2010) [36], щиток по ГОСТ 12.4.11982 (с изм. 2010) [38]; электрическое освещение строительных площадок и участков должно питаться от сети переменного и постоянного тока:

а) для осветительных приборов (прожекторов и светильников) общего освещения напряжением не более 220 В (по согласованию с органами Госэнергонадзора допускается применение специальных осветительных устройств напряжением выше 220 В);

б) для светильников стационарного местного освещения, установленных на доступной для случайных прикосновений высоте – 42 В;

в) для ручных переносных светильников – 12 В.

4 Повышенная температура поверхностей оборудования, материалов (сварка) – при производстве сварочных работ.

Мероприятия:

Рабочие для защиты рук обеспечиваются рукавицами и крагами по ГОСТ 12.4.01075 (с изм. 2010) [36], спецодежда по ГОСТ 12.4.01683 (с изм. 2010)[32].

Химические факторы:

1 Токсические (сварочный аэрозоль, испарение от антикоррозионной изоляции, 10% раствор этиленгликоля) – при производстве сварочных и изоляционных работ. Пути проникания в организм человека через органы дыхания, желудочно-кишечный тракт, кожные покровы и слизистые оболочки.

Мероприятия:

Сварщики и рабочие снабжаются средствами защиты органов дыхания согласно ГОСТ 12.4.0342001 (с изм. 2010) [37] и аппаратами дыхательными воздушными изолирующими по ГОСТ Р 12.4.18697 (с изм. 2010) [28].

Психофизиологические факторы:

1 Физические перегрузки при производстве монтажных работ (перенос инструментов и приспособлений большой тяжести, излишние переходы, неравномерное распределение мышечной нагрузки в стесненных условиях) – при работе и переносе тяжестей.

Мероприятия:

Использование автоматических и полуавтоматических механизмов и приспособлений для перемещения и переноса грузов.

2 Нервно-психические факторы (монотонность труда, эмоциональные перегрузки, умственное перенапряжение, перенапряжение анализаторов).

Мероприятия:

Устраиваются перерывы в работе, оборудуются помещения для отдыха и психологической разгрузки.

5.2 Требования безопасности при проведении газоопасных работ

Для того чтобы исключить действие этих опасных и вредных факторов на здоровье человека, разрабатывается комплекс мер по защите.

Все работы по монтажу газопроводов начинаются после приемки объекта под монтаж по акту и ведутся согласно правил безопасности ПБ 1252903[23]систем газораспределения и газопотребления.

К выполнению газоопасных работ допускаются руководители, специалисты и рабочие, обученные технологии проведения газоопасных работ, правилам пользования средствами индивидуальной защиты (противогазами и спасательными поясами), способам оказания первой (доврачебной) помощи, аттестованные и прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности[23].

Первичное обучение рабочих безопасным методам и приемам труда, в том числе, допускаемых к выполнению газоопасных работ, должно проводиться в аккредитованных организациях (подразделениях организаций), занимающихся подготовкой кадров в области деятельности.

Лица с соответствующим (по профилю работы) среднетехническим или высшим образованием могут пройти первичную проверку знаний без дополнительного обучения.

Практические навыки должны отрабатываться на учебных полигонах с действующими газопроводами и газовым оборудованием или на рабочих местах с соблюдением мер безопасности, по программам, согласованным с территориальными органами Госгортехнадзора России[23]

Положение о контроле качества и безопасного выполнения работ (производственный контроль) должно предусматривать:

периодичность и объем проводимых проверок;

меры, принимаемые по устранению выявленных нарушений;

анализ причин допущенных нарушений в целях их устранения и предупреждения;

проверку деятельности подразделений организации по обеспечению ими условий для соблюдения на рабочих местах требований Правил и инструкций.

К газоопасным работам относятся:

присоединение (врезка) вновь построенных наружных и внутренних газопроводов к действующим, отключение (обрезка) газопроводов;

пуск газа в газопроводы при вводе в эксплуатацию, расконсервации, после ремонта (реконструкции), ввод в эксплуатацию ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ;

техническое обслуживание и ремонт действующих наружных и внутренних газопроводов, газового оборудования ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ, газоиспользующих установок;

продувка газопроводов при отключении или включении газоиспользующих установок в работу;

обход наружных газопроводов, ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ, ремонт, осмотр и проветривание колодцев, проверка и откачка конденсата из конденсатосборников;

разрытия в местах утечек газа до их устранения;

ремонт с выполнением огневых (сварочных) работ и газовой резки (в том числе механической) на действующих газопроводах, оборудовании ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ.

Газоопасные работы должны выполняться бригадой рабочих в составе не менее 2 человек под руководством специалиста.

Газоопасные работы в колодцах, туннелях, коллекторах, а также в траншеях и котлованах глубиной более 1 м должны выполняться бригадой рабочих в составе не менее 3 человек.

На производство газоопасных работ выдается наряд-допуск установленной формы, предусматривающий разработку и последующее осуществление комплекса мероприятий по подготовке и безопасному проведению этих работ.

Лица, имеющие право выдачи нарядов-допусков к выполнению газоопасных работ, назначаются приказом по газораспределительной организации или организации, имеющей собственную эксплуатационную газовою службу, из числа руководящих работников и специалистов, сдавших экзамен и имеющих опыт работы в газовом хозяйстве не менее одного года.

Периодически повторяющиеся газоопасные работы, выполняемые, как правило, постоянным составом работающих, могут производиться без оформления наряда-допуска по утвержденным производственным инструкциям.

Пуск газа в газовые сети поселений при первичной газификации, в газопроводы высокого давления; работы по присоединению газопроводов высокого и среднего давления; ремонтные работы в ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ с применением сварки и газовой резки; ремонтные работы на газопроводах среднего и высокого давлений (под газом) с применением сварки и газовой резки; снижение и восстановление давления газа в газопроводах среднего и высокого давлений, связанные с отключением потребителей; отключение и последующее включение подачи газа на промышленные производства производятся по специальному плану, утвержденному техническим руководителем газораспределительной организации.

В плане указываются последовательность проведения операций; расстановка людей; техническое оснащение; мероприятия, обеспечивающие максимальную безопасность; лица, ответственные за проведение газоопасных работ (отдельно на каждом участке работы) и за общее руководство и координацию действий.

Каждому лицу, ответственному за проведение газоопасных работ, в соответствии с планом выдается отдельный наряд-допуск.

К плану и нарядам-допускам должны прилагаться исполнительная документация (чертеж или ксерокопия исполнительной документации) с указанием места и характера производимой работы.

Перед началом газоопасных работ лицом, ответственным за их проведение, проверяется соответствие документации фактическому расположению газопровода.

Наряды-допуски на газоопасные работы должны выдаваться заблаговременно для необходимой подготовки к работе.

В наряде-допуске указывается срок его действия, время начала и окончания работы.

При невозможности окончить ее в установленный срок наряд-допуск на газоопасные работы подлежит продлению лицом, выдавшем его.

Лицо, ответственное за проведение газоопасных работ, получая наряддопуск, расписывается в журнале регистрации нарядов-допусков.

Наряды-допуски должны храниться не менее одного года с момента его закрытия.

Наряды-допуски, выдаваемые на первичный пуск газа, врезку в действующий газопровод, отключения газопроводов с заваркой наглухо в местах ответвления, хранятся постоянно в исполнительно-технической документации на данный газопровод.

До начала газоопасных работ ответственный за их проведение обязан проинструктировать всех рабочих о технологической последовательности операций и необходимых мерах безопасности. После этого каждый работник, получивший инструктаж, должен расписаться в наряде-допуске.

Газоопасные работы должны выполняться, как правило, в дневное время.

В районах северной климатической зоны газоопасные работы производятся независимо от времени суток.

Газопроводы, не введенные в эксплуатацию в течение 6 мес. со дня испытания, должны быть повторно испытаны на герметичность.

Дополнительно проверяется работа установок электрохимической защиты, состояние дымоотводящих и вентиляционных систем, комплектность и исправность газового оборудования, арматуры, средств измерений и автоматизации.

Присоединение вновь построенных газопроводов к действующим производится только перед пуском газа.

Все газопроводы и газовое оборудование перед их присоединением к действующим газопроводам, а также после ремонта должны подвергаться внешнему осмотру и контрольной опрессовке (воздухом или инертными газами) бригадой, производящей пуск газа.

Избыточное давление воздуха в присоединяемых газопроводах должно сохраняться до начала работ по их присоединению (врезке).

При ремонтных работах в загазованной среде следует применять инструмент из цветного металла, исключающий искрообразование.

Рабочая часть инструмента из черного металла должна обильно смазываться солидолом или другой аналогичной смазкой.

Использование электрических инструментов дающих искрение, не допускается.

Обувь у лиц, выполняющих газоопасные работы в колодцах, помещениях ГРП, ГРПБ, ГРУ, не должна иметь стальных подковок и гвоздей.

При выполнении газоопасных работ следует использовать переносные светильники во взрывозащищенном исполнении с напряжением 12 вольт.

Выполнение сварочных работ и газовой резки на газопроводах в колодцах, туннелях, коллекторах, технических подпольях, помещениях ГРП, ГРПБ и ГРУ без их отключения, продувки воздухом или инертным газом и установки заглушек не допускается.

До начала работ по сварке (резке) газопровода, а также замене арматуры, компенсаторов и изолирующих фланцев в колодцах, туннелях, коллекторах следует снять (демонтировать) перекрытия.

Перед началом работ проводится проверка воздуха на загазованность. Объемная доля газа в воздухе не должна превышать 20% от нижнего концентрационного предела распространения пламени. Пробы должны отбираться в наиболее плохо вентилируемых местах.

Работы по присоединению газового оборудования к действующим внутренним газопроводам с использованием сварки (резки) следует производить с отключением газопроводов и их продувкой воздухом или инертным газом.

Снижение давления газа в действующем газопроводе следует производить при помощи отключающих устройств или регуляторов давления.

Во избежание превышения давления газа в газопроводе избыточное давление следует сбрасывать на свечу, используя имеющиеся конденсатосборники, или на свечу, специально установленную на месте работ.

Сбрасываемый газ следует по возможности сжигать.

Проверка герметичности газопроводов, арматуры и приборов открытым огнем не допускается.

Присутствие посторонних лиц, применение источников открытого огня, а также курение в местах проведения газоопасных работ не допускается.

Места проведения работ следует ограждать.

Котлованы должны иметь размеры, удобные для проведения работ и эвакуации рабочих.

Вблизи мест проведения газоопасных работ вывешиваются или выставляются предупредительные знаки "Огнеопасно - газ".

Газопроводы при освобождении от газа должны продуваться воздухом или инертным газом.

Объемная доля газа в пробе воздуха (инертного газа) не должна превышать 20% от нижнего концентрационного предела распространения пламени.

При продувке газопроводов запрещается выпускать газовоздушную смесь в помещения, вентиляционные и дымоотводящие системы, а также в местах, где существует возможность попадания ее в здания или воспламенения от источника огня.

Ответственным за наличие у рабочих средств индивидуальной защиты, их исправность и применение является руководитель работ, а при выполнении работ, без технического руководства - лицо, выдавшее задание.

Наличие и исправность необходимых средств индивидуальной защиты определяются при выдаче наряда-допуска на газоопасные работы.

При организации работ руководитель обязан предусмотреть возможность быстрого вывода рабочих из опасной зоны.

Каждый, участвующий в газоопасных работах, должен иметь подготовленный к работе шланговый или кислородно-изолирующий противогаз. Применение фильтрующих противогазов не допускается.

Разрешение на включение кислородно-изолирующих противогазов дает руководитель работ.

При работе в кислородно-изолирующем противогазе необходимо следить за остаточным давлением кислорода в баллоне противогаза, обеспечивающем возвращение работающего в незагазованную зону.

Продолжительность работы в противогазе без перерыва не должна превышать 30 мин.

Время работы в кислородно-изолирующем противогазе следует записывать в его паспорт.

Воздухозаборные патрубки шланговых противогазов должны располагаться с наветренной стороны и закрепляться. При отсутствии принудительной подачи воздуха вентилятором длина шланга не должна превышать 15 м.

Шланг не должен иметь перегибов и защемлений.

Противогазы проверяют на герметичность перед выполнением работ зажатием конца гофрированной дыхательной трубки.

В подобранном правильно противогазе невозможно дышать.

5.3 Расчет молниезащиты газораспределительного пункта

Газораспределительный пункт относится к 1-ой категории зданий и сооружений или их части с производствами, помещения которых по Правилам устройства электроустановок (ПУЭ) относятся к классам В-1 и В-2. Тип зоны защиты – А (взрывопожароопасная для горючих газов. легковоспламеняющихся жидкостей с температурой вспышки не более 25ºС в таком количестве, что могут образовываться парогазовоздушные смеси; для веществ и материалов, способных взрываться и гореть при взаимодействии с водой, кислородом воздуха или друг с другом).[50]

Размеры ГРП: длина 2,4 м, ширина 2 м, высота ГРП2,55 м. Сопротивление грунта ρ=100 Ом м (суглинок).

В соответствии с требованиями СО 15334.21.1222003 "Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций" [12] молниезащита ГРП выполняется по II категории молниезащиты. Защита от прямых ударов молнии выполняется посредством установки стержневого молниеотвода.

Исходные данные:

Высота защищаемой зоны на уровне высоты ГРП hх1=2,55 м;

Высота защищаемой зоны на уровне продувочной свечи hх2=4,0 м;

Высота молниеприёмникаh=9,0м;

Расчет зоны стержневого молниеприемника ГРП (надежность защиты Pз=0,999):

Высота вершины конуса защиты h0, м, определяется по формуле (24)

h0=0,7h (24)

h0=0,7∙9 =6,3 м

Радиус круга защиты на уровне земли r0, м, определяется по формуле (25)

r0=0,6h (25)

r0=0,6∙9=5,4 м

Радиус круга защиты на уровне продувочной свечи rх2, м, определяется по формуле (26)

rх2=r0h0-hx2h0 (26)

rх2=5,46,34 6,3=1,97 м

Радиус круга защиты на уровне высоты ГРП rх1, м, определяется по формуле (27)

rх1=r0h0-hx1h0 (27)

rх1=5,46,32,55 6,3=3,21 м

Для защиты от прямых ударов молнии запроектирован молниеотвод, состоящий из следующих частей:

Молниеприемник, устанавливаемый у стены ГРП, изготавливается из круглой стали диаметром 16мм,крепится к стене ГРП посредством уголков.

Токоотводы выполняются из круглой стали диаметром 12 мм, привариваются к нижней части молниеприемника и прокладываются к заземлителю (по 2шт. от одного молниеприемника).

Заземлитель молниезащиты состоит из вертикальных электродов длиной по 3м каждый, выполненные из круглой стали диаметром 16 мм объединенные горизонтальным заземлителем (полоса 40·4 мм), проложенным на глубине 0,8м и сопротивлением заземления Rз = 9,1 Ом

Для защиты от заноса высокого потенциала по внешним надземным и подземным металлическим коммуникациям на надземном газопроводе установлены ИФС, а также предусмотрено присоединение к контуру заземления молниезащиты фундаментной рамы ПГБ, брони питающего кабеля на вводе в ПГБ, опоры входящего и выходящего газопроводов. Схема молниезащиты и схема заземления молниеприёмника отображены на рисунках 8 и 9 соответственно.

Сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 10 Ом.

Рисунок 8 – Схема молниезащиты

Рисунок 9 – Схема заземления молниеприемника

5.4 Мероприятия по защите окружающей среды

При выполнении работ необходимо соблюдать требования по защите окружающей среды, сохранения устойчивого экологического равновесия и не нарушать условия землепользования, установленные федеральным законом об охране окружающей среды.

Объектами охраны окружающей среды от загрязнения, истощения, деградации, порчи, уничтожения и иного негативного воздействия хозяйственной и иной деятельности являются:

земли, недра, почвы;

поверхностные и подземные воды;

леса и иная растительность, животные и другие организмы и их генетический фонд;

атмосферный воздух, озоновый слой атмосферы и околоземное космическое пространство.

На всех этапах работ следует выполнять мероприятия предотвращающие:

развитие неблагоприятных рельефообразующих процессов;

изменение естественного поверхностного стока;

загорание естественной растительности;

захламление территории строительными и другими отходами;

разлив горюче-смазочных материалов.

Прямые воздействия на почвенный покров связаны с проведением подготовительных земляных работ и выражаются в следующем:

нарушении сложившихся форм естественного рельефа в результате выполнения различного рода земляных работ (рытье траншей и других выемок, отсыпка насыпей, планировочные работы и др.);

ухудшении физико-механических и химико-биологических свойств почвенного слоя;

уничтожении и порче посевов сельскохозяйственных культур и сенокосных угодий;

захламлении почв отходами строительных материалов, порубочными остатками и др.;

техногенных нарушениях микрорельефа, вызванных многократным прохождением тяжелой строительной техники.

По окончании строительства большая часть указанных нарушений устраняется в ходе проводимых организационно-технических мероприятий и рекультивации нарушенных земель.

В целях охраны и рационального использования земельных ресурсов, при производстве строительно-монтажных работ должны быть соблюдены следующие основные требования по их выполнению, которые находят отражение в проекте производства работ:

проведение подготовительных работ на объектах в строго согласованные с землепользователем сроки в увязке с календарным графиком строительства;

работы должны вестись строго в границах отведенной под строительство территории, не допуская самовольный захват дополнительных площадей, связанный с нерациональной организацией строительного производства;

при строительстве временных дорог к площадкам проведения строительно-монтажных работ максимально должны использоваться существующие проезды;

строгое соблюдение всех принятых проектных решений, особенно в части, касающейся глубины прокладки инженерных сетей; соблюдение природоохранных мероприятий, таких как противоэрозионные мероприятия, техническая рекультивация;

обязательное проведение работ по погрузке и транспортировке к местам складирования почвенного грунта, снятого из-под пятен застройки постоянных наземных сооружений, за вычетом объема указанного грунта, используемого на благоустройство территорий и проведение укрепительных работ. Вывезенный грунт может быть использован для землевания малопродуктивных земель или для создания новых площадей сельскохозяйственного освоения на неудобьях;

обязательное и своевременное проведение противооползневых и противоэрозионных мероприятий для защиты почвенного слоя от ветровой и дождевой эрозии;

снижение объемов отходов производства с их утилизацией и обезвреживанием;

своевременная ликвидация пятен загрязнений почвенного покрова горюче-смазочными материалами с вывозом загрязненного грунта на организованную свалку и обязательной заменой качественным грунтом;

недопущение захламления почвенного покрова остатками строительных материалов с организацией их сбора и утилизации.

На всех нарушенных в период строительства землях должны проводиться работы по восстановлению плодородного слоя почвы с помощью технической и биологической рекультивации.

Источником загрязнения воздушного бассейна при строительстве являются:

выхлопные газы строительных машин и механизмов, автотранспорта, котельных и передвижных электростанций на жидком и газовом топливе;

дым от дизельных двигателей, сжигания остатков древесины и строительных материалов;

пыль от движения транспорта, объектов производственной базы, разработки, перемещения и транспортирования грунта;

сварочные аэрозоли от трубосварочных установок и ручной сварки;

углеводороды от складов ГСМ, автозаправочных станций, топливных баков, дизельных электростанций.

Для снижения отрицательного влияния выбросов загрязняющих веществ в процессе строительства необходимо:

учитывать взаимное размещение трубосварочных баз и складов ГСМ;

обеспечить местный контроль за состоянием автотранспорта;

регулярно поливать в сухую и жаркую погоду подъездные дороги и площадку самого объекта;

запретить сжигание мусора и строительных отходов в неустановленных местах.

Основным источником загрязнения водных объектов при строительстве являются бытовые, промышленные и ливневые стоки с площадок временных объектов, с площадок технологических объектов.

Во избежание загрязнения заиливания водоемов необходимо предусмотреть строительство водоотводных канав, направляющих валиков для отвода поверхностных и дренажных вод с территории объекта и временной стройбазы.

Источниками акустического загрязнения окружающей среды при строительстве являются сконцентрированные на строительной площадке:

транспортные средства;

строительные машины и оборудование.

Прямым воздействием является шум транспортных средств, концентрация значительного числа строителей в ограниченном районе строительства[27].

Экономическая часть

6.1 Общие положения

Основные параметры газопровода:

общая протяженность трассы со всеми отводами 253 185 м;

тариф за 1 кВт·ч потребляемой мощности 4,5 руб.;

рабочее давление 0,6 МПа;

диаметры труб газопровода разнятся, они представлены в таблице 23.

Объем затрат на строительно-монтажные работы линейной части газопровода, включая ЭХЗ и материалы, представлен в таблице 22.

6.2 Эксплуатационные затраты

Эксплуатационные затраты - это полный круг затрат, связанных с транспортом газа по газопроводу в течение года.

Эксплуатационные расходы, включаемые в себестоимость, определены в соответствии с законодательством Российской Федерации. Состав затрат устанавливается в соответствии с главой 25 Налогового кодекса Российской Федерации « Налог на прибыль» с дополнениями и изменениями.

Эксплуатационные расходы включают в себя:

затраты на оплату труда;

амортизационные отчисления;

затраты на электроэнергию;

текущий ремонт;

прочие затраты.

Затраты на оплату труда

Планирование фонда заработной платы ставит своей целью определить общую сумму средств для оплаты труда работников производственного объединения.

В фонд заработной платы включается вся сумма начисленной заработной платы без вычета налогов, а также без вычета других удержаний, произведенных в соответствие с действующим законодательством. В состав фонда зарплаты включается следующее:

зарплата, начисленная за проработанное время по тарифным ставкам, окладам, основным расценкам;

денежные премии из фонда заработной платы.

Численность персонала эксплуатирующей организации следующая:

ИТР – 30 человек;

рабочие – 90 человек.

Средняя заработная плата ИТР составляет 20000 руб. в месяц, рабочих – 10000 руб. в месяц.

Тогда затраты на заработную плату составят:

(30·30 000 + 90·90 000)·12 = 18 млн. руб. в год.

Отчисления на соц. страхование приняты в размере 34,9 % от годового ФЗП, они составят:

18 ∙ 0,349 = 6,3 млн. руб. в год.

Амортизационные отчисления

Норма амортизационных отчислений составляет 5% от капитальных вложений. В денежном выражении амортизационные отчисления составляют:

А = 700 005.2 · 0,05 = 35 000.26 тыс. руб. в год.

Затраты на электроэнергию Зэ, руб.в год, определяем по формуле (28)

Заключение

Результатом снабжения природным газом Дельнереченского муниципального района является:

улучшение бытовых условий населения;

замена более дорогого угля, мазута или электроэнергии в тепловых процессах на сельскохозяйственных предприятиях, на коммунально-бытовых предприятиях, в лечебных учреждениях, предприятиях общественного питания;

улучшение экологической обстановки населенных пунктах, так как природный газ при сгорании практически не выделяет в атмосферу вредных газов.

В результате проектирования газораспределительной сети было рассчитаны расходы газа потребителями. В ходе гидравлических расчетов были подобраны диаметры труб, произведен подбор оборудования на ГРП.

Произведен анализ опасных и вредных производственных факторов в период строительства трубопровода. В результате проектирования были выбраны основные мероприятия по охране окружающей среды на этапе строительстве.

В дипломном проекте сделано технико-экономическое обоснование проекта, в котором были рассчитаны стоимость затрат на строительство газопроводов и рентабельность проекта.

Список литературы

Нормативно-правовые акты

Безопасность труда в строительстве: СНиП 12032001.

Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. ГОСТ 554287.

Генеральные планы промышленных предприятий: СНиП II8980*.

Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений: СНиП 2.07.0189*. – М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1989.

Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии: ГОСТ 9.6022005.

Железные дороги колеи 1520 мм: СНиП 320195.

Жилые здания: СНиП 2.08.0189*.

Инструкция по контролю за содержанием окиси углерода в помещениях котельных: РД 1234100.

Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций.: СО 15334.21.1222003.

Комбинезоны мужские для защиты от нетоксичной пыли, механических воздействий и общих производственных загрязнений. Технические условия: ГОСТ 12.4.10080 (ред. 2010).

Контроль неразрушающий. Сварка металлов плавлением. Классификация сварных соединении по результатам радиографического контроля: ГОСТ 2305578.

Котельные установки: СНиП II3576.

Микрометры. Технические условия: ГОСТ 650790.

Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб: СП 421012003.

Ограждения инвентарные строительных площадок и участков производства строительно-монтажных работ. Технические условия: ГОСТ 2340778 (ред.2010).

Опасные и вредные производственные факторы. Классификация: ГОСТ 12.0.00391 ССБТ..

Организация строительного производства: СНиП 3.01.01-85*

Отопление, вентиляция и кондиционирование: СНиП 2.04.0591*.

Перчатки и рукавицы. Общие технические условия: ГОСТ 2884690 (ред. 2010).

Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления. ПБ 1252903

Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов: ПБ 1057403.

Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб: СП 421022004.

Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов: СП 421032003.

Рулетки измерительные металлические. Технические условия: ГОСТ 750298.

Система стандартов безопасности труда. Аппараты дыхательные воздушные изолирующие. Общие технические требования и методы испытаний: ГОСТ Р 12.4.18697 (ред. 2010).

Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности: ГОСТ 12.2.007.075.

Система стандартов безопасности труда. Каскетки защитные. Общие технические требования. Методы испытаний: ГОСТ Р 12.4.2452007 (ред. 2010).

Система стандартов безопасности труда. Каски защитные. Общие технические условия: ГОСТ 12.4.12883 (ред. 2010).

Система стандартов безопасности труда. Одежда специальная защитная. Номенклатура показателей качества: ГОСТ 12.4.01683 (ред. 2010).

Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения: ГОСТ 12.0.00490 (ред. 2010).

Система стандартов безопасности труда. Работы погрузочно-разгрузочные. Общие требования безопасности: ГОСТ 12.3.00976 (ред. 2010).

Система стандартов безопасности труда. Работы электросварочные. Требования безопасности: ГОСТ 12.3.00386.

Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты. Рукавицы специальные. Технические условия: ГОСТ 12.4.01075 (ред. 2010).

Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты органов дыхания. Классификация и маркировка: ГОСТ 12.4.0342001 (ред. 2010).

Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты органов дыхания. Метод оценки защитных средств по аэрозолям: ГОСТ 12.4.11982 9(ред. 2010).

Система стандартов безопасности труда. Строительство. Каски строительные. Технические условия: ГОСТ 12.4.08784 (ред. 2010).

Система стандартов безопасности труда. Строительство. Производство земляных работ способом гидромеханизации. Требования безопасности: ГОСТ Р 12.3.0482002 (ред. 2011).

Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление: ГОСТ 12.1.03081 (ред. 2010).

Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты: ГОСТ Р 12.1.0192009 (ред. 2011).

Соединения сварные стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры: ГОСТ 1603780.

Строительная климатология: СНиП 230199*.

Строительство в сейсмических районах: СНиП II-7-81*

Трубы из полиэтилена для газопроводов. Технические условия: ГОСТ Р 5083895.

Трубы стальные электросварные. Технические условия: ГОСТ 1070580.

Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний: ГОСТ Р 12.4.0262001 ССБТ.

Штангенциркули. Технические условия: ГОСТ 16689.

Учебники и учебные пособия

Правила устройства электроустановок. – М.: Энергоатомиздат, 1985.

Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. 13 ноября 2009 г.

Справочник по котельным установкам малой производительности/ Под ред. К.Ф. Роддатиса.- М.: Энергоатомиздат, 1989. - 488 с.

Гольянов А.И. Газовые сети и газохранилища. – Уфа: Монография, 2004. – 303 с.

Голик В.Г. Газоснабжение населенного пункта: Учебное пособие. – Саратов, 1995. – 68с.

Ионин А.А. Газоснабжение. – М.: Стройиздат, 1989. – 439 с.

Земенков Ю.Д. Газовые сети и газохранилища: Учебное пособие. – Тюмень: Вектор Бук, 2004. – 208 с.

Мустафин Ф.М., Кузнецов М.В., Васильев Г.Г. и др. Защита трубопроводов от коррозии: Том 1. – С.-П.: Недра, 2005. – 620 с.

Мустафин. Ф.М., Блехерова Н.Г., Квятковский О.П. и др. Сварка трубопроводов: Учебное пособие. – М.: «НедраБизнесцентр», 2002. – 350 с.

Орлов М.Е. Расчет и проектирование городских систем газоснабжения: Методические указания к курсовому проекту. - Ульяновск: УлГТУ, 2005. - 52 с.

Подбор фильтра - Фалеев Ю.П., Клоков А.А., Марухин А.И. Системы газоснабжения. Материал, трубы и арматура, применяемые при строительстве систем газоснабжения. Подбор оборудования ГРП (ШРП) и ГРУ. Учебное пособие для специалистов, занятых проектированием газоснабжения. – Нижний Новгород: НГАСУ, 1993. – 100с.

Скафтымов Н.А. Основы газоснабжения. Для студентов вузов и техникумов. Л.: Недра, 1975. 343с.

Тернигорьева Л.М., Олейник Н.И. Методические указания по выполнению организационно-экономической части дипломного проекта для студентов очной и заочной форм обучения специальности 0907 «Проектирование, сооружение и эксплуатации газонефтепроводов и газонефтехранилищ». – Тюмень.:1989.

Шантарин В.Д., Старикова Г.В. Безопасность жизнедеятельности. –Тюмень.: ТГНГУ, 1997.

Шур И. А. - Газорегуляторные пункты и установки - Л.: Недра, 1985.— 288 с.

Электронные ресурсы

Безопасность поставок и соответствующие инвестиции. Доклад Алексея Миллера на XXIV Мировом газовом конгрессе. 06.10.2009. [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://gazprom.ru/press/news/2009/october/article68793/, свободный.

ГК «Газовик» [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://gazovik.ru/, свободный.

Газпром Сахалин. Сжижение и хранение. [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://gazpromsh.nl/ru/lng/technology/liquefaction/, свободный.

Иванцов О., Двойрис А. Твердый шаг жидкого газа // Наука и жизнь. 1988. №7. [Электронный ресурс]. – Режим доступа:

www.n-t.ru/nj/nz/1988/0703/htm свободный.

Курбанов Я. Через 10 лет Россия может стать одним из ключевых игроков рынка СПГ // Oil&GasEurasia. 2008. №6. [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.oilandgaseurasia.ru/articles/p/77/article/654/, свободный.

Метановости. Зарубежные газомоторные новости. // Некоммерческое партнерство "Национальная газомоторная ассоциация" (НГА). 10.11.2007. № 49. [Электронный ресурс]. – Режим доступа:http://www.ngvrus.ru/metnews49.shtml, свободный.

Проектирование газоснабжения [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http:// proektgaz.ru

Тургиев М. Японские энергетические компании переходят на сжиженный природный газ, // «РИА Новости». 19.05.2007. [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.rian.ru/economy/20070519/65735842.html, свободный.

Свободная энциклопедия Википедия [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://ru.wikipedia.org, свободный.

Симонов И. В. Перспективы сжиженного природного газа // Академия Энергетики. 2009. №5. [Электронный ресурс]. – Режим доступа:http://www.energoacademy.ru/ru/index.php?PAGE_CODE=MAGAZINE&PAGE_TYPE=M&article_id=231, свободный.

Сычева В. По воде аки посуху// Итоги. 2009. №8. [Электронный ресурс]. – Режим доступа:http://www.itogi.ru/delo/2009/8/137587.html, свободный.

Томберг И.Р. Терминал или труба: риски выбора// НГЭнергия. 13.01.2009. [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.ng.ru/energy/20090113/9_riski.html, свободный.

Приложение А

Гидравлический расчет сети высокого давления Дальнереченского муниципального района в программе АСПОГАЗ 1.1

Шифр объекта

ДП.РД56.3-47.130501.65

Наименование объекта

Разработка проекта газоснабжения Дальнереченского муниципального района

Расчет выполнил

Зеленцов Д.А.

Информация о сети

Признак сети - расчет сети высокого давления