|
Характеристика
|
Величина
|
|
Климатические параметры холодного периода года
|
|
|
Температура воздуха наиболее холодных суток,°С,
обеспеченностью 0,98 0,92
|
-41 -39
|
|
Температура воздуха,°С, обеспеченностью 0,94 в
холодный период года
|
-19
|
|
Среднее количество суток с температурой ≤0°С
|
168
|
|
Средняя месячная относительная влажность
воздуха наиболее холодного месяца, %
|
86
|
|
Количество осадков за ноябрь - март, мм
|
184
|
|
Преобладающее направление ветра за декабрь -
февраль
|
Ю
|
|
Средняя скорость ветра, м/с, за период со
средней суточной температурой менее 8°С
|
4,5
|
|
Климатические параметры теплого периода года
|
|
|
Температура воздуха,°С, в теплый период года
обеспеченностью 0,95
|
18
|
|
Температура воздуха,°С, в теплый период года
обеспеченностью 0,98
|
26
|
|
Средняя максимальная температура воздуха
наиболее теплого месяца,°С
|
23,2
|
|
Средняя месячная относительная влажность
воздуха наиболее теплого месяца, %
|
74
|
|
Количество осадков за апрель - октябрь, мм
|
415
|
|
Суточный максимум осадков, мм
|
82
|
|
Преобладающее направление ветра за июнь -
август
|
СЗ
|
1.2
Инженерно-геологическая характеристика участка строительства
Рассматриваемая территория Вологодской области располагается
на северо-западном крыле Московской синеклизы северной части Русской плиты в
пределах Восточно-Европейской древней платформы. В ее строении выделяются два
структурных этажа: интенсивно дислоцированный кристаллический фундамент и
полого залегающий осадочный чехол.
В геологическом строении площадки на исследуемую глубину до
3,0 м, принимают участие верхнечетвертичные озерно-ледниковые отложения (lg
III) и отложения Пермской системы (Р2t), перекрытые современными биогенными
образованиями (bIV), залегающие в следующей стратиграфической
последовательности.
Современные биогенные образования (bIV) представлены
почвенно-растительным слоем, с корнями растений и деревьев. Залегает
непосредственно с поверхности на глубину до 0,2 м. и имеет повсеместное
распространение, за исключением участков пересечения проектируемой трассы с
автодорогами.
Верхнечетвертичные озерно-ледниковые (lg QIII), залегают под
современными образованиями и встречены всеми скважинами. Представлены:
суглинками тяжелыми пылеватыми, серовато-коричневого цвета,
тугопластичными, с тонкими прослоями и линзами песков, вскрытая мощность
суглинков 1.2 (скв. 5) - 2.0 (скв. 2), полная мощность не пройдена.
Отложения пермской системы являются подстиланием для всей
вышеописанной толщи и представлены глинами легкими пылеватыми,
красновато-коричневыми и красными. Консистенция данных грунтов полутвердая.
Вскрытая максимальная мощность 1.0 м-1,8 м, полная мощность не пройдена.
Условия залегания и мощность слоев приведены на
инженерно-геологических разрезах газопровода и инженерно-геологических колонках
скважин.
1.3
Гидрогеологическая характеристика участка строительства
Принадлежность региона к зоне избыточного увлажнения
предопределяет широкое распространение и сравнительно неглубокое залегание
грунтовых вод. По характеру циркуляции подземные воды региона принадлежат к
зоне свободного водообмена, формирующейся под влиянием климатических факторов и
дренирующего воздействия гидрографической сети.
По проектируемой трассе газопровода изысканий всеми
скважинами вскрыты подземные воды. По условиям залегания это водоносный
горизонт грунтовых вод, приуроченных к озерно-ледниковым пескам. В суглинках
имеет спорадических характер распространения.
Формирование подземных вод происходит за счет инфильтрации
атмосферных осадков и талых вод паводкового периода. По гидрогеологическим
условиям воды грунтовые, по условиям залегания - пластовые, безнапорные.
Положение зеркала грунтовых вод зависит от сезонных метеорологических условий,
т.к. питание этого водоносного горизонта происходит за счет инфильтрации
атмосферных осадков. Водоупором служит слой глины, залегающий в основании
водоносной толщи.
Разгрузка осуществляется по уклону рельефа в ближайшие
водотоки (рТарнога и рКокшеньги), а также понижения рельефа.
На период производства буровых работ (июнь 2015) подземные
воды вскрыты скважинами на глубине 0,7 м - 1,3 м, что соответствует абсолютной
отметке 105.19 м - 110.82 м установившийся уровень зафиксирован на той же
глубине. Преимущественно уровень вскрыт на глубине 1,0-1,1 м. В периоды
снеготаяния и длительных дождей в приповерхностной толще разреза, сложенной
более рыхлыми четвертичными осадками, образуются воды, по характеру развития близкие
к типу «верховодки». Максимально высокие горизонты грунтовых вод приходящиеся
на периоды снеготаяния и обильных дождей ожидаются на отметках близких к
поверхности земли.
Исследуемая территория по СНиП 2.05.02-85*, приложение 1 в
целом относится ко второй зоне, зоне избыточного увлажнения, что предопределяет
развитие грунтовых вод с низкой минерализацией и высоким уровнем их залегания.
По данным химического анализа грунтовые воды по СП
28.13330.2012 характеризуется как гидрокарбонатные кальциево-натриевые, пресные
(0,62 мг/л), жесткие (7,1 мг/кв.); нейтральные (рН=7,0).
К бетону нормальной плотности марки по водонепроницаемости
W4, W6, W8 грунтовые воды неагрессивны по всем показателям, к металлическим
конструкциям - среднеагрессивны, к арматуре ж/б конструкций при переодическом
смачивании - неарессивны, при периодическом смачивании - неарессивны.
Коррозионная активность грунтовых вод по отношению к свинцовой оболочке кабеля
оценивается как низкая, к алюминиевой - как средняя.
Для цемента при различном содержании гидрокарбонатов -
неагрессивная степень воздействия.
Степень воздействия на металлические конструкции для пресных
природных вод при скорости воды до 1 м/сек-среднеагресивная, при скорости от 1
до 10 м/сек-сильноагрессивная. Степень воздействия на арматуру железобетонных
конструкций-неагрессивная.
2.
Расчет потребности природного газа
.1
Расчет потребности в тепловой энергии
Необходимо рассчитать потребность в тепловой энергии для 20
потребителей. Расчеты показаны на примере одного здания. Результаты расчета по
остальным зданиям представлены в приложении 1.
Максимальный часовой расход теплоэнергии на отопление здания
рассчитывается по формуле (2.1):
, Гкал/ч, (2.1)
где 
-коэффициент, учитывающий климатические и
эксплуатационные условия, принимается в соответствии со СНиП 2.08.09-89* «Жилые
здания» 
;
- расчетная температура внутри помещения,
принимаетсявсоответствии со СНиП 2.04.05-91 «Строительные нормы и правила» 
;наружный объем здания, 
;
- удельная отопительная характеристика здания,
ккал/(
), принимается в
соответствии со СП 50.13330.2012 «Тепловая защита зданий» 0,78 ккал/();
- расчетная температура наружного воздуха
(параметр «Б») СНиП 2.04.05-91* «Отопление, вентиляция и кондиционирование», СП
131.13330.2012 «Строительная климатология»
;
- коэффициент, учитывающий расход тепла на
подогрев инфильтрующегося воздуха, рассчитывается по формуле (2.2):
, (2.2)
где g - ускорение свободного падения 9,81 м/с;
L-свободная высота здания, м;
- расчетная для данной местности скорость ветра
в отопительный период(проектная) 3,4 м/с.
Расчитаем максимальный часовой расход теплоэнергии на
отопление здания по формуле (2.1):
, Гкал/ч.
2.2
Расчет потребности в топливе
Расход запрашиваемого натурального топлива по месяцам года
рассчитывается по формуле (2.3):
, тыс.
, (2.3)
где 
- низшая теплота сгорания топлива;
ккал/ - для природного газа;
- коэффициент полезного действия тепловой
установки 0,92;
- суммарный расход тепловой энергии на
отопление, вентиляцию, ГВС и технологию, (с учетом тепловых потерь), Гкал/мес.
Рассчитаем расход тепловой энергии на отопление за месяц по
формуле (2.4):
Гкал, (2.4)
где 
- температура расчетного месяца (проектная), 
;- количество дней в
расчетном месяце.
Рассчитаем расход запрашиваемого натурального топлива
(природного газа) по формуле (2.3):
, тыс..
Рассчитаем потребность в тепловой энергии по кварталам года
по формуле (2.5):
(2.5)
Рассчитаем потребность в тепловой энергии за год (природного
газа) по формуле (2.6):
(2.6)
3.
Подбор газового котла
Исходя из потребности в тепловой энергии подбираем газовый
котел по формуле расчета необходимого для обогрева дома тепла (3.1):
, кВт, (3.1)
где S - общая площадь здания, включающая жилые и бытовые
комнаты (м²);
W - мощность котла (кВт);
- среднестатистический параметр удельной
мощности, используемый для расчетов в определенной климатической зоне (кВт/м²).
Удельная мощность, зависящая от климатических особенностей
региона,
составляет:
для Московской области - от 1,2 кВт до 1,5 кВт;
для южных областей страны - от 0,7 кВт до 0,9 кВт;
для северных областей страны - от 1,5 кВт до 2,0 кВт.
м²/10 м² = 10 - промежуточный расчетный коэффициент, подразумевающий условие,
что на каждые 10 м² обогреваемых помещений необходим
1кВт генерируемого котлом тепла.
Сделаем расчет мощности газового котла отопления по формуле
(3.1):
, кВт.
Получили количество тепловой энергии, которое потребуется
дому со стандартными теплотехническими характеристиками.
Для обеспечения поставки горячей воды в душ, в раковину на
кухне добавим еще 20%:
, кВт. (3.2)
Вспомним о том, что давление в контуре с естественной
циркуляцией может быть нестабильным, обеспечим запас 15% энергии:
, кВт. (3.3)
Ввиду того, что некоторые утечки тепла практически неизбежны,
округлим результат в большую сторону, значит, для организации отопления с
газовым котлом в этом доме нужен будет агрегат мощностью 21 кВт как минимум.
По результатам расчета подобран настенный двухконтурный
газовый котел с закрытой камерой сгорания MASTER GAS SEOUL с номинальной
мощностью 21 кВт.
4.
Гидравлический расчет газопровода
По рабочему давлению транспортируемого газа газопроводы подразделяются
на газопроводы высокого давления I и II категорий, среднего давления и низкого
давления, таблица 4.1 в соответствии с[1].
Таблица 4.1. Классификация газопроводов
|
Классификация газопроводов по давлению
|
Вид транспортируемого газа
|
Рабочее давление в газопроводе, МПа
|
|
Высокого
|
I категории
|
Природный
|
Св. 0,6 до 1,2 включительно
|
|
|
СУГ
|
Св. 0,6 до 1,6 включительно
|
|
II категории
|
Природный и СУГ
|
Св. 0,3 до 0,6 включительно
|
|
Среднего
|
То же
|
Св. 0,005 до 0,3 включительно
|
|
Низкого
|
»
|
До 0,005 включительно
|
Значения расчетной потери давления газа при проектировании
газопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и бытовых
предприятий и организаций коммунально-бытового обслуживания принимаются в
зависимости от давления газа в месте подключения с учетом технических
характеристик принимаемого к установке газового оборудования.
При выполнении гидравлического расчета газопроводов расчетный
внутренний диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле
(4.1):
(4.1)
где 
- расчетный диаметр, см;
, A, B, m - коэффициенты, определяемые по таблицам 10 и 11 в зависимости от
категории сети (по давлению) и материала газопровода [1];
- расчетный расход газа, м3/ч, при
нормальных условиях;
- удельные потери давления (Па/м - для сетей
низкого давления, МПа/м - для сетей среднего и высокого давления), определяемые
по формуле (4.2):
, (4.2)
где - обозначение то же, что и в формуле 4.1;
- допустимые потери давления (Па - для сетей низкого давления,
МПа/м - для сетей среднего и высокого давления), 
= 0,05 МПа (для стали) и = 0,08 МПа (для полиэтилена);
L - расстояние до самой удаленной точки, м.
Таблица 4.2. Допустимые потери давления для различных
категорий газораспределительных сетей [1]
|
Категория сети
|
А
|
|
Сети низкого давления
|
106 / (162 p2) = 626
|
Сети среднего и высокого давления 
= 0,101325 МПа,
|
 - усредненное давление
газа (абсолютное) в сети, МПа.
|
Таблица 4.3. Значения коэффициентов в зависимости от
материала газораспределительной сетей [1]
|
Материал
|
В
|
m
|
m1
|
|
Сталь
|
0,022
|
2
|
5
|
Полиэтилен 
,
|
v - кинематическая вязкость газа при нормальных
условиях, м2/с.1,754,75
|
|
|
В=0,0446; m = 1; m1 = 4.
Внутренний диаметр газопровода принимается из стандартного
ряда внутренних диаметров трубопроводов [1]: ближайший больший - для стальных
газопроводов и ближайший меньший - для полиэтиленовых [3].
Для отдельных жилых домов и общественных зданий расчетный
часовой расход газа
, м3/ч, следует определять по сумме
номинальных расходов газа газовыми приборами с учетом коэффициента
одновременности их действия по формуле (4.3):
(4.3)
где 
- сумма произведений величин Ksim, qnom и ni от i до m;sim -
коэффициент одновременности, принимаемый для жилых домов по таблице 5 [2];
qnom - номинальный расход газа прибором или
группой приборов, м3/ч, принимаемый по паспортным данным или техническим
характеристикам приборов;
ni - число однотипных приборов или групп приборов;
m-число типов приборов или групп приборов.
Падение давления на участке газовой сети можно определять:
для сетей низкого давления по формуле (4.4):
, (4.4)
где Рн - абсолютное давление в начале
газопровода, МПа;
Рк - абсолютное давление в конце газопровода, МПа;
Р0 = 0,101325 МПа;
l - коэффициент гидравлического трения;
l-расчетная длина газопровода постоянного
диаметра, м;- внутренний диаметр газопровода, см;
r0 - плотность газа при нормальных условиях, кг/м3;0
- расход газа, м3/ч, при нормальных условиях;
Коэффициент
гидравлического трения lопределяется в
зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом
Рейнольдса, формула (4.5):
, (4.5)
где v - коэффициент кинематической вязкости газа, м2/с,
при нормальных условиях;
Q0, d - обозначения те же, что и в формуле (4.4), и
гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода, определяемой по условию
(4.6):
, (4.6)
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;- обозначение то же, что и в
формуле (4.4).
для шероховатых
стенок (неравенство (4.6) несправедливо) при Re> 4000, формула (4.7):
, (4.7)
где n - обозначение то же, что и в формуле (4.4);- обозначение
то же, что и в формуле (4.4).
Расчетную длину
газопроводов определяют по формуле (4.8):
, (4.8)
где l1 - действительная длина газопровода, м.
Результаты расчета представлены на чертеже «Схематичное
изображение подвода газа к потребителям».
5.
Расчет газопровода на прочность
Для расчета газопровода на прочность и устойчивость (против
всплытия) необходимо:
определить размеры труб по рабочему (нормативному) давлению;
провести поверочный расчет принятого конструктивного решения
(оценить допустимости назначенных радиусов упругого изгиба газопровода и
температурного перепада);
определитьнеобходимую величины балластировки;
обеспечить кольцевую форму поперечного сечения (предельно
допустимуювеличинуовализации).
5.1
Расчетные характеристики материала газопровода
Расчетными характеристиками материала газопроводов являются:
минимальная длительная прочность, определяемая по ГОСТ Р 50838, модуль
ползучести материала трубы, коэффициент линейного теплового расширения,
коэффициент Пуассона.
Минимальная длительная прочность согласно ГОСТ Р 50838
принимается для труб из:
ПЭ100 - 10,0МПа; ПЭ80 - 8,0 МПа;
Стандартное размерное отношение номинального наружного
диаметра к номинальной толщине стенки определяется по формуле (5.1):
, (5.1)
где MRS - показатель минимальной длительной прочности
полиэтилена, использованного для изготовления труб и соединительных деталей,
МПа;- рабочее давление газа, МПа, соответствующее максимальному значению
давления для данной категории газопровода;
С - коэффициент запаса прочности, выбираемый в зависимости от
условий работы газопровода по [1] равен 2,8.
Стандартное размерное отношение номинального наружного
диаметра к номинальной толщине стенки определяется по формуле (5.1):
Напряжение в стенке трубы определяется по формуле (5.2):
=
, Мпа, (5.2)
где р - рабочее давление, МПа.
Модуль ползучести материала труб для срока службы газопровода
50 лет принимается в зависимости от температуры эксплуатации по графикам,
приведенным на рисунке 3 [3].
При температуре 5оС Е(tе)= 333 МПа.
Коэффициент линейного теплового расширения материала труб
принимается равным:
,°
(5.3)
Коэффициент Пуассона материала труб принимается равным
µ=0,43.
5.2
Нагрузки и воздействия
В нашем случае присутствуют:
силовые нагружения - внутреннее давление газа, вес
газопровода, сооружений на нем и вес транспортируемого газа, давление грунта,
гидростатическое давление и выталкивающая сила воды, нагрузки, возникающие при
укладке и испытании;
деформационные нагружения - температурные воздействия,
воздействия предварительного напряжения газопровода, воздействия неравномерных
деформаций грунта;
Собственный вес единицы длины газопровода определяется по
формуле (5.3):
, Н/м, (5.3)
где
- расчетная масса 1 м трубы, принимаемая по ГОСТ
Р 50838, для полиэтиленовой трубы SDR11 наружным диаметром 110 мм равна 3,14 кги для
полиэтиленовой трубы SDR11 наружным диаметром 160 мм равна 5,08 кг;-
ускорение свободного падения 9,81 м/с2.
Собственный вес газопровода для полиэтиленовой трубы SDR11 наружным диаметром 110
мм определяем по формуле (5.3):
Н/м.
Собственный вес газопровода для полиэтиленовой трубы SDR11 наружным диаметром 110
мм определяем по формуле (5.3):
Н/м.
Давление грунта на единицу длины газопровода определяется по
формуле (5.4):
, Н/м, (5.4)
гдеrm - плотность грунта, принимаемая по отчету инженерных изысканий
2060 кг/м3;е - наружный диаметр газопровода, м;m
- расстояние от верха трубы до поверхности земли 1,2 м;
ИГЭ-2 - Суглинок
тяжелый пылеватый, тугопластичный, с тонкими прослоями песка мелкого.
Давление грунта
на единицу длины газопроводадля SDR11 наружным диаметром 160 ммопределяется по
формуле (5.4):
, Н/м.
Давление грунта
на единицу длины газопроводадля SDR11 наружным диаметром 110 мм определяется по
формуле (5.4):
, Н/м.
ИГЭ-4-Глина
легкая пылеватая, полутвердая.
5.3
Проверка прочности принятого конструктивного решения
Проверка прочности газопровода согласно требованиям [1]
состоит в соблюдении следующих условий:
при действии всех нагрузок силовогонагружения:
, МПа. (5.5)
при совместном действии всех нагрузок силового и
деформационного нагружений:
Мпа. (5.6)
Значения
, 
определяются по формулам (5.7), (5.8):
при действии всех нагрузок силовогонагружения:
, МПа. (5.7)
, МПа,
0,009< 3,2, МПа.
условие прочности выполнено;
при совместном действии всех нагрузок силового и
деформационного нагружений:
Мпа (5.8)
, МПа,
,675 < 4,0, МПа.
условие прочности выполнено;
где α - коэффициент линейного
теплового расширения материала труб
, (5.9)
Е(tе) - модуль ползучести материала труб 333 МПа;
Δt - температурный перепад
в материале трубы равный разности между температурой газа в процессе
эксплуатации газопровода и температурой, при которой фиксируется расчетная
схема газопровода.
6.
Расчет устойчивости положения газопровода (против всплытия) в водонасыщенных
грунтах
Расчет устойчивости положения газопровода (против всплытия),
прокладываемого в водонасыщенных грунтах выполнен согласно [3].
Для обеспечения устойчивости положения газопровода в период
эксплуатации проектом предусмотрено использование минерального грунта обратной
засыпки.
Необходимая толщина слоя грунта над трубопроводом (без учета
температурного перепада и давления) определяется из условия:
КмКн.вqв
≤ qпр.гр (6.1)
где Км - коэффициент безопасности по материалу;
Кн.вqв - коэффициент надежности при
расчете устойчивости положения трубопровода против всплытия;пр.гр -
расчетный вес грунта, приходящийся на единицу длины трубопровода и
препятствующий его всплытию, кгс/м (предельная удерживающая способность грунта
вертикальным поперечным перемещениям);в - выталкивающая сила,
приходящаяся на единицу длины погруженного в воду трубопровода, кгс/м;
, (6.2)
где ρw - плотность воды, кг/м3н
- наружный диаметр трубопровода с учетом изоляции, м, когда уровень стояния
воды ниже уровня земли (h1>0).
, (6.3)
где γвзв - объемный вес
взвешенного в воде грунта, кгс/м3;
, (6.4)
2 - высота погруженного в воду слоя грунта,
расположенного над трубопроводом, м;
К - коэффициент, учитывающий уменьшение удерживающей
способности призм выпирания (К=Dн при d труб меньше 1020 мм и К=1 при d труб 1020
мм и более);гр - угол внутреннего трения грунта;
С - удельное сцепление грунта;
γгр - объемный вес грунта
естественной влажности, кгс/м3;1 - высота слоя грунта,
расположенного над трубопроводом выше уровня воды (с учетом осадки грунта) м;
γу - средний удельный вес
грунта, кгс/м3;
γв - объемный вес воды с
учетом растворенных в ней солей, кгс/м3;
Расчет удерживающей способности грунта, приходящейся на
единицу длины газопровода, кгс/м, когда уровень стояния воды ниже уровня земли
(h1>0) приведен в таблице 6.1.
Таблица 6.1. Расчет удерживающей способности грунта,
приходящейся на единицу длины газопровода, кгс/м, когда уровень стояния воды
ниже уровня земли (h1>0)
|
Исходные данные
|
|
|
Скв.2
|
Скв.3
|
Скв.4
|
Скв.5
|
Скв.6
|
|
Характеристики грунтов
|
|
|
ИГЭ-2
|
ИГЭ-2
|
ИГЭ-2
|
ИГЭ-3
|
ИГЭ-2
|
ИГЭ-2
|
|
Высота слоя грунта, расположенного над
трубопроводом выше уровня воды (с учетом осадки грунта)
|
h1
|
м
|
1
|
1
|
0,7
|
0
|
1
|
1,1
|
|
Высота погруженного в воду слоя грунта,
расположенного над трубопроводом
|
h2
|
м
|
0,2
|
0,2
|
0,3
|
0,2
|
0,2
|
0,1
|
|
Коэффициент, учитывающий уменьшение
удерживающей способности призм выпирания (К=Dн при d труб меньше
1020 мм и К=1 при d труб 1020 мм и более)
|
К
|
|
0,16
|
0,16
|
0,11
|
0,11
|
0,16
|
0,11
|
|
Угол внутреннего трения грунта
|
φгр
|
град
|
23
|
23
|
22
|
23
|
23
|
|
Удельное сцепление грунта
|
С
|
кгс/м2
|
3059
|
3059
|
3059
|
4487
|
3059
|
3059
|
|
Наружный диаметр трубопровода
|
d
|
м
|
0,160
|
0,160
|
0,110
|
0,110
|
0,160
|
0,110
|
|
Толщина изоляции
|
δ
|
м
|
|
|
|
|
|
|
|
Средний удельный вес грунта (плотность частиц
грунта)
|
γ у
|
кгс/м3
|
2060
|
2060
|
2060
|
2020
|
2060
|
2060
|
|
Коэффициент пористости
|
ε
|
|
0,62
|
0,62
|
0,62
|
0,69
|
0,62
|
0,62
|
|
Объемный вес воды с учетом растворенных в ней
солей
|
γ в
|
кгс/м3
|
1000
|
1000
|
1000
|
1000
|
1000
|
1000
|
|
Объемный вес грунта естественной влажности
(плотность сухого грунта)
|
γгр
|
кгс/м3
|
1690
|
1690
|
1690
|
1630
|
1690
|
1690
|
|
Коэффициент безопасности по материалу
|
Км
|
|
1,1
|
1,1
|
1,1
|
1,1
|
1,1
|
1,1
|
|
Коэффициент надежности при расчете устойчивости
положения трубопровода против всплытия
|
Кн.в
|
|
1,05
|
1,05
|
1,05
|
1,05
|
1,05
|
1,05
|
|
Плотность воды
|
ρw
|
кг/м3
|
1000
|
1000
|
1000
|
1000
|
1000
|
1000
|
|
Ускорение свободного падения
|
g
|
м/с2
|
9,81
|
9,81
|
9,81
|
9,81
|
9,81
|
9,81
|
Таблица 6.2. Расчетные данные
|
Расчетные данные
|
|
|
|
|
|
|
|
Выталкивающая сила, приходящаяся на единицу
длины погруженного в воду трубопровода
|
qв
|
кгс/м
|
20,10
|
20,10
|
9,50
|
9,50
|
20,10
|
9,50
|
|
Объемный вес взвешенного в воде грунта
|
 взв
|
кгс/м3
|
654,32
|
654,32
|
654,32
|
603,55
|
654,32
|
654,30
|
|
Наружный диаметр трубопровода с учетом изоляции
|
Dн
|
м
|
0,16
|
0,16
|
0,11
|
0,11
|
0,16
|
0,11
|
|
Расчетная удерживающая способность грунта
|
qпр.гр
|
кгс/м
|
1026,57
|
1026,57
|
540,36
|
102,18
|
1026,57
|
719,53
|
|
Итого расчетная удерживающая способность грунта
|
qпр.гр
|
кгс/м
|
1026,57
|
1026,57
|
642,54
|
|
1026,57
|
719,53
|
|
КмКн.вqв≤ qпр.гр
|
|
(скважина2) 23,22< 1026,57
|
|
(скважина 3) 23,22< 1026,57
|
|
(скважина 4) 10,97<642,54
|
|
(скважина 5) 23,22< 1026,57
|
|
(скважина 6) 10,97<719,53
|
|
Вывод: Условие устойчивости выполнено,
балластировка по скважине 2-6 не требуется.
|
7.
Сметный расчет
Таблица 7.1. Инженерно-геодезические работы
|
Виды работ по СБЦ на инженерно-геодезические
изыскания Госстрой России (выпуск 2004 года)
|
Обоснование стоимости
|
Ед. измерения
|
Расчет стоимости
|
|
|
|
Коэффициент
|
Цена
|
Кол-во
|
Стоимость
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1. Инженерно-геодезические работы
|
|
1.1 Полевые работы
|
|
|
|
|
|
|
|
Составление топоплана М 1:500 сеч. 0,5 кат2
(застроенная территория)
|
Таб.9 $.5
|
га
|
1
|
3284
|
4
|
20360,80
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- съемка подземных коммуникаций
|
Таб.9 прим. 4
|
|
1,55
|
|
|
|
|
Итого полевые
|
|
|
|
|
|
20360,80
|
|
1.2 Прочие затраты на инженерно-геодезические
работы
|
|
Расходы по внутреннему транспорту
|
Общ.ук. п. 9 таб-4 $2
|
в% от п 1,1
|
0,0875
|
20361
|
|
1782
|
|
от 5 км до 10 км
|
|
|
|
|
|
|
|
Организация и ликвидация полевых работ к=
|
Общ.ук. п13
|
в% от п 1,1
|
0,06
|
1782
|
|
214
|
|
прим. 1
|
|
2,0
|
|
|
|
|
Итого прочих затрат
|
|
|
|
|
|
1995
|
|
1.3 Камеральные работы
|
|
Составление топоплана М 1:500 сеч. 0,5 кат2
(застроенная территория)
|
Таб.9 $.5
|
га
|
1
|
1067
|
4
|
5633,76
|
|
|
|
|
|
|
|
|
-составление плана подземных и надземных
сооружений в цвете
|
Общ.ук п. 15 прим. (г)
|
|
1,1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
-выполнение камеральных и картографич. работ с
применением комп. технологий
|
Общ.ук п. 15 прим. (д)
|
|
1,2
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 7.2. Инженерно-геологические работы
|
Виды работ по СБЦ на инженерно-геологические
изыскания Госстрой России (выпуск 2004 года)
|
Обоснование стоимости
|
Ед. измерен.
|
Расчет стоимости
|
|
|
|
Коэффициент
|
Цена
|
Кол-во
|
Стоимость
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1. Инженерно-геологические работы
|
|
1.1 Полевые работы
|
|
|
|
|
|
|
|
Планово-высотная привязка скважин III кат. до
200 м
|
Таб.93 $1
|
точка
|
-
|
29,9
|
6
|
179,40
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Бурение скважин механическим способом
|
Таб.19 $1
|
п.м.
|
-
|
22,7
|
18
|
408,60
|
|
Отбор монолитов
|
Таб.57 $1
|
мон.
|
-
|
22,9
|
6
|
137,40
|
|
Итого
|
|
|
|
|
|
725,40
|
|
Внешний транспорт
|
Таб.57 $1
|
%
|
11,5
|
|
|
83,42
|
|
Организация и ликвидация
|
п. 13
|
%
|
|
|
|
72,79
|
|
Итого полевые
|
|
|
|
|
|
881,61
|
|
1.2 Лабораторные работы
|
|
Полный комплекс физических свойств
|
Таб.63 $8
|
обр.
|
-
|
47,1
|
6
|
282,60
|
|
Химический анализ воды
|
Таб.73 $3
|
обр.
|
-
|
45,7
|
2
|
91,40
|
|
Итого лабораторных работ
|
|
|
|
|
|
374,00
|
|
1.3 Камеральные работы
|
Таблица 7.3. Инженерно-экологические работы
|
№№
|
Наименование работ
|
Обоснование стоимости
|
Расчет стоимости
|
Стоимость
|
|
|
|
|
(руб.)
|
|
А. ПОЛЕВЫЕ РАБОТЫ
|
|
1
|
Отбор проб для бактериологического анализа воды
|
СБЦ 1999, Таб. 60 п. 9
|
18.8х2х1.3
|
48,88
|
|
|
Общие указания п 8г К-1.3
|
|
|
|
2
|
Отбор точечных проб для анализа на
загрязненность по химическим показателям: почво-грунтов
|
СБЦ 1999, ч. 5, гл. 16 таб. 60 п. 7
|
6.9х2х1.3
|
17,94
|
|
|
Общие указания п. 8г, К-1.3
|
|
|
|
3
|
Отбор проб почво-грунтов для
бактериологического анализа
|
СБЦ 1999, ч. 5 гл. 16, таб. 60 п. 10
|
37.7х2х1.3
|
98,02
|
|
|
Общие указания п. 8г, К-1.3
|
|
|
|
Итого:
|
|
К - 0,85
|
|
140,11
|
|
Б. ЛАБОРАТОРНЫЕ РАБОТЫ
|
|
4
|
Комплексное исследование химического состава
грунтов
|
|
90.0х2
|
180,00
|
|
5
|
Комплексное исследование химического состава
воды
|
СБЦ 1999, ч. 5, гл. 16, таб. 73, п. 2
|
67.3х2
|
134,60
|
|
Итого:
|
314,60
|
|
В. КАМЕРАЛЬНЫЕ РАБОТЫ
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 7.4. Проектные работы
|
№ п.п.
|
Характеристика предприятия, здания, сооружения
или виды работ
|
Номер частей, глав, таблицы, процентов, пунктов
к справочникам
|
Расчет стоимости по справочникам базовых цен на
проектные работы
|
Стоимость, руб.
|
|
работ
|
справочникам
|
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
1
|
Газопровод
|
СБЦ - 2015
|
|
|
|
низкого
|
Газооборудование и газоснаб-
|
С=(35592+76817*0,95)*0,4*
|
55 981,56
|
|
давления
|
жение промышленных пред-
|
*0,4*1,08*3,73*0,8
|
|
|
L=950 м
|
приятий, зданий и сооружений.
|
|
|
|
|
Наружное освещение
|
|
|
|
в том числе по разделам:
|
табл. 7 п. 3
|
|
|
|
ППО
|
0,4 - п. 1.4, Приказ №620
|
|
|
|
|
0,4 - глава 2.2, п. 2.2.6
|
|
|
|
|
1,08 - районный коэф.
|
|
|
|
|
3,73 - индекс изм-ния
|
|
|
|
|
сметной стоим-сти на
|
|
|
|
|
2 кв. 2015 г.
|
|
|
Таблица 7.5. Сводная смета
|
№ п.п.
|
Перечень выполняемых работ
|
Характеристика проектируемого объекта
|
Ссылка на №смет
|
Стоимость работ, руб.
|
НДС,
|
|
|
|
|
изыскательских
|
проектных
|
руб.
|
с НДС,
|
|
|
|
|
|
|
|
руб.
|
|
1
|
Инженерно-геодезические изыскания
|
4 Га
|
2.1
|
93 262,16
|
|
16 787,19
|
110 049,35
|
|
2
|
Инженерно-геологические изыскания
|
6 скв. (18 п.м.)
|
2.2
|
55 611,83
|
|
10 010,13
|
65 621,96
|
|
3
|
Инженерно-экологические изыскания
|
2 пробы
|
2.3
|
24 232,73
|
|
4 361,89
|
28 594,62
|
|
4
|
Проектные работы
|
наружный газопр. протяж. 0,95 км
|
2.4
|
|
134 255,75
|
24 166,03
|
158 421,78
|
|
Итого по сводной смете:
|
|
|
|
134 255,75
|
55 325,24
|
362 687,71
|
По результатам сметного расчета была определены общие затраты
на строительство распределительного газопровода. Они составили 362687,71 руб.
[17].
8.
Сведения о линейном объекте с указанием наименования, назначения и
месторасположения начального и конечного пунктов линейного объекта
Объект газификации - газопровод распределительный низкого
давления по ул. Другова, Солнечная, Весенняя в селеТарногский Городок.
Подача природного газа в проектируемый распределительный
газопровод низкого давления для газоснабженияпотребителеймикрорайона
индивидуальной жилой застройки расположенной в селе Тарногский городок
предусматривается от существующего полиэтиленового подземного газопровода
низкогодавления.
Расход газа для данного микрорайона с перспективой с учетом
коэффициента одновременности равен 135 м³/час.
Природный газ предназначенный для частных домовладений
используется на нужды пищеприготовления, отопления и горячего водоснабжения.
Диаметры проектируемых газопроводов определены гидравлическим
расчетом согласно [2].
Давление газа в точке подключения: 2,2 кПа.
Таблица 8.1. Технико-экономическая характеристика
проектируемого объекта
|
№№ п/п
|
Наименование показателей
|
Единицы измерения
|
Показатели
|
|
1
|
Наименование потребителей газа
|
шт
|
Домовладение 51
|
|
2
|
Расчетный расход газа
|
м3/ч
|
135,0
|
|
3
|
Подземный газопровод низкого давления из
|
|
|
|
полиэтиленовых труб по ГОСТ Р50838-2009
|
|
|
|
в том числе:
|
|
|
|
Труба ПЭ100 ГАЗ SDR11 160х14,6 ГОСТ Р
50838-2009
|
пм
|
694,0
|
|
Труба ПЭ100 ГАЗ SDR11 110х10,0 ГОСТ Р
50838-2009
|
пм
|
252,2
|
|
4
|
Отключающие устройства:
|
|
|
|
Кран шаровой из ПЭ-ВП Дy160, ¼ оборота без
|
|
|
|
сужения условного прохода
|
шт
|
1
|
8.1
Сведения о земельных участках, изымаемых во временное и постоянное пользование,
обоснование размеров изымаемых земельных участках
Потребность в земельных ресурсах для строительства
проектируемого газопровода определена с учетом принятых проектных решений, схем
расстановки механизмов, проезда технологического транспорта, монтажной зоны и
отвалов растительного и минерального грунта.
Отвод земель во временное (краткосрочное) пользование:
Отчуждение земель во временное использование выполняется на
период производства строительно-монтажных работ. Все строительные работы должны
проводиться исключительно в пределах полосы отвода. В полосу временного отвода
включена вся зона производства работ с учетом индивидуальных особенностей
участков строительства (разная технология работ, типы угодий и т.д.).
Ширина полосы земель, отводимых во временное краткосрочное
использование, согласно принятой в проекте организации строительства составляет
15,9 м.
Согласно расчетам площадь земель отводимых во временное
краткосрочное использование, на период строительства линейной части газопровода
и площадных объектов составляет 3700,0 м2 (0,37 Га).
Отвод земель в постоянное (долгосрочное) пользование:
В постоянное пользование отводятся земли:
огражденный участок в зоне установки подземного шарового
крана Ø160: точка 26+6,64.
площадки для установки коверов контрольных трубок и
опознавательных столбиков.
Согласно расчетам, приведенным в таблице 4, площадь земель
отводимых в постоянное пользование составляет 2,0 м2 (0,002 Га).
Таблица 8.2. Расчет площади земель отводимых в постоянное
пользование
|
Наименование площадного объекта
|
Площадь занимаемых земель, м2
|
|
Площадка под кран (1 шт.)
|
1,0
|
|
Площадка под ковер контрольной трубки (1 шт.)
|
1,0
|
|
Итого:
|
2,0
|
Ограниченное пользование земельными участками:
Для охраны газопровода и обеспечения сохранности окружающей
среды оформляется право ограниченного пользования чужим земельным участком
(сервитут) в полосе охранных зон газопровода и технологических площадок.
Охранная зона для газораспределительных сетей составляет
8247,37 м2 (0.82 Га), в т.ч.:
вдоль трассы подземного полиэтиленового газопровода низкого
давления - в виде территории, ограниченной условными линиями, проходящими с
каждой стороны на расстоянии 2 метров от газопровода.
8.2
Сведения о категории земель, на которых будет располагаться линейный объект
Трасса проектируемого газопровода не затрагивает земель
сельскохозяйственного назначения, лесного, водного фондов и особо охраняемых природных
территорий.
8.3
Сведения о размере средств, требующихся для возмещения убытков правообладателям
земельных участков
Ввиду того, что изъятия земельных участков частных
землевладений во временное пользование при строительстве объекта не предполагается,
средства для возмещения убытков правообладателям не предусматривались.
8.4
Сведения об использованных в проекте изобретениях, результатах проведенных
патентных исследований
Все материалы, оборудование и изделия, предусмотренные
проектной документацией, имеют сертификат качества и разрешение на применение
на территории РФ. Принятые технические решения соответствуют требованиям
нормативно-правовых актов, действующих на момент проектирования. Использование
особых изобретений, требующих проверки на патентную чистоту, проектной
документацией не предусмотрено.
8.5
Сведения о наличии разработанных и согласованных специальных технических
условий
Разработка специальных технических условий на проектирование
данного объекта не требуется.
8.6
Описание мест обхода (пересечения) искусственных и естественных преград и
препятствий
На пути следования трасса проектируемого газопровода
пересекает существующие искусственные и естественные препятствия перечень
которых приведен в таблице 8.3.
Таблица 8.3. Ведомость искусственных и естественных преград и
препятствий с указанием точек пересечения
|
№ п/п
|
Наименование преграды
|
Точки через которые проходит преграда
|
Давление
|
Диаметр газопровода, материал
|
Способ прокладки
|
|
1
|
Грунтовая дорога
|
29-30
|
низкое
|
110х10 ПЭ100
|
Открытый
|
|
2
|
Грунтовая дорога
|
11-13
|
низкое
|
160х10 ПЭ100
|
Открытый
|
|
3
|
Грунтовая дорога
|
14-15
|
низкое
|
160х10 ПЭ100
|
Открытый
|
|
4
|
Грунтовая дорога
|
14-31
|
низкое
|
160х10 ПЭ100
|
Открытый
|
|
5
|
Грунтовая дорога
|
19-24
|
низкое
|
160х10 ПЭ100
|
Открытый
|
|
6
|
Грунтовая дорога
|
34-37
|
низкое
|
110х10 ПЭ100
|
Открытый
|
9.
Инструментальный контроль качества выполнения строительно-монтажных работ
Требуемое качество и надежность сооружений должны
обеспечиваться строительными организациями путем осуществления комплекса
технических, экономических и организационных мер эффективного контроля на всех
стадиях строительства.
Контроль качества строительно-монтажных работ должен
осуществляться специалистами, оснащенными техническими средствами,
обеспечивающими необходимую достоверность и полноту контроля.
Контроль качества строительно-монтажных работ должен
производиться в соответствии с разделом 10 СП 62.13330.2011
«Газораспределительные системы». Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002.
Проверка соответствия трубопроводов, газоиспользующего и
газового оборудования проекту и требованиям нормативных документов внешним
осмотром и измерениями производится в объеме 100%. Сварные соединения подлежат
визуальному и измерительному контролю в целях выявления наружных дефектов всех
видов, а также отклонений по геометрическим размерам и взаимному расположению
элементов. Неразрушающий контроль сварных соединений проводится при
положительных результатах визуального и измерительного контроля.
9.1
Механические испытания сварных соединений трубопроводов
Механические испытания стыковых сварных соединений
трубопроводов выполняются в соответствии с требованиями ГОСТ6996-66.
Механическим испытаниям подлежат пробные (допускные) сварные стыки, выполненные
при квалификационных испытаниях сварщиков и проверки технологии сварки полиэтиленового
газопровода.
9.2
Неразрушающий контроль сварных соединений трубопроводов физическими методами
Сварные соединения полиэтиленовых труб подлежат визуальному и
измерительному контролю в целях выявления наружных дефектов всех видов, а также
отклонений по геометрическим размерам и взаимному расположению элементов.
Неразрушающий контроль сварных соединений проводится при положительных
результатах визуального и измерительного контроля.
Контроль качества сварных соединений производить в
соответствии с разделом 10 [1].
Контроль стыков стальных участков газопровода проводят
радиографическим методом по ГОСТ 7512-82* и ультразвуковым по ГОСТ 14782-76.
Контролю физическими методами подлежат стыки законченных
сваркой участков полиэтиленовых газопроводов (для сварочной техники с высокой
степенью автоматизации):
сварные стыки подземных газопроводов природного газа
давлением до 0,005 МПа включительно контролируются в объеме 10%, но не менее
одного стыка.
Соединения полиэтиленовых газопроводов при помощи деталей с
закладными электронагревателями неразрушающему контролю не подлежат.
9.3
Пневматические испытания газопровода на герметичность
Перед испытанием внутренняя полость газопровода должна быть
очищена в соответствии с проектом производства работ, разрабатываемого
Генеральным подрядчиком.
Испытания подземных газопроводов следует производить после их
монтажа в траншее и присыпки выше верхней образующей трубы не менее чем на 0,2
м или после полной засыпки траншеи.
Испытание газопроводов на герметичность проводят путем подачи
в газопровод сжатого воздуха и создания в газопроводе испытательного давления.
Подземные газопроводы до начала испытаний после их заполнения
воздухом рекомендуется выдерживать под испытательным давлением в течении
времени, необходимого для выравнивания температуры воздуха в газопроводе с
температурой грунта.
Для проведения испытаний рекомендуется применять манометры
класса точности 0,15.
Значение испытательного давления и время выдержки под
давлением полиэтиленовых газопроводов, стальных подземных и надземных
газопроводов следует принимать по таблице 9.1:
Таблица 9.1. Значение испытательного давления и время
выдержки под давлением полиэтиленовых газопроводов, стальных подземных и
надземных газопроводов
|
Рабочее давление газа, МПа
|
Испытательное давление, МПа
|
Продолжительность испытаний, ч
|
|
Полиэтиленовые газопроводы
|
|
До 0,005
|
0,3
|
24
|
|
Надземные стальные газопроводы
|
|
До 0,005
|
0,3
|
1
|
Температура наружного воздуха в период испытания
полиэтиленовых газопроводов должна быть не ниже минус 15°С.
Результаты испытания на герметичность считаются
положительными, если за время испытания давление в газопроводе не меняется.
Результаты пневматических испытаний оформляются записью в
строительном паспорте газопровода, результаты приемки - актом, подписываемым всеми
членами комиссии.
10.
Благоустройство территории
Проектом предусмотрено восстановление нарушенного
благоустройства территории в границах зоны производства строительно-монтажных
работ. Восстановлению подлежат дорожные покрытия и растительный покров.
Дорожные покрытия восстанавливаются на ширину (согласно п.
3.23.СНиП 3.02.01-87):
бетонные покрытия по цементно-песчаному основанию - на 10 см
больше ширины траншеи по верху с каждой стороны с учетом креплений;
покрытие песчано-гравийной смеси (далее ПГС покрытие) по
основанию - на 25 см больше ширины траншеи по верху с каждой стороны с учетом
креплений.
11.
Обозначение газопровода
Для обозначения газопровода предусмотрены опознавательные
знаки, которые
устанавливаются на постоянных ориентирах, расположенных
вблизи от газопровода:
на прямолинейных участках в пределах видимости, но не более
чем через 500 м;
в углах поворота трассы и в местах разветвлений;
в местах установки отключающей арматуры;
в местах пересечения с коммуникациями, в т.ч. с транспортными.
Опознавательные знаки (табличка-указатель) устанавливаются на
постоянных ориентирах вблизи газопровода, как правило, справа по ходу газа.
На опознавательный знак наносятся данные о диаметре,
давлении, глубине заложения газопровода, материале труб, расстоянии до
газопровода, сооружения или характерной точки, телефон аварийно-диспетчерской
службы.
Вдоль трассы полиэтиленового газопровода (за исключением мест
бестраншейной прокладки) предусмотрена укладка на расстоянии 0,2 м от верха
трубы сигнальной ленты желтого цвета шириной не менее 0,2 м с несмываемой
надписью «ОГНЕОПАСНО! ГАЗ». На участках пересечений газопроводов с подземными
инженерными коммуникациями сигнальная лента должна быть уложена вдоль
газопровода дважды на расстоянии не менее 0,2 м между собой и на 2 м в обе
стороны от пересекаемого сооружения.
Для определения месторасположения газопровода предусмотрена
укладка электрически пассивных маркеров SM 2500 производства фирмы «Seba KTM» в
начальной и конечной точках газопровода, характерных точках, а также через 50 м
друг от друга.
На расстоянии не менее 50 м от оси прокладки подземного
газопровода во всех крышках колодцев подземных коммуникаций предусмотрено
сверление отверстий для отбора проб на загазованность.
12.
Обоснование количества и типов оборудования, в том числе грузоподъемного,
транспортных средств и механизмов, используемых в процессе строительства
линейного объекта
Механизация строительных, монтажных и специальных работ
должна быть комплексной и осуществляться комплектами строительных машин,
оборудования, средств малой механизации, необходимой монтажной оснастки,
инвентаря и приспособлений.
При выборе машин и установок необходимо предусматривать
варианты их замены в случае необходимости. Если предусматривается применение
новых строительных машин, установок и приспособлений, необходимо указывать
наименование и адрес организации или предприятия - изготовителя. Обеспечение
строительства машинами, механизмами и транспортными средствами произведено
исходя из наличия парка машин и механизмов в генподрядной и субподрядной
организациях. Типы и мощность машин могут быть уточнены при разработке проекта
производства работ (ППР), а также могут быть заменены аналогичными по
характеристикам. Примерный перечень основного необходимого оборудования, машин,
механизмов, технологической оснастки, инструмента и приспособлений приведен в
таблице 12.1.
Таблица 12.1. Рекомендуемый перечень машин и механизмов
|
Наименование
|
Марка машин
|
Кол-во
|
|
Бульдозер - планировщик
|
KOMATSU
|
2
|
|
Экскаватор траншейный цепной вместимостью ковша
0,25 м3
|
KOMATSU
|
1
|
|
Трубоукладчик
|
|
1
|
|
Трамбовка
|
PC 60 H4T
|
1
|
|
Сварочный аппарат для сварки полиэтиленовых
труб
|
FRIAMAT PRIME
|
1
|
|
Мобильные источники питания
|
ESE 1206 DHS - AT ES
ISO
|
1
|
|
Компрессор передвижной
|
ЗИФ-55
|
1
|
|
Аппарат для резки ПЭ труб ручной
|
Гильотина
|
1
|
|
Автосамосвал
|
МАЗ-555102
|
1
|
|
Автомобильный кран
|
DaewooNovus
|
1
|
|
Установка ГНБ
|
Hanlyma HL518D
|
1
|
|
Фреза дорожная
|
ДС-197
|
1
|
Типы и количество машин и механизмов, указанные в таблице,
могут заменяться другими с аналогичными характеристиками. Строительная техника
уточняется при разработке проекта производства работ, в зависимости от парка
машин и механизмов подрядной строительной организации, осуществляющей
строительство газопровода.
13.
Организационно-технологическая схема последовательности сооружения линейного
объекта
В соответствии со СНиП 12-01-2004 «Организация строительного
производства» до начала выполнения строительно-монтажных (в том числе
подготовительных) работ на объекте заказчик обязан получить в установленном
порядке разрешение на выполнение строительно-монтажных работ и получать права
ограниченного пользования соседними земельными участками на время
строительства. Выполнение работ без указанного разрешения запрещается.
Для организации своевременной подготовки строительства, обеспечения
опережающей инженерной подготовки, нормальной технологической обстановки для
возведения объекта, ввода в эксплуатацию, правильной последовательности
строительства, общее время, отводимое для строительства, разделяется на три
периода: подготовительный, основной и заключительный.
Строительно-монтажные работы следует выполнять в строгом
соответствии с проектом производства работ (ППР).
Все строительно-монтажные работы на объекте должны
выполняться по технологическим картам ППР, которые в свою очередь должны быть
разработаны в соответствии с требованиями СНиП и технических условий.
Освобождение и расчистка полосы отвода газопровода от мусора,
древесно-кустарниковой растительности, демонтируемых сооружений, должна
производиться по технологическим картам, либо по отдельно разработанным на
данный вид работ проектов производства работ.
Проектом предусматривается выполнение работ в следующей
технологической последовательности:
Отвод в натуре участка под трассу газопровода (снос
древесно-кустарниковой растительности);
Вызов на место представителей эксплуатирующих организаций;
Разбивка трассы газопровода силами изыскательской
организации;
Ограждение зоны работ (опасных зон и мест);
Устройство складских площадок для материалов и оборудования;
Обеспечение участка строительства водой, электроэнергией с
обеспечением мер противопожарной безопасности в соответствии с требованиями ППБ
01-03;
Обеспечение связью для оперативно-диспетчерского управления
производства работ;
Обеспечение строительства противопожарным инвентарем и
средствами сигнализации;
Составление актов готовности объекта к производству работ;
Шурфование подземных сооружений;
Организация земляных работ;
Прокладка трубопроводов;
Сварка, сборка сварных сооружений;
Контроль качества сварочных работ;
Продувка и пневматическое испытание трубопровода.
Полный объем строительно-монтажных работ выполняется
строительно-монтажной бригадой, оснащенной строительными машинами, механизмами
и автотранспортом, согласно производимым работам по объему.
Зону производства работ оградить временным инвентарным
ограждением по ГОСТ 23407-78 и установить сигнальные фонари красного цвета. В
темное время суток освещенность зоны строительных работ должна быть не менее
0,6 люкс, исключая возможность ослепления водителей и пешеходов.
13.1
Подготовительный период производства работ
Подготовительные мероприятия должны быть закончены до начала
производства работ.
Окончание подготовительных работ на строительной площадке
должно быть принято по акту о выполнении мероприятий по безопасности труда.
По получению проектной документации исполнителю работ следует
проверить наличие в принятой им организационно-технологической документации
процедур на все виды производственного контроля качества, проверить их полноту
и, при необходимости, откорректировать их, а также разобрать недостающие.
Расчистка территории
Удаление с территории строительной полосы крупного
технического бытового мусора производиться бульдозером, в местах, где
применение техники невозможно, уборка осуществляется вручную. Весь собранный
мусор вывозиться с территории автосамосвалом МАЗ-555102. Расчистка трассы на
период строительства должна производиться в границах полосы отвода и в других
местах, установленных проектом. В зимний период расчистку следует производить в
два этапа в зоне рытья траншеи - заблаговременно до начала основных работ, а в
зоне рытья траншеи - непосредственно перед работой, на длину, обеспечивающую
работу в течение смены.
Геодезическая разбивка местности
Заказчик должен создать геодезическую разбивочную основу для
строительства и до начала строительства передать на нее генподрядчику
техническую документацию. Геодезическая разбивочная основа, согласно СНиП
3.01.03-84 «Геодезические работы в строительстве», должна создаваться на
строительной площадке в виде сети закрепленных знаками пунктов, определяющих
положение строящихся сооружений на местности. Для закладки знаков, закрепляющих
положение проектируемого газопровода, подготовить свободные места, а для
измерения отрезков, углов, линии расчистить полосы шириной не менее 1 м.
13.2
Основной период строительства
Работы основного периода строительства должны вестись на
основании типовых технологических карт на основные виды работ. На
технологические операции, на которые типовые технологические карты отсутствуют,
генеральным подрядчиком должен быть разработан проект производства работ (ППР),
предусматривающий технологию выполнения работ безопасными методами и приемами.
До начала производства работ строительно-монтажной
организации необходимо получить разрешение местной администрации.
Полный объем строительно-монтажных работ выполняется
строительно-монтажной бригадой, оснащенной строительными машинами, механизмами,
сварочной техникой и автотранспортом, согласно производимым работам и их
объему.
Перед началом строительства генеральный подрядчик должен
произвести уточнение количества и типов используемых строительных машин и
агрегатов, определить потребности в средствах малой механизации и инвентаре,
уточнить сроки выполнения работ.
Все этапы выполнения работ должны вестись под контролем
представителей организаций, на которые возможен авторский и технический надзор,
а также организациями, эксплуатирующие смежные коммуникации.
Строительство газопровода должно вестись поточным методом,
обеспечивающим непрерывность производства всех работ в строгой технологической
последовательности.
13.3
Заключительный период
В заключительный период выполняются работы по восстановлению
дорог, устройству тротуаров, благоустройству и озеленению территории.
14.
Контроль качества
14.1
Контроль качества поставляемых материалов
При поступлении партии труб или соединительных деталей в
строительную организацию контролькачестваосуществляется при внешнем осмотре и
измерении основных геометрических параметров изделий с учетом требований в
нормативной документации на изделие.
В строительных организациях контроль качества синтетических
тканевых шлангов и специального двухкомпонентного клея осуществляется при
внешнем осмотре с учетом требований технических условий на эти изделия.
Входной контроль качества труб и соединительных деталей из
полиэтилена производится в соответствии с требованиями СНиП 12-01-2004 и ПБ
12-529-03.
Сертификат качества, сопровождающий каждую партию труб
(деталей), содержит: наименование и (или) товарный знак завода-изготовителя; 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.
Паспорт качества, сопровождающий синтетический тканевый
шланг, содержит: наименование и (или) товарный знак завода-изготовителя; дату
изготовления; серийный номер шланга; номинальный и внутренний диаметры, мм;
длину, м; обозначение среды - «Для газа»; подпись и штамп ОТК.
Размер партии труб не должен превышать величину,
установленную ГОСТ Р 50838-95 или другими нормативными документами.
Размер партии соединительных деталей не должен превышать
величину:
для соединительных деталей без ЗН - не более 2000 шт.
для соединительных деталей с ЗН - не более 1000 шт.
Количество отбираемых для измерений труб и деталей должно
быть не менее 5 образцов. Если количество поступивших труб или деталей меньше 5
штук, то проверяются все.
Размеры труб, поступивших в бухтах или катушках, проверяются
на концах.
У синтетических тканевых шлангов проверяется целостность
защитной упаковки на катушке.
По внешнему виду трубы должны иметь гладкие наружную и
внутреннюю поверхности. Допускаются продольные полосы и волнистость, не
выводящие толщину стенки трубы за пределы пропускаемых 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 -
лимонно-желтый; из ПЭ 100 - желто-оранжевый.
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.
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.
У полиэтиленовых труб с защитной оболочкой проверяют (на
торце трубы) наружный диаметр, толщину стенки полиэтиленовой трубы, а также
толщину защитной оболочки.
Измерения производятся рулеткой по ГОСТ 7502-98,
штангенциркулем (ГОСТ 166-89) или микрометром (ГОСТ 6507-90) с погрешностью не
более 0,1 мм.
Для соединительных деталей без закладных нагревателей (ЗН)
(ТУ 6-19-359, ТУ 2248-001-18425183) проводят проверку (на расстоянии 5 мм от
торца детали аналогично с измерением размеров труб) величины наружного
присоединительного диаметра и толщины стенки детали в зоне присоединения.
Для муфт полиэтиленовых с ЗН (ТУ 2291-032-00203536)
контролируют средний внутренний диаметр раструба нутромером индикаторным по
ГОСТ 868, который вычисляют как среднее арифметическое значение максимального и
минимального диаметра.
У седелок крановых с ЗН (ТУ 2248-031-00203536) контролируют
величину присоединительного диаметра корпуса отвода и накладки с помощью
проходного и непроходного калибров шаблонов на наличие зазора в зоне сварки и
величину среднего наружного диаметра хвостовика корпуса седелки на соответствие
требованиям ТУ.
У деталей с ЗН, упакованных в индивидуальные полиэтиленовые
пакеты, проверяют целостность упаковки.
У неразъемных соединений «полиэтилен-сталь» (ТУ
2248-025-00203536) проводят проверку целостности защитного покрытия в месте
соединения полиэтиленовой и стальной частей соединения, величин наружных
диаметров и толщины стенки на торцах детали.
Толщину стенки измеряют микрометром с обоих концов каждой трубы
(детали) с погрешностью не более 0,01 мм в четырех равномерно распределенных по
окружности точках:
у труб с обоих концов - на расстоянии не менее 10 мм от
торца;
у деталей на каждом присоединительном конце - на расстоянии 5
мм от торца.
Овальность труб и соединительных деталей всех видов
определяют как разность между максимальным и минимальными наружными диаметрами,
измеренными в одном сечении пробы с погрешностью не более ±0,1 мм,
штангенциркулем или микрометром.
Допускаемые отклонения геометрических параметров
регламентированы соответствующими нормативными документами на выпуск изделия.
По истечении гарантийного срока хранения, указанного в технических условиях,
или при нечеткой маркировке труб и соединительных деталей, а также при
несоответствии данных маркировки на изделие сопроводительному документу или
утере документа о качестве трубы и соединительные детали отбраковываются.
14.2
Испытание и приемка газопровода
Приемка газопроводов проводится в соответствии с требованиями
[1] и положениями [3], а так же с выполнением следующих мероприятий:
− Испытаниям на осевое растяжение. При испытании на
осевое растяжение определяют относительное удлинение при разрыве (по ГОСТ
11262-80, за исключением п. 1.5 и п. 4.2, последний абзац). По результатам
испытаний составляют протокол в соответствии с приложением Ц[2].
− Ультразвуковой контроль. Количество сварных
соединений, подвергаемых ультразвуковому контролю, следует определять по нормам
[1] в зависимости от условий прокладки газопровода и степени автоматизации сварочной
техники.
− Пневматические испытания сварных соединений.
Пневматические испытания соединений проводятся одновременно с испытаниями всего
построенного газопровода в соответствии с требованиями [1] и положениями
раздела «Испытания и приемка газопроводов» [3] и [2].
− Испытание на сплющивание. Испытания проводят на
образцах-сегментах путем сжатия труб у торца соединения до величины, равной
двойной толщине стенки.
− Испытание на отрыв. Испытаниям на отрыв подвергают
сварные соединения труб и седловых отводов с закладными нагревателями.
− Испытание на статический изгиб. Испытания проводят на
образцах-полосках с расположенным по центру сварным швом.
− Испытание при постоянном внутреннем давлении.
Испытания проводятся в соответствии с требованиями ГОСТ Р 50838-95 и методикой
ГОСТ 24157-80.
− Испытание на длительное растяжение. Испытания
проводят до появления трещин не менее чем у 50% испытываемых образцов.
Результаты испытания сравниваются по среднему значению времени до появления
трещин.
− Испытание на стойкость к удару. Испытаниям на
стойкость к удару подвергаются соединения, выполненные при помощи крановых
седловых отводов. Испытания проводят на образцах в виде патрубков с
расположенным посередине седловым отводом.
− Испытания на герметичность. Границы участков и схема
проведения испытаний определяются рабочей документацией. Испытания
полиэтиленовых газопроводов на герметичность производят после полной (до
проектных отметок) засыпки траншеи или после протяжки полиэтиленовой плети в
соответствии с требованиями [1] к данной категории газопровода и положениями
[2].
15.
Обоснование принятой продолжительности строительства
Нормативная продолжительность строительства газопровода в
соответствии со СНиП 1.04.03-85* /изменения/ Раздел 2 «Коммунальное хозяйство»/
Глава «Газоснабжение»/ п. 42 «Распределительная газовая сеть».
За основу для расчета принимаем продолжительность
строительства распределительной газовой сети из полиэтиленовых труб в одну
нитку диаметром до 200 мм, протяженностью 0.946 км.
Срок строительства составляет 1.9 месяца.
В данном случае протяженность участка составляет 0.946 км.
Общая продолжительность строительства 1.9 месяца (37 рабочих
дней), из них 0,2 месяца (7 рабочих дней) составляют работы подготовительного
периода.
Нормы продолжительности строительства линейной части
трубопроводов установлены с учетом времени, необходимого на проведение
испытаний трубопроводов гидравлическим или пневматическим (сжатым воздухом или
газом) способом на заполнение трубопроводов газом.
16.
Автоматизация системы газоснабжения
16.1
Основные положения
Автоматическому регулированию подлежат те элементы
технологического процесса, правильное ведение которых способствует повышению
экономичной работы оборудования. Необходимость комплексной автоматизации
энергосистем подтверждается прежде всего тем, что она позволяет на 15-20%
снизить расходы энергии.
Автоматизация технологических процессов в общем случае
выполняет следующие функции: регулирование (в частности стабилизация)
параметров; контроль и измерение параметров; управление работой оборудования и
агрегатов; учет расхода производимых и потребляемых ресурсов.
Цель автоматизации систем газоснабжения состоит в наиболее
эффективном решении задач отдельными ее звеньями без непосредственного
вмешательства человека [1].
16.2.
Местные приборы
Для контроля параметров, наблюдение за которыми необходимо
при эксплуатации газовых котлов, предусматриваются показывающие и суммирующие
приборы.
Показывающими приборами контролируются параметры, наблюдение
за которыми необходимо для правильного ведения технологического процесса. По
месту устанавливаются термометры показывающего типа (рисунок 16.1). Применяются
термопреобразователи сопротивления с медным чувствительным элементом (рисунок
16.2). Сопротивление, соответствующее температуре, измеряется вторичными
приборами-логометрами и автоматическими мостами.
Рисунок 16.1. Термометр показывающего типа
Рисунок 16.2. Термопреобразователь сопротивления
Измерение давления осуществляется с помощью манометров с
упругими чувствительными элементами (рисунок 16.3). Это показывающие манометры
общего назначения.
Рисунок 16.3. Манометр
16.3
Автоматические приборы
Наблюдения за параметрами систем осуществляются с помощью
измерительных приборов. Совокупность устройств, с помощью которых выполняются
операции автоматического контроля, называется системой автоматического
контроля. Система автоматического контроля позволяет осуществить наиболее
полное соответствие между производством и потреблением теплоты за счет строгого
соблюдения расчетных параметров теплоносителя и предупреждения аварийной
ситуации.
Задачами автоматического контроля являются обеспечение:
) снижения температуры до нужного уровня;
) надежности, т.е. установления и сохранения нормальных
условий работы установки, исключающих возможность неполадок и аварий.
Для контроля параметров, учет которых необходим для анализа
работы оборудования или хозяйственных расчетов предусматриваются регистрирующие
приборы. На щите устанавливаются следующие приборы:
Измерение расхода газа, отпущенного из газовой сети и
потреблённого теплопотребляющими установками, осуществляется комплексом
измерительных устройств под общим названием газосчётчик (рисунок 16.4). В
настоящее время выпускается комплект приборов, который состоит из измерительной
диафрагмы, дифманометра и прибора с дифтрансформаторной схемой типа КСД.
Рисунок 16.4. Газосчетчик
Сигнал от всех приборов унифицирован, и информация подается в
диспетчерскую службу.
16.4
Сигнализация
Основными функциями системы технологической сигнализации
является восприятие контролируемых параметров с помощью чувствительных
элементов.
От чувствительных элементов сигнал поступает в регистрирующие
приборы и в устройство вывода информации. Регистрирующие приборы являются
сигнализирующими, т.е. устройствами сигнализации.
Система газового лучистого отопления оборудована аварийной
сигнализацией. В случае обнаружения повышенной концентрации метана на
диспетчерский пульт передается сигнал «Утечка газа».
16.5
Система технологической и аварийной защиты оборудования
Блокировка обеспечивает автоматическое включение и выключение
оборудования, вспомогательных механизмов и органов управления с определенной
последовательностью в соответствии с технологическим процессом. В случае
обнаружения повышенной концентрации метана электромагнитные клапаны газа
закрываются [18].
Заключение
Данный дипломный проект выполнен на высоком техническом
уровне с соблюдением действующих технических регламентов, строительных норм и
правил, обеспечивают снижение материалоемкости и трудоемкости строительства,
соблюдают требования к охране окружающей среды, исключают негативное
воздействие на экологию. Технические решения базируются на передовом опыте
строительства, испытаний, эксплуатации распределительных газовых сетей,
предусматривают использование прогрессивных технологий, оборудования и
материалов, сертифицированных в установленном порядке и приводящих к снижению
капитальных вложений и эксплуатационных затрат.
Предусмотрено использование полиэтиленовых труб (не требуют
защиты от коррозии), фасонные изделия (фитинги). Отключающие устройства на
газопроводе - полиэтиленовые краны для подземной установки с выводом штока под
ковер.
Оборудование и материалы сертифицированы в установленном
порядке в том числе и в системе добровольной сертификации ГАЗСЕРТ, имеют
разрешение Ростехнадзора к применению на территории РФ.
Список
использованных источников
1.СП
62.13330.2011. Свод правил. Газораспределительные системы: актуализированная
редакция СНиП 42-01-2002: утв. Минрегионом РФ 27.12.2010 №780 - Введ.
20.05.2011. - Москва: ФАУ «ФЦС», 2014. - 11 с.
.
СП 42-101-2003. Свод правил. Общие положения по проектированию и строительству
газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб. - Введ.
08.07.2003. - Москва: ГипроНИИгаз, 2003. - 18 с.
.
СП 42-103-2003. Свод правил. Проектирование и строительство газопроводов из
полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов. - Введ.
27.11.2003. - Москва: ГипроНИИгаз, 2003. -3 с.
.
СП 60.133330.2012. Свод правил. Отопление, вентиляция и кондиционирование
воздуха: актуализированная редакция СНиП 41-01-2003: утв. Минрегионом РФ
30.06.2012 №279 - Введ. 01.01.2013. - Москва: ФАУ «ФЦС», 2012. - 81 с.
.
ГОСТ Р 21.1101-2013. Система проектной документации для строительства. Основные
требования к проектной и рабочей документации. - Введ. 11.06.2013. - Москва:
ФГУП «Стандартинформ», 2013. - 4 с.
.
ГОСТ Р 53865-2010. Системы газораспределительные. Термины и определения. -
Введ. 10.09.2010. - Москва: ФГУП «Стандартинформ», 2011. - 2 с.
.
ГОСТ Р 54983-2012. Системы газораспределительные. Сети газораспределения
природного газа. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная
документация. - Введ. 13.09.2012. - Москва: ФГУП «Стандартинформ», 2013. - 10
с.
.
СТО Газпром 2-2.1-093-2006. Стандарт организации. Газораспределительные
системы. Альбом типовых решений по проектированию и строительству
(реконструкции) газопроводов с использованием полиэтиленовых труб. - Введ.
27.12.2006 №438 - Москва: ОАО «Газпром», 2007. - 11 с.
.
СТО Газпром Газораспределение 2.4-2011. Стандарт организации. Альбом типовых
решений по проектированию и строительству (реконструкции) газопроводов с
использованием устройства выхода газопровода из земли. - Введ. 30.12.2011 -
Санкт-Петербург: ОАО «Газпром газораспределение», 2012. - 6 с.
.
СТО Газпром Газораспределение 2.5-0-2012. Стандарт организации. Проектирование,
строительство и эксплуатация объектов газораспределения и газопотребления.
Системы газораспределительные. Требования к сетям газораспределения. Часть 0.
Общие положения. - Введ. 06.11.2012 №302 - Санкт-Петербург: ОАО «Газпром
газораспределение», 2012. - 32 с.
.
СТО Газпром Газораспределение 2.5-1-2012. Стандарт организации. Проектирование,
строительство и эксплуатация объектов газораспределения и газопотребления.
Системы газораспределительные. Требования к сетям газораспределения. Часть 1.
Полиэтиленовые газопроводы. - Введ. 06.11.2012 №302 - Санкт-Петербург: ОАО
«Газпром газораспределение», 2012. - 15 с.
.
СНиП 12-03-2001. Строительные нормы и правила. Безопасность труда в
строительстве. - Введ. 01.09.2001 - Москва: Изд-во ПРИОР, 2002. - 4 с.
.
ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - Введ.
05.06.2003 №56 - Москва: Изд-во ПИО ОБТ, 2003. - 4 с.
.
ППБ 01-03. Правила пожарной безопасности в Российской Федерации. - Введ.
30.06.2003 - Москва: Изд-во Деан, 2008. - 23 с.
.
ВНТП 03/170/567-87. Противопожарные нормы проектирования объектов
Западно-Сибирского нефтегазового комплекса. - Введ. 12.03.1987 - Москва: Изд-во
ЦентрЛитНефтеГаз, 1987. - 11 с.
.СБЦ
1999. Справочник базовых цен на инженерно-геологические и
инженерно-экологические изыскания для строительства. - Введ. 01.01.1999 -
Москва: Госстрой России, 1999 - 8 с.
.
Ионин, А.А. Газоснабжение. - Москва: Стройиздат, 1989. - 56 с.