Проект производства работ на монтаж газопровода частного сектора

Федеральное государственное образовательное учреждение

среднего профессионального образования

"Ижевский Монтажный техникум"

Проект производства работ на монтаж газопровода частного сектора Пояснительная записка

270111-02-ДП-ПЗ-Г-39-ГХ

Разработал (Гатауллин Р.И.)

Руководитель (Губанова И.Л.)

Консультант (Губанова И.Л.)

2009 год



Содержание

Введение

1. Расчетно-технический раздел

1.1 Исходные данные и характеристики объекта

1.2 Характеристика газа и климатические данные

1.3 Расчет параметров газового топлива

1.4 Расчет потребления газа частным сектором

1.5 Выбор и обоснование систем газоснабжения

1.6 Гидравлический расчет газопроводов низкого давления

1.7 Гидравлический расчет внутридомовых газопроводов

1.8 Подбор оборудования ШРП

1.9 Спецификация оборудования заказчика

1.10 Спецификация оборудования подрядчика

2. Назначение, обоснование и состав ППР

2.1 Технология и пути ее совершенствования

2.2 Выбор метода производства работ

2.3 Характеристика грунта и ведомость объема земляных работ

2.4 Выбор ведущих механизмов, машин и приспособлений

2.5 Ведомость основных и вспомогательных материалов

2.6 Калькуляция трудовых затрат и заработной платы

2.7 Сводная ведомость трудовых затрат

2.8 Расчет численного и квалификационного состава бригады

2.9 Ведомость инструментов и приспособлений для бригады

2.10 Календарный график производства работ и движения рабочей силы

2.11 Технология монтажа газопровода

2.12 Сварочные работы

2.13 Изоляционные работы

2.14 Испытание газопровода

2.15 Сдача объекта в эксплуатацию

2.16 Эксплуатация газового хозяйства

3. Экономический раздел

3.1 Пояснение к локально-сметному расчету

3.2 Локально-сметный расчет

4. Безопасность и экологичность проекта

4.1 Охрана труда и техника безопасности

4.2 Техника безопасности при погрузочно-разгрузочных и подготовительных

работах

4.3 Техника безопасности при земляных работах и монтаже газопровода

4.4 Техника безопасности при сварочных работах

4.5 Техника безопасности при изоляционных работах

4.6 Техника безопасности при испытании газопроводов

4.7 Экологическая часть проекта

5. Заключение

Список используемой литературы



Введение

Программа "Газификация Удмуртской Республики" разработана с учетом контрольных цифр федеральной целевой программы "Газификация России". В нее входит осуществление комплексных мероприятий по обеспечению большей части населения, объектов промышленности, энергетики и жилищно-коммунального хозяйства, других потребителей топлива природным газом, направленных на повышения уровня жизни населения, на сокращение расходов бюджета, связанных с оплатой энергетических ресурсов для отраслевой социальной сферы и населения, а также на создание условий для оздоровления и дальнейшего развития народного хозяйства республики за счет использования эффективных топливно-энергетических ресурсов максимально возможным числом потребителей.

Улучшение экологической обстановки в городах и населенных пунктах за счет сокращения вредных выбросов в атмосферу.

Состояние и уровень газификации городов и районов республики оказывают существенное влияние на социальное и экономическое развитие республики на качественный уровень жизни населения, на состояние экономики региона в целом, являясь одним из наиболее значимых факторов повышения эффективности энергоснабжения. В целом по республике только очевидные ежегодные потери от низкого уровня газификации жилья природным газом для республиканского консолидированного бюджета составляют порядка 40 млн.руб.(в новом исчислении) в виде предусматриваемых в бюджете дотаций населению на сжиженный газ, уголь, дрова. Применение природного газа, позволяющее по сравнению с другими видами топлива сократить текущие расходы на энергоресурсы по меньшей мере на одну треть, представляется наиболее эффективным способом устранения дефицита энергоресурсов.



1. Расчетно-технический раздел

1.1 Исходные данные и характеристики объекта

Село Можга городского типа, административно-хозяйственный и культурный центр совхоза "Можга", расположен к северо-востоку от города Можги на железнодорожной магистрали союзного значения Казань-Свердловск. Расстояние по железной дороге от поселка до районного центра г. Можги-17 км, до г. Ижевска-75 км.

Кроме железной дороги рядом с поселком Чумайтло проходит автомагистраль республиканского значения Казань-Можга-Ижевск.

Экономический профиль поселка определяют такие промышленные предприятия : известковый завод, торфопредприятие, хлебопищевой завод, филиал фабрики "Красная звезда".

Село Можга характеризуется умеренно-континентальным климатом с теплым летом продолжительной холодной зимой.

Тип грунта в районе строительства-суглинок.

Для разработки проекта предоставлен топографический план, разработанный в единой государственной системе координат.

В жилой застройке газифицируются 62 одноквартирных жилых дома. В каждом доме установлены бытовые газовые приборы : 4-горелочная плита ПГ4-ВК, проточный водонагревательный аппарат ВПГ-20-1-3-П и отопительный комбинированный аппарат АКГВ-20.

1.2 Характеристика газа и климатические данные

Характеристика природного газа "Уренгойского" месторождения сведена в таблице



Таблица 2.1 Параметры газовой смеси "Уренгойского" месторождения.

Химическая формула	CH4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	СО2	Н2S	N2
Наименование	Метан	Этан	Пропан	Бутан	Пентан	Углек. газ	Серо- водор.	Азот
Уi	98.40	0.1	-	-	-	0.3	-	1.2
с, кг/м3	0.7168	1.356	-	-	-	1.529	-	1.251
Qр, кДж/м3	35760	63650	-	-	-	-	-	-
V, м3	10.52	18.16	-	-	-	-	-	-
L н, %	5.0	3.0	-	-	-	-	-	-
L в, %	15.0	12.5	-	-	-	-	-	-

Температура холодной пятидневки tп=-34єС

Продолжительность отопительного периода Zо.п.=222 дня

Средняя температура отопительного периода tср.=-5.6єС

1.3 Расчет параметров газового топлива.

Определяется плотность газовой смеси по формуле:

с = 0,01 ? ? yi ? с I, (кг/м³)(2.1)

где, уi - молекулярная концентрация i-го компонента в паровой фазе;

сi - плотность газа (кг/м³).

С = 0,01 • ? уi • сi = 0,01 (0,3 • 1,977 + 98,40 • 0,717 + 0,1 • 1,356 + 1,2 • 1,251) = = 0,728 (кг/м³);

Определяется низшая теплота сгорания газовой смеси по формуле:

Q_н^р = 0,01 ? уi • Q_н^р , (кДж/м³)(2.2)



где, Q_н^р - низшая теплота сгорания газовой смеси (кДж/м³).

Q_н^р = 0,01 ? уi • Q_н^р = 0,01 (98,40 • 35832 + 0,1 • 63768) = 35322,46 (кДж/м³).

Определяется теоретически необходимый расход воздуха для горения 1 м³ газовой смеси по формуле:

V_возд = 0,01 ? yi • V_воздi, (м³/м³)(2.3)

где, V_воздi - расход воздуха определенного газа, (м³/м³).

V_возд = 0,01 ? yi • V_воздi = 0,01 • (98,40 • 9,52 + 0,1 • 16,66) = 9,384 (м³/м³);

Определяется низший предел взрываемости по формуле:

L_н = 100 / ? (yi / L_н), (%)(2.4)

где, L_н - нижний предел взрываемости компонента (%).

L_н = 100 / ? (yi / L_н) = 100 / (98,40 ч 5 + 0,1 ч 3) = 5,1 %;

Определяется верхний предел взрываемости по формуле:

L_в = 100 / ? (yi / L_в), (%)(2.5)

где, L_в - верхний предел взрываемости компонента (%).

L_в = 100 / ? (yi / L_в) = 100 / (98,40 ч 15 + 0,1 ч 12,5) = 15,2 %;



Определяется балласт по формуле:

б = 0,01 • ? yi, (%) (2.6)

где, б - балласт (%).

Б = 0,01 • ? yi = 0,01 • (0,3 + 1,2) = 0,015 %;

Определяется низший предел взрываемости с учетом балласта по формуле:

L_н^б = (L_н • (1+(б/1-б)) • 100) / (100 + L_н(б/1-б)), (%) (2.7)

где, L_н^б - низший предел взрываемости балласта (%)

L_н^б = (L_н • (1+(б/1-б)) • 100) / (100 + L_н(б/1-б)) = (5,1 • 1,015 • 100) / (100 + 5,1• •0,015) = 5,17 %;

Определяется верхний предел взрываемости с учетом балласта по формуле:

L_в^б = (L_в • (1+(б/1-б)) • 100) / (100 + L_в(б/1-б)), (%) (2.8)

где, L_в^б - верхний предел взрываемости балласта (%)

L_в^б = (L_в • (1+(б/1-б)) • 100) / (100 + L_в(б/1-б)) = (15,2 • 1,015 • 100) / (100 + 15,2 • 0,015) = 15,39 %;

Плотность газа = 0,728 (кг/м³)



Таблица 2.2 Основные параметры газовой смеси Уренгойского месторождения

ссм кг/м3	Qнр кг/м3	Vв м3/м3	Lн %	Lв %	Lнб %	Lвб %
0,728	35322	9,38	5,1	15,2	5,17	15,39

Таблица 3.1 Расчет расхода газа для участков сети

№ уч.	АОГВ n, шт.	ksim	АОГВ qnom, м3/ч	ВПГ,ПГ n, шт.	ksim	ПГ qnom, м3/ч	ВПГ qnom, м3/ч	Qn, м3/ч	0,55Qn, м3/ч	Qтр, м3/ч	Qр, м3/ч
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
3-9	17	0,85	2,4	17	0,292	1,4	2,1	52,05	28,63	-	28,63
3-4	18	0,85	2,4	18	0,288	1,4	2,1	54,86	30,17	-	30,17
2-3	-	-	-	-	-	-	-	-	-	106,91	106,91
6-8	11	0,85	2,4	11	0,292	1,4	2,1	33,68	18,52	-	18,52
6-7	3	0,85	2,4	3	0,480	1,4	2,1	11,16	6,14	-	6,14
2-6	7	0,85	2,4	7	0,370	1,4	2,1	23,34	12,84	44,84	57,68
1-2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	175,09	175,09
1-5	6	0,85	2,4	6	0,392	1,4	2,1	20,47	11,26	-	11,26
0-1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	195,56	195,56

1.4 Расчет потребления газа частным сектором

Расчетный часовой расход газа Q_d^h (м³/ч) определяется по сумме номинальных расходов приборами или группой приборов q_{nom i} (м³/ч), и определяются по формулам:

Q_d^h = ? k_sim • q_nom • n_i , (м³/ч)(3.1)

где, k_{sim i} - коэффициент одновременности действия приборов,

n_i - число однотипных приборов,

q_nom - номинальный расход газа приборами (м³/ч)

q_nom = (N_nom • 3600)/Q_н^р , (кВт)(3.2)



где, N_nom - номинальная тепловая мощность горелки газового прибора (кВт),

Q_н^р - расчетный расход газа местного населенного пункта, снабжаемого природным газом Уренгойского месторождения (м³/ч).

Q_р = 0,55 • Q_n , (м³/ч)(3.3)

где, 0,55 - коэффициент, зависящий от соотношения между путевым и транзитным расходами и числа мелких потребителей, составляющих путевую нагрузку;

Q_n - путевой расход газа, (м³/ч).

Q_т = ? Q_п , (м³/ч)(3.4)

где, Q_т - транзитный расход газа (м³/ч),

? Q_п - сумма предыдущих путевых расходов (м³/ч)

Q_р = 0,55 • Q_п + Q_т , (м³/ч)(3.5)

Основными приборами являются бытовые приборы: 4-горелочные плиты повышенной комфортности (ПГ4-ВК), газовые проточные водонагреватели (ВПГ-20-1-3-П), отопительные емкостные водонагреватели (АКГВ-20).

Определим расход газа расчетными участками наружного газопровода.

Расчет сводится в таблицу 3.1

Определяется номинальный расход для ПГ4-ВК:

q^ПГ4-ВК_nom = (N_nom • 3600)/Q_н^р = (13,6 • 3600)/35322 = 1,39 (м³/ч);

N_nom = 2 • 1,9 + 2,8 + 0,7 + 0,09 • 70 = 13,6 (кВт);



Определяется номинальный расход газа для ВПГ-20-1-3-П:

q^{ВПГ-20-1-3-П}_nom = (N_nom • 3600)/Q_н^р = (20,93 • 3600)/35322 = 2,13 (м³/ч);

N_nom = 20,93 (кВт);

Определяется номинальный расход газа для АКГВ-20:

q^АКГВ-20_nom = (N_nom • 3600)/Q_н^р = (23,41 • 3600)/35322 = 2,38 (м³/ч);

N_nom = 23 + 0,41 = 23,41 (кВт).

Определяется сумма номинальных расходов приборов:

Q_d^h = ? k_sim • q_nom • n_i = 0,1974 • 1,39 • 62 + 0,1974 • 2,38 • 62 + 0,85 • 2,13 • 62 = 158,39 (м³/ч).

Для тупикового участка:

3-9 Q_n = Q_d^h = 0,85 • 2,4 • 17 + 0,292 • (1,4 + 2,1) • 17 = 52,05 (м³/ч),

Q_р = 0,55 • Q_n = 0,55 • 52,05 = 28,63 (м³/ч);

3-4 Q_n = Q_d^h = 0,85 • 2,4 • 18 + 0,288 • (1,4 + 2,1) • 18 = 54,86 (м³/ч),

Q_р = 0,55 • 54,86 = 30,17 (м³/ч);

6-8 Q_n = Q_d^h = 0,85 • 2,4 • 11 + 0,292 • (1,4 + 2,1) • 11 = 33,68 (м³/ч),

Q_р = 0,55 • 33,68 = 18,52 (м³/ч);

6-7 Q_n = Q_d^h = 0,85 • 2,4 • 3 + 0,480 • (1,4 + 2,1) • 3 = 11,16 (м³/ч),

Q_р = 0,55 • 11,16 = 6,14 (м³/ч);

1-5 Q_n = Q_d^h = 0,85 • 2,4 • 6 + 0,392 • (1,4 + 2,1) • 6 = 20,47 (м³/ч),

Q_р = 0,55 • 20,47 = 11,26 (м³/ч);

Для транзитных участков:



2-6 Q_n = Q_d^h = 0,85 • 2,4 • 7 + 0,370 • (1,4 + 2,1) • 7 = 23,34 (м³/ч),

Q_тр = Q_n(6-8) + Q_n(6-7) = 33,68 + 11,16 = 44,84 (м³/ч),

Q_р = 0,55 • Q_n + Q_тр = 12,84 + 44,84 = 57,68 (м³/ч);

2-3 Q_тр = Q_n(3-9) + Q_n(3-4) = 52,05 + 54,86 = 106,91 (м³/ч),

Q_р = 106,91 (м³/ч);

1-2 Q_тр = Q_n(3-9) + Q_n(3-4) + Q_n(6-8) + Q_n(6-7) + Q_n(2-6) = 52,05 + 54,86 + 33,68+ 11,16 + 23,34 = 175,09 (м³/ч),

Q_р = 175,09 (м³/ч);

0-1 Q_тр = Q_n(3-9) + Q_n(3-4) + Q_n(6-8) + Q_n(6-7) + Q_n(2-6) + Q_n(1-5) = 52,05 +54,86 + 33,68 + 11,16 + 23,34 + 20,74 = 195,56 (м³/ч).

1.5 Выбор и обоснование систем газоснабжения

Для газификации поселка принята тупиковая система газоснабжения. Для газопровода подобраны оптимальные диаметры труб в соответствии с расчетным расходом газа жилой застройки. Общая протяженность сетей газоснабжения составило 2002 метров.

Прокладка газопроводов предусмотрена подземная на глубине не менее 0,8 метров. Для стальных газопроводов в местах, где не предусмотрено движение транспорта и сельскохозяйственных машин (межпоселковые газопроводы), глубину прокладки допускается уменьшить до 0,6 метров. Надземные газопроводы следует прокладывать на отдельно стоящих опорах, этажерках и колоннах из негорючих материалов или по стенам зданий. Высоту прокладки надземных газопроводов следует принимать в соответствии с нормативными требованиями. На свободной территории вне проезда транспорта и прохода людей допускается прокладка газопроводов на низких опорах на высоте не менее 0,35 м от земли до низа трубы.

Толщина стенки трубы должна быть не менее 3 мм для подземных и наземных в обваловании газопроводов и 2 мм для надземных и наземных без обвалования. Для строительства систем газоснабжения следует применять стальные прямошовные и спиральношовные сварные и бесшовные трубы, изготовленные из хорошо сваривающейся стали. Для внутридомовых газопроводов допускается применять трубы стальные водогазопроводные по ГОСТ 3262-75. Для наружных газопроводов трубы стальные электросварные прямошовные по ГОСТ 10704-91. При подземной прокладке газопроводов целесообразно применение полиэтиленовых труб с маркировкой "GAZ". Соединительные части и детали для систем газоснабжения следует предусматривать из спокойной стали (литые, кованые, штампованные, гнутые или сварные). Соединительные части и детали систем газоснабжения допускается изготовлять из стальных бесшовных и прямошовных сварных труб или листового проката, металл которых отвечает техническим требованиям. Фланцы, применяемые для присоединения к газопроводам арматуры, оборудования и приборов, должны соответствовать ГОСТ 12820-80 и ГОСТ 12821-80.

В разрабатываемом проекте определены места установки отключающих устройств и их тип. Для безопасной эксплуатации отключающая арматура защищена оградой, выполненной из стального проката и сетки рабица по типовой разработке.

Установка газовых плит в жилых домах предусматривается в помещениях кухонь высотой не менее 2,2 м, имеющих окно с форточкой, вытяжной вентиляционный канал и естественное освещение.

Внутренний объем помещений кухонь должен быть, м³, не менее:

- для газовой плиты с 2 горелками - 8;

- для газовой плиты с 3 горелками - 12;

- для газовой плиты с 4 горелками - 15.

Для горячего водоснабжения устанавливают проточные или емкостные газовые водонагреватели, а для отопления - емкостные газовые водонагреватели, малолитражные отопительные котлы.

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

Установка газовых проточных водонагревателей предусматривается на стенках из негорючих материалов на расстоянии не менее 2 см от стены.

1.6 Гидравлический расчет газопроводов низкого давления

Методика расчета тупиковых газовых сетей низкого давления.

Суммарную потерю давления газа от ГРП до наиболее удаленного прибора принимают равной 180 даПа, причем считают, что 120 даПа приходится на уличные и внутриквартирные газопроводы, а 60 даПа - на дворовые и внутренние.

Зная общий расход газа и длину расчетных участков, определяют удельный путевой расход на 1 м распределительной сети.

Путевые расходы находят, перемножая удельные путевые расходы газа на длину соответствующих участков сети.

Удельные потери давления для самой протяженной магистрали рассчитывают по формуле ?p/1,1?l.

Потери на местные сопротивления принимают равными 10% от потерь на трение.

Так как точка пересечения линий, соответствующих расходу и удельным потерям давления, на номограмме чаще всего находится между двумя диаметрами, то при постоянном расходе, передвигаясь к ближайшему из них, уточняют значение удельных потерь давления. Полученное значение удельных потерь давления умножают на длину расчетного участка и находят потери давления.

После подбора диаметра труб определяют степень использования расчетного перепада давлений:



?p_p - ? ?p_i/?p_p ? 0,1(5.5)

где, ? ?p_i - сумма потерь давления от ГРП до самой удаленной точки распределительной газовой сети.

Если это неравенство не соблюдается, то выбирают другой диаметр газовой сети.

При расчете ответвлений из расчетного перепада давлений ?p_p вычитают сумму потерь давления на общих участках и подбирают диаметры труб для остальных участков на полученную при этом разность.

Таблица 5.1 Гидравлический расчет газопроводов низкого давления

№уч	l,м	?lв,м	Q, м3/ч	Dн*S, мм	Располагаемые давления	Фактические давления	д,%
					?P,Па	?P/l,Па/м	?P/l,Па/м	1,1?P
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Главная расчетная ветка
0-1	8	802	195,56	159*4	400	0,5	0,6	5,28	4
1-2	84		175,09	159*4			0,5	46,2
2-3	130		106,91	133*4			0,55	78,65
3-9	580		28,63	88,5*4			0,4	255,2
Увязка
3-4	592	592	30,17	88,5*4	255,2	0,4	0,4	260,48	2
6-8	646	646	18,52	70*3	260,48	0,4	0,4	284,24	8
6-7	180	180	6,14	42,3*3,2	284,24	1,6	1,4	277,2	2
2-6	128	128	57,68	88,5*4	277,2	2,2	1,8	253,44	8
1-5	222	222	11,26	57*3	253,44	1,1	1	244,2	4

1.7 Гидравлический расчет внутридомового газопровода

Расчет внутридомового газопровода производится после выбора и размещения бытовых газовых аппаратов и составления схемы газопровода.

Расчетный перепад давления газа увязывается с перепадом давления в распределительной сети.

Определяется расчетный расход для всех участков по формуле 3.1.

Определяется расчетная длина участков и потери давления на них по формуле 5.1.

Определяется дополнительное избыточное давление, зависящее от высоты располагаемого газопровода по формуле:

?Р_гидр. = g • h (с_в-с_г), Па(5.6)

где, ?Р_гидр. - гидростатическое давление, Па;

h - геометрическая разница отметок конца и начала участка, считая по ходу движения газа, м;

с_в - 1,293 кг/м³;

с_г - плотность газового топлива применяемого в системе, кг/м³.

Расчет выполняется в табличной форме - таблица 5.1

Последовательность выполнения расчета:

1. Вычерчивается расчетная схема;

2. На схеме обозначается расчетные участки, их длины;

3. Выбирается главная расчетная ветка - самая удаленная, самая загруженная ветка в сети;

4. Определяется расчетный расход для всех участков сети:

0-1 плита с расходом Q_d^h = 1,37 (м³/ч);

1-2 плита, водонагреватель, отопительный котел с расходом Q_d^h = 1,37+2,1++2,35 = 5,8 (м³/ч);

3-4 отопительный котел с расходом Q_d^h = 2,35 (м³/ч);

3-1 отопительный котел, водонагреватель с расходом Q_d^h = 2,35+2,1=4,5(м³/ч)

3-5 водонагреватель с расходом Q_d^h = 2,1 (м³/ч).

5. Задаются диаметры участков газопроводов в соответствии с присоединительными размерами газовых приборов и условиями увязки внутридомовой сети, например для участка 0-1 принимается диаметр равный 15 мм. по размеру присоединительного патрубка ПГ4-ВК и диаметр равный 20 мм., для гидравлической увязки, в таком случае с изменением сечения изменяется и номер участка 0-1 1-1';

6. Определяются удельные потери на трения и эквивалентные длины по [10] т.3.;

7. Определяется сумма местных коэффициентов по [11] т.6.1.:

0-1 для d=15:

пробковый кран ж=4;

1-1' для d=20: 10 отводов и сужение в пределах перехода на следующий диаметр, отвод гнутый - 0,3; ?ж = 10 ? 0,3 + 0,35 = 3,35;

1-2 для d=25: 6 отводов и пробочный кран, ?ж = 6 ? 0,3 + 2 = 3,8;

3-4 для d=20: 1 отвод и пробочный кран, ?ж = 1 ? 0,3 + 2 = 2,3;

3-1 для d=20: сужение в пределах перехода на следующий диаметр, тройник проходной, ?ж = 0,35 + 1 = 1,35;

3-5 для d=20: пробочный кран и тройник проходной, ?ж = 2,3 + 1 = 3,3;

8. Определяется расчетная длина участков:

0-1 для d=15: l_р = l_ф + ?ж ? l_экв = 0,8 + 4 • 0,35 = 2,2 (м);

1-1' для d=20: l_p = 23,7 + 3,35 • 0,45 = 25,2 (м);

1-2 для d=25: l_p = 2,6 + 3,8 • 0,74 = 5,4 (м);

3-4 для d=20: l_p = 2,2 + 2,3 • 0,5 = 3,35 (м);

3-1 для d=20: l_p = 1,7 + 1,35 • 0,59 = 2,5 (м);

3-5 для d=20: l_р = 1,7 + 3,3 • 0,48 = 3,3 (м).

9. Определяется дополнительное избыточное давление:

0-1 ?Р_гидр = g • h ? (с_в - с_г) = 9,8 • 0,8 • (1,293-0,735) = 4,4;

1-2 ?Р_гидр = -9,8 • 1,1 • (1,293-0,735) = -6;

3-4 ?Р_гидр = 9,8 • 1,7 • (1,293-0,735) = 9,3;

3-5 ?Р_гидр = 9,8 • 1,7 • (1,293-0,735) = 9,3.

10. Определяются потери давления на участках:

0-1 для d=15: ?Р = ?P/l • l_p = 4,5 • 2,2 = 9,9 (Па);

1-1' для d=20: ?Р = 1,25 • 24,5 = 30,6 (Па);

1-2 ?Р = 4,25 • 5,4 = 23 (Па);

3-4 ?Р = 2,75 • 3,35 = 9,2 (Па);

3-1 ?Р = 8,75 • 2,5 = 21,9 (Па);

3-5 ?Р = 2,25 • 3,3 = 7,43 (Па).

8. Определяются суммарные потери давления на газопроводе:

0-1 ?Р + ?Р_гид = 8,6+30,6+4,4 = 43,6 (Па);

1-2 ?Р + ?Р_гид = 23-6 = 17 (Па);

3-4 ?Р + ?Р_гид = 9,2+9,3 = 18,5 (Па);

3-1 ?Р + ?Р_гид = 21,9 (Па);

3-5 ?Р + ?Р_гид = 7,43+9,3 = 16,7 (Па).

9. Выполняется увязка ответвлений или участка, которая заключается в равенстве сопротивлений схода допустимое различие сопротивлений ±10%.

Участок (0-1) увязать с участком (3-4) + (3-1) = (43,6-40,4)/43,6•100% = 7,3%;

Участок (5-3) увязать с участком (3-4) = (18,5-16,7)/18,5•100% = 9,7%.

Результаты расчета заносятся в таблицу 5.2

Таблица 5.2 Гидравлический расчет внутридомового газопровода

N	Q, м3/ч	Dн*S, м	Lф	?ж	Lэкв	Lрас	Потери Р	Н	?Ргид	Р+Ргид
							?Р/l	?Р,Па
0-1 1-1''	1,37	21,3*2,8 26,8*2,8	0,5 23	4 3,35	0,35 0,45	1,9 24,5	4,5 1,25	8,6 30,6	0,8 -	4,4 -	43,6
1'-2	5,8	33,5*3,2	2,6	3,8	0,74	5,4	4,25	23	-1,1	-6	17
4-3	2,35	26,8*2,8	2,2	2,3	0,5	3,35	2,75	9,2	1,7	9,3	18,5
3-1'	4,5	26,8*2,8	1,7	1,35	0,59	2,5	8,75	21,9	-	-	21,9
5-3	2,1	26,8*2,8	1,7	3,3	0,48	3,3	2,25	7,43	1,7	9,3	16,7

1.8 Подбор оборудования ШРП

Подбор регулятора давления.

Подбор регулятора давления следует производить из расчета расхода газа, для котельных при максимальной производительности установленных котлов с учетом входного и выходного давления.

Методика подбора:

1. задается типоразмер регулятора давления;

2. выясняется входное давление в регулятор, пренебрегая потерями в отключающих устройствах и в фильтре.

3. если давление на входе меньше 10 кПа, расчет ведется по п.4, в противном случае по п.5.

4. Определяется пропускная способность регулятора давления по формуле:

Q_рег = 360 • f_c • k_v • v2?P/с, (м³/ч)(6.1)

где, f_c - площадь седла клапана (см²), определяется по паспортным данным или по формуле:

f_c = р • d_c²/4, (см²)(6.2)

где, р - 3,14;

d_с - диаметр седла (см);

k_v - коэффициент расхода, принимается по справочным данным в зависимости от конструкции клапана (0-1):

- для двухседельных клапанов: (0,4-0,5);

- для односедельных клапанов, при которых начальное давление давит на клапан: (0,6-0,65);

- для односедельных клапанов, при которых первоначальное давление давит под клапан: (0,7-0,75);

- для односедельного клапана, в котором клапан отключается от седла и газ проходит через седло почти без соприкосновения с клапаном: (0,75-0,8).

?P - перепад давления, определяется по формуле:



?P = P_вх - P_вых , МПа(6.3)

g_г - плотность газа (кг/м³),

360 - приводит во взаимодействие.

5. Определяется пропускная способность регулятора давления:

Q_рег = 1595 • f_c • k_v • P_вх ? ц ? ?1/с , (м³/ч)(6.4)

где, P_вх - применяется Р_абс,

Р_абс = Р_изб + Р_атм,

Р_атм = 0, 10132 (МПа).

ц - коэффициент, зависящий от вида газа и входного и выходного давления:

ц = ?(2?г)/(г-1) ? [(Р_вых/Р_вх)^2/г - (Р_вых/Р_вх)^(г+1)/г](6.5)

где, г - 1,31 (для природного газа), г - 1,44 (для СУГ).

6. Определяется отношение расхода регулятора и расчет расходного:

0,1 ? Q_p/Q_рег ? 0,8(6.6)

- если данное отношение получилось меньше 0,1 , то типоразмер регулятора давления нужно уменьшить и перейти к п.4 или п.5;

- если данное отношение больше 0,8 , то типоразмер регулятора давления нужно увеличить и перейти к п.4 или п.5;

- если данное отношение получилось удовлетворительным, то выбранный типоразмер регулятора давления принимается.

Подбор газовых фильтров.

Подбор газовых фильтров осуществляется по пропускной способности с учетом предельных потерь давления, которые не должны превышать для сетчатых фильтров 5000 Па, для волосяных - 10000 Па, а до начала эксплуатации или после очистки и промывки фильтра этот перепад должен составлять соответственно 200-2500 Па и 4000-5000 Па.

Определение пропускной способности фильтров:

Q = Q_т • v(g_от ? ?с ? с₂)/(g_о ? ?с_т ? с_2т), (м³/ч)(6.7)

где, Q_т - пропускная способность фильтра при табличных условиях, м³/ч;

g_от - плотность газа табличная, кг/м³;

g_о - плотность газа при использовании другого газа, кг/м³;

?с_т - перепад давлений на фильтре при табличных условиях, МПа;

?с - перепад давлений на фильтре при работе в режиме, отличном от табличного, МПа;

с₂ - давление газа после фильтра при работе в режиме, отличном от табличного, МПа;

с_2т - давление газа после фильтра табличное, МПа.

Подбор предохранительно-запорного клапана (ПЗК).

1. Выбор типа ПЗК определяется исходя из параметров газа, проходящего через регулятор давления, а именно: максимального давления на входе регулятора; выходного давления газа из регулятора и подлежащего контролю; диаметр входного патрубка в регулятор.

2. Выбранный ПЗК должен обеспечивать герметичное закрытие подачи газа в регулятор в случае повышения или понижения давления, за ним сверху установленных пределах.

Согласно "Правилам безопасности в газовом хозяйстве" верхний предел срабатывания ПЗК не должен превышать максимальное рабочее давление газа после регулятора более чем на 25%.

Нижний предел настройки 1,1 от устойчивого горения пламени горелки или на 10% больше, чем значение настроенного (рабочего) давления на горелку.

Выбор предохранительно-сбросного клапана (ПСК).

ПСК, в том числе встроенные в регулятор давления, должны обеспечивать сброс газа при превышении максимального рабочего давления после регулятора не более чем на 15%.

При выборе ПСК определяется количество газа, подлежащего сбросу, и сравнивается с табличным значением л.13 т.7.15 и определяется по формуле:

Q ? 0,0005 • Q_рег , м³/ч(6.8)

где, Q - количество газа, подлежащее сбросу ПСК в течение часа при t=0^°C, Р_бар - 0,10132 МПа;

Q_рег - расчетная способность регулятора давления при тех же условиях, м³/ч.

При отсутствии перед регулятором давления ПЗК количество газа, подлежащее сбросу, определяют по формуле:

- для регулятора давления с золотниковым клапаном:

Q ? 0,01 • Q_рег , м³/ч(6.9)

- для регулирующих заслонок:

Q ? 0,02 • Q_рег , м³/ч(6.10)

При необходимости параллельной установки в ГРП нескольких регуляторов давления суммарное количество газа, подлежащее сбросу ПСК в течение часа, должно удовлетворить:



Q^, ? 0,01 • Q_n , (6.11)

где, Q - количество газа, подлежащее сбросу ПСК в течение часа для каждого регулятора, м³;

n - число регуляторов давления, шт.

Подбираем для ШРП оборудование:

При Q = 195,56 м³/ч, Р_вых = 0,002 МПа, Р_вх = 0,3 МПа, d_0-1 = 159*4, тогда k_v=0,6 (односедельный клапан);

Определяется расход регулятора давления по формуле:

Q_рег = 1595 • f_c • k_v • P_вх • ц ? ?1/с;

Определяется диаметр:

f_c = р • d²_c/4 = (3,14 • 1,5²)/4 = 1,77 (см²);

Определяется абсолютное давление:

Р_абс = Р_атм + Р_изб = 0,002 + 0,10132 = 0,10332 (МПа);

Определяется коэффициент, зависящий от вида газа и входного и выходного давления:

ц = ?(2?г)/(г-1) ? [(Р_вых/Р_вх)^2/г - (Р_вых/Р_вх)^(г+1)/г] = v(2•1,31)/(1,31-1) • •[(0,002/0,3)^2/1,31 - (0,002/0,3)^{(1,31+1)/1,31}] = 0,58;

Из выше рассчитанного определяется расход газа давления:



Q_рег = 1595 • f_c • k_v • P_вх • ц • v1/с = 1595 • 1,77 • 0,6 • 0,3 • 0,58 • v1/0,728 =

= 459,9 (м³/ч);

Определяется отношение расхода регулятора и расходный расчет: 0,1 ? Q_р/Q_рег ? 0,8; 195,56/459,9 = 0,4 - находится в пределах 0,1-0,8;

Фильтр сетчатый

ФС-50 (рассчитывается по т.7.20 лит.2);

Предохранительно-запорный клапан (ПЗК)

ПКН-50 (рассчитывается по т.7.14 лит.2);

Определяется верхний предел 25%

0,002 - 100

0,0005 - 25,

0,002 + 0,0005 = 0,0025 (МПа),

Определяется нижний предел 10% от устойчивости пламени горелки

Верхний 0,001-0,06

Нижний 0,0003-0,003

Предохранительно-сбросной клапан (ПСК)

ПСК-50 (рассчитывается по т.7.15 лит.2)

Предел срабатывания больше 15%

0,002-100

0,0003-15

0,002+0,0003 = 0,0023

Q ? 0,0005 • 459,9 = 0,2299 (м³/ч)

При давлении в сети 2000 Па ГП-40 сбрасывает 25 м³/ч при массе равной 6,7.



2. Назначение, обоснование и состав ППР

2.1 Технология и пути ее совершенствования

Проект производства работ разрабатывается в целях определения наиболее эффективных методов выполнения монтажных работ, способствующих снижению себестоимости, трудоемкости, сокращению сроков монтажа, улучшению качества работ и обеспечение безопасности работ. Проект производства работ является руководящим документом по монтажу и эксплуатации систем газоснабжения.

В состав проекта производства работ входят:

-организация подготовительных работ, включая монтажное проектирование, выдачу заказов в ЦПП на заводы изготовители, заявки на газовое оборудование и материалы;

-определение объемов работ;

-определение трудовых затрат, необходимого количества машин, механизмов и качественный комплексный состав газовиков;

-определение мест складирования оборудования, материалов и изделий;

-обеспечение бесперебойного ведения монтажных работ;

-повышение качества монтажа, снижение трудоемкости, сокращение стоимости производственных процессов;

-обеспечение безопасности ведения работ.

Проект производства работ составляется на основе совмещенного календарного план-графика строительства объекта, в котором графически изображены все виды работ на объекте по дням всего строительства.

Проект производства работ разрабатывается специальными подразделениями монтажных управлений, утверждается главным инженером и согласовывается заказчиком и генподрядчиком.



2.2 Выбор метода производства работ

Производство работ по монтажу систем газоснабжения и газораспределения ведутся тремя методами:

-последовательный;

-параллельный;

-поточный.

Последовательный метод предусматривает начало работ по монтажу систем газоснабжения и газораспределения после окончания общестроительных работ.

Такой метод сокращает сроки монтажа, обеспечивает сохранность заготовок, выполняются правила техники безопасности, улучшается качество работ и не затягивается расчет за не выполненные работы.

Этим методом обычно выполняются работы внутренних систем газоснабжения.

Параллельный метод применяется при монтаже крупных производственных объектов, где объем работ по монтажу систем газоснабжения и газораспределения занимает большой процент.

На таких объектах монтаж оборудования и трубопроводов по продолжительности выравнивается с общестроительными работами.

Поточный метод применяется при монтаже газопроводов микрорайонов и населенных пунктов.

Метод предусматривает производство работ отдельными потоками, последовательно друг за другом. Такой метод не парализует движение транспорта, не требует большого количества рабочей силы, обеспечивает на длительную занятость одну бригаду.



2.3 Характеристика грунта и ведомость объема земляных работ

№ п/п	Наименование работ	Ед. изм.	Кол-во	Формула подсчета
Подготовительные работы
1	Разбивка трассы	м	160	По генплану и проекту
2	Ограждение трассы	м	320
3	Устройство пешеходных мостов	м2	0,97	(B+1)•0,7
4	Устройство проезжих мостов	м2	14,34	(В+2)•3•n
5	Вскрытие подземных коммуникаций	м3	0,98	(В•2•Нтр)•n
6	Подвешивание коммуникаций	м	1,4	В•n
7	Вскрытие дорожных покрытий	м2	144	(В+0,2)•L
Земляные работы
1	Рытье траншеи экскаватором: -в отвал -в транспорт	100м3 100м3	100,8 22,10	Vэкс•L Vвыв•L
2	Зачистка дна траншеи вручную	м3	11,2	Vручн•L
3	Рытье приямков для сварки неповоротных стыков	м3	18,6	Vприям•n
4	Уширение котлована под колодец	м3	8,2	Vкол•n
Монтажные работы
1	Опускание труб в траншею	м	160	По генплану и проекту
2	Сварка неповоротных стыков	ст	14	По схеме
3	Устройство колодцев	шт	7	По схеме
4	Протяжка футляров через дорогу	шт		По генплану
5	Испытание сварных стыков	шт	42	По схеме
6	Изоляция поворотных и неповоротных стыков	ст	42	По схеме
Заключительные работы
1	Разборка пешеходных мостов	м2	0,97	По генплану
2	Разборка проезжих мостов	м2	14,34	По генплану
3	Разборка ограждений	м	320	По генплану
4	Разборка подвесок коммуникаций	м	1,4	По генплану
5	Присыпка газопровода вручную	м3	26,08	Vприс•L
6	Засыпка приямков вручную	м3	1,55	Vзас•L
7	Засыпка траншеи бульдозером	100м3	72	Vбул•L
8	Испытание газопровода на герметичность	м	160	По проекту



2.5 Ведомость основных и вспомогательных материалов

№ п/п	Наименование материалов	ГОСТ, хар-ка, диаметр	Ед.изм.	Кол-во	Масса, кг
					Един.	Общая
1	2	3	4	5	6	7
Основные материалы
1	Труба стальная электросварная d=159Ч4	ГОСТ 10704-76	м	92	17,15	1577,8
2	То же 133Ч4	ГОСТ 10704-76	м	130	12,73	1654,9
3	То же 88,5Ч4	ГОСТ 10704-76	м	1300	6,36	8268
4	То же 70Ч3	ГОСТ 10704-76	м	646	5,4	3488,4
5	То же 57Ч3	ГОСТ 10704-76	м	222	4	888
6	То же 42,3Ч3,2	ГОСТ 10704-76	м	180	2,12	381,6
Арматура
1	Регулятор давления Dу=50, dс=15	РД-50мс	шт	1	50	50
2	Фильтр сетчатый Рвх=0,6МПа	ФС-50	шт	1	14	14
3	Предохранительно-запорный клапан	ПКН-50	шт	1	35	35
4	Предохранительно-сбросной клапан	ПСК-50	шт	1	7	7
5	Манометр показываю-щий пружинный	-	шт	4	1,2	48
Вспомогательные материалы
1	Изоляция "Весьма усиленного типа"	ГОСТ 9-602-89	м2	52	0,2	10,4
2	Грунтовка ГФ021	ГОСТ 25129-82	м2	3	2,3	6,9
3	Масляная краска	ГОСТ 8832-86	м2	3	3,1	9,3
4	Баллон с кислородом для сварки	-	шт	4	90	360
5	Баллон с ацетиленом для сварки	-	шт	4	100	400
						17229,3

2.6 Калькуляция трудовых затрат и заработной платы

На все виды работ по монтажу и ремонту систем газоснабжения, а также на испытание и диагностику составляется калькуляция с целью определения трудозатрат и расценок для расчета заработной платы. Калькуляция составляется на основании сводной ведомости объемов работ и действующих норм и расценок по ЕНиР - единые нормы и расценки на производство работ.

Калькуляция составляется для определения ставки работающих, ставки работ, расчета численного и квалификационного состава бригад.

На основании калькуляции определяется общая трудоемкость монтажа или ремонтных работ и заработной платы.

При составлении калькуляции используются:

-ЕНиР-1 погрузочно-разгрузочные работы;

-ЕНиР-2-1 земляные работы;

-ЕНиР-9-1 внутреннее газоснабжение;

-ЕНиР-9-2 наружное газоснабжение;

-ЕНиР-22-2 сварочные работы.

№ п/п	Основание норм и расценок	Описание работ	Ед. Изм.	Состав звена	Объем работ	Норма времени на ед/час	Расценка за единцу	Норма времени в 4-час	Сумма з/п
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Подготовительные работы
1	Е9-1-1	Разбивка трассы	100м	6р-1	5,55	1,2	1-27	6,66	7,04
2	Е9-1-41	Разгрузочные работы	т	4р-1 3р-1	6,55	3	2-15	19,65	14,08
3	Е9-2-34	Устройство пешеходных мостов	м2	3р-1 1р-1	2,24	0,4	0-26,8	0,89	0,80
4	Е9-2-33	Устройство проезжих мостов	м2	3р-1 1р-1	5,40	0,7	0-46,9	3,78	5,87
5	Е9-2-33	Устройство ограждений траншеи	м	3р-2	884	0,06	0-042	53,04	35,36
6	Е2-1-42	Вскрытие подземных коммуникаций	м3	4р-1 3р-1	11,20	2,5	1,75	28	19,60
7	Е9-2-35	Подвешивание подземных коммуникаций	м	4р-1 3р-1	5,6	0,94	0-67,2	5,26	3,75
8	Е9-2-1	Сборка труб в плети: 42,3Ч3,2; 57Ч3 70Ч3	м	5р-1 5р-1	23 25	0,02 0,02	0-01,6 0-01,6	0,46 0,50	0,36 0,40
		108Ч4	м	5р-1 3р-2	72	0,03	0-02,4	2,16	1,72
		133Ч4	м	5р-1 3р-1	178	0,03	0-02,4	1,34	4,27
9	Е22-2-2	Сварка поворотных стыков: 159*4	ст	6р-1	2	0,28	0-29,7	0,56	0,59
		133*4	ст	5р-1	15	0,27	0-28,6	4,05	1,29
		70*3	ст	3р-1	3	0,12	0-12,7	0,36	0,38
Земляные работы
1	Е2-1-13	Рытье траншеи экскаватором: -в отвал -в транспорт	100м3	6р-1 6р-1	24,75 22,10	4,4 5,6	4-66 5,94	1089,08 123,76	1153,4 131,27
2	Е2-1-56	Зачистка дна траншеи	м3	3р-1	61,88	1,3	0-76,7	80,44	47,46
3	Е2-1-61	Рытье приямков	м3	3р-1	132,44	3	2-10	397,32	278,12
4	Е2-1-56	Устройство постели газопровода	0,1м3	3р-2 1р-2	11,1	0,9	0-60,3	9,99	6,69
5	Е2-1-58	Засыпка траншеи вручную	0,1м3	3р-2	139,03	1,8	1-11,0	250,25	154,32
Монтажные работы
1	Е9-2-1	Опускание труб в траншею: 159*4	м	5р-1	38	0,11	0-8,6	4,18	3,26
		133*4	м	4р-2	178	0,1	0-07,8	17,80	13,88
		88,5*4	м	3р-2	70	0,08	0-06,2	5,60	4,34
		70*3	м	3р-2	25	0,08	0-06,2	2,00	1,55
2	Е22-2-1	Сварка неповоротных стыков: 159*4	ст	6р-1	1	0,32	0-33,9	0,32	0,34
		133*4	ст	5р-1	5	0,31	0-32,9	1,55	1,64
		88,5*4	ст	3р-1	2	0,18	0-19,1	0,36	0,38
		70*3	ст	3р-1	1	0,14	0-14,8	0,14	0,15
3	Е9-2-10	Протяжка футляра через дорогу	м	5р-1 3р-1 4р-1	23,5	34	1,92	56,4	45,12
4	Е9-2-13	Устройство колодцев	шт	5р-1 3р-1 1р-1	2	16,5	12-38	33	24,76
5	Е9-2-9	Испытание сварных стыков: до d 200 до d 100	мм мм	6р-1 4р-1 3р-2	29 30	0,2 0,18	0-16,3 0-14,6	5,8 5,4	4,72 4,38
6	Е9-2-12	Изоляция сварных стыков: до d 200 до d 100	мм мм	4р-1 3р-2	29 30	0,54 0,51	0-39,4 0-37,2	15,66 15,3	11,42 11,16
Заключительные работы
1	Е9-2-33	Разборка пешеходных мостов	м2	1р-2	2,24	0,2	0-0,3	0,44	0,28
2	Е9-2-33	Разборка проезжих мостов	м2	1р-2	5,50	0,35	0-22,4	1,89	1,20
3	Е9-2-33	Разборка ограждений	м	3р-2	1110	0,04	0-02,6	44,4	28,86
4	Е9-2-35	Разборка подвесок коммуникаций	м2	4р-1 3р-1	5,6	0,67	0-33,6	2,63	1,88
5	Е2-1-58	Присыпка приямков вручную	м3	3р-1 1р-1	69,58	1,8	1-11	125,24	62,68
6	Е2-1-58	Присыпка газопровода вручную	м3	3р-1 1р-1	510,6	0,97	0-59,7	459,2	304,8
7	Е2-1-34	Засыпка траншеи бульдозером	м3	6р-1	229,84	0,38	0-40,3	37,33	92,62
8	Е9-2-9	Испытание газопровода на плотность: до d 200 до d 100	мм мм	6р-1 4р-1 3р-2	288 267	0,2 0,18	0-16,3 0-14,6	57,6 48,06	46,9 38,98

2.7 Сводная ведомость трудовых затрат

№ п/п	Наименование работ	Тн ч/ч	Тн ч/дн
Подготовительные работы
1	Разбивка трассы	6,66	0,83
2	Разгрузочные работы	19,65	2,46
3	Устройство пешеходных мостов	0,89	0,11
4	Устройство проезжих мостов	3,78	0,47
5	Устройство ограждений траншеи	53,04	6,63
6	Вскрытие подземных коммуникаций	28	3,5
7	Подвешивание подземных коммуникаций	5,26	0,65
8	Сборка труб в плети	4,46	0,56
9	Сварка поворотных стыков	4,97	0,62
Земляные работы
1	Рытье траншеи экскаватором	1212,84	151,60
2	Зачистка дна траншеи	80,44	10,05
3	Рытье приямков	397,32	49,66
4	Устройство постели газопровода	9,99	1,25
5	Засыпка траншеи вручную	250,25	31,28
Монтажные работы
1	Опускание труб в траншею	29,58	3,70
2	Сварка неповоротных стыков	2,37	0,30
3	Протяжка футляра через дорогу	56,4	7,05
4	Устройство колодцев	33	4,12
5	Испытание сварных стыков	11,2	1,4
6	Изоляция сварных стыков	30,96	3,87
Заключительные работы
1	Разборка пешеходных мостов	0,44	0,05
2	Разборка проезжих мостов	1,89	0,24
3	Разборка ограждений	44,4	5,55
4	Разборка подвесок коммуникаций	2,63	0,33
5	Присыпка приямков вручную	125,24	15,65
6	Присыпка газопровода вручную	459,2	57,4
7	Засыпка траншеи бульдозером	37,33	4,67
8	Испытание газопровода на плотность	105,66	13,21



2.8 Расчет численного и квалификационного состава бригады

Численный состав бригад или звеньев по определенным видам работ определяется по формуле:

Ч = Т_н / 8*С*В, чел

где Т_н - нормативная трудоемкость в ч/час, берется из калькуляции.

С - нормативный срок монтажа.

В - выработка в процентах (%).

Состав бригады газовиков:

Ч_газ=Т_{н монт.работ}+Т_{н свар.работ} / 8*С*В=1360,34 / 8*25*1,1=6чел

в том числе сварщиков:

Ч_св=Т_{н св.работ} / 8*С*В=197,74 / 8*25*1,1=0,9=1 сварщик

Согласно расчетов и ЕНиР монтажная бригада должна работать в составе 6-ти человек с учетом сварщика, в том числе:

6-ой разряд - 1 человек;

5-ый разряд - 1 человек;

4-ый разряд - 2 человека;

3-ий разряд - 2 человека.

при сроке монтажа 25 дней

Кроме того к монтажным работам привлекаются изолировщики:

Ч_из=Т_{н св.работ} / 8*С*В=190,1 / 8*6*1,1=3 чел.



2.9 Ведомость инструментов и приспособлений для бригады

№ п/п	Инструмент	Кол-во, шт	Срок службы при односменной работе, мес
1	2	3	4
Земляные работы
1	Кувалда остроконечная №8	3	36
2	Лом	4	24
3	Лопата копальная остроконечная типа ЛКО-1	8	6
4	Лопата подборочная типа ЛП-1	4	12
5	Метр складной металлический	1	12
6	Отвес типа 0-400	1	36
7	Пила 1250 А	1	36
8	Рулетка РС-20	1	24
9	Топор	1	24
Погрузочно-разгрузочные работы
1	Лом ЛО-24	2	24
2	Лопата копальная остроконечная типа ЛКО-2	1	9
3	Лопата подборочная типа ЛП-2	1	12
Изоляционные работы
1	Лопата копальная остроконечная типа ЛКО-2	1	9
2	Лопата подборочная типа ЛП-2	1	12
3	Молоток-кирка типа МКИ	1	18
4	Нож кровельный (садовый)	1	18
5	Рулетка РЖ-2	1	12
6	Щетка стальная прямоугольная	1	6
Электросварочные работы
1	Молоток стальной	2	24
2	Зубило	2	6
3	Ключи гаечные разводные 17Ч19	2	24
4	Напильник плоский	2	6
5	Плоскогубцы	2	24
6	Электродержатель	2	12
7	Метр складной	2	12
8	Клеймо сварщика	2	6
9	Маска сварщика	2	12
10	Очки газорезчика	2	12
11	Пенал для электродов	2	12
12	Щетка стальная прямоугольная	2	3
Монтажные работы
1	Молоток слесарный	2	24
2	Напильник плоский	2	6
3	Набор гаечных ключей	1	12
4	Ключи рычажные (газовые) №1 №2 №3	1 1 1	18 24 24
5	Отвертка	1	18
6	Зубило слесарное	2	18
7	Шлямбур	1	6
8	Дрель для сверления	1	24
9	Уровень	1	24
10	Метр металлический	1	12
11	Рулетка металлическая 6м	1	24
12	Отвес	1	36
13	Плоскогубцы	2	24
14	Ключ трубный цепной №4	1	18
15	Ножовка по металлу	1	24
16	Напильник круглый	1	6
17	Ножницы по металлу	1	24
18	Лом стальной строительный ЛО-24	2	36
19	Пневматическая шлифовка	2	24
20	Нивелир	1	-

2.10 Календарный график производства работ, движения рабочей силы

Календарный график производства работ устанавливает сроки каждого вида работ монтажа, последовательность общестроительных работ и обязательно должен быть увязан с совмещенным графиком производства.

График производства работ составляется с учетом выявлений потребности рабочих, необходимой трудоемкости, сосчитанной по калькуляции и сведенной в сводную ведомость трудовых затрат с учетом повышения производительности труда.

Выработку принимают по видам работ из опыта передовой бригады монтажного управления. Ориентир выработки для всех видов работ 100-125%.

Для составления календарного графика производства работ служат данные, определенные калькуляцией, общая норма трудоемкости Т_н ч/дней, которая разбивается по видам работ и организациям или службам, выполняющим эти работы. При составлении графика движения рабочих необходимо учитывать, что часть потока остается неизменной, а численный состав монтажников может изменяться в соответствии с потребностями производства.

Календарный график производства работ и график движения рабочей силы приводится в графической части курсового проекта. В графике движения рабочей силы следует предусматривать ее равномерное использование в течение всего периода монтажа и по возможности сохранение ее постоянной численности на стройплощадке.

2.11 Технология монтажа газопровода

Технология монтажа газопроводов, прежде всего, зависит от материала труб, поскольку это определяет массу монтируемых единиц и способы соединения труб между собой и арматурой. С точки зрения подбора монтажного крана или приспособления к нему одним из главных параметров является масса трубы.

Для монтажа газопроводов из стальных труб используют самоходные стреловые краны. Если они не могут быть использованы по условиям производства работ, то применяют ручные приспособления типа треног, порталов.

Для монтажа и подвешивания одиночных труб и плетей к грузовому крюку монтажного крана или грузоподъемного приспособления используют различные захватные приспособления, которые должны обеспечивать прочное закрепление трубы и сохранность ее изоляционного покрытия. Наиболее распространенными из них являются захваты типа полотенца.

Торцевые захваты закрепляют за стенки труб с торцов. Они имеют отверстия, за которые с помощью коушей их укрепляют к концам ветвей обычных строп. Применяют торцевые захваты только при погрузке и разгрузке труб.

Захваты применяют для подъема неизолированных труб и плетей длиной до 36 м.

Стальные газопроводы укладывают стальными секциями небольшой длины, которые выбирают так, чтобы неповоротный стык был не ближе 1 м от пересекаемого сооружения.

Для укладки секций используют автомобильные краны, ураны-экскаваторы, трубоукладчики.

По условиям безопасности, при укладке секции газопровода в траншею применяют не менее 2 кранов.

В городских условиях укладку труб в траншею ведут проточным методом по захватной системе. В этом случае плети делают одинаковой длины.

Укрупненную сборку и сварку труб или секции в плети производят на берме траншеи. Если работы выполняют по захватной системе, то на берме готовят плети, равные длине захватки, которая зависит от выбранного шага потока с учетом расстояний между подземными пересечениями.

После сварки поворотных стыков их испытывают воздухом, установив на концах секции инвентарные заглушки.

2.12 Сварочные работы

Рабочие других профессий, работающие совместно с электросварщиком, должны обеспечиваться щитками или очками с защитными стеклами (светофильтрами). Типы светофильтров подбираются согласно ГОСТ.

2.13 Изоляционные работы

Все стальные подземные газопроводы в пределах населенных пунктов защищают от почвенной коррозии блуждающих токов.

На основании ГОСТ 9015-74 должна разрабатываться нормативно-техническая документация, устанавливающая требования к защите от коррозии.

Способы защиты подземных газопроводов бывают следующие:

-наложение изоляции на газопроводы, ГОСТ 9015-74 рекомендует защитные покрытия полимерные, битумно-резиновые, битумно-полимерные.

-катодная поляризация при нанесении противокоррозионной изоляции стыков применяют "полотенце", которым растирают низ трубы для устранения подтеков мастики, лейки для нанесения грунтовки и мастики.

Противокоррозионные покрытия должны:

-иметь достаточную механическую прочность, обеспечивающие сохранность покрытия при перевозках, опускания в траншею, от давления грунта;

-обладать пластичностью, обеспечивающей монолитность при низких или высоких температурах, при производстве работ и в условиях эксплуатации;

-хорошо прилипать к металлу;

-быть диэлектрическими;

-быть стойкими к разрушению от биологического воздействия и не иметь компонентов, вызывающих коррозию металла.

Перед нанесением изоляции стыки очищают от ржавчины, земли, пыли, влаги, копоти и поддающиеся механической очистке окалины. Поверхность трубопровода должна иметь серый цвет с проблесками металла.

Все работы по изоляционным покрытиям контролируют внешним осмотром.

2.14 Испытание газопроводов

Все сооружаемые и капитально отремонтированные газопроводы в населенных пунктах испытывают на прочность и плотность. Испытания производит строительно-монтажная организация, при участия заказчика и представителя треста газового хозяйства населенного пункта.

Для очистки внутренней полости труб от окалины, влаги и загрязнений перед испытанием газопроводы продувают воздухом. Продувку производят по участкам воздухом давлением 7-133 Па, для чего в необходимых случаях устанавливают временные задвижки. Вылетающие под действием воздушного потока в газопроводе засорения и посторонние предметы представляют большую опасность, поэтому конец отвода направляют так, чтобы вблизи него не было не людей и не строений.

Испытания газопроводов на прочность и плотность производят воздухом.

Исключение составляют надземные газопроводы давлением свыше 300 кПа которые испытывают на прочность водой.

Продолжительность испытания на плотность для всех подземных газопроводов должна быть не менее 24 ч.

Наружные газопроводы испытывают дважды на прочность в период строительства и на плотность после засыпки.

Результаты испытаний указывают в специализированных актах.

2.15 Сдача объекта в эксплуатацию

Для приемки законченного строительством объекта системы газоснабжения заказчик создает приемочную комиссию.

В состав входят представители заказчика (председатель комиссии), представители проектной и эксплуатационной организаций, представители органов Госгортехнадзора России. Генеральный подрядчик представляет приемочной комиссии на законченный строительством объект системы газоснабжения следующую документацию в одном экземпляре: