Проектирование распределительного газопровода среднего давления района поселка Урдома Ленского района Архангельской области

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Характеристика трассы газопровода

1.1 Расчет размеров земельных участков, предоставленных для размещения трассы

1.2 Перечни искусственных сооружений, пересечений, примыканий

2. Описание проектируемой системы газоснабжения района поселка Урдома Ленского района Архангельской области

2.1 Определение плотности и теплоты сгорания природного газа

3. Гидравлический расчет газопровода среднего давления в районе поселка Урдомы

4. Расчетные данные, подтверждающие прочность устойчивость газопровода

4.1 Проверка прочности конструктивного решения

4.2 Обеспечение допустимой овализации и устойчивости круглой формы поперечного сечения

5. Автоматизация шкафного регуляторного пункта

5.1 Общие положения

5.2 Функциональная схема регуляторного пункта

5.3 Настройка параметров УГРШ-50В-2Т-ЭК с РДП-50В

6. Технико-экономическое обоснование выбора газораспеделительной сети среднего давления из полиэтеленовых труб

6.1 Реконструкция сетей низкого давления

7. Обоснование организационно-технологической схемы, определяющей оптимальную последовательность сооружения линейного объекта

7.1 Подготовительный период

7.2 Перечень основных видов строительных и монтажных работ, подлежащих освидетельствованию

7.3 Монтаж газопровода

7.4 Пересечение газопровода искусственных и естественных преград

7.5 Сварочные работы

7.6 Сварка труб в зимних условиях

7.7 Испытание газопровода после прокладки

7.8 Производство строительно-монтажных работ в зимний период

7.9 Благоустройство при строительстве газопроводов

8. Безопасность жизнедеятельности при сварки полиэтеленовых труб

9. Мероприятия по предупреждению, локализации и ликвидации последствий возможного негативного воздействия на окружающую среду при строительстве объекта

9.1 Мероприятия по охране земель и почв

9.2 Мероприятия по охране растительного и животного мира

9.3 Мероприятия по защите атмосферного воздуха

9.4 Мероприятия по охране окружающей среды при складировании

отходов

Заключение

Список использованных источников

Введение

Выпускная квалификационная работа «Проектирование распределительного газопровода среднего давления района поселка Урдома Ленского района Архангельской области» разработана в соответствии с требованиями «Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления» (ПБ12-529-03) ГГТН России 2003, СП 62.13330.2011 «Газораспределительные системы». Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002 (с Изменением № 1), СП42-101-2003 "Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб."

Проектом предусматривается строительство распределительного газопровода среднего давления третьей категории в поселке Урдома Ленского района Архангельской области от полиэтиленового газопровода высокого давления. Давление в точке врезки принято минимальное зафиксированное 0,6 Мпа.

В рамках проекта разработан распределительный газопровод среднего давления.

Для снижения давления с высокого на среднее и поддержания его на заданном уровне предусмотрена установка шкафного газорегуляторного пункта типа УГРШ-50В-2Т-ЭК с РДП-50В в сетчатой ограде (11,52 х 9,6 х 2,0). На выходе из УГРШ-50В-2Т-ЭК предусмотрена установка отключающего устройства - кран шаровой Ма 39010 dу100мм, и ТИС-ГХ 100х1,6.

Для снижения давления со среднего на низкое у жилых домов проектом предусмотрена установка домового газорегуляторного пункта ГРПШ-FE10(25) для одно- и многоквартирных жилых домов

Общая протяженность газопровода составляет 3918 м.

Расход газа с учетом перспективы - 629,96 м3/час.

В качестве источника газоснабжения принят природный газ.

Газ используется в качестве топлива на нужды пищеприготовления, отопления и горячего водоснабжения.

Проектируемый объект располагается на земельном участке с категорией земель - земли населенных пунктов.

В выпускной квалификационной работе разработаны следующие 8 разделов: «Подготовка проектной документации. Общие данные», «Проектирование полосы отвода», «Проектирование организации строительства. Экономика», «Расчет газопровода на прочность и устойчивость», «Автоматизация ГРПШ», «Безопасность жизнедеятельности и экологичность проекта».

Объем графической части проекта составляет 6 листов формата А1.

1. Характеристика трассы газопровода

газопровод давление прокладка

Проект «Проектирование распределительного газопровода среднего давления района поселка Урдома Ленского района Архангельской области» выполнен в соответствии с требованиями СП 62.13330.2011 "Газораспределительные системы", СП 42-101-2003 "Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб", СП 42-103-2004 "Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов", "Правилами безопасности систем газораспределения и газопотребления" РТН России (ПБ 12-529-03)." Правила охраны газораспределительных сетей".

В административном отношении трасса изысканий проходит по улицам поселка Урдома Ленского района Архангельской области.

Климат района работ характеризуется следующими основными показателями:

- средняя годовая температура воздуха +1,7 0С;

- абсолютный минимум -47 0С;

- абсолютный максимум +35 0С;

- количество осадков за год 598 мм.

Среднемесячные и среднегодовые значения температуры воздуха представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Среднемесячные и среднегодовые значения температуры воздуха

Характе ристика	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	ГОД
Средняя	-14,1	-12,2	-4,7	2,3	9,0	14,6	17,3	14,2	8,4	1,9	-5,3	-10,8	1,7

Нормативная глубина сезонного промерзания грунта по СП 131.13330.2012 Строительная климатология. Актуализированная редакция СНиП 23-01-99* (с Изменением № 2) составляет: для суглинков - 1,48 м, для песков мелких и пылеватых - 1,80 м.

Сейсмичность района работ - менее 6 баллов (СНиП II-7-81 и ОСР-97).

В геологическом строении участка до глубины бурения (4,0 - 6,0 м) принимают участие:

- покровные среднечетвертичные отложения, представленные песками пылеватыми средней плотности влажными и водонасыщенными, песками мелкими средней плотности маловлажными, суглинками тугопластичной и мягкопластичной консистенции;

- водно-ледниковые среднечетвертичные отложения, представленные суглинками тугопластичной консистенции.

Сверху отложения перекрыты техногенным слоем и почвенно-растительным слоем.

При бурении скважин до разведанной глубины 4,0 - 6,0 м подземные воды вскрыты в скважине № 21 на глубине 4,5 м (абс.отм. 164,50 м), уровень установления воды зафиксирован на этих же отметках. Водовмещающими грунтами служат пески пылеватые. Водоупор не вскрыт.

Грунты на участке, согласно п. 2.137 «Пособия к СНиП 2.02.01-83*», в зоне сезонного промерзания с учетом возможного образования верховодки и обводненности грунтов, следуют считать: ИГЭ № 3 - слабопучинистые; ИГЭ № 4 - практически непучинистые; ИГЭ №№ 5, 7 - среднепучинистые; ИГЭ № 6 - сильнопучинистые.

1.1 Расчет размеров земельных участков, предоставленных для размещения трассы

Согласно Постановлению Правительства РФ от 20 ноября 2000 № 878 «Об утверждении Правил охраны газораспределительных сетей» для газораспределительных сетей устанавливаются следующие охранные зоны:

- вдоль трасс наружных газопроводов - в виде территории, ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии 2 метров с каждой стороны газопровода;

- вокруг отдельно стоящих газорегуляторных пунктов - в виде территории, ограниченной замкнутой линией, проведенной на расстоянии 10 метров от границ этих объектов. Для газорегуляторных пунктов, пристроенных к зданиям, охранная зона не регламентируется.

Отсчет расстояний при определении охранных зон газопроводов производится от оси газопровода - для однониточных газопроводов и от осей крайних ниток газопроводов - для многониточных.

Полоса отвода под строительство принята 3 м от оси газопровода. В стесненных условиях полоса отвода ограничивается границами частных земельных участков.

Таблица 2 - Расчет площади отвода земель под строительство

Наименование	Количество, м	Полоса отвода, м	Площадь отвода земель, мІ
Распределительный газопровод среднего давления	3918	6	32580,0
УГРШ-50В-2Т-ЭК с РДП-50В	1	10	100,0
Итого			32680,0

На земельных участках, входящих в охранную зону, запрещается строить объекты жилищно-хозяйственного и производственного назначения, перемещать, повреждать засыпать и уничтожать опознавательные знаки и другие устройства газораспределительных сетей, устраивать свалки, склады, разливать растворы кислот, солей, щелочей и других химически активных веществ, огораживать и перегораживать охранные зоны, препятствовать доступу персонала ЭПУ к газопроводам и ГРП, разводить огонь и размещать источники огня, рыть погреба, копать и обрабатывать почву с/х орудиями на глубину более 0.3 м, открывать калитки ГРП, люки колодцев, использовать опоры не по назначению, самовольно подключаться к газовым сетям.

Хозяйственная деятельность в охранных зонах газопроводов и ДРП осуществляется на основании письменного разрешения.

1.2 Перечни искусственных сооружений, пересечений, примыканий

Переход газопровода среднего давления через автодорогу IV категории на км 0+600, км 0+900, км 1+100, км 1+600, км 1+850 (от ПК012 до ПК012+13, от ПК014 до ПК014+13.5, от ПК016 до ПК016+20.5, от ПК11+68.5 до ПК11+85.5, от ПК81+41.5 до ПК81+56.5,) выполнен закрытым способом (методом наклонно-направленного бурения) под углом 90° на глубине не менее 1,5 м от подошвы насыпи до верха футляра.

При пересечении проектируемого газопровода среднего давления с подземными инженерными коммуникациями выдержано расстояние в свету по вертикали не менее 0,2 м - от водопровода и канализации; не менее 0,5 м - от кабеля связи; при параллельной прокладке выдержано расстояние от водопровода в свету по горизонтали не менее - 1,0 м, от канализации в свету по горизонтали не менее - 1,5 м, от фундамента зданий и сооружений - не менее 4,0 м. От фундамента опор воздушных линий электропередач напряжение до 1 кВ выдержано расстояние до газопровода не менее 2,0 м в свету по горизонтали.

Фактическое положение существующих сетей определить шурфованием.

Вскрытие инженерных коммуникаций, пересекаемых трубопроводом должно производиться в присутствии представителей организаций, ведающих подземными коммуникациями в данном районе. Земляные работы по пересечению кабеля связи, газопровода и ЛЭП производить вручную на протяжении 2-х метров в каждую сторону от оси пересечений. При пересечении с ВЛ - 10 метров в каждую сторону от оси ВЛ.

2. Описание проектируемой системы газоснабжения района поселка Урдома Ленского района Архангельской области

В проектируемом районе преобладают 1 этажные деревянные здания, но есть несколько 2-х этажных жилых домов. Резервное топливо не предусмотрено. Также несколько магазинов. Степень благоустройства в поселке достаточно низкая.

Рабочим проектом «Распределительный газопровод среднего давления района поселка Урдома Ленского района Архангельской области» предусмотрена подземная прокладка газопровода среднего давления.

Протяженность газопровода среднего давления составляет 3918 м.

Для снижения давления с высокого на среднее предусмотрен УГРШ-50В-2Т-ЭК с РДП-50В в сетчатой ограде (11,52 х 9,6 х 2,0). На выходе из УГРШ-50В-2Т-ЭК предусмотрена установка отключающего устройства - кран шаровой Ма 39010 dу100мм, и ТИС-ГХ 100х1,6.

Переходы труб с одного диаметра на другой, а также повороты газопроводов следует выполнять с помощью соединительных деталей из полиэтилена (тройники, переходы, угольники) по ТУ 6-19-359-97 или ТУ 2248-032-00203576-96, или упругим изгибом радиусом не менее 25 наружных диаметров трубы.

Для соединения между собой полиэтиленовых труб и соединительных деталей с разной толщиной стенки, а также при толщине стенки менее 5 мм предусмотрены муфты с закладными нагревателями по ТУ 2291-033-00203536-96.

Соединение длинномерных полиэтиленовых труб между собой и с полиэтиленовыми соединительными деталями с разной толщиной стенки, а также при толщине стенки менее 5 мм (на отводах к жилым домам) выполняется с помощью муфт с закладными нагревателями по ТУ 2248-033-00203536-96. Соединение полиэтиленовых труб с полиэтиленовыми соединительными деталями с одинаковой толщиной стенки выполняется сваркой встык нагретым инструментом в соответствии с п. 6.51 СП 42-103-2003. Соединение полиэтиленовых труб по ул. Строителей выполняется сваркой встык нагретым инструментом, выполненной на сварочной технике высокой степени автоматизации в соответствии с п. 6.51 СП 42-103-2003. Максимальная величина соединения кромок труб не должна превышать 10 % от номинальной толщины стенок свариваемых труб. Сварку труб и деталей производить на сварочных машинах с высокой и средней степенью автоматизации.

Ответвление к жилым домам предусмотрено с помощью неравно- и равнопроходных тройников.

На газопроводе среднего давления предусмотрены цокольные вводы I-образные (153.05-0-ГСН.ЦВП.1,2 ЗАО "Газстрой") перед ГРПШ-FE.

Для снижения давления со среднего на низкое у жилых домов проектом предусмотрена установка домового газорегуляторного пункта ГРПШ-FE10(25) для одно- и многоквартирных жилых домов.

Соединение полиэтиленового газопровода со стальным выполнено неразъемным.

2.1 Определение плотности и теплоты сгорания природного газа

В соответствии с районом проектирования в проекте для обеспечения жителей поселка Урдома природным газом был выбран магистральный газопровод «Ухта-Торжок» от Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения.

Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение -- крупнейшее месторождение полуострова Ямал. Расположено в 40 км от побережья Карского моря, в нижнем течении рек Сё-Яха, Морды-Яха и Надуй-Яха.

Основными параметрами для природного газа являются плотность и теплота сгорания. Результаты расчетов представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Характеристика природного газа Бованенковского месторождения

Состав газа	Процентное содержание ri, %	Теплота сгорания Qсн, МДж/м3	Плотность газа при нормальных условиях со, кг/м3
Метан СН4	96,4	35,840	0,7168
Этан С2Н6	2,89	63,730	1,3566
Пропан С3Н8	0,05	93,370	2,019
Бутан С4Н10	0,03	123,770	2,703
Пентан С5Н12	0,01	146,340	3,221
СО2	0,22	-	1,9768
Н2S	-	23,490	1,5392
Азот N2 + редкие газы	0,43	-	1,2505
У	36,49	0,742

Плотность природного газа при нормальных условиях определяется как плотность газовой смеси в зависимости от содержания и плотности отдельных компонентов по следующей формуле:

, кг/м3

где ri - объемная доля i-го компонента газовой смеси;

сi - плотность i-го компонента при нормальных условиях, кг/м3.

Таким образом, плотность природного газа равна:

с0 = 96,4 Ч 0,7168 + 2,89 Ч 1,3566 + 0,05 Ч 2,019 + 0,03 Ч 2,703 + 0,01 Ч 3,221 + 0,22 Ч 1,9768 + 0,43 Ч 1,2505 = 0,742 кг/м3.

Низшая теплота сгорания природного газа при нормальных условиях определяется как теплота сгорания газовой смеси в зависимости от содержания и теплоты сгорания отдельных компонентов смеси по формуле:

, МДж/м3

где ri - объемная доля i-го горючего компонента газовой смеси;

(Qсн )i - теплота сгорания i-го компонента, МДж/м3.

Таким образом, теплота сгорания природного газа равна:

Qсн =96,4 Ч 35,840 + 2,89 Ч 63,730 + 0,05 Ч 93,370 + 0,03 Ч 123,770 +

+ 0,01 Ч 146,340 = 36,49 МДж/м3.

3. Гидравлический расчет газопровода среднего давления в районе поселка Урдомы

В данном дипломном проекте выполнен гидравлический расчет для 250 жилых квартир. При этом предполагается установка во всех жилых домах газовых четырех конфорочных плит ПГ-4 и настенных двухконтурных газовых котлов Baxi ECO Home 24F мощностью 24 кВт.

В данном проекте была выполнена расчетная схема с прокладкой газопровода среднего давления, пронумерованы отдельные участки и определены расходы газа на каждом отдельном участке.

В соответствии с техническим паспортом прибора номинальный расход газа для котла Baxi ECO Home 24F мощностью 24 кВт равен 2,73 м3/ч.

Расход газа четырех конфорочной газовой плитой ПГ-4 можно определить с помощью коэффициента одновременности по следующей формуле:

м3/ч

где kо - коэффициент одновременности принимаем согласно СП 62.13330.2011. Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002 Значение коэффициента одновременности отопительных котлов принимаем равным 0,85 независимо от количества квартир;

n - число однотипных приборов или групп приборов;

m - число типов приборов или групп приборов.

q - номинальный расход газа на прибор или группу приборов, устанавливаемых в доме.

Номинальный расход газа на газовую плиту ПГ-4 определяется по формуле:

 м3/ч

где Qном - тепловая производительность газового прибора, для четырехконфорочной газовой плиты принимаем равным 40224 кДж/ч;

Qpн - низшая теплота сгорания природного газа, кДж/м3.

Номинальный расход газа газовой плитой ПГ-4 равен:

м3/ч.

Тогда расчетный расход газа по одному жилому дому, где установлена четырехконфорочная газовая плита ПГ-4 и газовый котел Baxi ECO Home 24F, можно определить как: Vp = (0,84 Ч 1 Ч 0,700) + (2,83 Ч 1 Ч 0,85) = 2,90 м3/ч.

Результаты вычислений расчетных расходов газа на каждом участке наружного газопровода представлены в таблице 1.1 Приложения 1.

Суммарный расход газа на всех участках газопровода в поселке Урдома составляет 629,96 м3/ч.

В основе проектирования наружных сетей лежит гидравлический расчет газопроводов. Цель гидравлического расчета наружного газопровода низкого давления - это определение диаметров газопроводов, подводящих газ потребителям.

Общая протяженность трассы газопровода составляет 3918 м.

Диаметры газопроводов должны быть такими, чтобы суммарные потери давления от газораспределительной установки до самого удаленного дома не превысили располагаемый перепад давлений, принимаемый 200 Па.

Принимая ориентировочные потери давления от местных сопротивлений в газопроводах равными 10 % от потерь давления от трения, находим допустимые удельные потери давления от трения по формуле:

Па/м

где У lуч.i - длина пути от газорегуляторного пункта до самого удаленного потребителя;

lуч.i - длина i-го участка;

1,1 - коэффициент, учитывающий потери давления от местных сопротивлений;

? Pр - допустимые потери давления.

Формула 4.3 справедлива только для стальных труб, для полиэтиленовых труб ориентировочные потери давления необходимо увеличить на коэффициент равный 1,05.

Определим допустимые удельные потери давления для участка 1-9:

0,25 Ч 1,05 = 0,26 Па/м

Определим допустимые удельные потери давления для участка 7-8:

1,62 Ч 1,05 = 1,70 Па/м

Определим допустимые удельные потери давления для участка 5-11:

0,90 Ч 1,05 = 0,95Па/м

Определим допустимые удельные потери давления для участка 4-13:

0,28 Ч 1,05 = 0,30 Па/м

Определим допустимые удельные потери давления для участка 2-18:

0,36 Ч 1,05 = 0,38 Па/м

Определим допустимые удельные потери давления для участка 6-19:

1,2Ч 1,05=1,26 Па/м

Определим допустимые удельные потери давления для участка 15-22:

0,8 Ч 1,05 = 0,84 Па/м

Определим допустимые удельные потери давления для участка 23-24:

1,81 Ч 1,05 = 1,91Па/м

Определим допустимые удельные потери давления для участка 3-28:0,30 Ч 1,05 = 0,32 Па/м

Зная расчетный расход газа на участках Vр и допустимые удельные потери давления (ДР/l)доп, с помощью номограммы можно определить диаметр участка газопровода, а также действительные удельные потери давления на участке (?Р/l)действ.

Диаметр полиэтиленовых труб подбираем как для стальных труб по номограмме, а затем подбираем диаметр полиэтиленовых труб в соответствие с сортаментом по таблице Б.1 приложения Б Свода правил по проектированию и строительству. Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб: СП 42-101-2003.

Далее для принятого диаметра газопровода определяем потери давления на каждом участке по формуле:

, Па

Результаты гидравлического расчета распределительного газопровода среднего давления для поселка Урдома представлены в таблице 1.2 Приложения 1.

По итогам проведенного гидравлического расчета наружных газопроводов суммируются потери давления на всех участках от газораспределительной установки до самого удаленного потребителя и полученное значение Pуч сравнивается с располагаемым перепадом давления Pр.

Если лежит в пределах 0 ч 0,1, то расчет считается верным.

Если величина , то следует уменьшить принятые диаметры газопроводов.

Если величина , то диаметры следует увеличить, так как в противном случае потери давления от газорегуляторного пункта до последнего потребителя превысят располагаемый перепад давления, и потребители не получат газ.

Полученное значение лежит в пределах 0 ч 0,1, значит, расчет считается верным.

4. Расчетные данные, подтверждающие прочность устойчивость газопровода

Расчет полиэтиленового футляра при переходе через автодорогу на прочность и определение допустимой овализации и устойчивости круглой формы поперечного сечения.

Принимаем следующие исходные данные: диаметр футляра dе=0.110 мм; материал ПЭ80; SDR 11; рабочее давление р=0.3 МПа; температура эксплуатации-0°С; проектируемый срок эксплуатации-50 лет; минимальная длительная прочность-MRS=8.0 МПа; максимальная глубина заложения hm=1,8 м; плотность газа- 0.73 кг/мі; грунт-суглинок (пучинистый); плотность грунта m=1970 кг/ мі; модуль деформации грунта засыпки Егр=0.32 МПа; плотность воды w=1040 кг/ мі; интенсивность нагрузки на поверхности грунта qv=5000 Н/ мІ.

4.1 Проверка прочности конструктивного решения

Проверка прочности конструктивного решения проведена в соответствии с п. 5.49-5.66 СП 42-103-2003.

При действии всех нагрузок силового нагружения:

Находим величину продольного фибрового напряжения:

; (МПа)

где - коэффициент Пуассона материала труб; =0.43;

р - давление, МПа.

 МПа

- условие соблюдается.

При совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений и сейсмических воздействий:

Находим продольное осевое напряжение от совместного силового и деформационного нагружений, сейсмического воздействия:

; (МПа)

где - коэффициент линейного теплового расширения материала труб = 0.00022 °С

Е(tе) - модуль ползучести материала труб при температуре эксплуатации 8°С равен 310 МПа;

- температурный перепад, 5°С

- дополнительные напряжения в газопроводе, обусловленные прокладкой его в сейсмических районах=0

МПа

МПа - условие соблюдается.

; МПа

где - дополнительные напряжения в газопроводе = 0;

- радиус упругого изгиба газопровода = 2,75м.

МПа

МПа - условие соблюдается.

4.2 Обеспечение допустимой овализации и устойчивости круглой формы поперечного сечения.

Определяем параметр жесткости сечения газопровода:

; (МПа)

МПа.

Определяем погонную эквивалентную нагрузку по формуле:

; (МПа)

где р - рабочее давление, р=0.3МПа.

МПа.

Полная погонная эквивалентная нагрузка Q вычисляется по формуле:

; (Н/м)

где i-коэффициенты приведения нагрузок, принимается равным 1, согласно п.5.73 СП 42-103-2003;

Qi - составляющие полной погонной эквивалентной нагрузки.

Составляющие полной погонной эквивалентной нагрузки находим по формулам:

- от давления грунта:

гр; (Н/м)

где qm -давление грунта на единицу длины газопровода, Н/м находится по формуле: Н/м;

В - ширина футляра, м

Значение коэффициента kгр =0.67 (табл.7,п.5.72 СП 42-103-2003).

- от собственного веса: ; (Н/м)

где qq - собственный вес единицы длины газопровода, Н/м находим по формуле:

Н/м.

Н/м

- от выталкивающей силы воды на обводненных участках трассы:

; (Н/м)

где qw- выталкивающая сила воды на единицу длины газопровода, Н/м находим по формуле: Н/м

Н/м

- от равномерно распределенной нагрузки на поверхность засыпки:

; (Н/м)

где qv- интенсивность равномерно распределенной нагрузки на поверхности грунта, Н/мІ,

Н/м

Находим полную погонную эквивалентную нагрузку:

Q= (1 Q1) + (2 Q2) + Q3+Q4 = (0.45*11641,5)+(0.25*33,9)+116.2+1093.4=6456,75Н/м

Для обеспечения допустимой овализации поперечного сечения газопровода согласно требованиям СНиП 42-01 должно соблюдаться условие:

,

где коэффициент ж принимается равным при укладке на плоское основание-1.2;

ре- внешнее радиальное давление, при обводненных участках находится по формуле:

Для обеспечения устойчивости круглой формы поперечного сечения газопровода должно соблюдаться условие:

; МПа

Определяем критические величины внешнего давления по формулам:

МПа

Мпа

МПа - условие выполняется.

5. Автоматизация шкафного регуляторного пункта

5.1 Общие 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 выполняет следующие функции: регулирование (в частности, стабилизация) параметров, контроль и измерение параметров, управление работой оборудования и агрегатов (местное, дистанционное), защита и блокировка 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.

5.2 Функциональная схема регуляторного пункта

В дипломном проекте по данному разделу «Автоматизация» разрабатывается функциональная схема шкафного регуляторного пункта (рисунок 1). В таблице 5.1 представлены параметры настройки регуляторного пункта.



Рисунок 1 - Функциональная схема шкафного регуляторного пункта с двумя линиями редуцирования:

1, 2, 25, 26 - кран шаровой Ду50; 5, 6, 12 - кран шаровой Ду20; 13 - манометр входного давления; 14 - клапан предохранительный сбросной КПС-Н; 15 - регулятор давления типа РДНК; 16, 31 - штуцер для подключения манометра выходного давления; 18 - штуцер для подключения выходного давления; 19 - фильтр газовый; 29 - регулятор давления; 20 - манометр выходного давления; 30 - газовый обогреватель; 32 - кран Ду15; 60 - клапан трехлинейный

5.3 Настройка параметров УГРШ-50В-2Т-ЭК с РДП-50В

В настоящее время ШРП сооружаются, как правило, по типовым проектам полной заводской готовности поэтому проектирование УГРШ сводится к подбору и регулированию параметров согласно производительности проектируемого газопровода

Таблица 5.1 - Параметры настройки УГРШ-50В-2Т-ЭК

на базе РДП-50В

Наименование параметра	Выходная линия (регулятор РДП-50В)
1. Давление на входе в МРП, МПа (фактическое)	0.6
2. Давление на выходе из МРП, МПа	0,3
3. Давление срабатывания ПЗК, МПа
-при повышении выходного давления (1.25Рвых)	0,375
-при понижении выходного давления (0.5Рвых)	0,15
4. Давление срабатывания ПСК, МПа (мм.вод.ст) (1.15Рвых)	0,345
5. Расход газа, м3/ч	629,96

6. Технико-экономическое обоснование выбора газораспеделительной сети среднего давления из полиэтеленовых труб

Основная часть типовых схем газораспределительных систем городов и населенных пунктов России была разработана и внедрена в середине 50-х годов прошлого века. Такие схемы характеризуются высокой степенью централизации систем, когда один газорегуляторный пункт (ГРП) снабжает большое количество бытовых и мелких коммунальных потребителей по широко развитым сетям низкого давления, выполненным из стальных труб (рисунок 2).

Рисунок 2 - Существующая схема газораспределения населенного пункта

Наличие протяженной сети газопроводов низкого давления в сочетании с большими диаметрами труб обуславливает повышенную материалоемкость систем, а значит и высокую стоимость их эксплуатации. Кроме того, основная часть газопроводов состоит из изношенных стальных труб с истекшими сроками эксплуатации, что приводит к нарушению гидравлических режимов и к аварийным ситуациям, которые сопровождаются высокими финансовыми затратами. Оборудование большинства ГРП устарело и требует полной замены с частичной реконструкцией зданий. Для защиты подземных стальных газопроводов в городах находятся сотни электрозащитных установок с ограниченным сроком службы, которые также требуют замены и высоких затрат в эксплуатации. Также требуется контроль за качеством изоляционного покрытия стальных газопроводов.

Сетям низкого давления свойственны проблемы подачи газа потребителям в необходимом объеме и требуемых параметров. Это особенно актуально в тупиковых сетях низкого давления в период повышенного потребления газа (в зимний период) или при необходимости подключения новых потребителей к сетям низкого давления. Также проблематично обеспечение совместной работы газоиспользующего оборудования с различными номинальными рабочими давлениями на входе (1,3 или 2,0 кПа).

Поддержание на выходе из ГРП максимально допустимого давления 3,0 кПа приводит к ухудшению работы газоиспользующего оборудования у отдельных близко расположенных потребителей (повышенный расход газа, высокое содержание окислов азота в отходящих газах, перегрев элементов приборов, сажеобразование). На практике давление после регулятора поддерживается на уровне 2,0-2,5 кПа, что недостаточно для наиболее удаленных потребителей, у которых давление перед приборами из-за высоких потерь давления (до 1,8 кПа) значительно меньше номинального. Это приводит к падению мощности горелочных устройств, снижению КПД прибора, образованию опасных для жизни человека продуктов неполного сгорания. По данным, приведенным в источнике, при увеличении давления перед газовой плитой от номинального значения 1300 Па до 3000 Па КПД снижается с 45% до 29%, а при давлении 3500 Па КПД будет составлять 20% (рисунок 3).



Рисунок 3 - Зависимость КПД горелок газовой плиты от давления газа перед горелками

Аварийные ситуации последних лет показали, что при попадании в сети низкого давления газа среднего давления автоматика безопасности ГРП не всегда срабатывает и защищает газоиспользующее оборудование. Печально известны трагедии в Сестрорецке (02.02.2012) и в Москве (16.11.2014), где из-за резкого повышения давления газа в газопроводе низкого давления в квартирах нескольких жилых домов при включении газовых плит произошли взрывы. В результате пожаров погибли и пострадали люди, десятки домов были отключены от газоснабжения. В обоих случаях проводились ремонтные работы в квартальных ГРП. Конечный потребитель в настоящее время не оснащен устройством, способным снизить давление или перекрыть подачу газа в чрезвычайной ситуации.

6.1 Реконструкция сетей низкого давления

Основной комплекс мер по реконструкции существующих газораспределительных систем состоит из следующих этапов:

- замена существующих изношенных стальных газопроводов с полиэтиленовых труб меньшего диаметра внутри изношенных стальных с повышением давления;

- отказ от городских отдельно стоящих ГРП и разветвленных сетей низкого давления;

- установка ГРПШ у каждого потребителя;

Данные мероприятия позволяют максимально повысить экономичность, надежность и безопасность систем газоснабжения, а также энергоэффективность использования газового оборудования.

Однако условия городской застройки, состояние сети, большие объемы и сжатые сроки проведения работ не всегда позволяют провести весь комплекс мер. Не во всех случаях представляется возможным проложить газопровод среднего давления с установкой ГРПШ у каждого потребителя по улице, ширина которой не соответствует требованиям СНиПа, а также при высокой насыщенности подземными коммуникациями, так как существует опасность загазованности близлежащих безнапорных систем (канализация, теплосеть в канале).

Рисунок 4 - Схема реконструкции газораспределительных систем городов и населенных пунктов

В таких случаях эффективным решением является применение регуляторов-стабилизаторов давления газа, установленных на ответвлениях к жилым домам, с повышением выходного давления из квартального ГРП с 3,0 до 5,0 кПа.

Безопасность потребителя можно обеспечить прокладкой газопровода с максимальным низким давлением 5,0 кПа, на отводе к потребителю установить устройство прекращения подачи газа в случае аварии - контроллер газового потока, а у самого потребителя должен быть установлен регулятор-стабилизатор давления с низкого до более низкого - с 5,0 до 1,3-2,0 кПа.

Для обеспечения оптимальной работы газопотребляющих бытовых приборов с различным номинальным давлением газа (газовые плиты, водонагреватели, котлы, не имеющие встроенного редуктора давления) за счет автоматического поддержания заданного значения выходного давления независимо от изменения расхода газа и входного давления, а также очистки газа от механических примесей, рекомендуются к применению домовые или поквартирные регуляторы-стабилизаторы.

Они могут быть смонтированы на фасаде здания в защитном ящике или на внутреннем газопроводе перед счетчиком газа.

Рисунок 5 - Схема системы газоснабжения населенного пункта с максимальным низким давлением 5,0 кПа

При работе газового оборудования со стабилизатором давления газа достигается:

- энергосбережение - экономия природного газа при работе газоиспользующей установки на повышенных давлениях до 30 %;

- повышается надежность и срок работы газогорелочных устройств, обеспечивается безопасность потребителя за счёт исключения отрыва пламени горелок газовых приборов при аварийном повышения давления газа;

- обеспечиваются требования по ПДК опасных для жизни продуктов сгорания СО экологически чистым сжиганием газа в бытовых газовых приборах;

- отпадает необходимость регулировки автоматики nри изменении давления газа в газопроводе;

- поддерживается стабильная работа газогорелочного устройства (ГГУ) независимо от давления газа на входе в газоиспользующую установку;

- уменьшается объем работ при техобслуживании (отсутствуют отложения сажи в конвективной части газоиспользующей установки и в дымовой трубе);

- простота монтажа на любой газоиспользующей установке (газовая плита, газовые проточные колонки, отопительные аппараты, газовые и комбинированные котлы КСТГ, АОГВ и прочие) с автоматикой, работающей на природном газе низкого давления.

В настоящее время на рынке представлены модели СДГ отечественного и зарубежного производства, оснащенные фильтрующими элементами и предохранительными задорными устройствами. Диапазон входного давления у разных моделей СДГ, по данным производителей, составляет от 1,5 до 50,0 кПа, пропускная способность до 15 м3/ч, диапазон выходного давления: 1,3-2,0 кПа, 2,0 - 40,0 кПа. Данными приборами можно оборудовать не только индивидуальные дома и квартиры, но и многоквартирные жилые дома.

Рассмотрим экономический эффект от применения СДГ при модернизации сети низкого давления на 150 абонентов со среднечасовым потреблением в период пиковых нагрузок 250 м3/ч. При этом регулятор давления в ГРП был настроен на выходное давление 3,0 кПа, а давление на входе у абонентов составляло от 2,4 до 1,6 кПа, в зависимости от удаленности абонентов от ГРП по трассе газопровода. Соответственно, у первых абонентов имела место работа приборов при повышенных нагрузках, что особенно негативно сказывается на работе котлов с циклическим режимом работы горелки, а во втором - не обеспечивались паспортные характеристики по теплоотдаче и, кроме того, возникал риск погасания конфорок и запальников газовых котлов.

После установки в домах абонентов стабилизаторов давления типа ERG-M и настройки регулятора давления в поселковом ГРП на выходное давление всего 20 кПа, что пропускная способность данной газораспределительной увеличится более чем в 13 раз, а при дальнейшем увеличении выходного давления поселкового ГРП до 50 кПа - более чем в 20 раз. При этом гарантированно каждый абонент будет иметь на входе в ГРП давление газа 2,0 кПа. При этом газоснабжающая организация (ГСО) получает возможность извлекать из существующей ГРС значительные дополнительные доходы.

Таким образом, предлагаемый вариант прокладки газопровода среднего давления и модернизации существующих газораспределительных сетей низкого давления решает сразу несколько задач:

- существующие потребители обеспечиваются надежным и безопасным газоснабжением, получают возможность увеличить потребление газа, в частности для отопления дополнительных помещений;

- появляется возможность дополнительного газоснабжения ранее негазифицированных жилых домов, зданий и сооружений;

- ГСО получают существенные дополнительные доходы, которые могут направляться на развитие их внутренней инфраструктуры и реализацию других подобных проектов;

- снижается вероятность несанкционированного повышения давления у потребителя, повышается уровень безопасности.

7. Обоснование организационно-технологической схемы, определяющей оптимальную последовательность сооружения линейного объекта

Строительство газопровода разбивается на два периода - подготовительный и основной.

7.1 Подготовительный период

До производства основных строительно-монтажных работ необходимо выполнить следующие подготовительные мероприятия:

1) проверка и восстановление опорной геодезической сети, и закрепление на местности основных точек и необходимых реперов;

2) создание геодезической разбивочной основы с закреплением основных точек и необходимых реперов;

3) расчистка трассы строительства (в т.ч. вырубка древесно-кустарниковой растительности);

4) планировка трассы;

5) решение вопросов отводов грунтовых вод;

6) обеспечение строительной площадки противопожарными средствами, водоснабжением и инвентарем;

7) обеспечение площадки водой, теплом, электроэнергией на период строительства;

8) устройство временных зданий и сооружений административного, бытового и складского назначения;

9) организация связи для оперативно-диспетчерского управления производством работ;

10) согласование в соответствующих службах времени прокладки газопровода через существующие дороги.

Вырубка древесно-кустарниковой растительности по трассе прокладки газопровода производится в подготовительный период.

7.2 Перечень основных видов строительных и монтажных работ, подлежащих освидетельствованию

Перечень основных видов строительных и монтажных работ, ответственных конструкций, участков сетей инженерно-технического обеспечения, подлежащих освидетельствованию с составлением соответствующих актов приемки перед производством последующих работ и устройством последующих конструкций:

- разработка грунта под газопровод;

- устройство основания под газопровод;

- укладка газопровода;

- засыпка траншеи под газопровод;

- укладка сигнальной ленты;

- засыпка траншеи до проектных отметок;

- устройство футляров;

- устройство контрольных трубок, КИП, коверов;

- устройство фундаментов;

- герметизация вводов инженерных коммуникаций зданий;

- уплотнение грунта.

7.3 Монтаж газопровода

В основной период строительства выполняются все основные строительно-монтажные работы, связанные с монтажом и укладкой трубопроводов.

Полный объем строительно-монтажных работ выполняется строительно-монтажной бригадой, оснащенной строительными машинами, механизмами, сварочной техникой и автотранспортом, согласно производимым работам и их объемам.

При открытом способе прокладке газопровода снятие растительного слоя предусматривается бульдозером типа ДТ-75 с последующим перемещением его на площадки складирования вдоль отведенной полосы строительства, с которой по окончании основных работ он перемещается на засыпанную траншею и прилегающие участки трассы газопровода.

Разработку траншеи производить механизированным и ручным способом.

Механизированную разработку траншеи производить экскаватором обратная лопата с ковшом емк. 0,5 м3 типа ЭО-3322. Марка строительной техники уточняется генеральным подрядчиком при производстве работ.

Разрабатываемый грунт складируется в пределах полосы строительства, при этом растительный слой и минеральный грунт складируются отдельно друг от друга. Отрытые траншеи не должны продолжительное время оставаться незасыпанными. Работы по подчистке дна траншеи целесообразно выполнять одновременно с работой экскаватора. Рабочие, выполняющие подчистку дна траншеи, должны находиться вне зоны действия ковша экскаватора и располагаться таким образом, чтобы иметь возможность откидывать обвалившийся грунт со стенок и бермы траншеи под ковш экскаватора, а не на берму траншеи.

После прохождения экскаватора выполняется съемка дна траншеи с помощью геодезических приборов. При необходимости вручную выполняют доработку грунта до проектных отметок или засыпку участков перебора грунта. Возможно совмещение работ по разработке траншеи с укладкой в нее сваренных труб.

Стальные надземные участки газопровода для предохранения от коррозии покрыть лакокрасочными материалами первой группы желтого цвета по СНиП 2.03.11-85 (масляной краской по ГОСТ 8292-85 в два слоя по грунтовке типа ГФ-021 по ГОСТ 25129-82 для наружных работ при расчетной температуре наружного воздуха t = -33єС).

Надземные газопроводы окрасить в желтый цвет двумя слоями краски, лака или эмали по 2-м слоям грунтовки, предназначенной для наружных работ при температуре наружного воздуха -26оС. Швы газопроводов должны быть доступны для осмотра. Трубы должны иметь сварное соединение, равнопрочное основному металлу труб.

Обозначение трассы газопровода высокого давления выполнить путем установки опознавательных столбов, располагаемых на расстоянии 200-500 м и на расстоянии 1.0 м от оси газопровода, справа по ходу газа, на углах поворота и в местах пересечения с автодорогами. Опознавательные знаки устанавливаются на железобетонные столбики или металлические репера высотой 1.5 м или другие постоянные ориентиры. На опознавательных знаках указываются данные о диаметре, давлении, материале труб, расстоянии от газопровода, глубина его заложения и телефон аварийно-диспетчерской службы.

7.4 Пересечение газопровода искусственных и естественных преград

При пересечении проектируемого газопровода высокого давления с подземными инженерными коммуникациями при параллельной прокладке выдержано расстояние от фундамента зданий и сооружений - не менее 7,0 м, от фундамента опор воздушных линий электропередач напряжение до 1 кВ выдержано расстояние до газопровода не менее 2,0 м, от оси ствола дерева не менее 1,5м.

При пересечении проектируемого газопровода среднего давления с подземными инженерными коммуникациями выдержано расстояние в свету по вертикали не менее 0,2 м - от водопровода; не менее 0,5 м - от кабеля связи; при параллельной прокладке выдержано расстояние от водопровода в свету по горизонтали не менее - 1,0 м, от фундамента зданий и сооружений - не менее 4,0 м. От фундамента опор воздушных линий электропередач напряжение до 1 кВ выдержано расстояние до газопровода не менее 2,0 м в свету по горизонтали.

Фактическое положение существующих сетей определить шурфованием.

Вскрытие инженерных коммуникаций, пересекаемых трубопроводом должно производиться в присутствии представителей организаций, ведающих подземными коммуникациями в данном районе. Земляные работы по пересечению кабеля связи, газопровода и ЛЭП производить вручную на протяжении 2-х метров в каждую сторону от оси пересечений. При пересечении с ВЛ - 10 метров в каждую сторону от оси ВЛ.

Ввода и выпуски подземных коммуникаций, проходящих через подземную часть наружных стен зданий, расположенных вдоль трассы газопровода на расстоянии 15м или ближе, в обе стороны от газопровода должны быть уплотнены до пуска газопровода в эксплуатацию. Так же необходимо выполнить рассверловку крышек колодцев коммуникаций dу20мм в 50-метровой зоне от оси подземного газопровода для взятия проб на загазованность.

7.5 Сварочные работы

Полиэтиленовые трубы соединить между собой сваркой встык сварочным аппаратом высокой степенью автоматизации «ПИЛОТФЮЗ-160». Максимальная величина смещения кромок труб не должна превышать 10% от номинальной толщины стенок свариваемых труб. Сварку полиэтиленовых труб производить при температуре окружающего воздуха не выше + 40С и не ниже 15С.

Технологический процесс соединения труб и деталей сваркой встык включает:

Подготовку труб и деталей к сварке (сборка, центровка, механическая обработка торцов, проверка совпадения торцов и зазоров в стыке);

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

В местах перехода подземного полиэтиленового газопровода в надземное положение, соединение полиэтиленового газопровода со стальным выполняется на вертикальном участке в стальном футляре на выходе из земли неразъемным соединением НСПС ГАЗ SDR 11 с закладным нагревателем.

Стальные трубы сваривать между собой дуговой и газовой сваркой.

Сварные соединения труб в газопроводах по своим физико-механическим свойствам и герметичности должны соответствовать основному материалу свариваемых труб. Швы газопроводов должны быть доступны для осмотра.

Газовая сварка стальных труб с применением ацетилена допускается для газопроводов диаметром 150 мм с толщиной стенок до 5 мм включительно со скосом кромок.

Дуговую сварку производить с помощью сварочного агрегата АДД-300. В процессе сварки стыков должен осуществляться операционный контроль в соответствии с требованиями СНиП 42-01-2002 и технологической картой (основные строительно-монтажные работы по сооружению газопроводов). Стыки после сварки подвергаются контролю неразрушающим методом.

Сварочные материалы для дуговой и газовой сварки (электроды, сварочная проволока, флюсы) следует применять по действующим государственным стандартам в зависимости от материала свариваемых труб и температуры наружного воздуха, при котором осуществляется строительство газопровода. Сварочные работы могут производиться при температуре окружающего воздуха от минус 15°С до плюс 45°С. Место сварки защищают от атмосферных осадков, ветра, пыли и песка, а в летнее время и от интенсивного солнечного излучения. При сварке свободный конец трубы закрывают для предотвращения сквозняков внутри свариваемых труб.

Перед сборкой и сваркой труб, а также соединительных деталей необходимо тщательно очистить их полости от грунта, снега, льда и других посторонних предметов, а соединяемые концы - от всех загрязнений на расстоянии 50 мм от торцов. Концы труб, защищенные полипропиленовой оболочкой, освобождаются от нее с помощью специального ножа на расстояние не менее 15 мм. Очистку производят сухими или увлажненными кусками мягкой ткани из растительных волокон с дальнейшей протиркой и просушкой.

7.6 Сварка труб в зимних условиях

При подготовке труб под сварку в зимних условиях необходимо:

- очистить полость трубы, внутреннюю и наружную поверхности в зоне стыка ото льда и снега, и прочих загрязнений, просушить пламенем паяльной лампы или другим способом;

- зачистить кромки труб и прилегающие к ним внутреннюю и наружную поверхности труб до металлического блеска на длину не менее чем 10 мм;

- правку концов труб перед центровкой при температуре воздуха ниже минус 50С выполнять только в нагретом состоянии;

- длина прихваток должна быть на 40-50% больше длины прихваток, выполняемых при сварке в обычных условиях;

Сварку труб при температуре окружающего воздуха ниже минус 20°С следует выполнять с соблюдением следующих правил:

- сварочный ток должен повышаться на 15-20% по сравнению со сваркой в обычных условиях;

- процесс сварки следует вести непрерывно с повышенной скоростью;

- по окончании сварки шлак с последнего слоя шва не должен очищаться, а стык должен быть укрыт асбестовым полотенцем;

- асбестовое полотенце может быть снято со стыка только после полного выравнивания температуры стыка и трубы, затем очищается шлак.

Для ручной электродуговой сварки газопроводов, прокладываемых в городах и других населенных пунктах, из труб малоуглеродистой стали должны применяться электроды типа Э42, Э46, Э42А, Э46А, из малоуглеродистой низколегированной стали - электроды типа Э50А.

Для газовой сварки газопроводов должна применяться сварочная проволока СВ08А и СВ 08ГА.

Давлением в течение времени, необходимого для выравнивания температуры воздуха внутри газопровода с температурой грунта.

7.7 Испытание газопровода после прокладки

Испытание подземного газопровода следует производить после их монтажа в траншее и присыпке выше верхней образующей трубы не менее чем на 0,2 м или после полной засыпки траншеи. Сварные стыки должны быть заизолированы.

Подземные газопроводы, прокладываемые в футлярах следует испытывать в три стадии:

- после сварки перехода до укладки на место;

- после укладки и полной засыпки перехода;

- вместе с основным газопроводом.

Результаты испытания на герметичность следует считать положительными, если за период испытания давление в газопроводе не меняется, то есть нет видимого падения давления по манометру класса точности 0.6, а по манометрам класса точности 0,15 и 0,4 падение давления фиксируется в пределах одного деления шкалы.

Надземные газопроводы защищаются от атмосферной коррозии покрытием состоящим из двух слоев грунтовки и двух слоев краски, лака или эмали, предназначенных для наружных работ при расчетной температуре наружного воздуха в районе строительства.

Подготовительные работы, производство сварочных работ, контроль за качеством изоляционных работ и монтаж газопроводов должны отвечать требованиям СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы» и действующих «Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления» ПБ 12-529-03.

При выполнении работ должны соблюдаться требования СНиП 12-04-2002 «Безопасность труда в строительстве ч.2. Строительное производство».

7.8 Производство строительно-монтажных работ в зимний период

Календарный план строительства предусматривает частичное выполнение строительных работ в зимний период. Для того, чтобы обеспечить бесперебойное производство этих работ в зимнее время, на стройке своевременно должен быть составлен план мероприятий по подготовке к зиме. Этим планом, с указанием сроков выполнения, должны быть предусмотрены, как общие мероприятия по подготовке к работе в зимний период - заготовка топлива, утепление и подготовка бытовых помещений автотранспорта, складского хозяйства и т.д. - так и мероприятия по подготовке строительной площадки в зимнее время - завозка на площадку утепляющих материалов, ремонт приспособлений для работы в зимних условиях строительных механизмов, техники малой механизации и т.д.

При производстве земляных работ для их более эффективного выполнения применять отбойные молотки для рыхления.

При отсутствии необходимой техники может быть произведено оттаивание грунтов открытым способом или с применением паровых тепляков.

Организацию по бетонированию в зимних условиях рекомендуется вести с применением метода термоса с предварительным электропрогревом бетонной смеси.

Бетонные и железобетонные работы, выполняемые в зимний период, должны производиться в соответствии с особыми указаниями СНиП 52.01.2003 «Бетонные и железобетонные конструкции. Основные положения».

7.9 Благоустройство при строительстве газопроводов

При производстве строительно-монтажных работ организация, производящая работы, обязана обеспечить проезд спец. автотранспорта и проход к домам путем устройства мостов, пешеходных мостиков с поручнями, трапов - по согласованию с владельцем территории.