Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

строительство газопровод котел

В настоящее время доля природного газа в топливном балансе России значительная, так как газ является высокоэффективным энергоносителем. Кроме того, в условиях экономического кризиса газификация может составить основу социально-экономического развития большинства регионов России, обеспечить улучшение труда и быта населения, а также снижение загрязнения окружающей среды.

Основными задачами при использовании природного газа являются внедрение эффективного газопотребляющего оборудования, использование энергосберегающих технологий, обеспечение на основе природного газа производства теплоты и электроэнергии для тепло- и энергосбережения небольших городов и сельских населенных пунктов. Применение газового топлива позволяет избежать потерь теплоты, связанных с механическим и химическим недожогом топлива, а также способствует улучшению санитарного состояния воздуха населённых мест. В связи с этим очень важным фактором является грамотное газоснабжение потребителей.

В Вологодской области на протяжении последних лет осуществляется программа газоснабжения населённых мест. В рамках этого проекта в последние несколько лет осуществлено газоснабжение города Сокола, населённого пункта Тарнога. В перспективных планах развития системы газоснабжения области газификация новых районов - Верховажского, Устюженского, Кирилловского, Белозерского, планируется строительство газопроводов-отводов, в том числе: к с. Берёзовая Слободка Нюксенского района, к п. Туровец Междуреченского района, к г. Устюжне с отводом к д. Дубровка и д. Даниловская, к городам Кириллов и Белозерск, к д. Маза Кадуйского района, к д. Санинская Бабаевского района, а также межпоселковых газопроводов: с. Чуровское - с. Чаромское - д. Сизьма Шекснинского района. д. Борисово - д. Новое - д. Шолохово - с. Новленское Вологодского района.

В дипломном проекте разработано газоснабжение села Тарногский Городок. Ежегодно в России жилищно-коммунальное хозяйство потребляет миллионы гигакалорий тепловой энергии. Выработку этой энергии обеспечивают около 250 тысяч тепловых источников (ТЭЦ, котельные). Они обеспечивают так называемое централизованное теплоснабжение, при котором тепловой энергией от одного источника снабжается несколько объектов. По разным оценкам централизованное теплоснабжение в стране составляет более 70%, а в городах доходит до 95-99%. В последнее время наметилась тенденция децентрализации теплоснабжения т.к. переход на автономные источники тепла и горячего водоснабжения, которые позволяют осуществить более качественное регулирование и поддержание температуры, а так же снизить потери тепловой энергии.



1. Исходные данные

1.1 Климатическая и географическая справка

В административном отношении трасса проектируемых разводящих газовых сетей расположена ~ 330 км северо-восточней г. Вологды, на левом берегу р. Тарнога и проходит по южной окраине села Тарногский Городок по ул. Другова, Солнечная, Весенняя Тарногского района.

В геоморфологическом отношении исследуемая территория является составной частью Северо-Двинской впадины и приурочен к водно-ледниковой равнины с полого-холмистым рельефом, расчлененным долинами рек Тарноги и Кокшеньги.

Среднемесячная температура января -13,8°С.

Среднемесячная температура июля +17,3°С.

Средняя годовая температура воздуха +1,4°С.

Годовая сумма осадков составляет 673 мм.

Преобладающее направление ветра:

- зимой (январь) - Ю

- летом (июль) - С

Среднегодовая скорость ветра - 3.4 м/с

В таблице 1.1 приведены средние месячные и годовые температуры воздуха в соответствии со СП 131.13330.2012 «Строительная климатология». Метеостанция г. Тотьма.

Таблица 1.1. Средние месячные и годовые температуры воздуха

Месяц	Год
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Средняя месячная температура воздуха
-13,8	-13,3	-7,2	1,6	8,8	14,7	17,3	14,8	8,7	1,6	-5,2	-11,2	1,4



В таблице 1.2 приведены климатические характеристики района производства работ в соответствиисо СП 131.13330.2012 «Строительная климатология». Метеостанция г. Котлас.

Таблица 1.2. Климатические характеристики района производства работ

Характеристика	Величина
Климатические параметры холодного периода года
Температура воздуха наиболее холодных суток,°С, обеспеченностью 0,98 0,92	-41 -39
Температура воздуха,°С, обеспеченностью 0,94 в холодный период года	-19
Среднее количество суток с температурой ?0°С	168
Средняя месячная относительная влажность воздуха наиболее холодного месяца, %	86
Количество осадков за ноябрь - март, мм	184
Преобладающее направление ветра за декабрь - февраль	Ю
Средняя скорость ветра, м/с, за период со средней суточной температурой менее 8°С	4,5
Климатические параметры теплого периода года
Температура воздуха,°С, в теплый период года обеспеченностью 0,95	18
Температура воздуха,°С, в теплый период года обеспеченностью 0,98	26
Средняя максимальная температура воздуха наиболее теплого месяца,°С	23,2
Средняя месячная относительная влажность воздуха наиболее теплого месяца, %	74
Количество осадков за апрель - октябрь, мм	415
Суточный максимум осадков, мм	82
Преобладающее направление ветра за июнь - август	СЗ

1.2 Инженерно-геологическая характеристика участка строительства

Рассматриваемая территория Вологодской области располагается на северо-западном крыле Московской синеклизы северной части Русской плиты в пределах Восточно-Европейской древней платформы. В ее строении выделяются два структурных этажа: интенсивно дислоцированный кристаллический фундамент и полого залегающий осадочный чехол.

В геологическом строении площадки на исследуемую глубину до 3,0 м, принимают участие верхнечетвертичные озерно-ледниковые отложения (lg III) и отложения Пермской системы (Р2t), перекрытые современными биогенными образованиями (bIV), залегающие в следующей стратиграфической последовательности.

Современные биогенные образования (bIV) представлены почвенно-растительным слоем, с корнями растений и деревьев. Залегает непосредственно с поверхности на глубину до 0,2 м. и имеет повсеместное распространение, за исключением участков пересечения проектируемой трассы с автодорогами.

Верхнечетвертичные озерно-ледниковые (lg QIII), залегают под современными образованиями и встречены всеми скважинами. Представлены:

- суглинками тяжелыми пылеватыми, серовато-коричневого цвета, тугопластичными, с тонкими прослоями и линзами песков, вскрытая мощность суглинков 1.2 (скв. 5) - 2.0 (скв. 2), полная мощность не пройдена.

Отложения пермской системы являются подстиланием для всей вышеописанной толщи и представлены глинами легкими пылеватыми, красновато-коричневыми и красными. Консистенция данных грунтов полутвердая. Вскрытая максимальная мощность 1.0 м-1,8 м, полная мощность не пройдена.

Условия залегания и мощность слоев приведены на инженерно-геологических разрезах газопровода и инженерно-геологических колонках скважин.

1.3 Гидрогеологическая характеристика участка строительства

Принадлежность региона к зоне избыточного увлажнения предопределяет широкое распространение и сравнительно неглубокое залегание грунтовых вод. По характеру циркуляции подземные воды региона принадлежат к зоне свободного водообмена, формирующейся под влиянием климатических факторов и дренирующего воздействия гидрографической сети.

По проектируемой трассе газопровода изысканий всеми скважинами вскрыты подземные воды. По условиям залегания это водоносный горизонт грунтовых вод, приуроченных к озерно-ледниковым пескам. В суглинках имеет спорадических характер распространения.

Формирование подземных вод происходит за счет инфильтрации атмосферных осадков и талых вод паводкового периода. По гидрогеологическим условиям воды грунтовые, по условиям залегания - пластовые, безнапорные. Положение зеркала грунтовых вод зависит от сезонных метеорологических условий, т.к. питание этого водоносного горизонта происходит за счет инфильтрации атмосферных осадков. Водоупором служит слой глины, залегающий в основании водоносной толщи.

Разгрузка осуществляется по уклону рельефа в ближайшие водотоки (рТарнога и рКокшеньги), а также понижения рельефа.

На период производства буровых работ (июнь 2015) подземные воды вскрыты скважинами на глубине 0,7 м - 1,3 м, что соответствует абсолютной отметке 105.19 м - 110.82 м установившийся уровень зафиксирован на той же глубине. Преимущественно уровень вскрыт на глубине 1,0-1,1 м. В периоды снеготаяния и длительных дождей в приповерхностной толще разреза, сложенной более рыхлыми четвертичными осадками, образуются воды, по характеру развития близкие к типу «верховодки». Максимально высокие горизонты грунтовых вод приходящиеся на периоды снеготаяния и обильных дождей ожидаются на отметках близких к поверхности земли.

Исследуемая территория по СНиП 2.05.02-85*, приложение 1 в целом относится ко второй зоне, зоне избыточного увлажнения, что предопределяет развитие грунтовых вод с низкой минерализацией и высоким уровнем их залегания.

По данным химического анализа грунтовые воды по СП 28.13330.2012 характеризуется как гидрокарбонатные кальциево-натриевые, пресные (0,62 мг/л), жесткие (7,1 мг/кв.); нейтральные (рН=7,0).

К бетону нормальной плотности марки по водонепроницаемости W4, W6, W8 грунтовые воды неагрессивны по всем показателям, к металлическим конструкциям - среднеагрессивны, к арматуре ж/б конструкций при переодическом смачивании - неарессивны, при периодическом смачивании - неарессивны. Коррозионная активность грунтовых вод по отношению к свинцовой оболочке кабеля оценивается как низкая, к алюминиевой - как средняя.

Для цемента при различном содержании гидрокарбонатов - неагрессивная степень воздействия.

Степень воздействия на металлические конструкции для пресных природных вод при скорости воды до 1 м/сек-среднеагресивная, при скорости от 1 до 10 м/сек-сильноагрессивная. Степень воздействия на арматуру железобетонных конструкций-неагрессивная.



2. Расчет потребности природного газа

2.1 Расчет потребности в тепловой энергии

Необходимо рассчитать потребность в тепловой энергии для 20 потребителей. Расчеты показаны на примере одного здания. Результаты расчета по остальным зданиям представлены в приложении 1.

Максимальный часовой расход теплоэнергии на отопление здания рассчитывается по формуле (2.1):

, Гкал/ч, (2.1)

где -коэффициент, учитывающий климатические и эксплуатационные условия, принимается в соответствии со СНиП 2.08.09-89* «Жилые здания» ;

- расчетная температура внутри помещения, принимаетсявсоответствии со СНиП 2.04.05-91 «Строительные нормы и правила» ;

V-наружный объем здания, ;

- удельная отопительная характеристика здания, ккал/(), принимается в соответствии со СП 50.13330.2012 «Тепловая защита зданий» 0,78 ккал/();

- расчетная температура наружного воздуха (параметр «Б») СНиП 2.04.05-91* «Отопление, вентиляция и кондиционирование», СП 131.13330.2012 «Строительная климатология»;

- коэффициент, учитывающий расход тепла на подогрев инфильтрующегося воздуха, рассчитывается по формуле (2.2):



, (2.2)

где g - ускорение свободного падения 9,81 м/с;

L-свободная высота здания, м;

- расчетная для данной местности скорость ветра в отопительный период(проектная) 3,4 м/с.

Расчитаем максимальный часовой расход теплоэнергии на отопление здания по формуле (2.1):

, Гкал/ч.

2.2 Расчет потребности в топливе

Расход запрашиваемого натурального топлива по месяцам года рассчитывается по формуле (2.3):

, тыс., (2.3)

где - низшая теплота сгорания топлива;

ккал/ - для природного газа;

- коэффициент полезного действия тепловой установки 0,92;

- суммарный расход тепловой энергии на отопление, вентиляцию, ГВС и технологию, (с учетом тепловых потерь), Гкал/мес.

Рассчитаем расход тепловой энергии на отопление за месяц по формуле (2.4):



Гкал, (2.4)

где - температура расчетного месяца (проектная), ;

n - количество дней в расчетном месяце.

Рассчитаем расход запрашиваемого натурального топлива (природного газа) по формуле (2.3):

, тыс..

Рассчитаем потребность в тепловой энергии по кварталам года по формуле (2.5):

(2.5)

Рассчитаем потребность в тепловой энергии за год (природного газа) по формуле (2.6):

(2.6)



3. Подбор газового котла

Исходя из потребности в тепловой энергии подбираем газовый котел по формуле расчета необходимого для обогрева дома тепла (3.1):

, кВт, (3.1)

где S - общая площадь здания, включающая жилые и бытовые комнаты (мІ);

W - мощность котла (кВт);

- среднестатистический параметр удельной мощности, используемый для расчетов в определенной климатической зоне (кВт/мІ).

Удельная мощность, зависящая от климатических особенностей региона,

составляет:

для Московской области - от 1,2 кВт до 1,5 кВт;

для южных областей страны - от 0,7 кВт до 0,9 кВт;

для северных областей страны - от 1,5 кВт до 2,0 кВт.

100 мІ/10 мІ = 10 - промежуточный расчетный коэффициент, подразумевающий условие, что на каждые 10 мІ обогреваемых помещений необходим 1кВт генерируемого котлом тепла.

Сделаем расчет мощности газового котла отопления по формуле (3.1):

, кВт.

Получили количество тепловой энергии, которое потребуется дому со стандартными теплотехническими характеристиками.

Для обеспечения поставки горячей воды в душ, в раковину на кухне добавим еще 20%:

, кВт. (3.2)

Вспомним о том, что давление в контуре с естественной циркуляцией может быть нестабильным, обеспечим запас 15% энергии:

, кВт. (3.3)

Ввиду того, что некоторые утечки тепла практически неизбежны, округлим результат в большую сторону, значит, для организации отопления с газовым котлом в этом доме нужен будет агрегат мощностью 21 кВт как минимум.

По результатам расчета подобран настенный двухконтурный газовый котел с закрытой камерой сгорания MASTER GAS SEOUL с номинальной мощностью 21 кВт.



4. Гидравлический расчет газопровода

По рабочему давлению транспортируемого газа газопроводы подразделяются на газопроводы высокого давления I и II категорий, среднего давления и низкого давления, таблица 4.1 в соответствии с[1].

Таблица 4.1. Классификация газопроводов

Классификация газопроводов по давлению	Вид транспортируемого газа	Рабочее давление в газопроводе, МПа
Высокого	I категории	Природный	Св. 0,6 до 1,2 включительно
		СУГ	Св. 0,6 до 1,6 включительно
	II категории	Природный и СУГ	Св. 0,3 до 0,6 включительно
Среднего	То же	Св. 0,005 до 0,3 включительно
Низкого	»	До 0,005 включительно

Значения расчетной потери давления газа при проектировании газопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и бытовых предприятий и организаций коммунально-бытового обслуживания принимаются в зависимости от давления газа в месте подключения с учетом технических характеристик принимаемого к установке газового оборудования.

При выполнении гидравлического расчета газопроводов расчетный внутренний диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле (4.1):

(4.1)

где - расчетный диаметр, см;

, A, B, m - коэффициенты, определяемые по таблицам 10 и 11 в зависимости от категории сети (по давлению) и материала газопровода [1];

- расчетный расход газа, м³/ч, при нормальных условиях;

- удельные потери давления (Па/м - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей среднего и высокого давления), определяемые по формуле (4.2):

, (4.2)

где - обозначение то же, что и в формуле 4.1;

- допустимые потери давления (Па - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей среднего и высокого давления), = 0,05 МПа (для стали) и = 0,08 МПа (для полиэтилена);

L - расстояние до самой удаленной точки, м.

Таблица 4.2. Допустимые потери давления для различных категорий газораспределительных сетей [1]

Категория сети	А
Сети низкого давления	106 / (162 2) = 626
Сети среднего и высокого давления	= 0,101325 МПа, - усредненное давление газа (абсолютное) в сети, МПа.

Таблица 4.3. Значения коэффициентов в зависимости от материала газораспределительной сетей [1]

Материал	В	m	m1
Сталь	0,022	2	5
Полиэтилен	, v - кинематическая вязкость газа при нормальных условиях, м2/с.	1,75	4,75



В=0,0446; m = 1; m1 = 4.

Внутренний диаметр газопровода принимается из стандартного ряда внутренних диаметров трубопроводов [1]: ближайший больший - для стальных газопроводов и ближайший меньший - для полиэтиленовых [3].

Для отдельных жилых домов и общественных зданий расчетный часовой расход газа, м³/ч, следует определять по сумме номинальных расходов газа газовыми приборами с учетом коэффициента одновременности их действия по формуле (4.3):

(4.3)

где - сумма произведений величин K_sim, q_nom и n_i от i до m;

K_sim - коэффициент одновременности, принимаемый для жилых домов по таблице 5 [2];

q_nom - номинальный расход газа прибором или группой приборов, м³/ч, принимаемый по паспортным данным или техническим характеристикам приборов;

n_i - число однотипных приборов или групп приборов;

m-число типов приборов или групп приборов.

Падение давления на участке газовой сети можно определять:

- для сетей низкого давления по формуле (4.4):

, (4.4)

где Р_н - абсолютное давление в начале газопровода, МПа;

Р_к - абсолютное давление в конце газопровода, МПа;

Р₀ = 0,101325 МПа;

- коэффициент гидравлического трения;

l-расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;

d - внутренний диаметр газопровода, см;

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

Q₀ - расход газа, м³/ч, при нормальных условиях;

Коэффициент гидравлического трения определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса, формула (4.5):

, (4.5)

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

Q₀, d - обозначения те же, что и в формуле (4.4), и гидравлической гладкости внутренней стенки газопровода, определяемой по условию (4.6):

, (4.6)

где Re - число Рейнольдса;

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

d - обозначение то же, что и в формуле (4.4).

- для шероховатых стенок (неравенство (4.6) несправедливо) при Re> 4000, формула (4.7):

, (4.7)

где n - обозначение то же, что и в формуле (4.4);

d - обозначение то же, что и в формуле (4.4).

Расчетную длину газопроводов определяют по формуле (4.8):

, (4.8)

где l₁ - действительная длина газопровода, м.

Результаты расчета представлены на чертеже «Схематичное изображение подвода газа к потребителям».



5. Расчет газопровода на прочность

Для расчета газопровода на прочность и устойчивость (против всплытия) необходимо:

- определить размеры труб по рабочему (нормативному) давлению;

- провести поверочный расчет принятого конструктивного решения (оценить допустимости назначенных радиусов упругого изгиба газопровода и температурного перепада);

- определитьнеобходимую величины балластировки;

- обеспечить кольцевую форму поперечного сечения (предельно допустимуювеличинуовализации).

5.1 Расчетные характеристики материала газопровода

Расчетными характеристиками материала газопроводов являются: минимальная длительная прочность, определяемая по ГОСТ Р 50838, модуль ползучести материала трубы, коэффициент линейного теплового расширения, коэффициент Пуассона.

Минимальная длительная прочность согласно ГОСТ Р 50838 принимается для труб из:

ПЭ100 - 10,0МПа; ПЭ80 - 8,0 МПа;

Стандартное размерное отношение номинального наружного диаметра к номинальной толщине стенки определяется по формуле (5.1):

, (5.1)

где MRS - показатель минимальной длительной прочности полиэтилена, использованного для изготовления труб и соединительных деталей, МПа;

MOP - рабочее давление газа, МПа, соответствующее максимальному значению давления для данной категории газопровода;

С - коэффициент запаса прочности, выбираемый в зависимости от условий работы газопровода по [1] равен 2,8.

Стандартное размерное отношение номинального наружного диаметра к номинальной толщине стенки определяется по формуле (5.1):

Напряжение в стенке трубы определяется по формуле (5.2):

=, Мпа, (5.2)

где р - рабочее давление, МПа.

Модуль ползучести материала труб для срока службы газопровода 50 лет принимается в зависимости от температуры эксплуатации по графикам, приведенным на рисунке 3 [3].

При температуре 5^оС Е(t_е)= 333 МПа.

Коэффициент линейного теплового расширения материала труб принимается равным:

,° (5.3)

Коэффициент Пуассона материала труб принимается равным µ=0,43.

5.2 Нагрузки и воздействия

В нашем случае присутствуют:

- силовые нагружения - внутреннее давление газа, вес газопровода, сооружений на нем и вес транспортируемого газа, давление грунта, гидростатическое давление и выталкивающая сила воды, нагрузки, возникающие при укладке и испытании;

- деформационные нагружения - температурные воздействия, воздействия предварительного напряжения газопровода, воздействия неравномерных деформаций грунта;

Собственный вес единицы длины газопровода определяется по формуле (5.3):

, Н/м, (5.3)

где - расчетная масса 1 м трубы, принимаемая по ГОСТ Р 50838, для полиэтиленовой трубы SDR11 наружным диаметром 110 мм равна 3,14 кги для полиэтиленовой трубы SDR11 наружным диаметром 160 мм равна 5,08 кг;

g - ускорение свободного падения 9,81 м/с².

Собственный вес газопровода для полиэтиленовой трубы SDR11 наружным диаметром 110 мм определяем по формуле (5.3):

Н/м.

Собственный вес газопровода для полиэтиленовой трубы SDR11 наружным диаметром 110 мм определяем по формуле (5.3):

Н/м.

Давление грунта на единицу длины газопровода определяется по формуле (5.4):

, Н/м, (5.4)

где_m - плотность грунта, принимаемая по отчету инженерных изысканий 2060 кг/м³;

d_е - наружный диаметр газопровода, м;

h_m - расстояние от верха трубы до поверхности земли 1,2 м;

ИГЭ-2 - Суглинок тяжелый пылеватый, тугопластичный, с тонкими прослоями песка мелкого.

Давление грунта на единицу длины газопроводадля SDR11 наружным диаметром 160 ммопределяется по формуле (5.4):

, Н/м.

Давление грунта на единицу длины газопроводадля SDR11 наружным диаметром 110 мм определяется по формуле (5.4):

, Н/м.

ИГЭ-4-Глина легкая пылеватая, полутвердая.

5.3 Проверка прочности принятого конструктивного решения

Проверка прочности газопровода согласно требованиям [1] состоит в соблюдении следующих условий:

- при действии всех нагрузок силовогонагружения:

, МПа. (5.5)

- при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений:

Мпа. (5.6)

Значения, определяются по формулам (5.7), (5.8):

- при действии всех нагрузок силовогонагружения:

, МПа. (5.7)

, МПа,



0,009< 3,2, МПа.

условие прочности выполнено;

- при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений:

Мпа (5.8)

, МПа,

0,675 < 4,0, МПа.

условие прочности выполнено;

где б - коэффициент линейного теплового расширения материала труб

, (5.9)

Е(t_е) - модуль ползучести материала труб 333 МПа;

Дt - температурный перепад в материале трубы равный разности между температурой газа в процессе эксплуатации газопровода и температурой, при которой фиксируется расчетная схема газопровода.



6. Расчет устойчивости положения газопровода (против всплытия) в водонасыщенных грунтах

Расчет устойчивости положения газопровода (против всплытия), прокладываемого в водонасыщенных грунтах выполнен согласно [3].

Для обеспечения устойчивости положения газопровода в период эксплуатации проектом предусмотрено использование минерального грунта обратной засыпки.

Необходимая толщина слоя грунта над трубопроводом (без учета температурного перепада и давления) определяется из условия:

К_мК_н.вq_в ? q_пр.гр (6.1)

где К_м - коэффициент безопасности по материалу;

К_н.вq_в - коэффициент надежности при расчете устойчивости положения трубопровода против всплытия;

q_пр.гр - расчетный вес грунта, приходящийся на единицу длины трубопровода и препятствующий его всплытию, кгс/м (предельная удерживающая способность грунта вертикальным поперечным перемещениям);

q_в - выталкивающая сила, приходящаяся на единицу длины погруженного в воду трубопровода, кгс/м;

, (6.2)

где с_w - плотность воды, кг/м³

D_н - наружный диаметр трубопровода с учетом изоляции, м, когда уровень стояния воды ниже уровня земли (h₁>0).



, (6.3)

где г_взв - объемный вес взвешенного в воде грунта, кгс/м³;

, (6.4)

h₂ - высота погруженного в воду слоя грунта, расположенного над трубопроводом, м;

К - коэффициент, учитывающий уменьшение удерживающей способности призм выпирания (К=Dн при d труб меньше 1020 мм и К=1 при d труб 1020 мм и более);

j_гр - угол внутреннего трения грунта;

С - удельное сцепление грунта;

г_гр - объемный вес грунта естественной влажности, кгс/м³;

h₁ - высота слоя грунта, расположенного над трубопроводом выше уровня воды (с учетом осадки грунта) м;

г_у - средний удельный вес грунта, кгс/м³;

г_в - объемный вес воды с учетом растворенных в ней солей, кгс/м³;

Расчет удерживающей способности грунта, приходящейся на единицу длины газопровода, кгс/м, когда уровень стояния воды ниже уровня земли (h₁>0) приведен в таблице 6.1.

Таблица 6.1. Расчет удерживающей способности грунта, приходящейся на единицу длины газопровода, кгс/м, когда уровень стояния воды ниже уровня земли (h₁>0)

Исходные данные			Скв.2	Скв.3	Скв.4	Скв.5	Скв.6
Характеристики грунтов			ИГЭ-2	ИГЭ-2	ИГЭ-2	ИГЭ-3	ИГЭ-2	ИГЭ-2
Высота слоя грунта, расположенного над трубопроводом выше уровня воды (с учетом осадки грунта)	h1	м	1	1	0,7	0	1	1,1
Высота погруженного в воду слоя грунта, расположенного над трубопроводом	h2	м	0,2	0,2	0,3	0,2	0,2	0,1
Коэффициент, учитывающий уменьшение удерживающей способности призм выпирания (К=Dн при d труб меньше 1020 мм и К=1 при d труб 1020 мм и более)	К		0,16	0,16	0,11	0,11	0,16	0,11
Угол внутреннего трения грунта	цгр	град	23	23	23	22	23	23
Удельное сцепление грунта	С	кгс/м2	3059	3059	3059	4487	3059	3059
Наружный диаметр трубопровода	d	м	0,160	0,160	0,110	0,110	0,160	0,110
Толщина изоляции	д	м
Средний удельный вес грунта (плотность частиц грунта)	г у	кгс/м3	2060	2060	2060	2020	2060	2060
Коэффициент пористости	е		0,62	0,62	0,62	0,69	0,62	0,62
Объемный вес воды с учетом растворенных в ней солей	г в	кгс/м3	1000	1000	1000	1000	1000	1000
Объемный вес грунта естественной влажности (плотность сухого грунта)	ггр	кгс/м3	1690	1690	1690	1630	1690	1690
Коэффициент безопасности по материалу	Км		1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1
Коэффициент надежности при расчете устойчивости положения трубопровода против всплытия	Кн.в		1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05
Плотность воды	сw	кг/м3	1000	1000	1000	1000	1000	1000
Ускорение свободного падения	g	м/с2	9,81	9,81	9,81	9,81	9,81	9,81



Таблица 6.2. Расчетные данные

Расчетные данные
Выталкивающая сила, приходящаяся на единицу длины погруженного в воду трубопровода	qв	кгс/м	20,10	20,10	9,50	9,50	20,10	9,50
Объемный вес взвешенного в воде грунта	взв	кгс/м3	654,32	654,32	654,32	603,55	654,32	654,30
Наружный диаметр трубопровода с учетом изоляции	Dн	м	0,16	0,16	0,11	0,11	0,16	0,11
Расчетная удерживающая способность грунта	qпр.гр	кгс/м	1026,57	1026,57	540,36	102,18	1026,57	719,53
Итого расчетная удерживающая способность грунта	qпр.гр	кгс/м	1026,57	1026,57	642,54		1026,57	719,53
КмКн.вqв? qпр.гр
(скважина2) 23,22< 1026,57
(скважина 3) 23,22< 1026,57
(скважина 4) 10,97<642,54
(скважина 5) 23,22< 1026,57
(скважина 6) 10,97<719,53
Вывод: Условие устойчивости выполнено, балластировка по скважине 2-6 не требуется.



7. Сметный расчет

Таблица 7.1. Инженерно-геодезические работы

Виды работ по СБЦ на инженерно-геодезические изыскания Госстрой России (выпуск 2004 года)	Обоснование стоимости	Ед. измерения	Расчет стоимости
			Коэффициент	Цена	Кол-во	Стоимость
1. Инженерно-геодезические работы
1.1 Полевые работы
Составление топоплана М 1:500 сеч. 0,5 кат2 (застроенная территория)	Таб.9 $.5	га	1	3284	4	20360,80
- съемка подземных коммуникаций	Таб.9 прим. 4		1,55
Итого полевые						20360,80
1.2 Прочие затраты на инженерно-геодезические работы
Расходы по внутреннему транспорту	Общ.ук. п. 9 таб-4 $2	в% от п 1,1	0,0875	20361		1782
от 5 км до 10 км
Организация и ликвидация полевых работ к=	Общ.ук. п13	в% от п 1,1	0,06	1782		214
	прим. 1		2,0
Итого прочих затрат						1995
1.3 Камеральные работы
Составление топоплана М 1:500 сеч. 0,5 кат2 (застроенная территория)	Таб.9 $.5	га	1	1067	4	5633,76
-составление плана подземных и надземных сооружений в цвете	Общ.ук п. 15 прим. (г)		1,1
-выполнение камеральных и картографич. работ с применением комп. технологий	Общ.ук п. 15 прим. (д)		1,2

Таблица 7.2. Инженерно-геологические работы

Виды работ по СБЦ на инженерно-геологические изыскания Госстрой России (выпуск 2004 года)	Обоснование стоимости	Ед. измерен.	Расчет стоимости
			Коэффициент	Цена	Кол-во	Стоимость
1. Инженерно-геологические работы
1.1 Полевые работы
Планово-высотная привязка скважин III кат. до 200 м	Таб.93 $1	точка	-	29,9	6	179,40
Бурение скважин механическим способом	Таб.19 $1	п.м.	-	22,7	18	408,60
Отбор монолитов	Таб.57 $1	мон.	-	22,9	6	137,40
Итого						725,40
Внешний транспорт	Таб.57 $1	%	11,5			83,42
Организация и ликвидация	п. 13	%				72,79
Итого полевые						881,61
1.2 Лабораторные работы
Полный комплекс физических свойств	Таб.63 $8	обр.	-	47,1	6	282,60
Химический анализ воды	Таб.73 $3	обр.	-	45,7	2	91,40
Итого лабораторных работ						374,00
1.3 Камеральные работы

Таблица 7.3. Инженерно-экологические работы

№№	Наименование работ	Обоснование стоимости	Расчет стоимости	Стоимость
				(руб.)
А. ПОЛЕВЫЕ РАБОТЫ
1	Отбор проб для бактериологического анализа воды	СБЦ 1999, Таб. 60 п. 9	18.8х2х1.3	48,88
		Общие указания п 8г К-1.3
2	Отбор точечных проб для анализа на загрязненность по химическим показателям: почво-грунтов	СБЦ 1999, ч. 5, гл. 16 таб. 60 п. 7	6.9х2х1.3	17,94
		Общие указания п. 8г, К-1.3
3	Отбор проб почво-грунтов для бактериологического анализа	СБЦ 1999, ч. 5 гл. 16, таб. 60 п. 10	37.7х2х1.3	98,02
		Общие указания п. 8г, К-1.3
	Итого:		К - 0,85		140,11
Б. ЛАБОРАТОРНЫЕ РАБОТЫ
4	Комплексное исследование химического состава грунтов		90.0х2	180,00
5	Комплексное исследование химического состава воды	СБЦ 1999, ч. 5, гл. 16, таб. 73, п. 2	67.3х2	134,60
	Итого:	314,60
В. КАМЕРАЛЬНЫЕ РАБОТЫ

Таблица 7.4. Проектные работы

№ п.п.	Характеристика предприятия, здания, сооружения или виды работ	Номер частей, глав, таблицы, процентов, пунктов к справочникам	Расчет стоимости по справочникам базовых цен на проектные работы	Стоимость, руб.
	работ	справочникам
1	2	3	4	5
1	Газопровод	СБЦ - 2015
	низкого	Газооборудование и газоснаб-	С=(35592+76817*0,95)*0,4*	55 981,56
	давления	жение промышленных пред-	*0,4*1,08*3,73*0,8
	L=950 м	приятий, зданий и сооружений.
		Наружное освещение
	в том числе по разделам:	табл. 7 п. 3
	ППО	0,4 - п. 1.4, Приказ №620
		0,4 - глава 2.2, п. 2.2.6
		1,08 - районный коэф.
		3,73 - индекс изм-ния
		сметной стоим-сти на
		2 кв. 2015 г.



Таблица 7.5. Сводная смета

№ п.п.	Перечень выполняемых работ	Характеристика проектируемого объекта	Ссылка на №смет	Стоимость работ, руб.	НДС,	Всего
				изыскательских	проектных	руб.	с НДС,
							руб.
1	Инженерно-геодезические изыскания	4 Га	2.1	93 262,16		16 787,19	110 049,35
2	Инженерно-геологические изыскания	6 скв. (18 п.м.)	2.2	55 611,83		10 010,13	65 621,96
3	Инженерно-экологические изыскания	2 пробы	2.3	24 232,73		4 361,89	28 594,62
4	Проектные работы	наружный газопр. протяж. 0,95 км	2.4		134 255,75	24 166,03	158 421,78
	Итого по сводной смете:				134 255,75	55 325,24	362 687,71

По результатам сметного расчета была определены общие затраты на строительство распределительного газопровода. Они составили 362687,71 руб. [17].



8. Сведения о линейном объекте с указанием наименования, назначения и месторасположения начального и конечного пунктов линейного объекта

Объект газификации - газопровод распределительный низкого давления по ул. Другова, Солнечная, Весенняя в селеТарногский Городок.

Подача природного газа в проектируемый распределительный газопровод низкого давления для газоснабженияпотребителеймикрорайона индивидуальной жилой застройки расположенной в селе Тарногский городок предусматривается от существующего полиэтиленового подземного газопровода низкогодавления.

Расход газа для данного микрорайона с перспективой с учетом коэффициента одновременности равен 135 мі/час.

Природный газ предназначенный для частных домовладений используется на нужды пищеприготовления, отопления и горячего водоснабжения.

Диаметры проектируемых газопроводов определены гидравлическим расчетом согласно [2].

Давление газа в точке подключения: 2,2 кПа.

Таблица 8.1. Технико-экономическая характеристика проектируемого объекта

№№ п/п	Наименование показателей	Единицы измерения	Показатели
1	Наименование потребителей газа	шт	Домовладение 51
2	Расчетный расход газа	м3/ч	135,0
3	Подземный газопровод низкого давления из
	полиэтиленовых труб по ГОСТ Р50838-2009
	в том числе:
	Труба ПЭ100 ГАЗ SDR11 160х14,6 ГОСТ Р 50838-2009	пм	694,0
	Труба ПЭ100 ГАЗ SDR11 110х10,0 ГОСТ Р 50838-2009	пм	252,2
4	Отключающие устройства:
	Кран шаровой из ПЭ-ВП Дy160, ј оборота без
	сужения условного прохода	шт	1

8.1 Сведения о земельных участках, изымаемых во временное и постоянное пользование, обоснование размеров изымаемых земельных участках

Потребность в земельных ресурсах для строительства проектируемого газопровода определена с учетом принятых проектных решений, схем расстановки механизмов, проезда технологического транспорта, монтажной зоны и отвалов растительного и минерального грунта.

Отвод земель во временное (краткосрочное) пользование:

Отчуждение земель во временное использование выполняется на период производства строительно-монтажных работ. Все строительные работы должны проводиться исключительно в пределах полосы отвода. В полосу временного отвода включена вся зона производства работ с учетом индивидуальных особенностей участков строительства (разная технология работ, типы угодий и т.д.).

Ширина полосы земель, отводимых во временное краткосрочное использование, согласно принятой в проекте организации строительства составляет 15,9 м.

Согласно расчетам площадь земель отводимых во временное краткосрочное использование, на период строительства линейной части газопровода и площадных объектов составляет 3700,0 м² (0,37 Га).

Отвод земель в постоянное (долгосрочное) пользование:

В постоянное пользование отводятся земли:

- огражденный участок в зоне установки подземного шарового крана Ш160: точка 26+6,64.

- площадки для установки коверов контрольных трубок и опознавательных столбиков.

Согласно расчетам, приведенным в таблице 4, площадь земель отводимых в постоянное пользование составляет 2,0 м² (0,002 Га).

Таблица 8.2. Расчет площади земель отводимых в постоянное пользование

Наименование площадного объекта	Площадь занимаемых земель, м2
Площадка под кран (1 шт.)	1,0
Площадка под ковер контрольной трубки (1 шт.)	1,0
Итого:	2,0

Ограниченное пользование земельными участками:

Для охраны газопровода и обеспечения сохранности окружающей среды оформляется право ограниченного пользования чужим земельным участком (сервитут) в полосе охранных зон газопровода и технологических площадок.

Охранная зона для газораспределительных сетей составляет 8247,37 м² (0.82 Га), в т.ч.:

- вдоль трассы подземного полиэтиленового газопровода низкого давления - в виде территории, ограниченной условными линиями, проходящими с каждой стороны на расстоянии 2 метров от газопровода.

8.2 Сведения о категории земель, на которых будет располагаться линейный объект

Трасса проектируемого газопровода не затрагивает земель сельскохозяйственного назначения, лесного, водного фондов и особо охраняемых природных территорий.



8.3 Сведения о размере средств, требующихся для возмещения убытков правообладателям земельных участков

Ввиду того, что изъятия земельных участков частных землевладений во временное пользование при строительстве объекта не предполагается, средства для возмещения убытков правообладателям не предусматривались.

8.4 Сведения об использованных в проекте изобретениях, результатах проведенных патентных исследований

Все материалы, оборудование и изделия, предусмотренные проектной документацией, имеют сертификат качества и разрешение на применение на территории РФ. Принятые технические решения соответствуют требованиям нормативно-правовых актов, действующих на момент проектирования. Использование особых изобретений, требующих проверки на патентную чистоту, проектной документацией не предусмотрено.

8.5 Сведения о наличии разработанных и согласованных специальных технических условий

Разработка специальных технических условий на проектирование данного объекта не требуется.

8.6 Описание мест обхода (пересечения) искусственных и естественных преград и препятствий

На пути следования трасса проектируемого газопровода пересекает существующие искусственные и естественные препятствия перечень которых приведен в таблице 8.3.



Таблица 8.3. Ведомость искусственных и естественных преград и препятствий с указанием точек пересечения

№ п/п	Наименование преграды	Точки через которые проходит преграда	Давление	Диаметр газопровода, материал	Способ прокладки
1	Грунтовая дорога	29-30	низкое	110х10 ПЭ100	Открытый
2	Грунтовая дорога	11-13	низкое	160х10 ПЭ100	Открытый
3	Грунтовая дорога	14-15	низкое	160х10 ПЭ100	Открытый
4	Грунтовая дорога	14-31	низкое	160х10 ПЭ100	Открытый
5	Грунтовая дорога	19-24	низкое	160х10 ПЭ100	Открытый
6	Грунтовая дорога	34-37	низкое	110х10 ПЭ100	Открытый



9. Инструментальный контроль качества выполнения строительно-монтажных работ

Требуемое качество и надежность сооружений должны обеспечиваться строительными организациями путем осуществления комплекса технических, экономических и организационных мер эффективного контроля на всех стадиях строительства.

Контроль качества строительно-монтажных работ должен осуществляться специалистами, оснащенными техническими средствами, обеспечивающими необходимую достоверность и полноту контроля.

Контроль качества строительно-монтажных работ должен производиться в соответствии с разделом 10 СП 62.13330.2011 «Газораспределительные системы». Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002.

Проверка соответствия трубопроводов, газоиспользующего и газового оборудования проекту и требованиям нормативных документов внешним осмотром и измерениями производится в объеме 100%. Сварные соединения подлежат визуальному и измерительному контролю в целях выявления наружных дефектов всех видов, а также отклонений по геометрическим размерам и взаимному расположению элементов. Неразрушающий контроль сварных соединений проводится при положительных результатах визуального и измерительного контроля.

9.1 Механические испытания сварных соединений трубопроводов

Механические испытания стыковых сварных соединений трубопроводов выполняются в соответствии с требованиями ГОСТ6996-66. Механическим испытаниям подлежат пробные (допускные) сварные стыки, выполненные при квалификационных испытаниях сварщиков и проверки технологии сварки полиэтиленового газопровода.

9.2 Неразрушающий контроль сварных соединений трубопроводов физическими методами

Сварные соединения полиэтиленовых труб подлежат визуальному и измерительному контролю в целях выявления наружных дефектов всех видов, а также отклонений по геометрическим размерам и взаимному расположению элементов. Неразрушающий контроль сварных соединений проводится при положительных результатах визуального и измерительного контроля.

Контроль качества сварных соединений производить в соответствии с разделом 10 [1].

Контроль стыков стальных участков газопровода проводят радиографическим методом по ГОСТ 7512-82* и ультразвуковым по ГОСТ 14782-76.

Контролю физическими методами подлежат стыки законченных сваркой участков полиэтиленовых газопроводов (для сварочной техники с высокой степенью автоматизации):

- сварные стыки подземных газопроводов природного газа давлением до 0,005 МПа включительно контролируются в объеме 10%, но не менее одного стыка.

Соединения полиэтиленовых газопроводов при помощи деталей с закладными электронагревателями неразрушающему контролю не подлежат.

9.3 Пневматические испытания газопровода на герметичность

Перед испытанием внутренняя полость газопровода должна быть очищена в соответствии с проектом производства работ, разрабатываемого Генеральным подрядчиком.

Испытания подземных газопроводов следует производить после их монтажа в траншее и присыпки выше верхней образующей трубы не менее чем на 0,2 м или после полной засыпки траншеи.

Испытание газопроводов на герметичность проводят путем подачи в газопровод сжатого воздуха и создания в газопроводе испытательного давления.

Подземные газопроводы до начала испытаний после их заполнения воздухом рекомендуется выдерживать под испытательным давлением в течении времени, необходимого для выравнивания температуры воздуха в газопроводе с температурой грунта.

Для проведения испытаний рекомендуется применять манометры класса точности 0,15.

Значение испытательного давления и время выдержки под давлением полиэтиленовых газопроводов, стальных подземных и надземных газопроводов следует принимать по таблице 9.1:

Таблица 9.1. Значение испытательного давления и время выдержки под давлением полиэтиленовых газопроводов, стальных подземных и надземных газопроводов

Рабочее давление газа, МПа	Испытательное давление, МПа	Продолжительность испытаний, ч
Полиэтиленовые газопроводы
До 0,005	0,3	24
Надземные стальные газопроводы
До 0,005	0,3	1

Температура наружного воздуха в период испытания полиэтиленовых газопроводов должна быть не ниже минус 15°С.

Результаты испытания на герметичность считаются положительными, если за время испытания давление в газопроводе не меняется.

Результаты пневматических испытаний оформляются записью в строительном паспорте газопровода, результаты приемки - актом, подписываемым всеми членами комиссии.



10. Благоустройство территории

Проектом предусмотрено восстановление нарушенного благоустройства территории в границах зоны производства строительно-монтажных работ. Восстановлению подлежат дорожные покрытия и растительный покров.

Дорожные покрытия восстанавливаются на ширину (согласно п. 3.23.СНиП 3.02.01-87):

- бетонные покрытия по цементно-песчаному основанию - на 10 см больше ширины траншеи по верху с каждой стороны с учетом креплений;

- покрытие песчано-гравийной смеси (далее ПГС покрытие) по основанию - на 25 см больше ширины траншеи по верху с каждой стороны с учетом креплений.



11. Обозначение газопровода

Для обозначения газопровода предусмотрены опознавательные знаки, которые

устанавливаются на постоянных ориентирах, расположенных вблизи от газопровода:

- на прямолинейных участках в пределах видимости, но не более чем через 500 м;

- в углах поворота трассы и в местах разветвлений;

- в местах установки отключающей арматуры;

- в местах пересечения с коммуникациями, в т.ч. с транспортными.

Опознавательные знаки (табличка-указатель) устанавливаются на постоянных ориентирах вблизи газопровода, как правило, справа по ходу газа.

На опознавательный знак наносятся данные о диаметре, давлении, глубине заложения газопровода, материале труб, расстоянии до газопровода, сооружения или характерной точки, телефон аварийно-диспетчерской службы.

Вдоль трассы полиэтиленового газопровода (за исключением мест бестраншейной прокладки) предусмотрена укладка на расстоянии 0,2 м от верха трубы сигнальной ленты желтого цвета шириной не менее 0,2 м с несмываемой надписью «ОГНЕОПАСНО! ГАЗ». На участках пересечений газопроводов с подземными инженерными коммуникациями сигнальная лента должна быть уложена вдоль газопровода дважды на расстоянии не менее 0,2 м между собой и на 2 м в обе стороны от пересекаемого сооружения.

Для определения месторасположения газопровода предусмотрена укладка электрически пассивных маркеров SM 2500 производства фирмы «Seba KTM» в начальной и конечной точках газопровода, характерных точках, а также через 50 м друг от друга.

На расстоянии не менее 50 м от оси прокладки подземного газопровода во всех крышках колодцев подземных коммуникаций предусмотрено сверление отверстий для отбора проб на загазованность.



12. Обоснование количества и типов оборудования, в том числе грузоподъемного, транспортных средств и механизмов, используемых в процессе строительства линейного объекта

Механизация строительных, монтажных и специальных работ должна быть комплексной и осуществляться комплектами строительных машин, оборудования, средств малой механизации, необходимой монтажной оснастки, инвентаря и приспособлений.

При выборе машин и установок необходимо предусматривать варианты их замены в случае необходимости. Если предусматривается применение новых строительных машин, установок и приспособлений, необходимо указывать наименование и адрес организации или предприятия - изготовителя. Обеспечение строительства машинами, механизмами и транспортными средствами произведено исходя из наличия парка машин и механизмов в генподрядной и субподрядной организациях. Типы и мощность машин могут быть уточнены при разработке проекта производства работ (ППР), а также могут быть заменены аналогичными по характеристикам. Примерный перечень основного необходимого оборудования, машин, механизмов, технологической оснастки, инструмента и приспособлений приведен в таблице 12.1.

Таблица 12.1. Рекомендуемый перечень машин и механизмов

Наименование	Марка машин	Кол-во
Бульдозер - планировщик	KOMATSU	2
Экскаватор траншейный цепной вместимостью ковша 0,25 м3	KOMATSU	1
Трубоукладчик		1
Трамбовка	PC 60 H4T	1
Сварочный аппарат для сварки полиэтиленовых труб	FRIAMAT PRIME	1
Мобильные источники питания	ESE 1206 DHS - AT ES ISO	1
Компрессор передвижной	ЗИФ-55	1
Аппарат для резки ПЭ труб ручной	Гильотина	1
Автосамосвал	МАЗ-555102	1
Автомобильный кран	DaewooNovus	1
Установка ГНБ	Hanlyma HL518D	1
Фреза дорожная	ДС-197	1

Типы и количество машин и механизмов, указанные в таблице, могут заменяться другими с аналогичными характеристиками. Строительная техника уточняется при разработке проекта производства работ, в зависимости от парка машин и механизмов подрядной строительной организации, осуществляющей строительство газопровода.



13. Организационно-технологическая схема последовательности сооружения линейного объекта

В соответствии со СНиП 12-01-2004 «Организация строительного производства» до начала выполнения строительно-монтажных (в том числе подготовительных) работ на объекте заказчик обязан получить в установленном порядке разрешение на выполнение строительно-монтажных работ и получать права ограниченного пользования соседними земельными участками на время строительства. Выполнение работ без указанного разрешения запрещается.

Для организации своевременной подготовки строительства, обеспечения опережающей инженерной подготовки, нормальной технологической обстановки для возведения объекта, ввода в эксплуатацию, правильной последовательности строительства, общее время, отводимое для строительства, разделяется на три периода: подготовительный, основной и заключительный.

Строительно-монтажные работы следует выполнять в строгом соответствии с проектом производства работ (ППР).

Все строительно-монтажные работы на объекте должны выполняться по технологическим картам ППР, которые в свою очередь должны быть разработаны в соответствии с требованиями СНиП и технических условий.

Освобождение и расчистка полосы отвода газопровода от мусора, древесно-кустарниковой растительности, демонтируемых сооружений, должна производиться по технологическим картам, либо по отдельно разработанным на данный вид работ проектов производства работ.

Проектом предусматривается выполнение работ в следующей технологической последовательности:

- Отвод в натуре участка под трассу газопровода (снос древесно-кустарниковой растительности);

- Вызов на место представителей эксплуатирующих организаций;

- Разбивка трассы газопровода силами изыскательской организации;

- Ограждение зоны работ (опасных зон и мест);

- Устройство складских площадок для материалов и оборудования;

- Обеспечение участка строительства водой, электроэнергией с обеспечением мер противопожарной безопасности в соответствии с требованиями ППБ 01-03;

- Обеспечение связью для оперативно-диспетчерского управления производства работ;

- Обеспечение строительства противопожарным инвентарем и средствами сигнализации;

- Составление актов готовности объекта к производству работ;

- Шурфование подземных сооружений;

- Организация земляных работ;

- Прокладка трубопроводов;

- Сварка, сборка сварных сооружений;

- Контроль качества сварочных работ;

- Продувка и пневматическое испытание трубопровода.

Полный объем строительно-монтажных работ выполняется строительно-монтажной бригадой, оснащенной строительными машинами, механизмами и автотранспортом, согласно производимым работам по объему.

Зону производства работ оградить временным инвентарным ограждением по ГОСТ 23407-78 и установить сигнальные фонари красного цвета. В темное время суток освещенность зоны строительных работ должна быть не менее 0,6 люкс, исключая возможность ослепления водителей и пешеходов.



13.1 Подготовительный период производства работ

Подготовительные мероприятия должны быть закончены до начала производства работ.

Окончание подготовительных работ на строительной площадке должно быть принято по акту о выполнении мероприятий по безопасности труда.