Реконструкция нефтепровода Хадыженск-Псекупская-Краснодар, Ду200/250/300,км 20-47

Нормативные ссылки

1. Введение

2. Основная часть

2.1 Краткая характеристика района строительства

2.2 Инженерная защита нефтепровода

3. Технологическая часть

3.1 Технология производства

3.1.1 Существующее положение

3.1.2 Проектные решения

3.1.3 Линейная часть

3.1.4 Пересечения с коммуникациями

3.1.5 Пересечение с категорированной автодорогой

3.1.6 Пересечение с водными преградами

3.1.7 Конструктивная характеристика проектируемого нефтепровода

3.1.7.1 Расчет толщины стенки проектируемого нефтепровода

3.1.7.2 Расчет толщины стенки кожуха

3.1.7.3 Расчет на прочность и устойчивость

3.1.7.4 Расчет минимального радиуса упругого изгиба

3.1.8 Сварка и изоляция трубопровода

3.1.9 Укладка трубопровода

3.1.10 Информационные знаки

3.1.11 Очистка, проведение профилеметрии и испытание проектируемого трубопровода

3.1.12 Технологические захлесты трубопровода

3.2 Решения по демонтажу

3.2.1 Опорожнение, очистка полости и демонтаж нефтепровода

4. Экономическая часть

5. Безопасность жизнедеятельности

5.1 Характеристика проектируемого объекта с точки зрения безопасности жизнедеятельности

5.2 Производственная санитария

5.3 Техника безопасности

5.4 Пожарная безопасность

Индивидуальный вопрос. Обеспечение безопасности при изоляционных работах

Заключение

Список использованных источников

Графическая часть дипломного проекта

ОНГП 130501.0 1.000 ВО Сжатый профиль трассы. Чертеж общего вида на одном листе формата А1

ОНГП 130501.0 1.000 ВО Технологическая схема по видам работ. Чертеж общего вида на одном листе формата А1

ОНГП 130501.0 1.000 ВО План перехода нефтепровода через автодорогу Саратовская - Мартанская. Чертеж общего вида на одном листе формата А1

ОНГП 130501.0 1.000 ВО Продольный профиль перехода нефтепровода через автодорогу. Чертеж общего вида на одном листе формата А1

ОНГП 130501.0 1.000 ВО Кожух защитный. Чертеж общего вида на одном листе формата А1

ОНГП 130501.0 1.000 ВО Схема прокладки кожуха методом горизонтального бурения. Чертеж общего вида на одном листе формата А1

ОНГП 130501.0 1.000 ВО Продольный профиль перехода нефтепровода через реку Апчас и автодорогу. Чертеж общего вида на одном листе формата А1

ОНГП 130501.0 1.000 ВО Типовые поперечные виды полок. Чертеж общего вида на одном листе формата А1

Нормативные ссылки

При проектировании данного объекта руководствоваться следующими нормативными документами:

- со схемой газоснабжения: «Газораспределительная система п. Каменномостский», выполненной ООО «Стройгазсервис»;

- техническими условиями ОАО «Адыггаз» №28а от 26.02.2007г.;

- техническими условиями Государственного учреждения "Управление автомобильных дорог Республики Адыгея "Адыгеяавтодор" №102 от 03 марта 2010г.;

- материалов топографических изысканий, выполненные ООО "Стройгазсервис" в 2009г.;

- геологических изысканий, выполненных ООО "Стройгазсервис" в 2009г.;

- на основании технического задания, и в соответствии с требованиями нормативных документов:

- СНИП 42-01-2002 «Газораспределительные системы»;

- ПБ 12-529-03 «Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления»;

- СНиП 3.01-85 «Организация строительного производства»;

- СП 42-101-2003 «Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб»;

- СП 42-102-2004 «Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб»;

- СП 42-103-2003 «Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов»;

- СНиП 2.04.05-91* «Отопление, вентиляция и кондиционирование»;

- СНиП 2.07.01-89* «Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений»;

- СНиП ІІ-7-81* «Строительство в сейсмических районах»;

- ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия»;

- СНиП 2.01.01-82 «Строительная климатология»;

- ПУЭ-2007;

- ППБ-01-03 «Правила пожарной безопасности».

- «Правила охраны газораспределительных систем» №878 от 20.11.2000г.

1. Введение

Системы газоснабжения представляют собой сложный комплекс сооружений. На выбор системы газоснабжения города оказывает влияние ряд факторов. Это, прежде всего: размер газифицируемой территории, особенности ее планировки, плотности населения, число и характер потребителей газа. Наличие естественных и искусственных препятствий для прокладки газопроводов (рек, дамб, оврагов, железнодорожных путей, подземных сооружений и т.п.). При проектировании системы газоснабжения разрабатывают ряд вариантов и производят их технико-экономическое сравнение. В качестве окончательного варианта принимают наиболее экономичный, по сравнению с другими.

Системы газоснабжения района города или небольшого населенного пункта, рекомендуется принять одноступенчатую кольцевую систему газоснабжения.

Все газопроводы, входящие в газораспределительную сеть, условно разбиваются на транзитные и распределительные. Транзитные газопроводы предназначены для передачи газа из одного района населенного пункта в другой. Распределительные газопроводы служат для подачи газа непосредственно потребителям.

К внутреннему газооборудованию жилых домов и промышленных предприятий относятся внутридомовые и промышленные газопроводы, газовые приборы и установки для сжигания газа.

Газораспределительная система выбирается с учетом источников, объема и назначения газоснабжения, размера и планировки населенного пункта.

На основании генерального плана выполняется схема прокладки газопроводов, на схеме указываются проектные газопроводы, их диаметр, а также отмечаются устанавливаемые отключающие устройства. При выборе места заложения газопровода учитываются характер проезда и застройки, число вводов, конструкция дорожного покрытия, наличие путей электрифицированного транспорта и подземных сооружений, удобства эксплуатации газопровода и т.д.

2 Основная часть

Источником газоснабжения пос. Каменномосткий Майкопского района будет служить проектируемый межпоселковый стальной надземный газопровод высокого давления первой категории Ду-300мм, проложенный от АГРС п. Краснооктябрьский до п. Каменномостский. Межпоселковый газопровод высокого давления первой категории Ду-100мм с установкой ГГРП на въезде в п. Каменномостский.

Точкой врезки распределительного газопровода высокого давления будет служить стальной газопровод высокого давления второй категории Ду-150мм - выход из ГГРП.

Давление газа в точке подключения -0,6 МПа.

Теплотворная способность газа -7900 ккал/мі.

Проектом предусмотрена установка отключающих устройств:

- на входах и выходах из ШРП;

- на переходах через водные преграды.

Надземные газопроводы приняты из стальных электросварных труб по ГОСТ 10704-91 с гарантией завода-изготовителя по гидроиспытанию.

Крепление надземных газопроводов осуществляется на опорах. Опоры газопроводов выполняются согласно Сер. 5.905-18.05 УКГ 11.00 СБ.

Сварные соединения на стальных газопроводах выполнять по ГОСТ 16037-80.

Подземные газопроводы приняты из стальных труб в отрезках марки стали 10Г2 160Ч4.

В местах пересечения газопровода с действующими подземными коммуникациями подсыпка должна быть выполнена песком по поперечному сечению траншеи на высоту до половины диаметра существующей коммуникации и вдоль траншеи на 0,5м с каждой стороны пересекаемых подземных коммуникаций.

Газопроводы укладываются в траншею с уклоном. В месте схода уклонов проектом предусматривается установка конденсатосборников по Сер. 5.905-25.05 УГ 2.00 СБ.

В местах перехода подземного газопровода через дороги проектом предусматривается установка футляров. Оба конца футляра должны быть тщательно загерметизированы и на одном конце футляра предусматривается установка контрольной трубки.

Переходы через ул. Ленина в районе ПК14 и ПК25 выполняется согласно технических условий Государственного учреждения "Управление автомобильных дорог Республики Адыгея "Адыгеяавтодор" и выполняется закрытым способом-методом горизонтально-направленного бурения (ГНБ) с электронной локацией, как наиболее подходящий для данных условий. Трасса трубопровода под газопровод проходит под автомобильной дорогой на участках ПК14+12,5 до ПК14+31,5 и ПК24+89,0 до ПК25+12,0. Проектом предусматривается подготовка площадок для проведения работ (рабочий и приемный котлован) и протаскивание трубопровода из стальной трубы (кожуха),225х6. Концы защитного футляра должны быть тщательно загерметизированы и на одном конце футляра предусматривается установка контрольной трубки. Заглубление участка газопровода под автомобильной дорогой выдерживается не менее 1,2м от подошвы насыпи автодороги до верхней образующей защитного футляра.

На переходе газопровода через автодорогу устанавливаются опознавательные знаки «ГАЗ» установленного образца с указанием названия эксплуатирующей организации и номеров её телефонов.

Футляр на выходе стального газопровода из земли залить битумом марки БНИ VІ ГОСТ 9812-74.

Вдоль трассы газопроводов в виде территории, ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии 2 метров с каждой стороны газопроводов, устанавливается охранная зона. Деревья попадающие в охранную зону проектируемого газопровода пересадить.

Обозначение трассы стального подземного газопровода предусматривается установкой опознавательных знаков и укладкой сигнальной ленты с вмонтированным в неё электропроводом - спутником по всей длине газопровода. Пластмассовая сигнальная лента жёлтого цвета шириной не менее 0,2м с несмываемой надписью «Осторожно! Газ» укладывается на расстоянии 0,2м от верха присыпанного полиэтиленового газопровода. На участках пересечений газопровода с подземными инженерными коммуникациями лента должна быть уложена вдоль газопровода дважды на расстоянии не менее 0,2м между собой и на 2,0м от пересекаемого сооружения.

Газопровод запроектирован из стальных электросварных прямошовных труб по ГОСТ 10704-91 поставка по группе «В» из стали 10Г2 по ГОСТ 10705-80.

Трубы для газопроводов должны пройти гидравлическое испытание на заводе изготовителе или иметь запись в сертификате о гарантии того что выдержат давление предусмотренное ГОСТом по которому изготовлены. Шов трубы должен быть равнопрочен основному телу трубы или завод изготовитель должен гарантировать коэффициент запаса прочности сварного соединения.

Укладка газопроводов из стальных труб при пересечении ими водных преград на участках с высоким уровнем грунтовых вод, на участках прогнозного обводнения, на периодически обводняемых участках производится с использованием балластирующих устройств (пригрузов), укладываемых непосредственно на балластируемый газопровод. Пригруза должны располагаться между сварными соединениями на равном расстоянии друг от друга. Расстояние в свету от края пригруза до сварного соединения газопровода должно быть не менее 0,5 м. В качестве пригрузов использовать стандартные технические мешки по ГОСТ 30090-93, наполненные цементно-песчаной смесью в соотношении 1:3. Степень заполнения мешка не должна превышать 50% его максимальной вместимости. Согласно расчета вес одного пригруза составляет:

-для газопровода De 160х4- 75кг с шагом 5,0м в свету;

Укладку газопроводов и балластирующих устройств (пригрузов) на газопроводы рекомендуется производить в летний период, когда уровень грунтовых вод минимальный.

Трубы газопровода должны иметь запись в сертификате о гарантии того, что они выдержат гидравлическое давление, величина которого соответствует ГОСТ или ТУ. Сварные стыки на подземном газопроводе подлежат контролю физическими методами в соответствии с таблицами 14 и 15 СНиП 42-01-2002.

Данные ранее разработанных другими проектными организациями проектов, а также данные проведенных изысканий характеризуют коррозийную активность грунтов по трассе газопровода как среднюю и ближе к высокой. Блуждающие токи опасные для подземных сооружений не выявлены.

Проектом предусмотрена пассивная и активная защита газопроводов от коррозии.

Надземные газопроводы и опоры окрасить двумя слоями эмали «ХФ-124» ГОСТ 9109-81 по двум слоям грунтовки «ФЛ-03К» ГОСТ 10144-89.

Перед нанесение грунтовки газопровод тщательно очистить от ржавчины до металлического блеска согласно ГОСТ 9-402-80.

Газопровода красить в желтый цвет.

Подземный газопровод защищается от коррозии весьма усиленной изоляцией.

Электрохимзащита предусматривается с помощью 3х автоматических станций катодной защиты мощностью до 5 квт, для систематического контроля и наблюдения за состоянием газопровода и за эффективностью действия ЭХЗ предусматривается установка КИП с использованием медно-сульфатных электродов ЭНЕС-1.

2.3 Наклонно-направленное бурение

2.3.1 Монтаж бурового оборудования

Доставленная на монтажную площадку на автомобильном прицепе, установка, горизонтально-наклонного бурения устанавливается в заранее разбитом в натуре створе в 1 м от точки забуривания. Установка заякоривается с помощью встроенной системы анкеровки.

Вокруг буровой установки размещается и обвязывается оборудование для приготовления бурового раствора. Монтаж производится в соответствии с инструкциями изготовителя бурового комплекса.

2.3.2 Общие сведения по технологии бурения

Бурение пилотной скважины ведется по проектному профилю с контролем фактического положения бурильной головки через каждые 4,6м проходки, осуществляемого с помощью устройства слежения (DigiTrak MARK V), которое считывает с радиомаяка, расположенного в бурильной головке, следующие показания:

-глубину;

-угол уклона;

-информацию о левом/правом расположении;

-температуре цилиндра радиомаяка.

После завершения проходки пилотной скважины производится расширение скважины, затем протаскивание укладываемого трубопровода в скважину.

В процессе бурения пилотной скважины, всех этапов ее расширения, а также протаскивания трубопровода, в скважину нагнетается буровой раствор.

Буровые растворы в процессе бурения наклонно-направленной скважины выполняют следующие функции:

а)разрушают породу, очищают забой скважины от разрушенной породы и выносят ее на поверхность;

б)предохраняют ствол скважины от обвалов и осыпей;

в)удерживают и транспортируют разбуренную породу в взвешенном состоянии;

г)охлаждают и смазывают трущиеся поверхности бурильной колонны, трубопроводов, расширителей.

Буровой раствор, выходящий из скважины, поступает в амбары на обоих концах скважины, из которых извлекается вакуумным экскаватором.

2.3.3 Технология приготовления бурового раствора

Буровой раствор в необходимом количестве готовится перед началом бурения. Емкость блока приготовления раствора заливается на 80%технической водой и с помощью центробежного насоса обеспечивается круговая циркуляция между емкостью и смесительной воронкой. Через воронку вводится расчетное количество растворимых химреагентов, не препятствующих в последующем гидратации глиноматериала. Далее через воронку, равномерно вводится расчетное количество бетонитового глинопорошка. После гидратации (распускания в воде) бетонита, также равномерно приготовленные реагенты-стабилизаторы.

По мере готовности буровой раствор перекачивается в емкость основной (буровой) циркуляционной системы.

Основные свойства бурового раствора определяется параметрами: плотность, вязкость, фильтрация; статическое и динамическое напряжение сдвига.

Качество материалов для приготовления бурового раствора подтверждается сертификатами, которые будут представлены по требованию Заказчика и заинтересованных организаций.

2.3.4 Утилизация бурового раствора

Утилизация бурового раствора производится по согласованию с заинтересованными организациями. Буровой раствор в процессе бурения накапливается во входном и выходном амбарах. По наполнению амбаров буровой жидкостью, откачивается вакуумным экскаватором, и производится его захоронение в местах, согласованных с заказчиком.

2.3.5 Бурение пилотной скважины

Перед началом проходки пилотной скважины буровой установки устанавливается в расчетной точке с заданным проектом углом входа. Для проходки пилотной скважины используется буровая колонка с вмонтированным в ней радиомаяком. С помощью этого радиомаяка траектория проходки пилотной скважины контролируется и управляется по всей ее длине.

Фактическая траектория скважины наносится на проектный профиль и используется при расчете усилий протаскивания трубопровода и возникающих в нем при этом напряжений.

2.3.6 Расширение пилотной скважины

Все операции по расширению скважины производятся основной бурильной колонной диаметром 89мм. На конце буровой колонны устанавливается расширитель.

Скважина расширяется до нужного диаметра в несколько, этапов. Расширитель присоединяется к колонне буровых труб Ш89мм., их монтаж и навинчивание производится с помощью оборудования, установленного на установке направленного бурения VERMEER D80x100. Расширение до необходимого конечного диаметра Ш400мм скважины производится в несколько этапов.

2.3.7 Протаскивание футляра в скважину

Футляр и трубопровод при протаскивании передвигается по спусковому пути к устью скважины и соединяется с буровой колонной с помощью специального устройства и вертлюга. До начала протаскивания должна быть отработана радио- и визуальная связь между всеми участками протаскивания.

Непосредственно перед протаскиванием производится проверка:

- вертлюга, сцепного устройства;

- исправности всего наземного оборудования и инструмента;

- готовности оборудования для залива воды в трубопровод.

Протаскивание производится в светлое время суток.

2.4 Контроль траектории пилотной скважины

В буровой головке размещается передающее устройство, излучающее электромагнитные волны. Электромагнитное излучение передающего устройства на поверхности принимает локатор, который оператор перемещает вслед за буровой головкой.

Дисплей локатора показывает наклон, горизонтальное отклонение от заданного направления и глубину, на которой находится буровая головка. Одновременно производится ультразвуковая локация для определения высоты локатора над поверхностью земли. Таким образом, оператор навигации в любой точке проходки имеет все необходимые сведения о пространственном положении буровой головки, позволяющие производить необходимые корректировки траектории бурения пилотной скважины.

2.5 Управление траекторией пилотной скважины

Управление осуществляется на основании определения расположения бурильной головки, по сравнению текущего положения с планом бурильных работ, а также управления бурильной головкой в соответствии с необходимостью. Для управления головка сначала позиционируется, а затем толкается, при этом не вращается.

2.6 Контроль буровых работ

Перед началом буровых работ производится:

- проверка исправности и работоспособности всех узлов и агрегатов буровой установки;

- нанесение предельно-допустимых величин рабочих параметров, на показывающие КИП;

- проверка на срабатываемость следующих блокирующих и защитных устройств: система электрического удара;

- проверка угла установки направляющей рамы бурового станка и соосности створа перехода и оси направляющей рамы станка;

- проверка и калибровка системы ориентации;

- при сборке компоновок буровой колонны осуществляется визуальный осмотр всех составляющих;

В ходе проходки скважины постоянно контролируются следующие параметры:

- усилия проходки и протаскивания трубопровода;

- величина вращающего момента;

- расход и давление промывочной жидкости по показаниям манометров;

- текущая длина бурильной колонны в процессе проходки пилотной скважины;

- соответствие положения бурового инструмента проектному в ходе проходки через 4,6м. (длина буровой штанги)

- параметры бурового раствора в ходе проходки с помощью лаборатории КЛР-1, прибора СНС-1 и ротационного вискозиметра.

Все технологические операции, фактическое время их проведения и параметры технологических режимов фиксируются в «Журнале буровых работ».

В случае возникновения отступлений от предусмотренного данных проектом хода производства работ, выясняются их причины и определяются методы и порядок их устранения, с учетом которых составляется дополнение к настоящему ППР.

2.7 Геодезическое обеспечение строительства

Вынос в натуру створов сооружения, границ строительных площадок, разбивка пикетажа внатуру, точек входа и выхода скважины, проверка соответствия отметок характерных точек профиля местности, проектным значениям производятся геодезистом с помощью следующих приборов:

1. нивелир НТ-1;

2. дальномер оптический;

3. мерная лента.

Привязка осей разбивки производится на основании геодезических знаков, указанных в проекте и принятых по акту от Заказчика строительства.

2.8 Мероприятия по технике безопасности

Лицо, ответственное за безопасное производство работ - производитель работ (прораб). Все работы в охранной зоне межпоселкового газопровода высокого давления и кабеля следует проводить в присутствии представителя данных коммуникаций.

Особое внимание следует обращать на положение путей в плане и уровне. При малейшем изменении положении межпоселкового газопровода работы по бурению прекратить. Работы должны проводиться на основании ряда нормативных документов:

- СНиП 12-03-99 «Безопасность труда в строительстве»

- Правила техники безопасности и производственной санитарии при производстве работ по реконструкции и капремонту искусственных сооружений.

Перед началом рекультивационных работ необходимо обследовать площадки для проверки соответствия проекту всех знаков и технического расположения подземных сооружений, чтобы принять соответствующие удостоверения.

Машинисты бульдозера и экскаватора должно иметь удостоверение на право управления, регулярно осматривать машину и своевременно устранять неисправности, регулярно выполнять профилактический ремонт.

Во время работы в кабине машины и рабочей зоне запрещено находиться посторонним лицам.

Машинист не имеет права передавать управление машиной другому лицу без разрешения на это ответственного за эксплуатацию машин. Нельзя оставлять без наблюдения машину с уклоном, следует на землю, под гусеницы подложить упоры.

Работы вблизи подземных коммуникаций производить лишь после получения письменного разрешения организации, эксплуатирующей эти коммуникации.

Вблизи действующих подземных коммуникаций разработку грунта механизмами следует прекращать на расстоянии не менее двух метров от подземных коммуникаций, а в непосредственной близости (0,5м) разрабатывать грунт разрешено только лопатой без использования ударных инструментов (лом, кирка, пневмоинструмент и т.д.)

Для пуска, подъема рабочих в котлован необходимо использовать инвентарные приставные лестницы.

Во избежание обвала стенок котлована край отвала грунта следует располагать на расстоянии не менее 0,5м от бровки котлована.

Запрещается находиться в опасной зоне экскаватора, равной максимальному вылету ковша плюс пять метров.

При перемещении экскаватора своим ходом, ковш нужно поднять на высоту 0,7м. над уровнем земли и надежно закрепить против раскачивания, стрелу установить и закрепить по оси экскаватора.

Работа землеройных механизмов на местности с поперечным уклоном более 8° запрещена.

На продольных уклонах до 22° включительно допускается работа экскаватора без анкеровки.

Работа механизмов в охранной зоне ЛЭП разрешена при полностью снятом напряжении. Машинисту должен быть выдан наряд-допуск, оформленный соответствующим образом.

Перед работой в котловане следует убедиться в устойчивости его откосов и креплений стенок, убрать от бровки котлована обрезки труб и другие предметы, которые могут упасть и нанести травму.

2.9 Переход через р.Працюха

Через р. Працюха запроектирован рамный переход (см. лист АС-1). Конструкция перехода состоит из двух опор с консолями и опирающейся на них фермой Ф1. Опоры из металлической трубы ?273х7.0 заделаны в бетонный фундамент ФМ1. Фундаменты опор выполнить из бетона кл. В15, W4, F75. Согласно инженерно-геологическому отчету основанием фундаментов служит галечниковый грунт (ИГЭ-4) с характеристиками: R=450кПа, Pн=250кПа, 19,8 кН/мі. В случае обнаружения грунтов, отличных от принятых в проекте, конструкцию фундаментов согласовать с проектной организацией. Грунтовые воды вскрыты на глубине 3,5-4,0м. Фундаменты выполнять в сухое время года. Обратную засыпку производить слоями не более 200-300мм с тщательным послойным уплотнением. Вокруг фундаментов выполнить водонепроницаемую отмостку на ширину откоса.

Ферма рассчитана на вес газовой трубы ?159*4,5, вес человека для обслуживания, снеговую нагрузку и ветровую. Изготовление и монтаж фермы производить в соответствии со СНиП II-23-81* и с.1.860-5. Защиту металлических конструкций от коррозии выполнять согласно СНиП 2.03.11-85 масляно-битумной краской БТ177 по грунтовке ГФ021.

Для монтажа фермы 24м разработать проект производства работ.

2.10 Указания по производству работ:

- Изготовление и монтаж стальных конструкций выполнять в соответствии с требованиями СНиП II-23-81* "Стальные конструкции", СНиП 3.03.01-87 "Несущие и ограждающие конструкции", ГОСТ 23118-99 "Конструкции стальные строительные. Общие технические условия", СНиП 12-03-99 "Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования",

СНиП 12-04-2002 "Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство" и СНиП 42-01-2002 "Газораспределительные системы"

- Монтаж металлоконструкций должен осуществляться в соответствии с проектом производства работ и требованиями СНиП.

- Все заводские соединения-сварные, материал для ручной и механизированной сварки принимать по табл. 55* СНиП II-23-81*.

- Все стальные конструкции подлежат антикоррозийной защите.

- Перед нанесением защитного покрытия поверхности стальных конструкций должны быть очищены от загрязнений и окислов в соответствии с 3-ей степенью очистки по ГОСТ 9.402-2004.

- Работы по коррозийной защите выполнять в соответствии с требованиями СНиП 2.03.11-85 "Защита строительных конструкций и сооружений от коррозии", СНиП 3.04.03-85 "Защита строительных конструкций и сооружений от коррозии. Правила производства и приемки работ" и ГОСТ 12.3.005-75* "Работы окрасочные. Общие требования безопасности".

2.11 Защита газопровода от коррозии

Проектом предусматривается пассивная защита участков стальных подземных проектируемых газопроводов и металлических частей соединительных деталей газопровода от коррозии. Защита предусматривается «весьма усиленного» типа, полимерно-битумной лентой типа «ЛиТКоР» (ТУ 2245-001-48312016). Толщина слоя покрытия должна быть не менее 4мм.

2.12 Герметизация вводов

В соответствии с требованиями ПБ 12-529-03, подземные вводы существующих инженерных коммуникаций (водопровода, канализации, тепловых сетей, эл. кабелей и т.п.) в здание, находящихся в 80-ти метровой зоне от проектируемого газопровода высокого давления и в 50-ти метровой зоне проектируемого газопровода низкого давления, должны быть тщательно загерметизированы .

2.13 Требования к трубам и запорной арматуре

Трубы испытываются гидравлическим давлением на заводе изготовителе и имеют запись в сертификате о гарантии того, что трубы выдержат гидравлическое давление, величина которого соответствует требованиям стандартов.

Cварное соединение сварных труб равнопрочно основному металлу труб и имеет гарантированный заводом-изготовителем согласно стандарту коэффициент прочности сварного соединения.

Герметичность стальных труб гарантирована предприятием-изготовителем методами, предусмотренными соответствующими ГОСТ или ТУ.

Запорная арматура (отключающее устройство) предназначена для газовой среды. Согласно ПБ 12-529-03 герметичность затворов запорной арматуры должна быть не ниже класса «В» по ГОСТ 9544-2005.

Устанавливаемые арматура и материалы сертифицированы на соответствие требованиям безопасности и имеют разрешение Ростехнадзора на применение в соответствии требований «Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления» ПБ 12-529-03.

2.14 Организация строительства

В настоящем разделе рабочего проекта предусматриваются основные вопросы организации строительства газопровода в соответствии с принятыми проектом объемно- планировочными и конструктивными решениями и СНиП 12-01-2004 «Организация строительства».

До начала производства строительно-монтажных работ специализированной строительной организации необходимо разработать, проект производства работ (ППР) в соответствии с действующими нормативно правовыми актами.

Общая протяженность газопроводов высокого и низкого давления - 7,7км.

Продолжительность строительства газопроводов принята исходя из условий производства строительно-монтажных работ, норм и указаний СНиП 1.04.03-85 равна - 6,0 месяца, в том числе продолжительность подготовительного периода - 1,0 месяца.

Прокладка межпоселкового газопровода высокого давления 2ой категории предусматривается из полиэтиленовых труб диаметром 160х14,6, 90х5,2 и 63х5,8 на глубине 1,0 - 3,5 м по зеленым зонам улиц с пересечением инженерных коммуникаций.

До начала производства земляных работ, в местах расположения действующих коммуникаций, должны быть разработаны и согласованы со службами, эксплуатирующими эти коммуникации мероприятия по безопасным условиям труда и сохранности коммуникаций.

В связи с прокладкой газопровода параллельно с электролиниями и под ними разработка грунта в траншеях предусматривается экскаватором ЭО-2621 в отвал, а при пересечении подземных коммуникаций - вручную с выбросом под ковш экскаватора и креплением стен инвентарными щитами, или досками.

Завоз на место производства монтажа труб (деталей и оборудования) осуществляется с расчетом обеспечения непрерывного производства работ. Трубы полиэтиленовые поставляются в отрезках мерной длиной 6-24м и бухтах по 250м. Бухты транспортируются в горизонтальном положении. Трубы и соединительные детали необходимо оберегать от ударов и механических нагрузок, а их поверхности - от нанесения царапин.

Транспорт труб на объект строительства, от места складирования, и развозку их по трассе выполнять автомобильным транспортом с использованием полуприцепа. При транспортировке следует избегать изгиба труб. Особенно осторожно следует обращаться с трубами и деталями при низких температурах.

Трубы хранятся в соответствии с требованиями ГОСТ Р 50838-95*. Заглушки, которые предотвращают попадания грязи в трубы, во время хранения не снимаются. На складе хранения труб и деталей не допускается проведение газоэлектросварочных и других огневых работ.

Обсыпка и присыпка трубопроводов предусматривается песком (мягким грунтом) вручную, а окончательная засыпка бульдозером. При обнаружении в ходе земляных работ фрагментов древних зданий и сооружений, археологических древностей и других предметов, которые могут представлять исторический или научный интерес, работы следует приостановить и вызвать на место представителей НПЦ по охране памятников истории и культуры, управления культуры органов администрации. Земляные работы выполнить с учетом требований проекта и СНиП 3.02.01-87 «Земляные сооружения, основания и фундаменты».

При производстве строительных и специализированных работ руководствоваться СНиП 12-04-2002, СНиП12-03-2001 «Безопасность труда в строительстве».

Строительно-монтажные работы по объекту подразделяются на работы подготовительные и основного периодов.

Внутриплощадочные подготовительные работы:

1.Разбивка трассы газопровода и границ строительной полосы шириной 4м. (Постановление РФ №878 от 20.11.2002г.п.7а).

2.Размещение временных зданий и сооружений производственного, складского , вспомогательного, бытового и общественного назначения .

3.Расчистка строительной полосы от леса и кустарника, трелевка и транспортировка отходов на временные площадки.

4.Планировка строительной полосы, вывоз растительного и минерального грунта на согласованные площадки отвала.

5. Обеспечение электроснабжением, водоснабжением, системой связи, противопожарным инвентарем, освещением и средствами сигнализации.

Основной период строительства:

Газопровод укладывается в основном под землю.

Строительство газопровода выполняется в следующей технологической последовательности:

1 Закреплении трассы, с закреплением углов поворотов, пикетов, точек опуска в землю и выхода трубопровода из земли, реперные столбики.

2 Определяются места пересечения подземных инженерных коммуникаций, с закреплением их на местности. Установки указателей наличие на данном участке трассы подземных инженерных коммуникаций, получение разрешения на разрытие от администрации в населенных пунктах.

3 Срезка растительного слоя и гумусного грунта со складированием его для последующей рекультивации.

4 Шурфовка и разработка грунта вручную в местах пересечения трассы газопровода через существующие инженерные коммуникации, в присутствии владельцев коммуникаций, под непосредственным руководством прораба или мастера .

5 Разработка грунта экскаватором ЭО-2536 с емкостью ковша не более 0,25м³ с погрузкой на автосамосвал и вывозкой во временный отвал. Ширина траншеи по низу не более 0,75м. Глубина траншеи не менее 1,0м. Разработку грунта в траншеи вести сверху вниз по рельефу. Подчистку дна траншеи, под песчаное основание, вести вручную (исключить наличие на дне траншеи каменной осыпи, размером камня более 50мм. Ширина траншеи на 200-300мм больше диаметра трубы 110мм. Работа на продольных уклонах от 15є до 36є должна осуществляться якорением экскаватора.

6 Песчаное основание (постель) под трубопровод выполнить из крупнозернистого песка. Песок подвозится автотранспортом. Устройство песчаного основания выполняется вручную толщиной 0,2м. с уплотнением.

7 Все материалы, перед началом производства работ, должны пройти входной контроль качества с составлением акта (протокола) с заключением лаборатории и представителя технадзора заказчика. К сварке полиэтиленовых труб допускаются сварщики, аттестованные на право проведения сварки труб и деталей диаметром до 225мм включительно. Перед началом сварочных работ аттестованные сварщики выполняют сварку контрольных образцов труб. Контрольные образцы сдают в лабораторию на испытание образцов. При положительном результате допускаются к строительству на данном объекте. Сварочные работы рекомендуется выполнять в помещениях (укрытиях ) обеспечивающих соблюдение температурного интервала от15єС до +45 єС. Место сварки защищают от атмосферных осадков, ветра, пыли и песка, а в летнее время и от интенсивного солнечного излучения.

При сварке свободный конец трубы или плети закрывают для предотвращения сквозняков внутри свариваемых труб. Сборку и сварку труб и деталей рекомендуется производить на сварочных машинах с высокой и средней степенью автоматизации процесса сварки, работающие от сети переменного тока напряжением 220в. Допускается производить сварку с использованием машин с ручным управлением процесса сварки, но с обязательным автоматическим поддержанием заданной температуры нагретого инструмента. Качество свариваемых стыков проверяется 100% ультразвуковым контролем.

Заключения, радиографические снимки, магнитные ленты или диаграммы хранятся в строительно-монтажной организации

8 Работы по укладке полиэтиленового газопровода рекомендуется производить при температуре наружного воздуха не ниже -15 єС и не выше +30 єС . Доставлять трубы или секции труб на трасу рекомендуется непосредственно перед производством монтажных и укладочных работ. Укладка в траншею газопроводов производится, как правило, после окончания процесса сварки и охлаждения соединений, а также демонтажа сварочной техники. Перед укладкой трубы подвергаются тщательному осмотру с целью обнаружения трещин, подрезов, рисок и других механических повреждений в течение года.

Не рекомендуется сбрасывать плети на дно траншеи или ее перемещение волоком по дну траншеи без специальных приспособлений. При укладке газопроводов в траншею выполняют мероприятия, направленные на снижение напряжений в трубах от температурных изменений в процессе эксплуатации:

-при температуре окружающего воздуха выше +10 єС производится укладка полиэтиленового газопровода в траншею свободным изгибом (змейкой) с укладкой - в наиболее холодное время суток;

-при температуре окружающего воздуха ниже +10 єС возможна укладка полиэтиленового газопровода прямолинейно, в том числе и в узкие траншеи, а засыпку газопровода, а в этом случае, производят в самое теплое время суток. При укладке газопровода в каменистых грунтах для обеспечения защиты газопровода от механических повреждений при укладке , рекомендуется применять мелкогранулированный грунт, песок или пенополимерные материалы (ППМ). Укладку газопровода производить с использованием ремней, текстильных строп, текстильных канатов, брезентовых полотенец. Пролеты следует принимать от 12 до 18м. Укладка плетей бухты может производиться и в заранее подготовленную траншею.

При этом принимают два способа производства работ :

-разматывание трубы с неподвижной бухты и ее укладка в траншею протаскиванием ;

-разматывание трубы с подвижной бухты и ее укладка в траншею путем боковой подвижки.

Первый способ может приниматься при наличии в траншеи или под ней поперечных препятствий (линии связи, линии электропередач). Разматывание труб из бухт осуществляется при температуре наружного воздуха не ниже +5 єС .Допускается вести разматывание и при более низких температурах, если созданы условия для предварительного подогрева трубы на площадке до температуры не менее +5 єС. При этом не рекомендуется перерывы в работе до полной укладки плети из бухты. В случае если плеть газопровода охлаждается до предельно допустимой температуры, укладку необходимо приостановить, а бухту с оставшейся трубой вновь подогреть. Рекомендуемая скорость разматывания бухты-до 0,8-1,0км/час.

9 После укладки сваренной плети газопровода в траншею на подготовленную «постель» выполняется очистка полости газопровода продувкой воздухом . Очистка осуществляется скоростным потоком воздуха (15-20м/сек)под давлением , равным рабочему. Продолжительность продувки должна составлять не менее10минут. Для продувки и пневматического испытания газопровода применяют компрессорные установки, соответствующие по мощности и производительности диаметру и длине испытываемого газопровода .

10 Испытания газопровода производят в два этапа:

-первый проводить перед укладкой подготовленных плетей (бухты, катушки) полиэтиленовых газопроводов или после монтажа в траншее и присыпки на 20-25см. выше верхней образующей трубы. До испытаний допускается полная засыпка газопровода, изготовленного из длинномерных труб или предварительно испытанных плетей;

-второй - следует проводить после полной засыпки траншеи. Результаты испытаний следует считать положительными, если в период испытания фактическое падение давления в газопроводе не превышает допустимого падения давления в газ-де, и при осмотре допустимых к проверке мест, не обнаружены утечки.

Нормативными документами, при испытании полиэтиленовых газопроводовов, утечки не допускаются. Испытанный участок (плеть) присоединяется к действующим участкам стального газопровода в самое холодное время суток для снижения напряжения в трубах от воздействия температурных перепадов. Герметичность сварных швов на смонтированных узлах соединений «полиэтилен-сталь» проверяется давлением газа с использованием газоиндикаторов. Герметизация концов полиэтиленовых трубных плетей при проводке и испытаниях, а также подключение компрессорных установок к газопроводу производится через разъемные фланцевые соединения, соединения «полиэтилен-сталь» или механические заглушки многократного использования, оснащенные патрубками для установки манометра и под закачку воздуха.

После проведения второго этапа испытаний проводятся следующие работы:

-изоляция сварных стыков стальных участков;

-заделка концов футляров, в соответствии с требованиями проекта;

-окончательная засыпка приямков и мест открытой прокладки газ - да;

Присыпка трубопровода выполняется крупнозернистым песком толщиной 0,20м с уплотнением и полная засыпка привозным грунтом с временного отвала. Для предотвращения размыва грунта на крутых продольных уклонах (свыше 15є) засыпка должна производиться после устройства глиняных перемычек с последующей засыпкой грунта с временного отвала с отсыпкой по трассе траншеи валика, размеры которого следует определять с учетом последующей естественной осадки грунта. Предусмотреть водоотводную канаву вдоль трассы газопровода.

3. Технологическая часть