Размещено на http://www.allbest.ru

Содержание

• ВВЕДЕНИЕ
• 1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УЧАСТКА СТРОИТЕЛЬСТВА
• 2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГАЗОПРОВОДА
• 2.1 Определение плотности и теплоты сгорания природного газа
• 2.2 Анализ основных параметров системы газоснабжения
• 2.3 Определение расчетных часовых расходов газа
• 2.4 Гидравлический расчет газопровода низкого давления
• 3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ
• 4. АВТОМАТИЗАЦИЯ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНОГО ПУНКТА
• 4.1 Основные положения
• 4.2 Контрольно-измерительные приборы
• 4.2.1 Местные приборы
• 4.2.2 Автоматические приборы
• 4.3 Сигнализация
• 4.4 Система технологической и аварийной защиты оборудования
• 4.5 Автоматическое регулирование
• 4.6 Заказная спецификация на технические средства
• 4.7 Технико-экономическая эффективность автоматизации
• 5. ОХРАНА ТРУДА
• 6. БЕЗОПАСТНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРИ МОНТАЖЕ ИНЖЕНЕРНЫХ СИСТЕМ ЖИЛОГО ДОМА
• 6.1 Техника безопасности при электросварочных и газопламенных работах
• 6.1.1 Общие требования
• 6.1.2 Требования безопасности во время работы
• 6.1.3 Требования безопасности по окончании работы
• 6.2 Техника безопасности при монтаже внутренних систем
• 6.2.1 Общие требования
• 6.2.2 Требования безопасности во время работы
• 7. ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
• 7.1 Охрана окружающей среды при строительстве объекта
• 7.1.1 Охрана и рациональное использование земель
• 7.1.2 Охрана воздушного бассейна района расположения объекта от загрязнения
• 7.1.3 Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения
• 7.2 Охрана окружающей среды при эксплуатации
• 7.2.1 Охрана и рациональное использование земель
• 7.2.2 Охрана воздушного бассейна района расположения объекта от загрязнения
• 7.2.3 Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения
• 7.2.4 Охрана окружающей среды при складировании (утилизации) отходов промышленного производства
• 8. ОРГАНИЗАЦИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА
• 8.1 Краткое описание методов производства по укладке газопровода
• 8.2 Производство работ при пересечении естественных и искусственных преград и автодорог
• 8.3 Испытание газопровода
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ1

• ВВЕДЕНИЕ
• Проект распределительного газопровода среднего давления жилой застройки в д. Пестово Рабоче-Крестьянского с/с Майского сельского поселения Вологодского района, разработан на основании технических условий, выданных ОАО "Вологдагаз" и в соответствии с требованиями СНиП 42-01-2002 "Газораспределительные системы" и ПБ "Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления".
• Проект выполнен на топографическом плане с учетом инженерно-геологических изысканий, составленными в июле 2011 года ООО "АПБ-Основа".
• Проектом предусматривается подземная прокладка газопровода. Точка подключения к сетям - газопровод высокого давления на п. Куркино 325 мм. Давление газа в точке подключения к составляет: максимальное - 0,6 МПа, фактическое - 0,3 МПа.
• Для снижения давления газа с высокого на среднее проектом предусмотрена установка шкафного газорегуляторного пункта ГСГО-МВ-01 производства ГК "Газовик" без обогрева с регулятором давления газа РДБК1-50. Диапазон входных давлений газа: 0,1-0,6 МПа. Фактическое давление - 0,3 МПа. Давление газа на выходе: 0,25 МПа. Диапазон срабатывания отключающего устройства:
• при понижении выходного давления 0,5P_вых - 0,125 МПа,
• при повышении выходного давления 1,25 P_вых - 0,31 МПа.
• Максимальный расход газа проходящего через ГСГО-МВ-01 рассчитан по суммарному газопотреблению отопительных агрегатов и газовых плит жилых домов и составляет 330,9 м³/ч, минимальный расход -20,54 м³/ч. Расход газа принят из условия использования газа на нужды отопления, горячего водоснабжения и пищеприготовления. Ветки распределительного газопровода от т.1-т.105 и от т.5-т.213 согласно схемы включены в расчет как перспектива подключения и в данном проекте не разрабатываются
• Проектируемый газопровод высокого давления выполнен из стальных электросварных труб 57х3,5 по ГОСТ 10704-91, полиэтиленовых труб типа ПЭ 80 ГАЗ SDR1163х5,8; 32х3,0 ГОСТ Р 50838-95*. Переход со стальной трубы на полиэтиленовую выполнен с помощью неразъемного соединения "полиэтилен-сталь" ТУ 2248-025-00203536-96. Соединение стальных труб выполнить на сварке. Полиэтиленовые трубы следует соединять муфтами с закладными нагревателями, а также соединительными элементами из полиэтилена.
• Для обеспечения надежности газоснабжения предусмотрена установка отключающих устройств на входе и выходе из ГРПШ, на каждой ветке уличного распределительного газопровода.
• Для снижения давления газа со среднего на низкое, проектом предусмотрена установка шкафного газорегуляторного пункта ГРПШ-FE10 с регулятором давления газа FE10 ГК "Газовик" на границе участка каждого жилого дома. Диапазон входных давлений газа: 0,05-0,6 МПа.
• Давление газа на выходе: 0,0025 МПа.
• Расчетный расход газа проходящего через каждый ГРПШ-FE10 составляет 4,71 м³/ч, расход газа принят из условия использования газа на нужды отопления, горячего водоснабжения и пищеприготовления.
• В зоне прокладки подземного газопровода залегают суглинки серо-коричневые, тугопластичные и полутвердые, слабоожелезненные. Нормативная глубина промерзания грунтов 1.50 м. Подземные воды грунтового типа на момент изысканий встречены ограниченно, установившийся уровень -1,80-2,80. Воды не напорные. Коррозионная активность грунта по отношению к металлическим конструкциям среднеагрессивная. Глубина заложения подземного газопровода колеблется в пределах 1,30 - 1,36 м от существующих отметок земли. Дно траншеи до укладки подземного газопровода выровнивается слоем песка толщиной 10 см согласно отметок профиля, после укладки газопровода предусмотривается устройство присыпки толщиной 20 см.
• Проектом предусмотрена пассивная защита участков подземного стального газопровода от электрохимической коррозии при помощи "весьма усиленной" изоляции на основе экструдированного полиэтилена. Защита стального газопровода от электрохимической коррозии не требуется, газопровод входит в радиус защиты действующей СКЗ на существующей ГРП.
• На углах поворота трассы, местах изменения диаметра, а также на прямолинейных участках трассы (через 200-500 м) устанавливаются таблички-указатели. С целью предупреждения возможного повреждения газопровода при производстве земляных работ в зоне прокладки газопровода и для обнаружения газопровода предусматривается укладка сигнальной ленты с надписью "Огнеопасно-газ" на расстоянии 0,2 м от верхней образующей газопровода. На участках пересечений газопровода с подземными инженерными коммуникациями сигнальная лента должна быть уложена вдоль газопровода дважды на расстоянии не менее 0,2 м между собой и на 2м в обе стороны от пересекаемого сооружения.
• Для определения местоположения полиэтиленовых газопроводов следует укладывать медный изолированный провод-спутник непосредственно на газопровод с выводом концов на поверхность в коммутационно-измерительный пункт. Соединение изолированного провода-спутника под землей выполнять медной гильзой под обжим с изоляцией места соединения термоусаживающей трубкой.
• Защиту от коррозии надземного газопровода выполнить путем нанесения 1 го слоя грунтовки "Universum" Финиш А 10 и 2-х слоев метилметакрилатной эмали "Universum" Финиш А12 желтого цвета.
• В местах пересечения газопровода с дренажными трубами на последних предусмотрена герметизация отверстий и стыков на расстоянии по 2 м в обе стороны. Футляры для полиэтиленовых газопроводов всех давлений должны дополнительно устанавливаться на пересечении с подземными сетями инженерно-технического обеспечения, расположенными ниже трассы газопровода.
• Испытания газопроводов произвести после окончания сварочных и изоляционных работ, установки арматуры согласно раздела 3.3 ПБ 12-529-03.
• Производство строительно-монтажных работ вести в соответствии с требованиями действующих нормативов.
• Срок службы подземного стального газопровода - 40 лет, газопроводов из полиэтиленовых труб - 50 лет.
• газопровод гидравлический строительство

1. Краткая характеристика участка строительства

Участок, выделенный под газоснабжение квартала жилых домов, расположен в деревне Пестово Вологодской области.

Проектом предусматривается подземная прокладка газопровода. Точка подключения к сетям - газопровод высокого давления на п. Куркино 325 мм. Давление газа в точке подключения к составляет: максимальное - 0,6 МПа, фактическое - 0,3 МПа.

Для снижения давления газа с высокого на среднее проектом предусмотрена установка шкафного газорегуляторного пункта ГСГО-МВ-01 производства ГК "Газовик" без обогрева с регулятором давления газа РДБК1-50. Диапазон входных давлений газа: 0,1-0,6 МПа. Фактическое давление - 0,3 МПа. Давление газа на выходе: 0,25 МПа. Диапазон срабатывания отключающего устройства:

при понижении выходного давления 0,5P_вых - 0,125 МПа,

при повышении выходного давления 1,25 P_вых - 0,31 МПа.

Для снижения давления газа со среднего на низкое, проектом предусмотрена установка шкафного газорегуляторного пункта ГРПШ-FE10 с регулятором давления газа FE10 ГК "Газовик" на границе участка каждого жилого дома. Диапазон входных давлений газа: 0,05-0,6 МПа.

Давление газа на выходе: 0,0025 МПа.

Расчетный расход газа проходящего через каждый ГРПШ-FE10 составляет 4,71 м³/ч, расход газа принят из условия использования газа на нужды отопления, горячего водоснабжения и пищеприготовления.

В зоне прокладки подземного газопровода залегают суглинки серо-коричневые, тугопластичные и полутвердые, слабоожелезненные. Нормативная глубина промерзания грунтов 1.50 м. Подземные воды грунтового типа на момент изысканий встречены ограниченно, установившийся уровень -1,80-2,80. Воды не напорные. Коррозионная активность грунта по отношению к металлическим конструкциям среднеагрессивная. Глубина заложения подземного газопровода колеблется в пределах 1,30 - 1,36 м от существующих отметок земли. Дно траншеи до укладки подземного газопровода выровнивается слоем песка толщиной 10 см согласно отметок профиля, после укладки газопровода предусмотривается устройство присыпки толщиной 20 см.

Климатические категории:

климатический район строительства - II В [1];

a) Глубина промерзания - 1,8 м;

давление ветра (I район) - 23 кг/м³;

b) Вес снегового покрова (IV район) - 168 кг/м²;

c) Средняя температура наиболее холодной пятидневки - -32 ?С.

2. Проектирование газопровода

В деревне Пестово Вологодской области используется газ Вуктылского месторождения. Для расчёта сети наружных газопроводов нужно знать: средние значение теплоты сгорания Q_нс (МДж/м³), плотности р_с (кг/м³) сухого природного газа, максимальные расчётные часовые расходы газа V_р.ч. (м³/ч).

2.1 Определение плотности и теплоты сгорания природного газа

Газообразное топливо представляет собой смесь горючих и негорючих газов, поэтому в практических расчетах пользуются средними значениями теплоты сгорания Q_нс (МДж/м³) и плотности р_с (кг/м³) сухого природного газа, которые при нормальных условиях (температуре 0 °С и давлении 101,325 кПа) определяют соответственно по формулам (1) и (2) [2]:

Q_нс =(Q_1с•V₁+Q_2с•V₂+…+Q_нс•V_n) 0,01, (1)

где Q_1с, Q_2с, Q_нс - теплота сгорания компонентов газового топлива, принимаемая [2, с.62] , МДж/м³;

V₁,V₂,V_n - содержание компонентов, % определяемое в зависимости от среднего состава природного газа по табл. 1.4 [3, с.7].

с_с = (с_с1•V₁+с_с2•V₂+…+с_сn•V_n) 0,01, (2)

где с_с1, с_с2, с_сn - плотность компонентов газового топлива, которая может приниматься по [6], кг/м³.

Физические характеристики, теплоту сгорания и процентное содержание компонентов газа Вуктылского месторождения сводим в таблицу 1.

Таблица 1 - Физические характеристики газа

Наименование компонентов газа	Объёмные доли, %	Плотность при 0°С и 101,325 кПа, кг/м3	Теплота сгорания при 0°С и 101,325 кПа, МДж/м3
1	2	3	4
Метан CH4	74,8	0,7168	35,88
Этан C2H6	8,8	1,3566	64,36
Пропан C3H8	3,9	2,019	93,18
Изобутан C4H10	1,8	2,703	122,76
Пентан C5H12	6,4	3,221	156,63
N2 + редкие газы	4,3	--	--

Подставив численные значения в формулы (1) и (2) получаем средние значения теплоты сгорания Q_нс (МДж/м³) и плотности р_с (кг/м³) сухого природного газа:

2.2 Анализ основных параметров системы газоснабжения

Прокладка сетей в основном подземная. Система газоснабжения имеет тупиковую схему. Запорная арматура в газовой сети применяется с ручным приводом, в виде настенных шаровых кранов и надземных шаровых кранов.

Газопровод среднего давления выполнен от точек подключения до точек врезок в существующий газопровод. Давление в точках врезок - 0,25 МПа. Газопровод проложен в траншее. Дно траншей выровнено слоем крупнозернистого песка толщиной 10 см. Защиту от коррозии надземного газопровода выполнена путем нанесения 1 го слоя грунтовки "Universum" Финиш А 10 и 2-х слоев метилметакрилатной эмали "Universum" Финиш А 12 желтого цвета.

Газ является топливом для пищеприготовления, отопления и горячего водоснабжения.

Обеспеченность газооборудованием (газовые плиты ПГ4, газовые отопительные аппараты BAXI 23,2-1 и водоподогреватели типа ВПГ-23) квартала жилых домов деревни Пестово Вологодской области сведена в таблицу 2.

Таблица 2 - Обеспеченность газооборудованием квартала жилых домов деревни Пестово Вологодского района

Адрес потребителя	Количество квартир	Количество проживающих	Газовые приборы
1	2	3	4
Дом №1	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №2	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №3	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №4	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №5	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №6	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №7	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №8	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №9	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №10	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №11	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №12	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №13	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №14	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №15	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №16	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №17	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №18	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №19	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №20	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №21	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №22	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №23	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №24	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №25	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №26	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №27	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №28	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №29	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №30	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №31	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №32	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №33	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №34	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №35	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №36	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №37	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №38	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №39	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №40	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №41	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №42	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №43	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №44	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №45	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №46	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №47	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №48	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №49	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №50	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №51	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №52	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №53	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №54	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №55	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №56	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №57	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №58	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №59	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №60	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №61	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №62	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №63	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №64	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №65	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №66	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №67	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №68	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №69	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №70	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №71	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №72	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №73	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №74	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №75	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №76	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №77	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №78	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №79	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №80	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №81	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №82	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №83	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №84	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №85	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №86	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №87	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №88	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №89	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №90	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №91	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №92	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №93	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №94	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №95	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №96	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №97	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №98	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №99	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №100	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №101	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №102	1	3	ПГ4+BAXI
Дом №103	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №104	1	6	ПГ4+BAXI
Дом №105	1	6	ПГ4+BAXI

2.3 Определение расчетных часовых расходов газа

Расчетные часовые расходы газа для газоснабжения жилых домов в д. Пестово определены с учетом потребления газа на пищеприготовление, отопление и горячее водоснабжение, подключаемых в данный момент с установкой в жилых домах из расчета установки одной плиты ПГ-4 с расходом 1,2 м³/ч и одного котла газового настенного Baxi Luna-3 31 кВт с расходом газа 3,52 м³/ч. Расход по проектируемой распределительной сети газопровода равен 330,9 м³/ч.

Расчетные часовые расходы газа на пищеприготовление, отопление и горячее водоснабжение жилых домов определены согласно [6] по формуле (3):

Vр = (Vпр Ч n Ч k), м³ / ч (3)

где Vпр - расход газа прибором или группой приборов, м^з / ч;

n - число однотипных приборов или групп приборов, шт.;

k - коэффициент одновременности работы газовых приборов.

Расчет расходов на приборы (группы приборов) представлен в таблице 3.

Таблица 3 - Расход газа на приборы (группы приборов)

Тип прибора (группы приборов)	Потребляемая мощность Q, кВт	Расход газа V, м3/ ч
1	2	3
ПГ4	-	1,2
Baxi Luna-3	31	3,52

Схему газопровода делим на участки и выполняем расчет расходов газа по участкам. Результаты расчета сведены в таблицу 4.

Таблица 4 - Расчетные расходы газа

Начало участка	Конец участка	n	ko	Расход газа на участке
0	1	105	0.096	330.9
1	2	99	0.099	311.5
2	3	98	0.099	308.3
3	4	93	0.102	292.2
4	5	80	0.109	253.3
5	6	66	0.118	208.3
6	7	51	0.133	159.7
7	8	36	0.155	114.3
8	9	22	0.194	68.8
9	10	21	0.199	65.5
10	11	20	0.203	62.2
11	12	19	0.208	59
12	13	18	0.214	55.7
13	14	17	0.219	52.5
14	15	16	0.226	49.2
15	16	15	0.233	46
16	17	14	0.240	42.7
17	18	13	0.249	39.5
18	19	11	0.259	36.2
19	20	10	0.270	33
20	21	9	0.283	29.7
21	22	8	0.298	26.5
22	23	7	0.316	23.2
23	24	6	0.338	20
24	25	5	0.366	16.7
25	26	4	0.401	13.6
26	27	3	0.448	10.6
27	28	2	0.523	7.5
28	29	1	1.000	4.2
1	100	6	0.338	20
100	101	5	0.366	16.7
101	102	4	0.401	13.6
102	103	3	0.448	10.6
103	104	2	0.523	7.5
104	105	1	1.000	4.2
5	200	15	0.233	46
200	201	14	0.240	42.7
201	202	13	0.249	39.5
202	203	11	0.259	36.2
203	204	10	0.270	33
204	205	9	0.283	29.7
205	206	8	0.298	26.5
206	207	7	0.316	23.2
207	208	6	0.338	20
208	209	5	0.366	16.7
209	210	4	0.401	13.6
210	211	3	0.448	10.6
211	212	2	0.523	7.5
212	213	1	1.000	4.2
7	300	15	0.233	46
300	301	14	0.240	42.7
301	302	13	0.249	39.5
302	303	11	0.259	36.2
303	304	10	0.270	33
304	305	9	0.283	29.7
305	306	8	0.298	26.5
306	307	7	0.316	23.2
307	308	6	0.338	20
308	309	5	0.366	16.7
309	310	4	0.401	13.6
310	311	3	0.448	10.6
311	312	2	0.523	7.5
312	313	1	1.000	4.2
8	400	15	0.233	46
400	401	14	0.240	42.7
401	402	13	0.249	39.5
402	403	11	0.259	36.2
403	404	10	0.270	33
404	405	9	0.283	29.7
405	406	8	0.298	26.5
406	407	7	0.316	23.2
407	408	6	0.338	20
408	409	5	0.366	16.7
409	410	4	0.401	13.6
410	411	3	0.448	10.6
411	412	2	0.523	7.5
412	413	1	1.000	4.2
3	500	5	0.366	16.7
500	501	4	0.401	13.6
501	502	3	0.448	10.6
502	503	2	0.523	7.5
503	504	1	1.000	4.2
4	600	13	0.249	39.5
600	601	11	0.259	36.2
601	602	10	0.270	33
602	603	9	0.283	29.7
603	604	8	0.298	26.5
604	605	7	0.316	23.2
605	606	6	0.338	20
606	607	5	0.366	16.7
607	608	4	0.401	13.6
608	609	3	0.448	10.6
609	610	2	0.523	7.5
610	611	1	1.000	4.2
6	700	16	0.226	49.2
700	701	15	0.233	46
701	702	14	0.240	42.7
702	703	13	0.249	39.5
703	704	11	0.259	36.2
704	705	10	0.270	33
705	706	9	0.283	29.7
706	707	8	0.298	26.5
707	708	7	0.316	23.2
708	709	6	0.338	20
709	710	5	0.366	16.7
710	711	4	0.401	13.6
711	712	3	0.448	10.6
712	713	2	0.523	7.5
713	714	1	1.000	4.2

2.4 Гидравлический расчет газопровода низкого давления

Цель гидравлического расчета газопровода среднего давления - определение диаметров газопроводов, подводящих газ потребителям. Диаметры должны быть такими, чтобы суммарные потери давления от точек врезок до самого удаленного дома не превысили располагаемый перепад давлений, принимаемый 250 Па.

Падение давления газа на участке газопровода среднего давления определяется в соответствии с п.3.27 СП 42-101-2003 «Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб» по формуле:

(4)

где: Р_н - абсолютное давление в начале газопровода, МПа;

Р_к - абсолютное давление в конце газопровода, МПа;

- коэффициент гидравлического трения, определяемый в зависимости от режима течения и гидравлической гладкости стенок газопровода;

l - расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м, определяемая по формуле: l=1,1х l₁

d - внутренний диаметр газопровода, см;

Q_о - расход газа , м³/ч;

- плотность газа при нормальных условиях, кг/м³

(5)

(6)

По допустимым потерям и расходу газа определяем диаметры газопровода и действительные потери давления на участке. Суммарные потери давления по участкам сравниваем с располагаемым перепадом давления :

· если лежит в пределах 0 - 0,1, то расчет считается верным;

· при уменьшаем диаметр газопровода;

· при увеличиваем диаметр газопровода.

После расчета основного газопровода выполняем расчет ответвлений по той же методике. Однако, располагаемый перепад давления определяем по формуле (7):

(7)

где - потери давления при движении газа от ГРП до данного ответвления, Па.

Гидравлический расчет газопровода представлен в таблице 5.

Таблица 5 - Гидравлический расчет газопровода для квартала жилых домов деревне Пестово Вологодской области.

Начало участка	Конец участка	Расход газа на участке	Длина участка, м	Диаметр , мм	Давление в конце участка, МПа
0	1	330.9	17	63х5.8	0.2486
1	2	311.5	22	63х5.8	0.2475
2	3	308.3	10	63х5.8	0.2464
3	4	292.2	102	63х5.8	0.2453
4	5	253.3	7	63х5.8	0.2442
5	6	208.3	100	63х5.8	0.2431
6	7	159.7	24	63х5.8	0.242
7	8	114.3	7	63х5.8	0.2409
8	9	68.8	23	63х5.8	0.2398
9	10	65.5	7	63х5.8	0.2387
10	11	62.2	22	63х5.8	0.2376
11	12	59	7	63х5.8	0.2365
12	13	55.7	24	63х5.8	0.2354
13	14	52.5	10	63х5.8	0.2343
14	15	49.2	24	63х5.8	0.2332
15	16	46	10	63х5.8	0.2321
16	17	42.7	24	63х5.8	0.231
17	18	39.5	8	63х5.8	0.2299
18	19	36.2	32	63х5.8	0.2288
19	20	33	18	63х5.8	0.2277
20	21	29.7	14	63х5.8	0.2266
21	22	26.5	21	63х5.8	0.2255
22	23	23.2	11	63х5.8	0.2244
23	24	20	25	63х5.8	0.2233
24	25	16.7	14	63х5.8	0.2222
25	26	13.6	23	63х5.8	0.2211
26	27	10.6	9	63х5.8	0.22
27	28	7.5	27	63х5.8	0.2189
28	29	4.2	14	32х3.0	0.2178
1	100	20	12	63х5.8	0.2484
100	101	16.7	34	63х5.8	0.2482
101	102	13.6	33	63х5.8	0.248
102	103	10.6	33	63х5.8	0.2478
103	104	7.5	33	63х5.8	0.2476
104	105	4.2	49	32х3.0	0.2474
5	200	46	9	63х5.8	0.2383
200	201	42.7	8	63х5.8	0.2378
201	202	39.5	27	63х5.8	0.2373
202	203	36.2	7	63х5.8	0.2368
203	204	33	26	63х5.8	0.2363
204	205	29.7	7	63х5.8	0.2358
205	206	26.5	25	63х5.8	0.2353
206	207	23.2	8	63х5.8	0.2348
207	208	20	25	63х5.8	0.2343
208	209	16.7	8	63х5.8	0.2338
209	210	13.6	24	63х5.8	0.2333
210	211	10.6	10	63х5.8	0.2328
211	212	7.5	24	63х5.8	0.2323
212	213	4.2	24	32х3.0	0.2318
7	300	46	10	63х5.8	0.2344
300	301	42.7	6	63х5.8	0.234
301	302	39.5	29	63х5.8	0.2336
302	303	36.2	7	63х5.8	0.2332
303	304	33	27	63х5.8	0.2328
304	305	29.7	6	63х5.8	0.2324
305	306	26.5	25	63х5.8	0.232
306	307	23.2	8	63х5.8	0.2316
307	308	20	25	63х5.8	0.2312
308	309	16.7	7	63х5.8	0.2308
309	310	13.6	25	63х5.8	0.2304
310	311	10.6	7	63х5.8	0.23
311	312	7.5	25	63х5.8	0.2296
312	313	4.2	17	32х3.0	0.2292
8	400	46	18	63х5.8	0.2327
400	401	42.7	6	63х5.8	0.2324
401	402	39.5	28	63х5.8	0.2321
402	403	36.2	8	63х5.8	0.2318
403	404	33	26	63х5.8	0.2315
404	405	29.7	8	63х5.8	0.2312
405	406	26.5	26	63х5.8	0.2309
406	407	23.2	7	63х5.8	0.2306
407	408	20	25	63х5.8	0.2303
408	409	16.7	7	63х5.8	0.23
409	410	13.6	26	63х5.8	0.2297
410	411	10.6	8	63х5.8	0.2294
411	412	7.5	25	63х5.8	0.2291
412	413	4.2	18	32х3.0	0.2288
3	500	16.7	32	63х5.8	0.2459
500	501	13.6	30	63х5.8	0.2457
501	502	10.6	26	63х5.8	0.2455
502	503	7.5	44	63х5.8	0.2453
503	504	4.2	34	32х3.0	0.2451
4	600	39.5	24	63х5.8	0.2381
600	601	36.2	9	63х5.8	0.2377
601	602	33	18	63х5.8	0.2373
602	603	29.7	12	63х5.8	0.2369
603	604	26.5	18	63х5.8	0.2365
604	605	23.2	15	63х5.8	0.2361
605	606	20	8	63х5.8	0.2357
606	607	16.7	42	63х5.8	0.2353
607	608	13.6	10	63х5.8	0.2349
608	609	10.6	30	63х5.8	0.2345
609	610	7.5	8	63х5.8	0.2341
610	611	4.2	34	32х3.0	0.2337
6	700	49.2	23	63х5.8	0.2335
700	701	46	8	63х5.8	0.2331
701	702	42.7	24	63х5.8	0.2327
702	703	39.5	7	63х5.8	0.2323
703	704	36.2	24	63х5.8	0.2319
704	705	33	8	63х5.8	0.2315
705	706	29.7	28	63х5.8	0.2311
706	707	26.5	13	63х5.8	0.2307
707	708	23.2	36	63х5.8	0.2303
708	709	20	15	63х5.8	0.2299
709	710	16.7	23	63х5.8	0.2295
710	711	13.6	10	63х5.8	0.2291
711	712	10.6	24	63х5.8	0.2287
712	713	7.5	8	63х5.8	0.2283
713	714	4.2	10	32х3.0	0.2279

Делаем проверку гидравлического расчета. Расчет считается верным, т.к. разница между необходимым давлением 250 Па и суммой потерь на участках меньше 10%.

3. Технико-экономическое обоснование проектных решений

Задачей технико-экономической оптимизации является определение таких параметров систем, которые для достижения заданного полезного результата требуют наименьших затрат материальных, энергетических, денежных или других ресурсов.

Одним из решений является использование полиэтиленовых труб. Применение полиэтиленовых газопроводов вомногом сокращает эксплуатационные затраты за счет отсутствия коррозии и устранения ее последствий. За счет отсутствия изоляционных работ и контроля их качества, сокращаются объемы сварочных работ (особенно при использовании длинномерных труб и выполнения соединений полиэтиленовых труб с помощью муфт), снижение объемов трубоукладочных работ, отсутствие необходимости защиты от коррозии, строительно-монтажные работы по строительству полиэтиленовых газопроводов меньше по сравнению с остальными в среднем на 15%.

Определяем цену строительства газопровода по базовому и внедряемому вариантам с помощью сметно-нормативной базы по строительству газопровода (ГЭСН 2001 и ФЕР 2001), пользуясь данными о средней (фактической) стоимости 1 п.м. соответственно стального и полиэтиленового газопровода. При этом учитывается, что прокладка стального газопровода производится из труб с изоляцией усиленного типа, а полиэтиленового - из прямых отрезков по 10 м. Сварка стальных труб производится электродуговая, полиэтиленовых - встык нагретым элементом, частично с помощью деталей с закладными электронагревателями (углы поворота). В таблице 6 приведены стоимостные показатели стальных и полиэтиленовых газопроводов.



Таблица 6 - Стоимостные показатели стальных и полиэтиленовых газопроводов.

Условный диаметр	Стоимость; руб/п.м.
	сталь	полиэтилен
32	215	117,2
57	396	435,3

В таблице 7 приведены показатели капитальных вложений в строительство газопровода (стального и полиэтиленового).

Таблица 7 - Показатели капитальных вложений в строительство газопровода

	Стоимость, тыс. руб..
	внедряемый вариант - полиэтиленовые газопроводы	базовый вариант - стальные газопроводы
1 Затраты на оборудование для снижения давления газа.
ГСГО-М (1 шт.)	1950	1950
ШРП (1 шт.)	292	292
2 Затраты на сооружение газопроводов.
стальные	-	4694
полиэтиленовые	4267	-
3 Затраты на защиту от коррозии.
строительство станции катодной защиты (1 шт.)	-	30
устройство антикоррозионной изоляции	-	120
ИТОГО	6509	7086

Как видно из таблицы 2, сметная стоимость строительства полиэтиленового газопровода на 8% меньше по сравнению со стальным газопроводом.

Определение годового экономического эффекта от использования полиэтиленового газопровода в место стального по формуле:

Г_э=(Э_б+0,12ЧК_б)-(Э_в+0,12ЧК_в) (8)

где Э_б, Э_в - эксплуатационные затраты по базовому и внедряемому варианту, тыс. руб./год;

К_б, К_в - капитальные вложения по базовому и внедряемому варианту, тыс. руб./год.;

0,12 - коэффициент окупаемости капитальных вложений, 1/год.

Определим эксплуатационные затраты по базовому и внедряемому варианту.

Из опыта эксплуатации были получены ориентировочные коэффициенты эксплуатационных затрат в % от капитальных вложений: 5,2% - на стальные газопроводы; 3,1% - на полиэтиленовые, что составляет 368 и 202 тыс. руб./год соответственно. Отсюда по формуле (1) имеем

(368+0,12Ч7086)-(202+0,12Ч6509)=235 тыс. руб./год.

При проведении сравнительного анализа применения стальных и полиэтиленовых газопроводов можно сделать следующие выводы:

- с точки зрения материала, применяемого при строительстве сетей, предпочтение следует отдавать полимерным технологиям, как более экономичным;

- экономия объясняется отсутствием необходимости в дополнительных затратах на выполнение весьма усиленной изоляции стальных газопроводов, сооружение и дальнейшую эксплуатацию станции катодной защиты.

Применение полиэтиленовых газопроводов также существенно сокращает эксплуатационные затраты за счет увеличения срока службы (50 лет) и меньшей трудоемкости при техническом обслуживании, проведении текущих и капитальных ремонтов. Кроме того, при применении полиэтиленовых труб отсутствуют эксплуатационные расходы на периодическую диагностику возможной коррозии. В [1] приведены расчеты, из которых видно, что потери давления в полиэтиленовых и стальных газопроводах практически одинаковы, несмотря на значительное уменьшение внутреннего диаметра полиэтиленовой трубы.

Из расчетов очевидна экономическая и технологическая целесообразность применения полиэтиленовых труб для строительства газопровода.

4. Автоматизация газорегуляторного пункта

4.1 Основные положения

Автоматическому регулированию подлежат те элементы технологического процесса, правильное ведение которых способствует повышению экономичной работы оборудования. Необходимость комплексной автоматизации энергосистем подтверждается прежде всего тем, что она позволяет на 15-20 % снизить расходы энергии.

Автоматизация технологических процессов в общем случае выполняет следующие функции: регулирование (в частности стабилизация) параметров; контроль и измерение параметров; управление работой оборудования и агрегатов; учет расхода производимых и потребляемых ресурсов.

Цель автоматизации систем теплоснабжения состоит в наиболее эффективном решении задач отдельными ее звеньями без непосредственного вмешательства человека.

В дипломном проекте разработана функциональная схема автоматизации ГРП. В соответствии с разделом «Автоматизация» подобраны измерительные и регистрирующие приборы (температуры и расхода газа) и автоматические регуляторы с исполнительными механизмами и регулирующими клапанами. Функциональная схема автоматизации выполнена в соответствии с [7] и [8].

4.2 Контрольно-измерительные приборы

4.2.1 Местные приборы

Для контроля параметров, наблюдение за которыми необходимо при эксплуатации котельной, предусматриваются показывающие и суммирующие приборы.

Показывающими приборами контролируются параметры, наблюдение за которыми необходимо для правильного ведения технологического процесса. По месту устанавливаются термометры показывающего типа. Применяются термопреобразователи сопротивления с медным чувствительным элементом. Сопротивление, соответствующее температуре, измеряется вторичными приборами-логометрами и автоматическими мостами.

Измерение давления осуществляется с помощью манометров с упругими чувствительными элементами. Это показывающие манометры общего назначения.

4.2.2 Автоматические приборы

Наблюдения за параметрами систем осуществляются с помощью измерительных приборов. Совокупность устройств, с помощью которых выполняются операции автоматического контроля, называется системой автоматического контроля. Система автоматического контроля позволяет осуществить наиболее полное соответствие между производством и потреблением теплоты за счет строгого соблюдения расчетных параметров теплоносителя и предупреждения аварийной ситуации.

Задачами автоматического контроля являются обеспечение:

1) Снижения температуры до нужного уровня (см. функциональную схему автоматизации);

2) Надежности, т.е. установления и сохранения нормальных условий работы установки, исключающих возможность неполадок и аварий.

Для контроля параметров, учет которых необходим для анализа работы оборудования или хозяйственных расчетов предусматриваются регистрирующие приборы.

Измерение расхода газа, отпущенного из газовой сети и потреблённого теплопотребляющими установками, осуществляется комплексом измерительных устройств под общим названием газосчётчик. В настоящее время выпускается комплект приборов, который состоит из измерительной диафрагмы, дифманометра и прибора с дифтрансформаторной схемой типа КСД.

Сигнал от всех приборов унифицирован, и информация подается в диспетчерскую службу.

4.3 Сигнализация

Основными функциями системы технологической сигнализации является восприятие контролируемых параметров с помощью чувствительных элементов.

От чувствительных элементов сигнал поступает в регистрирующие приборы и в устройство вывода информации. Регистрирующие приборы являются сигнализирующими, т.е. устройствами сигнализации.

Система газового лучистого отопления оборудована аварийной сигнализацией. В случае обнаружения повышенной концентрации метана на диспетчерский пульт передается сигнал «Утечка газа».

4.4 Система технологической и аварийной защиты оборудования

Блокировка обеспечивает автоматическое включение и выключение оборудования, вспомогательных механизмов и органов управления с определенной последовательностью в соответствии с технологическим процессом.

В случае обнаружения повышенной концентрации метана электромагнитные клапаны газа закрываются.

4.5 Автоматическое регулирование

Автоматика управления газоснабжением выполнена на базе системы контроля за концентрацией горючих газов СГГ6М. В качестве регулирующих приборов используются регулирующая система приборов «Сапфир 22» и «Контур-2». Группа регулирующих приборов «Контур-2» состоит из датчика Р-25 и корректирующих приборов. Регулирующие приборы позволяют формировать законы регулирования ПИ и ПИД.

Для управления регулирующими органами применяются однооборотные электрические исполнительные механизмы типа МЭО, предназначенные для плавного перемещения регулирующих органов. Исполнительные механизмы управляются от регулирующих приборов.

Исполнительные механизмы состоят из электродвигателя, редуктора, конечных выключателей, датчиков положения и штурвала ручного управления.

В дипломном проекте осуществляется регулирование давления газа, с помощью регулирующего прибора системы «Сапфир 22ДД» с дифференциально-трансформаторной схемой типа КСУ.

В состав системы входят:

· первичные сигнализаторы горючих газов CГГ6М-П20,управляющие газовыми электромагнитными клапанами на вводе газа;

· вторичные сигнализаторы горючих газов CГГ6М-В20 для контроля наличия горючих газов в помещениях, подключаемые шлейфом к приборам СГГ6М-П20;

· щит диспетчерский;

Система автоматики обеспечивает:

· задание и поддержание температурного режима в обслуживаемых рабочих зонах с возможностью изменения температуры по таймеру;

· дистанционный контроль температуры внутреннего воздуха с пульта управления;

· автоматический контроль наличия горючих газов в рабочей зоне помещений, в случае обнаружения повышенной концентрации метана электромагнитные клапаны газа закрываются и на диспетчерский пульт передается сигнал «Утечка газа».

Расчет регулирующего органа:

Пропускная способность регулятора давления зависит от их типа, условного прохода, диаметра седла, входного давления, плотности газа.

Данные для расчета:

· пропускная способность клапана 330,9 м³/ч;

· табличная плотность газа 0,73 кг/м³;

· плотность газа 0,9891 кг/м³;

· входное давление газа 0,3 МПа;

· давление газа в начале газовой сети 0,25 МПа;

При скорости истечения газа через седло, меньшей критической: в нашем случае выполняется условие p²/p¹ ? 0,5 и с ? с_т:

.

Следовательно, пропускная способность регулятора считается по формуле (9):

, м³ / ч (9)

Принимаем к установке ориентировочно регулятор среднего давления РДБК1-50 и выполняем пересчёт его производительности по формуле. Технические характеристики регулятора РДУ-32:

Vт = 900 м³/ч;

?р = 0,3-0,25 = 0,05 МПа;

p₂=0,25 МПа;

?рт=0,3-0,2279=0,0721 МПа;

с=0,9891 кг/м³;

p_2т=0,2279 МПа.

Подставляя данные в формулу (9), получаем:

м³/ч.

Нормальная работа регулятора давления обеспечивается при условии, когда его максимальная пропуская способность V_max не более 80 %, а минимальная V_min не менее 10 % от расчетной пропускной способности V при заданных входном P₁ и выходном P₂ давлении, т.е. должны выполняться условия (10):

и (10)

Подставляя свои значения, получаем:

.

4.6 Спецификация на технические средства

Спецификация технических средств автоматизации по [9] (упрощенная) приведена в таблице 8.

Таблица 8 - Спецификация технических средств автоматизации.

Позиция	Наименование и техническая характеристика	Количество
1б	Манометр показывающий МП100МП (0...1,0) МПа предел измерений 0...1,0 МПа	1
2б	Манометр показывающий МП100МП (0...0,2) МПа предел измерений 0...0,2 МПа	1
3б	Тензорезисторный преобразователь типа "Сапфир" 22ДИ	1
3в	Вторичный автоматический прибор типа КСУ-1	1
4б	Термопреобразователь сопротивления типа ТСП	1
4в	Вторичный автоматический прибор типа КСУ-1	1
5б	Тензорезисторный преобразователь типа "Сапфир" 22ДИ	1
5в	Вторичный автоматический прибор типа КСУ-1	1
6б	Тензорезисторный преобразователь типа "Сапфир" 22ДД-Ех	1
6в	Вторичный автоматический прибор типа КСУ-1	1
7б, в	Тензорезисторный преобразователь типа "Сапфир" 22ДД-Ех	1
7д	Вторичный измерительный прибор типа КСУ-1	1
8б	Тензорезисторный преобразователь типа "Сапфир" 22ДИ-Ех	1
8в	Вторичный автоматический измерительный прибор системы КСУ-1	1
9б, 10б	Датчик реле-давления Д21 ВМ	2
11б, в	Внешний сенсор загазованности SGYME0V4XD	1

Метрологическая карта средств измерений приведена в таблице 9.

4.7 Технико-экономическая эффективность автоматизации

Основными преимуществами автоматизации ГРП можно считать следующие:

· экономия топлива, тепла и электроэнергии, снижение затрат на текущий ремонт, обусловленных улучшением эксплуатационного режима и защиты оборудования;

· повышение качества газоснабжения за счёт постоянного автономного контроля и регулирования параметров системы;

· обеспечение бесперебойности и надёжности действия всей системы газоснабжения за счёт лучшего контроля и автоматического управления работой ГРП.



Таблица 9 - Метрологическая карта средств измерения.

№ п/п	Наименование оборудования	Пределы измерений	Диапазон показания шкалы прибора	Длина шкалы	Цена деления прибора	Чувствительность прибора	Класс точности	Погрешность измерения
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Манометр показывающий МП100МС	0…1,0 МПа	-	-	0,02 МПа	-	1,5	-
2	Манометр показывающий МП100МС	0…0,2 МПа	-	-	0,04 МПа	-	1,0	-
3	Тензорезисторный преобразователь типа «Сапфир 22ДД» прибор с дифференциально-трансформаторной схемой типа КСУ-1	0 до 1,6 МПа	-	-	0,1 МПа	-	2,5	±0,15 %
4	Термопреобразователь сопротивления типа ТСП	-200… +650 єС	-	-	-	-	-	±1,5 %
5	Тензорезисторный преобразователь типа «Сапфир 22ДИ» прибор с дифференциально-трансформаторной схемой типа КСУ-1	0 до 1,6 МПа	-	-	0,1 МПа	-	1,5	±0,15 %
6	Тензорезисторный преобразователь типа «Сапфир 22ДД-Ех» прибор с дифференциально-трансформаторной схемой типа КСУ-1	0 до 1,6 МПа	-	-	0,1 МПа	-	1,5	±0,15 %



5. Охрана труда

Охрана труда работников при эксплуатации подземных газопроводов и сооружений на них должна соответствовать требованиям «Трудового кодекса Российской Федерации» Раздел Х статья 212, а также с учетом ПОТ РМ-026-2003 «Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации газового хозяйства организаций».

При строительстве газопровода следует выполнять следующие требования:

· врезку в действующий газопровод производить в присутствии представителя эксплуатирующей организации,

· испытание и приемку газопровода производить в соответствии с требованиями «Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления»,

· эксплуатация подземных газопроводов и сооружений на них должна соответствовать требованиям «Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления» и другим нормативным документам, утвержденным в установленном порядке,

· газоопасные работы выполнять в дневное время, за исключением аварийно-восстановительных работ,

· место, где проводятся газоопасные работы по обрезке и врезке газопроводов, замене запорных устройств, необходимо оградить щитами с предупредительными знаками и надписями «Огнеопасно - газ»,

· для защиты от воздействия опасных и вредных производственных факторов все работники должны быть обеспечены спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты. Применяемые средства индивидуальной защиты должны быть проверены и испытаны в установленном порядке,

· в зоне действующих подземных коммуникаций земляные работы проводить под непосредственным наблюдением работ по наряд - допуску, а в охранной зоне коммуникаций, кроме того, и под наблюдением представителя организации, эксплуатирующей эти коммуникации.

6. Безопастность жизнедеятельности при монтаже инженерных систем жилого дома

6.1 Техника безопасности при электросварочных и газопламенных работах

6.1.1 Общие требования

Работники не моложе 18 лет, прошедшие соответствующую подготовку, имеющие профессиональные навыки по газосварочным работам и имеющие удостоверение на право производства газосварочных работ, не имеющие противопоказаний по полу при выполнении отдельных работ, перед допуском к самостоятельной работе должны пройти:

· обязательные предварительные (при поступлении на работу) и периодические (в течение трудовой деятельности) медицинские осмотры (обследования) для признания годными к выполнению работ в порядке, установленном Минздравом России;

· обучение безопасным методам и приемам выполнения работ, инструктаж по охране труда, стажировку на рабочем месте и проверку знаний требований охраны труда.

Для защиты от тепловых воздействий и загрязнений газосварщики обязаны использовать предоставляемые работодателями бесплатно костюм хлопчатобумажный с огнезащитной пропиткой или костюм сварщика, ботинки кожаные с жестким подноском, рукавицы брезентовые, костюмы на утепляющей прокладке и валенки для зимнего периода.

При нахождении на территории стройплощадки газосварщики должны носить защитные каски [10].

6.1.2 Требования безопасности во время работы

Основные причины травматизма при газосварочных работах и резке металла - неправильное обращение с газогенераторами, баллонами, бензобачками, шлангами и инструментом, а также невнимательное поведение рабочего.

Места производства огневых работ на данном и нижерасположенных ярусах освобождаются от сгораемого материала (защищаются несгораемым материалом) в радиусе не менее 5 м, а от взрывоопасных материалов и установок (газовых баллонов) - 10 м.

Металлические части электросварочного оборудования, не находящиеся под напряжением, и свариваемые конструкции должны заземляться.

Правилами техники безопасности предусматривается выполнение электросварочных работ в специальных кабинах. Их обычно устраивают у темной стены размерами от 1,5x1,5 до 2,5x2,5 м. Высота стен кабины 1,8 м, для вентиляции стены не доводят до пола на 25 см, полы в кабинах должны быть изготовлены из кирпича или бетона. Стены кабины окрашивают снаружи темной краской, а внутри - матовой, содержащей окись цинка (цинковые белила). Эта краска рассеивает световой поток и в то же время интенсивно поглощает ультрафиолетовые лучи. Стол электросварщика покрывают стальной или чугунной плитой.

Расстояние между столом электросварщика и стеной кабины должно быть не менее 0,8 м. Сварочный генератор стараются разместить как можно ближе к столу сварщика, обычно на расстоянии 150 - 200 мм. При работах на открытом воздухе также устанавливаются несгораемые экраны (ширмы) высотой не менее 1,8 м. При проектировании и организации сварочного отделения должны быть обеспечены проходы и проезды шириной соответственно 1,0-1,5 м и 2,5 м. Высота сварочного помещения выбирается равной 4,5 - 6,0 м.

Для создания здоровых условий труда сварщиков должна быть предусмотрена общеобменная проточно-вытяжная и местная вытяжная вентиляция. Температура в помещении сварочного отделения должна быть не ниже 12--15°С.

Для предохранения глаз сварщика от лучей электрической дуги применяют щитки и шлемы с защитными стеклами. Их изготовляют из фибры черного матового цвета. Нельзя пользоваться случайными цветными стеклами, так как они не могут хорошо защищать глаза от невидимых лучей сварочной дуги, вызывающих хроническое заболевание глаз.

Защитные стекла (светофильтры) имеют различную прозрачность. Наиболее темное стекло марки ЗС-500 применяют при сварке током 500 А, средней прозрачности - марки ЗС-300 - 300 А и светлое ЗС-100 - 100 А и менее.

При сварке образуется также пыль от окисления паров металла. Установлено, что около факела сварочной дуги количество пыли может достигать 100 мг в 1 м³ воздуха. Предельно допустимая концентрация пыли в сварочных помещениях 3 мг на 1 м³. Кроме окислов азота, при сварке образуется окись углерода, содержание которой по санитарным нормам не должно превышать 10--20 мг в 1 м³ воздуха. Для удаления вредных газов (окислов меди, марганца, фтористых соединений и пр.) и пыли над постоянными местами сварки необходимо устраивать местные отсосы с установкой вентиляционных зонтов.

Предельное напряжение холостого хода при сварке не должно превышать 70 В. Особенно опасно поражение током при сварке внутри резервуаров, где сварщик соприкасается с металлическими поверхностями, находящимися под напряжением по отношению к электродержателю. При работе в закрытых емкостях устраивается вытяжная вентиляция, при применении сжиженных газов (пропан, бутан) и углекислоты вентиляция должна иметь отсос снизу. Освещение устраивается снаружи емкости через люк или с помощью переносных ламп напряжением не более 12 В. Токоведущие части должны быть хорошо изолированы, а их корпуса заземлены. Сварщик должен располагаться внутри резервуара на резиновом коврике и надевать на голову резиновый шлем.

Запрещается выполнять сварочные работы на расстоянии менее 5 м от огнеопасных и легковоспламеняющихся материалов (бензина, керосина, пакли, стружки и пр.). Если электросварщик работает вместе с газосварщиком, то во избежание взрыва смеси ацетилена с воздухом электросварочные работы можно выполнять на расстоянии не менее 10 м от ацетиленового генератора.

На сварочном посту баллон с кислородом устанавливают на расстоянии не менее 5 м от рабочего места сварщика и прикрепляют его к стене хомутиком или цепью. Не разрешается устанавливать баллоны около печей, отопительных приборов и других источников тепла. На каждом сварочном посту разрешается иметь по одному запасному кислородному и ацетиленовом баллону.

Сварку цинка, латуни, свинца необходимо вести в противогазах (фильтрующих или шланговых) для предохранения от вдыхания выделяющихся окислов и паров цинка, меди и свинца,

Сварку и резку следует выполнять в защитных очках с темными стеклами, (светофильтрами) марки ГС-3 или ГС-7 для защиты зрения от действия ярких лучей сварочного пламени 20].

6.1.3 Требования безопасности по окончании работы

После окончания работы газосварщик обязан:

· потушить горелку;

· привести в порядок рабочее место;

· убрать газовые баллоны, шланги и другое оборудование в отведенные для них места;

· разрядить генератор, для чего следует очистить его от ила и промыть волосяной щеткой;

· убедиться в отсутствии очагов загорания; при их наличии - залить их водой;

· обо всех нарушениях требований безопасности, имевших место в процессе работы, сообщить бригадиру или руководителю работ [10].

6.2 Техника безопасности при монтаже внутренних систем

6.2.1 Общие требования

Работники не моложе 18 лет, прошедшие соответствующую подготовку, имеющие профессиональные навыки для работы монтажниками, перед допуском к самостоятельной работе должны пройти:

· обязательные предварительные (при поступлении на работу) и периодические (в течение трудовой деятельности) медицинские осмотры (обследования) для признания годными к выполнению работ в порядке, установленном Минздравом России;

· обучение безопасным методам и приемам выполнения работ, инструктаж по охране труда, стажировку на рабочем месте и проверку знаний требований охраны труда.

Монтажники обязаны соблюдать требования безопасности труда для обеспечения защиты от воздействия опасных и вредных производственных факторов, связанных с характером работы:

· повышенная запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны;

· расположение рабочих мест на значительной высоте;

· передвигающиеся конструкции;

· обрушение незакрепленных элементов конструкций зданий и сооружений;

· падение вышерасположенных материалов, инструмента.

Для защиты от механических воздействий монтажники обязаны использовать предоставляемые работодателями бесплатно: комбинезоны хлопчатобумажные, рукавицы комбинированные с двумя пальцами, костюмы на утепляющей прокладке и валенки для зимнего периода года.

При нахождении на территории стройплощадки монтажники должны носить защитные каски. Кроме того, при работе со шлифовальной машинкой следует использовать щиток из оргстекла или защитные очки.

Находясь на территории строительной (производственной) площадки, в производственных и бытовых помещениях, участках работ и рабочих местах, монтажники обязаны выполнять правила внутреннего распорядка, принятые в данной организации.

Допуск посторонних лиц, а также работников в нетрезвом состоянии на указанные места запрещается. В процессе повседневной деятельности монтажники должны:

· применять в процессе работы средства малой механизации, по назначению, в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей;

· поддерживать порядок на рабочих местах, очищать их от мусора, снега, наледи, не допускать нарушений правил складирования материалов и конструкций;

· быть внимательными во время работы и не допускать нарушений требований безопасности труда.

Монтажники обязаны немедленно извещать своего непосредственного или вышестоящего руководителя работ о любой ситуации, угрожающей жизни и здоровью людей, о каждом несчастном случае, происшедшем на производстве, или об ухудшении своего здоровья, в том числе о появлении острого профессионального заболевания (отравления).

Работы по монтажу трубопроводов внутренних систем разрешается вести после приемки объекта (захватки) под монтаж. Монтаж трубопроводов должен производиться из укрупненных узлов, изготовленных в заводских условиях. Трубные заготовки, скомплектованные по этажесекциям, стоякам или осям, поступают на объект в контейнерах, а трубы - связанными в пакетах. Трубы и трубные заготовки должны быть уложены горизонтально, прислонять их к стенам не разрешается. Монтаж трубопроводов вблизи действующих электрических сетей осуществляется только после снятия напряжения. Рабочие места и подходы к местам монтажа должны быть освещены; работать в плохо освещенных местах не разрешается.

Использование случайных непроверенных механизмов, блоков, строп и тросов запрещается. Пеньковые канаты, применяемые для оттяжек, не должны иметь перетертых или размочаленных мест. Не следует использовать в качестве грузовых пеньковые канаты. Подачу труб на высоту следует осуществлять при помощи оттяжки, один конец которой должен находиться в руках у стоящего внизу рабочего; он удерживает поднимаемый трубопровод от раскачивания. Снятие стропов с поднятого трубопровода допускается только после надежного его закрепления [10].

6.2.2 Требования безопасности во время работы

Монтажная зона, по возможности, должна быть ограждена. При монтаже должна строго соблюдаться технологическая последовательность работ. Выполнять работы около не огражденных движущихся механизмов, под работающим мостовым краном, у открытых не огражденных люков, проемов не разрешается; выполнять работы вблизи неизолированных токоведущих проводов можно при условии отключения напряжения в проводах; включать и выключать любое электрооборудование в электросеть может только дежурный электромонтер; места сварки следует ограждать светонепроницающими экранами.