МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Самарский государственный технический университет» (ФГБОУ ВО «СамГТУ») Колледж СамГТУ ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ Директор Колледжа ____________ Е.П. Акри (подпись) « 06 » 06 20 22 г. Выпускная квалификационная работа Спасова Кирилла Юрьевича, 4 курс, колледж СамГТУ, гр. СП-982 Обучающегося ________________________________________________________________________ (фамилия, имя, отчество, курс, факультет, группа) 08.02.08 «Монтаж и эксплуатация оборудования и систем газоснабжения» _____________________________________________________________________________________ (код, направление подготовки (специальности), направленность (профиль) образования) Газоснабжение района города Твери На тему: ___________________________________________________________________________ (полное название темы в соответствии с приказом об утверждении тем ВКР) преподаватель Колледжа СамГТУ Филатова Е.Б. 31.05.2022 Руководитель работы __________________________________________________________________ (должность, ученая степень, звание, фамилия, инициалы, подпись, дата) Консультанты по разделам: Расчетнопреподаватель Колледжа СамГТУ Филатова Е.Б. 31.05.2022 конструктивный _______________________________________________________________________ (должность, ученая степень, звание, фамилия, инициалы, подпись, дата) Производственнопреподаватель Колледжа СамГТУ Филатова Е.Б. 31.05.2022 организационный ______________________________________________________________________ (должность, ученая степень, звание, фамилия, инициалы, подпись, дата) преподаватель Колледжа СамГТУ Филатова Е.Б. 31.05.2022 Эксплуатационный _____________________________________________________________________ (должность, ученая степень, звание, фамилия, инициалы, подпись, дата) Охрана труда и преподаватель Колледжа СамГТУ Филатова Е.Б. 31.05.2022 окружающей среды _____________________________________________________________________ (должность, ученая степень, звание, фамилия, инициалы, подпись, дата) преподаватель Колледжа СамГТУ Трубчанинова Е.А. 31.05.2022 Экономический ________________________________________________________________________ (должность, ученая степень, звание, фамилия, инициалы, подпись, дата) преподаватель Колледжа СамГТУ Баландина О.А. 31.05.2022 Нормоконтролер _______________________________________________________________________ (фамилия, инициалы, подпись, дата) Самара 2022 г. МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Самарский государственный технический университет» (ФГБОУ ВО «СамГТУ») Колледж СамГТУ ЗАДАНИЕ НА ВЫПОЛНЕНИЕ ВЫПУСКНОЙ КВАЛИФИКАЦИОННОЙ РАБОТЫ Спасову Кириллу Юрьевичу, 4 курс, колледж СамГТУ, гр. СП-982 Студенту ________________________________________________________________________________ (фамилия, имя, отчество, курс, факультет, группа) Дипломный проект Вид работы ______________________________________________________________________________ (бакалаврская работа, дипломная работа (проект), магистерская диссертация) Тема ____________________________________________________________________________________ Газоснабжение района города Твери (полное название темы квалификационной работы, в соответствии с приказом об утверждении тем ВКР) Исходные данные: Материалы, полученные в ходе преддипломной практики. Литературные источники; законода________________________________________________________________________________________ тельные и нормативные акты, регулирующие строительную и проектную деятельность; учебно________________________________________________________________________________________ методические труды кафедры; генплан района застройки; план объекта внутреннего газоснабже________________________________________________________________________________________ ния; характеристика используемого газового топлива. ________________________________________________________________________________________ Перечень подлежащих исследованию, разработке, проектированию вопросов: Наименование вопроса Результаты освоения ООП* 1. Аналитический обзор литературных источников. ОК-1; 2; 3; 4; 5; 6; 7; 8; 9; 10; 11 ПК-1.1; 2.1; 2.2; 2.3; 2.4; 3.1; 3.2; 3.3; 3.4; 3.6 Постановка задачи проектирования ПК-1.1; 1.2; 2.2; 2.3; 2.4; 3.1; 3.3; 3.4; 3.6 2. Содержание и анализ объекта проектирования ПК-1.1; 1.2; 1.3; 2.1; 2.3; 2.4; 3.3; 3.6 3. Разработка проекта исследуемого объекта ПК-1.2; 1.3; 2.1; 2.2; 2.3; 2.4; 2.5; 3.1; 3.2; 3.3; 3.4; 4. Дополнительные вопросы, подлежащие разработке 3.5; 3.6 Перечень графического материала: Генплан района города с нанесенными сетями среднего и низкого давления. Схемы размещения 1. ______________________________________________________________________________________ запорной и компенсирующей арматуры. ______________________________________________________________________________________ Расчетные схемы распределительных сетей среднего и низкого давления. Схема размещения ка2. ______________________________________________________________________________________ тодных станций, принципиальная или монтажная схема ГРП (1-2 листа). ______________________________________________________________________________________ Планы, разрезы и аксонометрическая схема объекта внутреннего газоснабжения (1-2 листа). 3. ______________________________________________________________________________________ Схемы производства строительно-монтажных работ, графики производства работ. 4. ______________________________________________________________________________________ Консультанты по разделам ВКР: Расчетно-конструктивный преподаватель колледжа СамГТУ Филатова Е.Б. 1. ______________________________________________________________________________________ Производственно-организационный преподаватель колледжа СамГТУ Филатова Е.Б. 2. ______________________________________________________________________________________ Эксплуатационный преподаватель колледжа СамГТУ Филатова Е.Б. 3. ______________________________________________________________________________________ Охрана труда и окружающей среды преподаватель колледжа СамГТУ Филатова Е.Б. 4. ______________________________________________________________________________________ Экономический преподаватель Колледжа СамГТУ Трубчанинова Е.А. 5. ______________________________________________________________________________________ Нормоконтролер: преподаватель колледжа СамГТУ Баландина О.А. _______________________________________________________________________________________ Дата выдачи задания: 26.11.2021 г. Задание согласовано и принято к исполнению. Руководитель Е.Б. Филатова ________________________ (И. О. Фамилия) ________________________ Студент К.Ю. Спасов _____________________ (И. О. Фамилия) Колледж СамГТУ, гр. СП-982 __________________________ (уч. степень, уч. звание) (факультет, группа) ________________________ 26.11.2021 26.11.2021 _____________________ (подпись, дата) Тема утверждена приказом по ФГБОУ ВО «СамГТУ» №1/650 от 25.11.2021 (подпись, дата) РЕФЕРАТ Выпускная квалификационная работа на тему «Газоснабжение района города Твери» состоит из пояснительной записки и графической части. Пояснительная записка в количестве 96 страниц содержит 5 разделов, введение, заключение, список используемой литературы из 30 источников и локальный сметный расчет. Графическая часть составляет 6 листов формата А1. Ключевые слова: наружная система газоснабжения, внутренняя система газоснабжения, объект газоснабжения, распределительные газовые сети, оборудование газораспределительных пунктов, газопотребляющее оборудование, расходы газа, гидравлический расчет газопроводов, коммерческий учет расходов газа, система контроля загазованности, технология и организация строительства, эксплуатация систем газоснабжения, охрана труда. Объектами проектирования систем газоснабжения являются район города и котельная санатория. Цель работы – запроектировать системы наружного и внутреннего газоснабжения. В соответствии с поставленной целью были решены следующие задачи: собраны сведения о районе строительства и характеристиках топлива; определены расходы газа абонентами различного назначения; выполнены гидравлические расчеты всех проектируемых сетей, определены диаметры газопроводов; рассмотрены вопросы вентиляции и дымоудаления на объекте внутреннего газоснабжения; составлены графики ведения работ и определена стоимость строительства; освещены вопросы эксплуатации, безопасности труда и охраны окружающей среды. Проектирование осуществлялось согласно нормативной и справочной литературы, с использованием компьютерных расчетных программ. СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………….……... 6 1. РАСЧЕТНО-КОНСТРУКТИВНЫЙ РАЗДЕЛ………………………………. 7 1.1. Данные для расчета…………………………………………………………. 7 1.1.1. Определение газовых характеристик......................................................... 7 1.2. Определение часового потребления газа ..…………………......…………. 8 1.2.1. Определение численности населения района города …….……………. 8 1.2.2. Годовой расход газа коммунально-бытовыми потребителями……....... 11 1.2.3. Вычисление часового и удельного часового расхода газа…................... 11 1.2.4. Вычисление потребления газа районной котельной……...…………..... 14 1.2.5. Расчет годового и часового расхода газа крупными коммунальнобытовыми потребителями………………………………………………............. 15 1.3. Гидравлический расчет уличной сети IV категории давления……........... 17 1.3.1. Расчет путевого, транзитного и расчетного расходов газа…………….. 17 1.3.2. Определение схемы газоснабжения…………………………………....... 21 1.3.3. Расчет потерь давления в сети IV категории давления............................ 21 1.4. Расчет потерь давления в сети III категории давления…………………... 25 1.5. Газификация котельной санатория……....................................................... 27 1.6. Выбор оборудования газорегуляторных пунктов……………………….... 30 2. ПРОИЗВОДСТВЕННО-ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ РАЗДЕЛ……………….. 39 2.1. Исходные данные…………………………………………………………… 39 2.2. Расчет объемов работ………………………………………………………. 40 2.3. Определение трудоемкости строительно-монтажных работ…………….. 42 2.4. Подбор строительных машин……………………………………………… 46 2.5. Определение потребности в транспортных средствах…………………… 48 3. ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ РАЗДЕЛ………………………………………… 51 3.1. Задачи эксплуатации газового хозяйства…………………………………. 51 3.2. Проверка состояния охранных зон газопроводов………………………… 51 3.3. Техническое обслуживание газопроводов………………………………... 53 5 3.4. Техническое диагностирование газопроводов……………………………. 55 3.5. Техническое обслуживание ГРП…………………………………………... 56 3.6. Электрохимическая защита газопроводов от коррозии………………….. 59 3.7. Эксплуатация установок ЭХЗ……………………………………………… 61 3.8. Эксплуатация внутренних газопроводов и оборудования……………….. 63 3.9. Работа аварийно-диспетчерской службы…………………………………. 67 3.10. Автоматизация управления технологическим циклом…………………. 68 4. ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ……………………………. 72 4.1. Техника безопасности при транспортных и погрузочно-разгрузочных работах…………………………………………………………………………… 72 4.2. Техника безопасности при производстве земляных работ………………. 73 4.3. Техника безопасности при производстве бетонных, железобетонных работ и кирпичной кладке………………………………………………………. 75 4.4. Техника безопасности при сварочных работах…………………………… 78 4.5. Техника безопасности при выполнении монтажных работ……………… 79 4.6. Техника безопасности при испытании систем газоснабжения………….. 81 4.7. Техника безопасности при производстве изоляционных работ…………. 82 5. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ………………………………………………. 85 ЗАКЛЮЧЕНИЕ...................................................................................................... 87 Приложение............................................................................................................ 91 Список используемой литературы……………………………………………... 94 Локальный сметный расчет (смета) 6 ВВЕДЕНИЕ Газ до настоящего времени является самым энергоэффективным, высокоэкономичным и низкотрудозатратным (по сравнению с углями и мазутом) видом топлива. География использования газа очень велика: от бытового до промышленного потребления. Наиболее рационально и экономически оправдано применение голубого топлива в жилых зданиях, на предприятиях коммунальнобытового сектора, включая пункты общественного питания, заводах металлургической, стекольной и керамической промышленности. Актуальностью выбранной темы является рассмотрение вопросов проектирования, использования и выявления экономической целесообразности как наружного (распределительного), так и внутреннего газоснабжения. Основная цель работы над проектом – показать готовность к самостоятельной проектно-эксплуатационной деятельности и подтвердить сформированность общих и профессиональных компетенций (Приложение) в соответствии с федеральным государственным образовательным стандартом среднего профессионального образования по специальности 08.02.08 «Монтаж и эксплуатация оборудования и систем газоснабжения». Уровень сформированности общекультурных компетенций ОК-1, ОК-2, ОК-3, ОК-4, ОК-5, ОК-6, ОК-7, ОК-8, ОК-9, ОК-10, ОК-11 был проявлен при обзоре литературных источников, постановке задач проектирования и оформлении графической части работы, составлении пояснительной записки. При анализе объекта проектирования и выбора методик расчета и подбора оборудования были использованы профессиональные компетенции ПК-1.1, ПК-1.2, ПК2.2, ПК-2.3, ПК-2.4, ПК-3.1, ПК-3.2, ПК-3.3, ПК-3.4, ПК-3.6. Разработка проекта исследуемого объекта и выполненные расчеты показали сформированность профессиональных компетенций ПК-1.1, ПК-1.2, ПК-1.3, ПК-2.1, ПК-2.2, ПК2.3, ПК-2.4, ПК-3.3, ПК-3.6. Остальные профессиональные компетенции, приведенные в приложении, проявились при разработке вопросов эксплуатации, технологии и организации строительства, охраны труда и вопросов экономики. 7 1. РАСЧЕТНО-КОНСТРУКТИВНЫЙ РАЗДЕЛ 1.1. Данные для расчета Таблица 1.1 Исходные данные Географическое положение Месторождение газа город Тверь Оренбургское Давление в точке подключения ТП1 ТП2 3,2 ата 3,2 ата Застройка 2-5-ти этажная Таблица 1.2 Климатические данные города Расчетная температура, °С Расчетная температура отопительного периода, °С Продолжительность отопительного периода, сут. Преобладающее направление ветра за декабрь–февраль Климатический подрайон строительства Географическая широта, °с.ш. -29 -3 218 ЮЗ IIВ 57 Таблица 1.3 Состав газа, % Метан Этан Пропан Бутан Пентан СН4 94,6 С 2 Н6 3,5 С3Н8 1,5 С4Н10 0,2 С5Н12 - Углекислый газ СО2 0,1 Азот N2 0,1 1.1.1. Определение газовых характеристик Определяются: а) низшая теплота сгорания газа 𝑄нс = 0,01 ∙ (35,84 ∙ 𝐶𝐻4 + 63,73 ∙ 𝐶2 𝐻6 + 93,37 ∙ 𝐶3 𝐻8 + 123,77 ∙ 𝐶4 𝐻10 + +146,34 ∙ 𝐶5 𝐻12 ) , МДж/м3 (1.1) б) плотность газа 𝜌г = 0,01 ∙ (0,717 ∙ 𝐶𝐻4 + 1,357 ∙ 𝐶2 𝐻6 + 2,019 ∙ 𝐶3 𝐻8 + 2,703 ∙ 𝐶4 𝐻10 + (1.2) 8 +3,221 ∙ 𝐶5 𝐻12 + 1,977 ∙ 𝐶𝑂2 + 1,25 ∙ 𝑁2 ) , кг/м3 в) плотность газа относительная по воздуху может быть определена по формуле 𝑠= 𝜌г , м3 /м3 1,293 (1.3) г) коэффициент пересчета на стандартный газ определяется по формуле 𝜌г 𝛽= (1.4) 0,73 д) теоретическое кол-во воздуха, нужное для сжигания 1м3 газа при коэффициенте избытка воздуха = 1 𝑉 0 = 0,01 ∙ (9,52 ∙ 𝐶𝐻4 + 16,66 ∙ 𝐶2 𝐻6 + 23,8 ∙ 𝐶3 𝐻8 + 30,94 ∙ 𝐶4 𝐻10 + +38,08 ∙ 𝐶5 𝐻12 ), м3/м3 (1.5) Результаты расчета сведены в таблицу 1.4. Таблица 1.4 Характеристики газа при НУ Теплота сгорания 𝑄нс , МДж/м3 37,78 Истинная плотность газа 𝜌г , кг/м3 0,76 Относительная плотность 𝑠 0,59 Коэффициент пересчета 𝛽 1,048 Теоретическое кол-во воздуха 𝑉 0 , м3/м3 10,01 1.2. Определение часового потребления газа 1.2.1. Определение численности населения района города Количество жителей в городском районе обуславливается зонами застройки, геометрической площадью кварталов, плотностью населения, исходя из расчета на один гектар. При расчете численности населения района можно использовать следующую формулу: 𝑁 = 𝐹 ∙ 𝑎 , чел., где (1.6) 𝐹 – площадь квартала, га; 𝑎 – плотность населения, чел. На один гектар площади квартала принима- ем по [2]. Данные расчета сводятся в таблицу 1.5. 9 Таблица 1.5 Количество жителей и расход газа для заданной застройки 1 Площадь квартала, га 2 1 2,40 2 3 4 2,26 4,02 3,17 110 110 110 248 442 348 0,115 0,115 0,115 28,53 50,85 40,04 5 3,17 110 348 0,115 40,04 6 7 8 9 2,47 7,08 5,84 1,97 110 110 110 110 271 779 643 216 0,115 0,115 0,115 0,115 31,18 89,59 73,91 24,89 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 2,68 4,56 19,65 9,94 8,87 13,86 3,84 4,08 3,63 6,71 2,10 4,64 5,31 2,83 2,89 3,55 2,81 3,79 9,29 10,96 4,51 16,26 10,41 11,67 23,07 5,35 3,38 3,05 2,24 2,48 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 295 501 2162 1093 975 1524 423 449 399 738 231 510 584 312 318 390 309 416 1022 1206 496 1789 1145 1283 2537 588 372 335 246 273 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 33,90 57,65 248,60 125,74 112,17 175,30 48,61 51,61 45,86 84,85 26,57 58,70 67,20 35,83 36,59 44,84 35,55 47,88 117,52 138,68 57,05 205,72 131,62 147,59 291,77 67,65 42,76 38,52 28,27 31,37 Номер квартала Плотность Количество населения, жителей, чел./га чел. 3 4 2-5-ти этажная застройка 110 264 Удельный расход газа, м3/(ч·чел.) 5 Расход газа, м3/ч 6 0,115 30,33 10 Окончание таблицы 1.5 1 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 2 6,32 2,35 2,34 3,19 1,46 1,45 1,56 1,37 1,00 2,50 3,05 1,22 3,02 2,82 2,27 1,92 2,39 2,56 2,25 5,92 5,70 1,97 2,24 2,47 10,60 2,50 7,24 4,07 4,32 9,10 6,44 0,55 3,70 3,84 3,72 8,38 5,70 3,42 2,54 4,57 1,66 3,20 2,61 2,56 3 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 4 695 259 257 351 161 160 171 150 110 275 336 134 332 310 249 211 263 282 248 651 627 216 246 272 1166 275 797 448 475 1001 708 61 407 422 409 922 627 376 279 503 183 352 287 281 5 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 0,115 6 79,98 29,76 29,57 40,39 18,50 18,34 19,67 17,27 12,65 31,59 38,58 15,43 38,23 35,70 28,68 24,29 30,23 32,38 28,46 74,92 72,14 24,86 28,30 31,25 134,09 31,59 91,62 51,49 54,68 115,12 81,47 6,99 46,77 48,58 47,09 106,04 72,14 43,20 32,07 57,84 21,03 40,48 33,05 32,35 11 1.2.2. Годовой расход газа коммунально-бытовыми потребителями 𝑞𝑖 𝑛𝑖 𝑄год = с , нм3 /год, (1.7) 𝑄н где 𝑞𝑖 – норма потребления газа одной расчетной единицей, принимается по [3]. 𝑛𝑖 – количество расчетных единиц; 𝑄нс – низшая теплота сгорания газа, МДж/м3. Сведения по расчету переносятся в таблицу 1.6. Таблица 1.6 Годовой расход газа бытовыми и мелкими коммунально-бытовыми потребителями Потребитель Единица измерения 1 2 Жилая застройка Предприятия общепита Количество расчетных единиц Расход на расчетную единицу теплоты, МДж 3 4 2-5-ти этажная застройка чел. обед + завтрак(ужин) Медучреждения койка Итого: газа, м3/год Годовое потребление газа, м3/год 5 6 43689 10000 264,67 11562971,77 2839766 6,3 0,17 473503,69 524 12400 328,19 172057,02 12208532,48 1.2.3. Вычисление часового и удельного часового расхода газа Вычисление часового расхода газа 𝑄ч (при 0 С и давлении газа 760 мм.вд.ст.) производится по формуле: 𝑄ч = 𝐾мч 𝑄год , м3/ч, где (1.8) 𝑄год – годовой расход газа м3/год; 𝐾мч – коэффициент перехода от годового потребления к максимальному часовому расходу газа, принимается по [15]. 1 , при 𝑁 = 43689 чел. 2537 1 2−5 = 𝐾мч 𝑄год = ∙ 12208532,48 = 4812 м3 /ч 2537 𝐾мч = 𝑄ч2−5 12 𝑞уд = 𝑄ч 𝛽 , м3 /(ч ∙ чел), 𝑁 (1.9) 𝑄ч2−5 4812 = 2−5 𝛽 = ∙ 1,048 = 0,115 м3 /(ч ∙ чел) 𝑁 43689 Вычисляем часовой расход газа по зонам застройки по формуле: 2−5 𝑞уд 𝑄кв = 𝑁кв 𝑞уд , м3/ч. (1.10) Результаты данного расчета приведены в таблице 5. Удельный расход газа на один метр расчетного кольца: 𝑔= ∑ 𝑄кв 3 , м /(ч ∙ м), 𝐿к (1.11) Расчет сводится в таблицу 1.7. Таблица 1.7 Удельное путевое потребление газа Нумерация кольца 1 I Нумерация кварталов кольца 2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 28 29 Потребление Геометрическая газа квартадлина кольца, лом, м м3/ч 3 30,33 28,53 50,85 40,04 40,04 31,18 89,59 73,91 24,89 33,90 57,65 248,60 125,74 112,17 175,30 48,61 51,61 45,86 84,85 26,57 117,52 138,68 Удельное путевое потребление, м3/(ч*м) 4 5 6434 0,413 13 Продолжение таблицы 1.7 1 2 30 31 32 33 34 35 36 37 II 21 22 23 24 25 26 27 78 79 80 81 82 83 84 III 59 60 61 62 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 IV 38 39 3 57,05 205,72 131,62 147,59 291,77 67,65 42,76 38,52 2659,09 58,70 67,20 35,83 36,59 44,84 35,55 47,88 43,20 32,07 57,84 21,03 40,48 33,05 32,35 586,61 30,01 74,92 72,14 24,86 134,09 31,59 91,62 51,49 54,68 115,12 81,47 6,99 46,77 48,58 47,09 106,04 72,14 1089,58 28,27 31,37 4 5 2967 0,198 4531 0,240 4158 0,166 14 Окончание таблицы 1.7 1 2 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 63 64 Всего 3 79,98 29,76 29,57 40,39 18,50 18,34 19,67 17,27 12,65 31,59 38,58 15,43 38,23 35,70 28,68 24,29 30,23 32,38 28,46 28,30 31,25 688,92 5024,2 4 5 1.2.4. Вычисление потребления газа районной котельной ОВ ГВС 𝑄рч = 𝑄рч + 𝑄рч , м3 /ч; ОВ 𝑄рч = 3,6(1 + 𝑘1 + 𝑘1 𝑘2 ) ГВС 𝑄рч где 𝑞о 𝐴 10−3 , м3 /ч; с 𝜂к 𝑄н 1,2𝑁 6−9 (𝑎 + 𝑏)(55 − 𝑡хвз ) −3 3 = 2,4с 10 , м /ч, 24𝜂к 𝑄нс (1.12) (1.13) (1.14) ОВ 𝑄рч – наибольшее часовое потребление газа на потребности централизо- ванной вентиляции и отопления общественных и жилых зданий, м3/ч; ГВС 𝑄рч – то же на нужды централизованного ГВС, м3/ч; 𝑘1 – коэффициент, рассматривающий поток тепла на отопление общественных зданий, при отсутствии данных 𝑘1 = 0,25; 15 𝑘2 – то же на вентиляцию общественных зданий, при отсутствии данных 𝑘2 = 0,6; 𝑞о – укрупненный показатель максимального потока тепла на отопление жилых зданий на 1 м2 общей площади, Вт/м2, принимаеть по [5]; 𝐴 – общая площадь жилых зданий, м2, при расчетной жилищной обеспеченности 18 м2/чел. [2]; 𝐴 = 18𝑁, где 𝑁 – общее число жителей в районе, чел.; 𝜂к – КПД котельных, 𝜂к = 0,8 − 0,85; 𝑁 6−9 – число жителей в районе 6-9-этажной застройки, чел.; 𝑎 – расход воды по нормам на ГВС при t=55ºС на каждого человека в жилых зданиях, л/сут.; для зданий с централизованным ГВС, с ванны ми, оборудованными душами, принимается 𝑎 = 120 л/сут. [5]; 𝑏 – то же в общественных зданиях, л/сут; 𝑏 = 25 л/сут. [5]; 𝑡хвз – температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период, ºС, при отсутствии данных принимать 𝑡хвз = 5ºС; с – теплоемкость воды удельная, с = 4,187 кДж/(кг·ºС). Результат расчета представлен в таблице 1.9. 1.2.5. Расчет годового и часового потребления газа крупными коммунально-бытовыми потребителями 𝑄год = 𝑀 где 𝑞𝑖 , м3 /год, с 𝑄н (1.15) 𝒒𝒊 – норма расхода газа на одну расчетную единицу, принимается по [3]; 𝑀 – количество расчетных единиц; 𝑄нс – низшая теплота сгорания газа, МДж/м3. Предприятия по изготовлению хлебобулочных изделий: Вычисляется годовое количество расчётных единиц для предприятий по изготовлению хлебобулочных изделий: 16 𝑀хз = 365𝑛хз 𝑁 , т.изд./год, где (1.16) 𝑛хз – среднее количество изделий в сутки, которое выпускается предприятием на одного жителя, т изд./(чел.·сут.); 𝑛хз = 0,0006 ÷ 0,0008 т.изд./(чел.·год) Когда определяется годовое потребления газа считается, что на предприя- тиях по изготовлению хлебобулочных изделий выпекают: хлеб подовый, батоны, булки и сдобу. Фабрики-прачечные: Вычисляется годовое количество расчётных единиц для фабрик- прачечных: 𝑀п = 𝑛п 𝑟п 𝑁 , т.с.б./год, где (1.17) 𝑛п – среднее кол-тво сухого белья, которое отдают жители района для стирки в прачечную одним человеком за год, т.с.б./(чел.·год); 𝑛п ≤ 0,1 т.с.б./(чел.·год); 𝑟п – доля жителей, использующих услуги фабрик-прачечных, от общего числа жителей в районе; 𝑟п ≤ 0,5; 𝑁 – число жителей в районе, чел. Бани: Вычисляется годовое количество расчётных единиц для бань: 𝑀б = 𝑛б 𝑟б 𝑁 , пом./год, где (1.18) 𝑛б – кол-во посещений бани одним человеком за год, пом./(чел.·год); принимают 𝑛б = 52 пом./(чел.·год); 𝑟б – доля жителей, пользующихся услугами бань; 𝑟б = 0,2 ÷ 0,5 (от числа жителей в районе). Часовые расходы определяются по формуле 1.8, расчет сводится в таблицы 1.8, 1.9. 17 Таблица 1.8 Годовые расходы газа крупными коммунально-бытовыми потребителями Наименование потребителя Единица потребления Количество расчетных единиц M Булочнокондитерский комбинат 1 тонна 11162 Расход на расчетную единицу теплоты qт, МДж газа qт/Qнс, м3/ч 6140 162,51 Годовой расход газа Qгод, м3/год 1813964,32 Таблица 1.9 Часовые расходы газа крупными коммунально-бытовыми потребителями Потребитель газа Коэффициент часового максимума расхода газа Kч.мах Годовой расход газа Qгод, м3/год Максимальный расчетный часовой расход газа Qр.ч., м3/ч 1/6000 1813964,32 302 - - 10737 586 693 688 358 1347 776 400 763 Булочнокондитерский комбинат Котельная Котельная санатория ШГРП1 ШГРП2 ШГРП3 ГРП4 ШГРП5 ШГРП6 ШГРП7 1.3. Гидравлический расчет уличной сети IV категории давления 1.3.1. Расчет путевого, транзитного и расчетного расходов газа 𝑄пут = 𝑞уд.пут. 𝑙 , м3/ч где (1.19) 𝑞уд.пут. – удельный расход газа на один погонный метр кольца м3/(ч·м); 𝑙 – длина участка, м. 𝑄расч = 𝑄тр + 𝛼𝑄пут , м3/ч (1.20) 18 Для газопроводов IV категории давления 𝛼 изменяется в пределах от 0,5 до 0,6. 𝑄расч = 𝑄тр + 𝑄экв , м3/ч (1.21) Для мест сети, завершающихся точкой встречи потоков, для которых транзитный расход равен нулю, расчетным будет расход: 𝑄экв = 0,5𝑄пут , м3/ч (1.22) Результаты расчетов расходов газа по участкам сети сводим в таблицу 1.10. Таблица 1.10 Расчетные часовые расходы газа Номер участка Длина участка l, м Удельный путевой расход qуд.пут, м3/ч 1 ТВ1-5 5-4 4-3 3-2 2-1 1-ШГРП1 2 95 184 259 176 154 50 3 0,413 0,413 0,413 0,413 0,413 - 4 39,26 76,04 107,04 72,74 63,65 - 5 19,63 38,02 53,52 36,37 31,82 - 6 0,00 39,26 115,31 222,35 295,09 692,67 7 19,6 77,3 168,8 258,7 326,9 692,67 ТВ3-8 8-7 7-6 6-1 323 266 140 79 0,413 0,413 0,413 0,413 133,49 109,93 57,86 32,65 66,75 54,97 28,93 16,32 0,00 133,49 243,43 301,29 66,7 188,5 272,4 317,6 ТВ1-12 12-11 11-10 10-9 9-ШГРП2 276 218 190 163 50 0,413 0,413 0,413 0,413 - 114,07 90,10 78,52 67,37 - 57,03 45,05 39,26 33,68 - 0,00 114,07 204,16 282,69 687,73 57,0 159,1 243,4 316,4 687,7 ТВ2-17 17-16 16-15 15-14 14-13 13-9 88 146 236 226 139 49 0,198 0,413 0,413 0,413 0,413 0,413 17,40 60,34 97,54 93,40 57,45 20,25 8,70 30,17 48,77 46,70 28,72 10,13 0,00 8,70 69,04 166,58 259,98 317,43 8,7 38,9 117,8 213,3 288,7 327,6 Расход, м3/ч путевой Qпут эквивалентный транзитный Qэкв Qтр расчетный Qрасч 19 Продолжение таблицы 1.10 1 ТВ2-23 23-22 22-21 21-20 20-19 19-18 18-ШГРП3 2 112 137 110 294 147 115 50 3 0,198 0,198 0,198 0,198 0,198 0,198 - 4 22,14 27,09 21,75 58,13 29,06 22,74 - 5 11,07 13,54 10,87 29,06 14,53 11,37 - 6 0,00 22,14 49,23 70,98 129,11 158,17 358,06 7 11,1 35,7 60,1 100,0 143,6 169,5 358,1 ТВ5-26 26-25 25-24 24-18 151 117 372 256 0,198 0,198 0,198 0,198 29,85 23,13 73,55 50,61 14,93 11,57 36,77 25,31 0,00 29,85 52,99 126,54 14,9 41,4 89,8 151,8 ТВ5-32 32-31 31-30 30-29 29-28 28-27 27-ГРП4 182 213 217 134 169 69 50 0,198 0,438 0,438 0,654 0,654 0,654 - 35,98 93,33 95,09 87,60 110,49 45,11 - 17,99 46,67 47,54 43,80 55,24 22,55 - 0,00 88,65 181,98 564,38 651,98 762,47 1346,93 18,0 135,3 229,5 608,2 707,2 785,0 1346,9 ТВ6-33 33-32 149 70 0,240 0,240 35,83 16,83 17,92 8,42 0,00 35,83 17,9 44,2 17-34 34-30 209 247 0,611 0,611 127,70 150,92 63,85 75,46 8,70 136,40 72,5 211,9 ТВ4-38 38-37 37-36 36-35 35-27 197 192 181 147 108 0,654 0,654 0,654 0,654 0,654 128,79 125,52 118,33 96,10 70,61 64,40 62,76 59,17 48,05 35,30 0,00 128,79 254,31 372,64 468,75 64,4 191,6 313,5 420,7 504,0 ТВ4-44 44-43 43-41 41-40 40-39 39-ШГРП5 108 111 98 143 163 50 0,654 0,654 0,579 0,579 0,579 - 70,61 72,57 56,74 82,79 94,37 - 35,30 36,28 28,37 41,40 47,19 - 0,00 70,61 247,15 303,89 386,68 775,81 35,3 106,9 275,5 345,3 433,9 775,8 ТВ7-45 45-43 141 115 0,406 0,406 57,27 46,71 28,63 23,35 0,00 57,27 28,6 80,6 ТВ3-48 401 0,413 165,73 82,86 0,00 82,9 20 Окончание таблицы 1.10 1 48-47 47-46 46-39 2 112 177 149 3 0,413 0,579 0,579 4 46,29 102,48 86,27 5 23,14 51,24 43,13 6 165,73 106,01 208,49 7 188,9 157,2 251,6 ТВ8-55 55-54 54-53 53-52 52-51 51-50 50-49 49-ШГРП6 237 83 174 161 103 218 186 50 0,166 0,166 0,166 0,166 0,166 0,166 0,166 - 39,27 13,75 28,83 26,68 17,07 36,12 30,82 - 19,63 6,88 14,41 13,34 8,53 18,06 - 0,00 39,27 53,02 81,85 108,52 125,59 161,71 400,10 19,6 46,1 67,4 95,2 117,1 143,6 161,7 400,1 47-57 57-56 56-49 191 304 118 0,166 0,166 0,166 31,65 50,37 19,55 15,82 25,18 9,78 106,01 137,65 188,02 121,8 162,8 197,8 ТВ8-67 67-66 66-65 65-61 61-60 60-59 59-58 58-ШГРП7 242 221 202 91 100 183 104 50 0,166 0,166 0,166 0,166 0,240 0,240 0,240 - 40,10 36,62 33,47 15,08 24,05 44,01 25,01 - 20,05 18,31 16,73 7,54 12,02 22,00 12,50 - 0,00 40,10 76,71 110,18 385,60 409,65 453,66 762,90 20,0 58,4 93,4 117,7 397,6 431,7 466,2 762,9 ТВ7-64 64-63 63-62 62-61 117 199 231 94 0,406 0,406 0,406 0,406 47,52 80,83 93,82 38,18 23,76 40,41 46,91 19,09 0,00 47,52 128,35 222,17 23,8 87,9 175,3 241,3 ТВ6-71 71-70 70-69 69-68 68-58 228 270 264 238 182 0,240 0,240 0,240 0,240 0,240 сумма Qпут= 54,83 64,93 63,48 57,23 43,77 27,41 32,46 31,74 28,62 21,88 0,00 54,83 119,75 183,24 240,47 27,4 87,3 151,5 211,9 262,4 проверка 5024,2 сумма Qрасч(ГРП)= 5024,2 21 1.3.2. Определение схемы газоснабжения Расчетная разность давления на участке газорегуляторный пункт – самый отдаленный потребитель рассчитывается исходя от номинального давления газа перед потребителем и его коэффициентов перегрузки (К1 ) и недогрузки (К2 ) по формуле: ∆Рр = Р𝑚𝑎𝑥 − Р𝑚𝑖𝑛 , где (1.23) К1 = 1,5; К2 = 0,6; Р𝑚𝑎𝑥 = К1 ∙ Рном . – максимально допустимое давление газа перед потребителем; Р𝑚𝑖𝑛 = К2 ∙ Рном – минимально допустимое давление газа перед потребителем. Тогда формула примет следующий вид: ∆Рр = 1,5 ∙ Рном − 0,6 ∙ Рном = 0,9 ∙ Рном (1.24) Суммарная разность давления делится на распределительную уличную сеть, внутриквартальную и внутридомовую сети. Определенная с помощью расчетов суммарная разность давления на уличную сеть принимается к дальнейшему расчету сетей IV категории давления: ∆Рр = 0,9 ∙ 1200 = 1080 Па При этом определении падение давления газа в распределительных газопроводах IV категории давления, следуя [3], необходимо брать не более 180 даПа. В том числе в газопроводах уличных и внутриквартальных – 120 даПа, дворовых и внутренних – 60 даПа. 1.3.3. Расчет потерь давления в сети IV категории давления Гидравлический расчет сети IV категории давления выполняется в форме таблицы. Рассчитывается расчетная длина участков газовой сети: 𝐿р = 1,1𝐿 , м (1.25) 22 Чтобы определить оптимальный диаметр трубопроводов газовой сети определяется 𝑅ср по формуле: 𝑅ср = 0,9 ∆𝑝 0,9 ∙ 1200 1080 = = , Па/м ∑ 𝐿р ∑ 𝐿р ∑ 𝐿р (1.26) Исходя из значений 𝑅ср и 𝑄расч по номограмме определяется диаметр участка, и от выбранного диаметра находится 𝑅ф , которое и является достоверным значением при дальнейшем расчете потерь давления на участках. Падение давления на участках вычисляется по формуле: ∆Руч = 𝑅ф ∙ 𝐿р , Па (1.27) Падение давления на направлении вычисляется как сумма падений давления на участках: ∆Р = Σ∆Руч , Па (1.28) Также падение давления на направлении обязаны вписываться в интервал 108 – 120 даПа. По окончанию увязки падений давления на направлении делают пересчет увязки падений давления на ответвлениях: (∆Р𝑚𝑎𝑥 − ∆Р𝑚𝑖𝑛 ) ∙ 100% ,% ∆Р𝑚𝑎𝑥 (1.29) Невязка не должна превышать 10 процентов. Все расчеты ведутся в табличной форме (таблица 1.11). Таблица 1.11 Расчет потерь давления в сети IV категории давления № участка Длина участ ка l, м Расчетный расход Qрасч м3/ч 1 ТВ1-5 5-4 4-3 3-2 2-1 2 95 184 259 176 154 3 19,6 77,3 168,8 258,7 326,9 Средние удельн. Диаметр потери dу, мм давлен. Rcр, Па/м 4 1,18 5 100 100 125 150 150 Фактич. удельные потери давления Rфакт, Па/м Потери давлен. на трение на участке Rфактl, Па Общие потери давления на участке 1,1Rфактl, Па 6 0,1 0,9 1,3 1,1 1,6 7 9,5 165,6 336,7 193,6 246,4 8 10,5 182,2 370,4 213,0 271,0 23 Продолжение таблицы 1.11 1 1-ШГРП1 ТВ3-8 8-7 7-6 6-1 ТВ1-12 12-11 11-10 10-9 9-ШГРП2 ТВ2-17 17-16 16-15 15-14 14-13 13-9 ТВ2-23 23-22 22-21 21-20 20-19 19-18 18-ШГРП3 ТВ5-26 26-25 25-24 24-18 ТВ5-32 32-31 31-30 30-29 29-28 28-27 27-ГРП4 ТВ6-33 33-32 2 50 918 323 266 140 79 808 276 218 190 163 50 897 88 146 236 226 139 49 884 112 137 110 294 147 115 50 965 151 117 372 256 896 182 213 217 134 169 69 50 1034 149 70 219 3 692,7 4 5 200 6 1,4 100 125 150 150 0,6 1,6 1,2 1,5 100 125 125 150 200 0,5 1,1 2,2 1,6 1,3 100 100 100 125 150 150 0,1 0,24 1,8 1,6 1,4 1,6 100 100 100 100 125 125 125 0,1 0,2 0,5 1,4 0,9 1,2 4,5 100 100 100 125 0,1 0,25 1,1 1 100 125 150 200 200 200 200 0,1 0,85 0,9 1,1 1,4 1,7 4,2 100 125 0,08 0,09 Δ=5,4% 66,7 188,5 272,4 317,6 1,18 Δ=4,8% 57,0 159,1 243,4 316,4 687,7 1,20 Δ=3,9% 8,7 38,9 117,8 213,3 288,7 327,6 1,20 Δ=4,4% 11,1 35,7 60,1 100,0 143,6 169,5 358,1 1,12 Δ=7,4% 14,9 41,4 89,8 151,8 0,87 Δ=8,5% 18,0 135,3 229,5 608,2 707,2 785,0 1346,9 1,04 Δ=2,4% 17,9 44,2 0,08 Δ=0,1% 7 70,0 1021,8 193,8 425,6 168,0 118,5 905,9 138,0 239,8 418,0 260,8 65,0 1121,6 8,8 35,0 424,8 361,6 194,6 78,4 1103,2 11,2 27,4 55,0 411,6 132,3 138,0 225,0 1000,5 15,1 29,3 409,2 256,0 709,6 18,2 181,1 195,3 147,4 236,6 117,3 210,0 1105,9 11,9 6,3 18,2 8 77,0 1124,0 213,2 468,2 184,8 130,4 996,5 151,8 263,8 459,8 286,9 71,5 1233,8 9,7 38,5 467,3 397,8 214,1 86,2 1213,6 12,3 30,1 60,5 452,8 145,5 151,8 247,5 1100,6 16,6 32,2 450,1 281,6 780,5 20,0 199,2 214,8 162,1 260,3 129,0 231,0 1216,4 13,1 6,9 20,0 24 Продолжение таблицы 1.11 1 17-34 34-30 ТВ4-38 38-37 37-36 36-35 35-27 ТВ4-44 44-43 43-41 41-40 40-39 39-ШГРП5 ТВ7-45 45-43 ТВ3-48 48-47 47-46 46-39 ТВ8-55 55-54 54-53 53-52 52-51 51-50 50-49 49-ШГРП6 47-57 57-56 56-49 ТВ8-67 67-66 66-65 65-61 61-60 60-59 59-58 2 209 247 456 197 192 181 147 108 825 108 111 98 143 163 50 673 141 115 256 401 112 177 149 839 237 83 174 161 103 218 186 50 1212 191 304 118 613 242 221 202 91 100 183 104 3 72,5 211,9 4 0,85 5 125 125 6 0,2 1,5 100 125 150 200 200 0,7 1,4 1,4 0,6 0,85 100 125 125 150 150 200 0,16 0,4 2,7 1,8 2,7 1,6 100 125 0,14 0,35 100 125 125 125 0,9 1,5 1,1 2,2 100 100 100 100 100 125 125 150 0,1 0,3 0,6 1,2 2 0,8 1,1 2,2 125 150 150 0,65 0,55 0,8 100 100 125 125 150 150 200 0,1 0,5 0,35 0,6 2,2 2,5 0,65 Δ=6,9% 64,4 191,6 313,5 420,7 504,0 1,09 Δ=6,2% 35,3 106,9 275,5 345,3 433,9 775,8 1,60 Δ=2,2% 28,6 80,6 0,24 Δ=2,7% 82,9 188,9 157,2 251,6 1,14 Δ=2,7% 19,6 46,1 67,4 95,2 117,1 143,6 161,7 400,1 0,89 Δ=3,6% 121,8 162,8 197,8 0,66 Δ=4,1% 20,0 58,4 93,4 117,7 397,6 431,7 466,2 0,91 7 41,8 370,5 412,3 137,9 268,8 253,4 88,2 91,8 840,1 17,3 44,4 198,0 257,4 440,1 80,0 1037,2 19,7 40,3 60,0 360,9 168,0 194,7 327,8 1051,4 23,7 24,9 104,4 193,2 206,0 174,4 204,6 110,0 1041,2 124,2 167,2 94,4 385,8 24,2 110,5 70,7 54,6 220,0 457,5 67,6 8 46,0 407,6 453,5 151,7 295,7 278,7 97,0 101,0 924,1 19,0 48,8 217,8 283,1 484,1 88,0 1140,9 21,7 44,3 66,0 397,0 184,8 214,2 360,6 1156,5 26,1 27,4 114,8 212,5 226,6 191,8 225,1 121,0 1145,3 136,6 183,9 103,8 424,3 26,6 121,6 77,8 60,1 242,0 503,3 74,4 25 Окончание таблицы 1.11 1 58-ШГРП7 ТВ7-64 64-63 63-62 62-61 ТВ6-71 71-70 70-69 69-68 68-58 2 50 1193 117 199 231 94 641 228 270 264 238 182 1182 3 762,9 4 5 200 6 1,6 100 125 150 150 0,1 0,3 0,5 0,8 100 100 125 150 150 0,12 1,1 1 0,7 1 Δ=0,5% 23,8 87,9 175,3 241,3 0,41 Δ=0,8% 27,4 87,3 151,5 211,9 262,4 0,85 Δ=6,8% 7 80,0 1085,1 11,7 59,7 115,5 75,2 262,1 27,4 297,0 264,0 166,6 182,0 937,0 8 88,0 1193,6 12,9 65,7 127,1 82,7 288,3 30,1 326,7 290,4 183,3 200,2 1030,7 1.4. Расчет потерь давления в сети III категории давления Для повышения надежности работы крупных потребителей сети среднего давления выполняются кольцевыми [18]. Расчет таких сетей ведется в три этапа [17]: расчет 1-го аварийного режима; расчет 2-го аварийного режима; расчет нормального режима. Для нормального режима диаметр подбирается наибольший из двух аварийных режимов. Гидравлический расчет выполняется по номограмме для расчета газопроводов среднего давления (рисунок 7 [15]). Определяется комплексное число по формуле: 𝐴ср (𝑝н2 − 𝑝к2 ) = . ∑𝐿 (1.30) Конечное давление на участке трубопровода газовой сети: 𝑝к = √𝑝н2 − 𝐴ф 𝐿р . Все результаты расчетов заносим в таблицу 1.12. (1.31) 26 Результаты расчета считаются верными, если разница давлений в точках встречи со разных сторон подключения не превышает 10 процентов. Таблица 1.12 Расчет потерь давления в сети III категории давления Номер участка L, км Lр, км Qр.ч, м3/ч 1 2 3 4 ТП1-1 1-К 2 0,7 15527 10737 1-2 2-3 3-4 4-ТВ ТВ-5 5-6 6-7 7-8 8-9 9-КС 0,127 1,032 0,341 0,563 1,269 1,877 0,487 0,597 0,053 0,257 2,200 0,770 2,970 0,140 1,135 0,375 0,619 1,396 2,065 0,536 0,657 0,058 0,283 7,263 Диаметр, мм 5 6 7 1-ый аварийный режим 3,20 300 2,0 2,72 250 4790 4097 3697 2921 2619 2085 1142 661 410 410 2,72 2,71 2,64 2,60 2,55 2,47 2,38 2,35 2,33 2,33 ТП2-9 9-КС 3 0,257 9-8 8-7 7-6 6-5 5-ТВ ТВ-4 4-3 3-2 2-ШГРП1 0,053 0,597 0,487 1,877 1,269 0,563 0,341 1,032 0,357 3,300 0,283 3,583 0,058 0,657 0,536 2,065 1,396 0,619 0,375 1,135 0,393 7,234 Рнач, ата Аср, ата2/км Аф, ата2/км Аф * Lр, ата Рн2, ата Рк, ата 8 9 10 11 1,3 1,8 2,86 1,39 10,24 7,38 2,72 2,45 250 250 200 200 200 200 150 150 150 150 0,35 0,3 0,6 0,4 0,3 0,2 0,32 0,1 0,05 0,05 0,05 0,34 0,23 0,25 0,42 0,41 0,17 0,07 0,00 0,01 7,38 7,33 6,99 6,77 6,52 6,10 5,69 5,51 5,45 5,45 2,71 2,64 2,60 2,55 2,47 2,38 2,35 2,33 2,33 2,33 5352 586 2-ой аварийный режим 3,20 200 1,6 2,37 150 1,4 0,1 4,62 0,03 10,24 5,62 2,37 2,36 4766 4408 3720 2373 1610 1308 765 485 485 2,37 2,36 2,24 2,17 2,05 2,01 2,00 1,99 1,97 200 200 200 200 200 200 150 150 125 0,9 0,85 0,6 0,23 0,12 0,08 0,14 0,07 0,18 0,05 0,56 0,32 0,47 0,17 0,05 0,05 0,08 0,07 5,62 5,57 5,01 4,69 4,21 4,05 4,00 3,94 3,86 2,36 2,24 2,17 2,05 2,01 2,00 1,99 1,97 1,95 0,9 1,8 1,98 1,39 10,24 8,26 2,87 2,62 0,06 0,03 0,04 0,01 0,03 0,02 8,26 8,25 8,22 2,87 2,87 2,86 0,4 0,4 ТП1-1 1-К 2 0,7 2,200 0,770 12757 10737 Нормальный режим магистраль 3,20 300 2,87 250 1-2 2-3 3-4 0,127 1,032 0,341 0,140 1,135 0,375 2020 1327 927 2,87 2,87 2,87 - 250 250 200 27 Окончание таблицы 1.12 1 4-ТВ 2 0,563 3 0,619 4 151 5 2,86 ТП2-9 9-КС 3 0,257 3,300 0,283 3893 586 9-8 8-7 7-6 6-5 5-ТВ 0,053 0,597 0,487 1,877 1,269 0,058 0,657 0,536 2,065 1,396 3307 2949 2261 914 151 2-ШГРП1 7-ШГРП2 8-ШГРП3 6-ГРП4 4-ШГРП5 3-ШГРП6 5-ШГРП7 ТВ-БКК 0,357 0,808 0,467 0,438 0,05 0,627 0,05 0,223 0,393 0,889 0,514 0,482 0,055 0,690 0,055 0,245 693 688 358 1347 776 400 763 302 7 200 8 0,01 9 0,01 10 8,20 3,20 2,85 200 150 0,65 0,1 2,15 0,03 10,24 8,10 11 2,86 Δ=4,0 % 2,85 2,84 2,85 2,84 2,79 2,77 2,76 200 200 200 200 200 0,5 0,4 0,23 0,04 0,01 0,03 0,26 0,12 0,08 0,01 8,10 8,07 7,80 7,68 7,60 2,84 2,79 2,77 2,76 2,75 125 100 100 100 100 100 100 50 0,32 0,9 0,3 3,5 1,2 0,3 1,2 5 0,13 0,80 0,15 1,69 0,07 0,21 0,07 1,23 8,25 7,80 8,07 7,68 8,20 8,22 7,60 7,89 2,85 2,65 2,81 2,45 2,85 2,83 2,74 2,58 2,87 2,79 2,84 2,77 2,86 2,87 2,76 2,81 6 ответвления 14 6 11 11 103 8 92 22 1.5. Газификация котельной санатория В качестве объекта внутреннего газоснабжения запроектировано газоснабжение котельной санатория. Котельная состоит из трёх помещений, соединенных между собой открытыми проемами. В одном помещении (основном) находятся газоиспользующие агрегаты, в других (вспомогательных) расположены: ГРУ и сборная приточная установка, а также предусматривается установка основного тепломеханического оборудования котельной. Газ в котельную поступает от наружного газопровода среднего давления. В качестве узла регулирования предусмотрена ГРУ, в которой газ понижается до более низкого давления и поступает в узел учета расхода газа и далее по ответвлениям к газоиспользующим агрегатам. 28 В котельной к установке приняты 3 водогрейных котла КВСа-2,5 «ВК-32» с блочными горелками ГГС-Б 3,5. 2 котла работают постоянно при максимальной нагрузке зимой, а третий является резервным. Котлы имеют КПД = 89%. В котельной предусмотрена механическая приточная и вытяжная вентиляция, обеспечивающая 3-х кратный воздухообмен, без учета воздуха необходимого для горения. Вытяжные вентиляторы подобраны с запасом по мощности. В случае аварии в котельной они переключаются на высокую скорость и удаляют воздух в 10-ти кратном объеме. Резервирование топлива проектом не предусмотрено, т.к. котельная не относится к первой категории. Материалы газопроводов приняты: для внутреннего газоснабжения - электросварные прямошовные по ГОСТ 10705—80 (группа В); Предусмотрена автоматизация котельной. Котельная работает без постоянного присутствия обслуживающего персонала. Котельная снабжается газом от наружного газопровода среднего давления. Схема газоснабжения котельной приведена на чертежах. Элементами схемы газопроводов котельной являются: -общее отключающее устройство на вводе газопровода в котельную -термозапорный клапан -газорегуляторная установка -узел измерения расхода газа -отключающие устройства на ответвлениях газопроводов к агрегатам -продувочные газопроводы -газопроводы безопасности Ввод газопровода в котельную осуществляется через стену сооружения в футляре, представляющим собой отрезок трубы большего диаметра, чем газопровод. Пространство между футляром и газопроводом заделывается просмоленной льняной прядью, а с торцов заливается битумом. Футляр предназначен 29 для защиты газопровода от повреждений при незначительных деформациях стены. Отключающее устройство на вводе предназначено для отключения котельной в случае ремонта или аварии, а также при ее остановке на длительное время. Газопроводы в котельной проложены открыто и крепятся к стенам (колоннам) с помощью специальных металлических кронштейнов (опор) или подвесок с хомутами. Соединение газопроводов выполнено на сварке. Разъемные соединения предусмотрены в местах установки запорной арматуры, газовых приборов, регулятора давления и других приборов. На газопроводах котельной предусмотрены продувочные трубопроводы от наиболее удаленных от места ввода участков газопровода, а также от отводов к каждому котлу. Продувочные газопроводы обеспечивают удаление воздуха и газовоздушной смеси из газопроводов перед пуском котла, а также вытесняют воздухом газ при ремонте или длительной остановке котельной. На продувочных газопроводах предусмотрены отключающее устройство, а также штуцер для отбора проб газа. Продувочные газопроводы выводят из зданий на высоту не менее чем на 1 м выше карниза крыши, в месте, где обеспечиваются безопасные условия для рассеивания газа. Для исключения попадания в продувочный газопровод атмосферных осадков на его конце монтируют защитный зонт. Диаметры газопроводов определяют с помощью гидравлического расчета. Таблица 1.13 Коэффициенты местных сопротивлений № уч-ка 1-2 2-3 3-4 4-5 Вид местного сопротивления Значение ζ отвод 90º - 7 шт. кран – 2шт. тройник на проход тройник на проход тройник на ответвление отвод 90º кран компенсатор 2,1 0,5 1 1 1,4 0,3 0,7 0,3 ∑ζ 2,6 1 1 2,7 30 Таблица 1.14 Гидравлический расчет внутренних газопроводов № учка G, м3/ч Ду, мм Lд, м 1-2 2-3 3-4 4-5 586 586 293 293 150 150 100 50 19,6 3,4 3,4 5 Pн2 Рк2 Lр , ата2/км 0,16 0,16 0,18 0,123 Lр,м lэ ∑ζ Рн,кПа Рк, кПа 30,52 7,6 5,7 10,04 4,2 4,2 2,3 1,8 2,6 1 1 2,7 41,8 41,3 41,15 41,05 41,3 41,15 41,05 40 1.6. Выбор оборудования газорегуляторных пунктов 1) Подбор регулятора давления. Перепад давления на фильтре (Δрф) равен 0,01 МПа; Перепад давления на предохранительно-запорном клапане (ΔрПЗК) равен 0,0025 МПа; Перепад давления на газовом счетчике (Δрсч) равен 0,0002 МПа. Перед регулятором давления давление в сети определяется по формуле: 𝑝3 = 𝑝1 − ∆𝑝ф − ∆𝑝ПЗК , МПа, (1.32) После регулятора давления давление в сети определяется по формуле: 𝑝4 = 𝑝5 + ∆𝑝ГС , МПа, (1.33) Ориентируясь на таблицу 22 [17] выбирают регулятор давления. Пропорция давлений на входе и выходе: 𝑝4 ⁄𝑝3 (1.34) Ориентируясь на таблицу 21 [17] определяют 𝜑факт . Пропорция табличных значений давлений: 𝑝вых ⁄𝑝вх (1.35) Ориентируясь на таблицу 21 [17] определяют 𝜑табл . Необходимо выполнить пересчет пропускной способности регулятора давления: 31 ф 𝑝3 𝜑ф 𝑄ф = 𝑄т 𝑝3т 𝜑т √ 𝜌г 0,73 , м3 /ч, (1.36) Необходимо проверить, входит ли расчетный расход в пределы работы регулятора, которая считается устойчивой: ГРП 0,1𝑄ф ≤ 𝑄расч ≤ 0,8𝑄ф . 2) Подбор предохранительно-запорного клапана (ПЗК). Тип предохранительно-запорного клапана определяется исходя из типа подобранного регулятора давления. А именно ориентируясь на диаметр РГ, по таблице 23 [17]. 3) Подбор предохранительно-сбросного клапана (ПСК). Если перед регулятором давления в газорегуляторном пункте установлен предохранительно-запорного клапан, то количество газа, которое будет подлежать сбросу предохранительно-сбросным клапаном определяется по формуле: 𝑄 ≥ 0,0005𝑄рд , м3/ч, (1.37) Давление перед предохранительно-сбросным клапаном р4=0,0032 МПа. Ориентируясь на таблицу 24 [17] принимается ПСК. А по таблице 25 [17] можно определить сбрасываемое клапаном кол-во газа при давлении, которое равно рабочему предохранительно-сбросного клапана и его настройке на: 1,15𝑝4 = 1,15 ∙ 0,0032 = 0,00368 МПа = 3680 Па 𝑄сб = 17,92 м3/ч Число газа, которое может сбросить клапан 17,92 м3/ч должно быть больше или равно требуемому, определенному по ф-ле (1.42) 4) Подбор газового фильтра. По [17, табл.26] принимается газовый фильтр. Потери давления на фильтре: 2 𝑝гр 𝜌г 𝑄 ∆𝑝 = ∆𝑝гр ( ) . 𝑄гр 0,73𝑝1 32 Они должны быть для волосяных фильтров – от 1000 до 5000 Па, для сетчатых – на более 2500 Па. Фактические значения при работе фильтра численно не равны табличным, следовательно, есть необходимость пересчета пропускной способности по формуле: 0,73∆𝑝ф 𝑝1 𝑄ф = 𝑄т √ , ∆𝑝т 𝑝т 𝜌г (1.38) ГРП Если полученное значение 𝑄ф > 𝑄расч , то фильтр считается подобранным, если нет, то выбирается фильтр с тем же условным диаметром, но с большей пропускной способностью и снова выполняется пересчет. 5) Выбор газового счетчика. Расход газа максимальный рабочий: р 𝑄𝑚𝑎𝑥 = 𝑄𝑚𝑎𝑥 , м3 /ч. 1,032 По нему по [17, табл.27] принимается счетчик. Подбор оборудования ГРП4 Q 1347м3 / ч Р1 0,245МПа Регулятор давления Давление газа перед регулятором давления (ориентировочно принимаем волосяной фильтр): P3 P1 Pф Рпзк , МПа P3 0,245 0,01 0,003 0,232МПа Давление газа после регулятора давления: P4 P5 P гс , МПа P4 0,103 0,002 0,1032, МПа Принимаем к установке регулятор давления РДБК1-100Н 33 d седла 70 мм, d прохода 100мм, Qтабл 2800м 3 / ч абс Рвхабс 0,2МПа, Рвых 0,101МПа Соотношение входного и выходного давления: Р4 0,1032 0,44 Р3 0,232 ф 0,463 Соотношение табличных значений давлений: Рвых 0,101 0,51 Рвх 0,2 ф 0,473 Производим пеесчет пропускной способности регулятора давления по формуле: Qфакт 2800 0,232 0,463 3116м3 / ч 0,76 0,2 0,473 0,73 Проверяем, входит ли расчетный расход в пределы устойчивой работы регулятора по формуле : 0,1 3116 1347 0,8 3116 311,6 1347 2493 Как видно, данный регулятор давления марки РДБК1-100Н отвечает требованиям устойчивой работы, поэтому принимаем его к установке. Предохранительно-запорный клапан (ПЗК) ПЗК подбираем по диаметру регулятора давления. Т.к. мы приняли регулятор давления РДБК1-100Н, обеспечивающий после себя низкое давление и имеющий диаметр прохода 100 мм, то принимаем ПЗК низкого давления диаметром 100 мм, а именно ПКН-100 . Предохранительно-сбросной клапан (ПСК) 34 Количество газа, подлежащего сбросу ПСК, при наличии перед регулятором давления ПЗК определяем по формуле: Q 0,00051347 0,67 м3 / ч Избыточное рабочее давление перед ПСК Р4 0,0032МПа Принимаем ПСК-50Н/5 с максимальным рабочим давлением 0,0005 МПа. 1,15 Р4 1,15 0,0032 0,00368МПа 3680Па Qсбр 17,92 м3 / ч Количество газа, которое можен сбросить при данных условиях выбранный клапан Qсбр 17,92м3 / ч 0,67 м3 / ч , следовательно, клапан подобран верно. Газовый фильтр Принимаем фильтр газовый волосяной ФГВ-150 с диаметром 150 мм и пропускной способностью Qтабл 2300м3 / ч при изб Рвх 0,1МПа и Рвхабс 0,2МПа Принятый регулятор давления имеет входной патрубок диаметром 100 мм. При определении падения давления на фильтре с диаметром прохода 100 мм значение Рф получается больше допустимого (500 даПа). Определяем падение давления Ргр для фильтра диаметром 150 мм и пересчитываем его на рабочие параметры. Ргр 260даПа Qгр 1000м3 / ч Действительное падение давления на фильтре: 2 0,1 0,76 1347 Рф 260 200даПа 1000 0,245 0,73 Падение давления на фильтре диаметром 150 мм удовлетворяют условию 100даПа Рф 500даПа . Поэтому мы можем принять данный фильтр . Т.к. фактические параметры работы фильтра отличаются от табличных, то его пропускную способность необходимо пересчитать по формуле: 35 Qф 2300 200 0,245 0,73 1578м3 / ч 500 0,2 0,76 Qф Q, (1578м3 / ч 1347м3 / ч) следовательно, фильтр подобран верно. Газовый счетчик Т.к. нам задан максимальный расчетный расход газа па ГРП, то газовый счетчик будем подбирать по максимальному рабочему расходу. абс Qmax 1347м3 / ч, Рср 0,1032МПа 1,032кгс / см2 Определяем максимальный рабочий расход газа: p Qmax 1347 1305м 3 / ч 1,032 Выбираем счетчик СГ16(М)-2500 с диапазоном измерений 1:20, который p p обеспечивает Qmax 2500м3 / ч и Qmin 125м3 / ч Подбираем ШГРП Газораспределительные пункты 1, 2, 3, 5, 6 и 7 имеют небольшую пропускную способность. Поэтому принято решение установить шкафные ГРП. ШГРП представляет собой металлический шкаф с теплоизоляцией. В шкафу размещено технологическое оборудование. Для удобства обслуживания в шкафу имеются дверцы, обеспечивающие доступ к технологическому оборудованию. Для обогрева ШГРП шкафного в холодное время года предназначены обогреватели, газ к которым подводится по газопроводу. Технологическое газовое оборудование принятых ШГРП состоит из двух линий редуцирования: основной и резервной. Газ через кран (задвижку) поступает к фильтру, где происходит очистка от механических примесей, и поступает к клапану предохранительному запорному, предназначенному для автоматического отключения подачи газа в случае повышения или понижения давления после регулятора сверх установленного. Через клапан газ поступает к регулятору давления, предназначенному для снижения давления газа и поддержания его в заданных пределах. От регулятора давления через кран (задвижку) газ посту- 36 пает к потребителю. Манометры служат для контроля давления в основной и резервной линиях. Краны (задвижки) предназначены для перекрытия основной (резервной) лини редуцирования. При подборе ШГРП базовыми являются рабочие параметры, обеспечиваемые регулятором давления газа (входное и выходное давление, пропускная способность). Поэтому при подборе необходимо руководствоваться основными принципами выбора регуляторов давления, изложенными в пункте подбора оборудования ГРП4. В качестве ШГРП3 и ШГРП6 принимаем к установке ГРПШ-05-2У1 со следующими характеристиками: регулятор давления РДНК-400М клапан предохранительный сбросной КПС-Н регулируемая среда: природный газ по ГОСТ 5542-87 давление газа на входе 0,6 МПа диапазон настройки выходного давления 2-5 кПа пропускная способность для газа плотностью 0,73 кг/м3 – 500 м3/ч масса ГРПШ 150 кг Выполняем пересчет пропускной способности регулятора давления и выполнение условия его устойчивой работы. Для ШГРП3: Qф Qт р3 факт рвхт т г 0,73 500 0,268 0,442 660 м 3 / ч. 0,76 0,3 0,293 0,73 0,1 660 358 0,8 660 66 358 528 Регулятор давления марки РДНК-400М отвечает требованиям устойчивой работы, следовательно ШГРП подобран верно. Для ШГРП6: 37 Qф Qт р3 факт рвхт т г 0,73 500 0,270 0,446 671м 3 / ч. 0,76 0,3 0,293 0,73 0,1 671 400 0,8 671 67,1 400 537 Регулятор давления марки РДНК-400М отвечает требованиям устойчивой работы, следовательно ШГРП подобран верно. В качестве ШГРП1, ШГРП2, ШГРП5 и ШГРП7 принимаем к установке ГРПШ-07-2У1 со следующими характеристиками: регулятор давления РДНК-1000 клапан предохранительный сбросной КПС-Н регулируемая среда: природный газ по ГОСТ 5542-87 давление газа на входе 0,6 МПа диапазон настройки выходного давления 2-5 кПа пропускная способность для газа плотностью 0,73 кг/м3 – 800 м3/ч масса ГРПШ 150 кг Выполняем пересчет пропускной способности регулятора давления и выполнение условия его устойчивой работы. Для ГРПШ1: Qф Qт р3 факт рвхт т г 0,73 800 0,272 0,446 1082м 3 / ч. 0,76 0,3 0,293 0,73 0,1 1082 693 0,8 1082 108,2 693 866 Регулятор давления марки РДНК-1000 отвечает требованиям устойчивой работы, следовательно ШГРП подобран верно. Для ГРПШ2: Qф Qт р3 факт рвхт т г 0,73 800 0,252 0,455 1023м 3 / ч. 0,76 0,3 0,293 0,73 38 0,1 1023 688 0,8 1023 102,3 688 818 Регулятор давления марки РДНК-1000 отвечает требованиям устойчивой работы, следовательно ШГРП подобран верно. Для ГРПШ5: Qф Qт р3 факт рвхт т г 0,73 800 0,272 0,446 1082 м 3 / ч. 0,76 0,3 0,293 0,73 0,1 1082 776 0,8 1082 108,2 776 866 Регулятор давления марки РДНК-1000 отвечает требованиям устойчивой работы, следовательно ШГРП подобран верно. Для ГРПШ7: Qф Qт р3 факт рвхт т г 0,73 800 0,261 0,453 1055 м 3 / ч. 0,76 0,3 0,293 0,73 0,1 1055 763 0,8 1055 105,5 763 844 Регулятор давления марки РДНК-1000 отвечает требованиям устойчивой работы, следовательно ШГРП подобран верно. 39 2. ПРОИЗВОДСТВЕННО-ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ РАЗДЕЛ 2.1. Исходные данные Таблица 2.1 Исходные данные Способ прокладки газопроводов Район строительства город Тверь бесканальный Тип грунта Коэффициент крутизны откоса супесь 0,35 (при глубине копания до 1,5 м) 0,67 (при глубине копания от 1,5 до 3 м) 1,3 (при глубине копания свыше 3 м) Таблица 2.2 Газопроводы однотрубной прокладки d, мм Ширина траншеи (расч.) а, м 108х4,0 133х4,0 159х4,5 219х6,0 273х7,0 325х8,5 377х9,0 426х9,0 0,700 0,700 0,700 0,700 0,700 0,700 0,700 0,744 Ширина траншеи (фактич) а, м Глубина траншеи h, м Длина траншеи l, км 0,95 1,026 1,051 1,077 1,137 1,191 1,243 1,295 1,344 3749 4815 3161 1690 380 628 6500 4000 Таблица 2.3 Газопроводы двухтрубной прокладки d, мм Тип Длина, м Ширина траншеи (расч.), м Ширина траншеи (фактич.) Глубина траншеи h, м Среднее Р Низкое Р м 1 1 2 3 4 2 325х8,5 273х7,0 219х6,0 219х6,0 3 159х4,5; 219х6,0 219х6,0;273х7,0 159х4,5;219х6,0 219х6,0 4 725 244 472 485 5 1,180 1,182 1,074 1,074 6 7 1,243 1,191 1,137 1,137 5 219х6,0 755 1,180 1,45 1,243 6 219х6,0 1169 1,128 1,191 7 273х7,0 273х7,0; 325х8,5 133х4,0;159х4,5; 219х6,0; 273х7,0 219х6,0;325х8,5 825 1,234 1,243 8 325х8,5 108х4,0;133х4,0; 517 1,094 1,243 40 Окончание таблицы 2.3 1 2 9 219х6,0 10 11 4 5 703 1,074 1,137 219х6,0 3 108х4,0; 133х4,0; 159х4,5; 219х6,0 133х4,0;159х4,5 694 1,014 1,137 159х4,5 108х4,0; 133х4,0; 159х4,5; 219х6,0; 956 1,014 1,137 850 1,195 1,344 356 1,014 1,137 925 1,014 1,137 12 133х4,0 13 219х6,0 219х6,0;273х7,0; 325х8,5;426х9,0 133х4,0;159х4,5 14 219х6,0 159х4,5 6 7 Таблица 2.4 Типы и размеры газовых колодцев Ширина Длина Марка колодца, колодца, колодца м м 1/III 2,90 3,80 4/III 3,30 3,80 9/III 3,30 4,48 Высота колодца, м 2,64 3,09 3,83 Количество колодцев, шт 7 13 9 2.2. Расчет объемов работ Расчет объемов земляных работ ведется в плотном теле грунта. При условии траншеи с откосами объема выемки грунта можно определить согласно формулам: 𝑉тр = (𝑎 + 𝑘ℎ)ℎ𝑙 , м3 4 𝑉к = 𝑎к 𝑏к ℎк + 𝑘ℎк2 (𝑎к +𝑏к + 𝑘ℎк ) , м3 3 где 𝑎 – геометрическая ширина траншеи, определяемая по низу, м; ℎ – геометрическая глубина траншеи, м; 𝑙 – геометрическая длина участка газопровода по диаметрам, м; 𝑎к , 𝑏к – геометрические размеры котлована по низу, м; ℎк – геометрическая глубина котлована, м; 𝑘 – коэффициент крутизны откосов. 𝑎 = 𝐷из + 0,3 , м – при однотрубной прокладке; (2.1) (2.2) 41 𝑎 = 𝐷из1 + 𝐷из2 + 0,8 , м – при двухтрубной прокладке; ℎ = 𝐷из + 0,9 , м 𝑎к = 𝐴нар + 0,6 , м 𝑏к = 𝐵нар + 0,6 , м ℎк = 𝐻нар + (0,5 ÷ 0,6) , м Количество ручной зачистки дна траншеи определяется по формуле: 𝑉зач = 0,1𝑎𝑙 , м3 (2.3) Количество песчаной засыпки условно можно считать равным объему ручной разработки траншеи. Количество грунта под приямки определяется по формуле: 𝑉приям = 0,05𝑉тр , м3 (2.4) Количество грунта, который будет вытеснен из траншеи или котлована определяется по формулам: 𝑉выт 𝜋𝐷н2 = 𝑙 , м3 4 𝑉выт = 𝐴нар 𝐵нар 𝐻нар , м3 (2.5) (2.6) Количество грунта для обратной засыпки траншеи ручным способом определяется по формуле: 𝑉руч.зас. = (𝑉приз. − 𝑉выт )𝑘2 , м3 (2.7) Количество обратной засыпки с помощью бульдозера определяется по формуле: 𝑉зас.б. = [𝑉тр − (𝑉руч.зас. + 𝑉выт )]𝑘2 , м3 (2.8) Количество лишнего грунта определяется по формуле: 𝑉лишн = 𝑘1 𝑉тр − (𝑉руч.зас. + 𝑉зас.б. ) , м3 (2.9) Аналогичные величины для котлованов: 𝑉зас.б. = (𝑉к − 𝑉выт ) ∙ 𝑘2 , м3 (2.10) 𝑉лишн = 𝑉к ∙ 𝑘1 − 𝑉зас.б. , м3 (2.11) Все результаты расчетов по определению земляных работ приводятся в ведомости. 42 2.3. Определение трудоемкости строительно-монтажных работ Итогом расчетов служит составление ведомости затрат труда, показывающей какова трудоемкость отдельных видов работ и комплексов в целом. Результаты приводятся в табличной форме. Таблица 2.4 Ведомость затрат труда Шифр норм ЕНиР Наименование комплексов и видов работ Ед. изм. Объем работ 1 2 3 4 Норма времени за ед. работ, чел.-ч Затраты труда на весь объем работ, чел.-дн. Состав звена исполнителей по ЕНиР 5 6 7 3,25 маш. 6 р.-1 пом. маш. 5р.-1 250,58 маш. 6 р.-1 пом. маш. 5р.-1 9,68 маш. 6 р.-1 пом. маш. 5р.-1 4,06 маш. 6 р.-1 пом. маш. 5р.-1 КОМПЛЕКС 1 Земляные работы 2-1-5 Cрезка растительного слоя грунта II группы бульдозером 1000 кв.м 2-1-13 Разработка грунта II группы в траншеях экскаватором, оборудованным обратной лопатой с ковшом свыше 1 куб.м. навымет 100 куб.м 2-1-13 то же, с погрузкой в транспортные средства 100 куб.м 2-1-11 Разработка грунта II группы в котлованах экскаватором, оборудованным обратной лопатой с ковшом свыше 1 куб.м. навымет 100 куб.м 2-1-11 то же, с погрузкой в транспортные средства 100 куб.м 16,18 3,5 7,8 маш. 6 р.-1 пом. маш. 5р.-1 2-1-47 Копание грунта II группы при послойной разработке на глубине до 1,5 м вручную (зачистка дна траншеи) 1 куб.м 3770,7 1,3 479,85 землек. 2р.-1 9-2-34 Устройство временных пешеходных мостов 1 кв.м 80 0,6 6,00 плотник 3р.-1,2р.-1 37,71 771,02 23,46 11,61 0,69 2,6 3,3 2,8 43 Продолжение таблицы 2.4 1 9-2-34 2 Устройство временных переездов Итого КОМПЛЕКС 2 Устройство железобетонных колодцев 3 1 кв.м 4 40 5 0,7 6 3,50 761,93 1-15 Выгрузка ж/б изделий массой до 4 т. 100 изд. 3,45 6,30 2,72 9-2-32 Укладка бетонной смеси в основание колодца 1 куб.м 29 0,52 1,89 9-2-28 Устройство стеновых блоков газовых колодцев 1 блок 116 1,80 26,10 9-2-28 Заделка вертикальных швов между стеновыми блоками 1 м шва 498,8 0,16 9,98 9-2-28 Заделка стыков между днищем и стеновыми блоками 1 м шва 707,6 0,25 22,11 Итого 7 маш. 6 р.-1 так. 2р.-2 монт. нар. тр/пр 3р.-2 2р.-2 монт. нар. тр/пр 5р.-1 3р.-2 монт. нар. тр/пр 4р.-1 3р.-1 62,53 КОМПЛЕКС 3 Сборка и сварка труб на бровке траншеи 1-5 1-5 9-2-1 22-2-1 Выгрузка труб самоходными кранами при массе поднимаемого груза до 1,5 т Выгрузка арматуры весом до 0,5 т Сборка труб в звенья на бровке траншеи при диаметре труб, мм, до: 150 200 250 300 Сварка труб в звенья поворотным стыком диаметром, мм: 125 150 200 250 300 Итого 9,14 11 12,57 9,14 0,5 11 0,69 0,5 12391 5584 8685 14485 0,03 0,04 0,05 0,06 57,74 20,66 17,12 108,64 282 110 86 57 133 3,1 3,6 5,5 6,5 8,6 10,9 4,9 5,9 4,6 14,2 458,50 1 пм 1 стык маш. 6р.-1 так. 2р.-2 монт. нар. тр/пр 5р.-1 3р.-1 сварщик 6р.-1 КОМПЛЕКС 4 Монтаж трубопроводов и арматуры 9-2-1 Укладка звеньев труб в траншею без распор на основание при диаметре, мм, до: 150 200 250 1 пм 12391 5584 8685 0,1 0,11 0,12 154,89 76,78 130,28 монт. нар. тр/пр 5р.-1 4р.-2 3р.-2 44 Продолжение таблицы 2.4 1 9-2-1 9-2-17 9-2-16 2 Укладка звеньев труб в траншею без распор на основание при диаметре, мм, до: 150 200 250 300 Установка линзовых компенсаторов для труб диаметром, мм, до: 150 200 300 Установка стальных задвижек диаметром, мм, до 150 200 250 300 3 1 пм 1 комп. 1 задв. 4 12391 5584 8685 14485 23 14 37 5 0,1 0,11 0,12 0,14 3,5 5,8 10,5 6 154,89 76,78 130,28 194,28 34,56 13,78 24,94 21 12 24 39 1,9 2,9 3,7 4,8 18,77 16,88 16,48 13,25 1240 560 870 1436 0,29 0,62 0,89 0,98 44,95 43,40 96,79 7 монт. нар. тр/пр 5р.-1 4р.-2 3р.-2 монт. нар. тр/пр 5р.-1 4р.-1 3р.-1 монт. нар. тр/пр 5р.-1 4р.-1 3р.-1 Сварка звеньев труб в траншее неповоротным стыком диаметром, мм: 150 200 250 300 22-2-1 1 стык Итого сварщик 6р.-1 112,75 515,18 КОМПЛЕКС 5 Предварительное испытание трубопроводов 9-2-9 Пневматические испытания трубопроводов при диаметре труб, мм, до: 200 300 1 пм 17975 23170 0,2 0,24 Итого КОМПЛЕКС 6 Изоляционные работы 9-2-12 Антикоррозионная изоляция стыков стальных трубопроводов при диаметре труб, мм, до: 200 300 Итого 575,1 274,29 849,39 1 стык 1800 2306 0,54 0,64 161,50 136,88 445,26 монт. нар. тр/пр 6р.-1 4р.-1 3р.-2 изолировщик 4р.-1 3р.-2 45 Окончание таблицы 2.4 2 1 3 4 5 6 7 100 изд. 0,29 6,3 0,23 маш.6 р.-1 так. 2р.-2 43,50 монт. нар. тр/пр 4р.-1 3р.-2 КОМПЛЕКС 7 Монтаж 2-го яруса ж/б конструкций камер газовых колодцев 1-15 9-2-28 9-2-29 9-2-28 9-2-28 Выгрузка ж/б изделий массой до 4 т. Установка ж/б плит перекрытия камер колодцев Устройство гидроизоляции перекрытия из двух слоев гидроизола на битуме Заделка горизонтальных швов между плитами перекрытий Установка люков колодцев 1 плита 69,6 5 1пм 45 1,2 6,75 1 м шва 29 0,84 3,05 1 люк 208,8 0,05 Итого КОМПЛЕКС 8 Благоустройство участка строительства куб. м. то же, бульдозером при расстоянии перемещения до 5 м Уплотнение грунта прицепными катками 100 куб.м 1000 кв.м 9-2-34 Разборка временных пешеходных мостов 9-2-34 Разборка временных переездов 2-1-34 2-1-32 монт. нар. тр/пр 4р.-1 2р.-1 54,84 Засыпка грунтом траншеей и пазух котлованов вручную с трамбованием при толщине слоя от 0,1 до 0,2 м 2-1-58 1,31 монт. нар. тр/пр 4р.-1 3р.-2 монт. нар. тр/пр 4р.-1 3р.-2 19879 0,79 1163,11 землек. 2р.-1 1р.-1 451,69 0,66 37,26 маш. 6 р.-1 29,53 1,2 4,43 маш. 6 р.-1 1 кв. м 80 0,3 3,00 плотник 2р.-2 1 кв. м 40 0,7 3,50 Итого 1211,3 КОМПЛЕКС 9 Окончательное испытание трубопроводов 9-2-9 Пневматические испытания трубопроводов при диаметре труб, мм, до: 200 300 Итого 1 пм 17975 23170 0,2 0,24 269,63 242,87 512,5 монт. нар. тр/пр 5р.-1 4р.-1 3р.-2 46 2.4. Подбор строительных машин Подбор производится по каталогам, при этом выписываются все технические характеристики машин и механизмов. Комплекс А Подбор экскаватора производится на основании ширины ковша и глубины копания. Таблица 2.5 Технические характеристики экскаватора Сase 1288 Масса, т Мощность двигателя, кВт Наибольшая скорость передвижения, км/ч Вместимость ковша, м3 Ширина ковша, м Наибольшая глубина копания, Нк, м Наибольший радиус копания на уровне стоянки, R, м Наибольшая высота выгрузки, Нв, м Наибольший радиус выгрузки, Rв, м 14,8 55 2,4 0,5 0,7 4,2 7,36 4,8 6,2 Комплекс Г Подбор крана-трубоукладчика (их должно быть не менее 2) производится по грузоподъемности и вылету стрелы. Грузоподъемность: 𝑃1 ∙ 𝑏 50,39 ∙ 10−3 ∙ 40 𝑃= = =1 т 𝑛 2 где 𝑃1 – вес 1 пм трубы, т; 𝑏 – длина звена, м; 𝑛 – количество кранов. Вылет стрелы: 𝑍= где 𝑎 1,3 + 3,7 = + 3,7 = 4,35 м 2 2 𝑎 – ширина траншеи (максимальная), м; 3,7 – учет расстояния от уложенной трубы до оси крана. 47 Таблица 2.6 Технические характеристики трубоукладчика ТГ-123 Грузоподъемность, т Скорость движения переднего хода, км/ч Скорость движения заднего хода, км/ч Высота подъема крюка, м Вылет крюка мин., м Скорость подъема и опускания крюка, м/мин Полная масса, т 9 1,84-6,5 2,3-4,8 4,85 5,0 8,3 14,1 Комплекс В Подбор автокрана производится по максимальной массе поднимаемого груза. Таблица 2.7 Технические характеристики автокрана КС-35756 Грузоподъемность, т Скорость передвижения рабочая, км/ч Скорость передвижения транспортная, км/ч Высота подъема крюка, м Вылет крюка мин., м Скорость подъема и опускания крюка, м/мин Полная масса, т 6,3 5,0 85 12,0 3,5-10,2 0,396-13,0 9,83 Комплекс Е Подбор бульдозера производится по производительности. Таблица 2.8 Технические характеристики бульдозера ДЗ-17 Мощность двигателя, кВт Отвал, параметры, мм: длина высота без козырька подъем опускание Угол, град: резания поперечного перекоса перекоса в плане Масса, кг: бульдозерного оборудования общая с трактором 80 2940 815 1100 1000 47-57 5 63 и 90 2200 14000 48 Таблица 2.9 Технические характеристики вибротрамбовки ВУТ-5 Возмущающая сила, кН Мощность двигателя, кВт Скорость перемещения по горизонтали, м/мин Размеры плиты, м Масса, кг 100 1 3,7 0,36×0,41 100 Комплекс Д, Ж Подбор компрессора для испытаний газопровода производится по минутной производительности: 𝑄 = 0,0016𝐷2 𝑝и 𝑙 , м3/мин (2.12) где 𝐷 – наибольший внутренний диаметр испытываемых труб, м; 𝑝и – испытательное давление (для предварительных испытаний газопроводов низкого давления 1 кгс/см2, среднего – 4,5 кгс/см2; для окончательных испытаний газопроводов низкого давления 3-6 кгс/см2, среднего – 615 кгс/см2), кгс/см2; 𝑙 – длина испытуемого трубопровода, м. 𝑄 = 0,0016 ∙ 0,3502 ∙ 6 ∙ 2500 = 2,94 м3/мин Таблица 2.10 Технические характеристики компрессора КС-9 давление/ бар производительность/ м3/мин мощность/ кВт габариты: длина, ширина, высота/ мм масса/ кг 8 5 73 3450/1820/1770 2750 2.5. Определение потребности в транспортных средствах Расчет потребности в автомашинах производится в следующей последовательности: 1. Определяется объем грузоперевозок в тонно-километрах раздельно поштучным, малогабаритным и длинномерным материалам. 49 2. Подбирается соответствующая марка машины определенной грузоподъемности. 3. Вычисляется суточная и сменная производительность автомашины в тонно-километрах. 4. Определяется потребное количество автомашин на расчетный период работы. Объем грузоперевозок вычисляется путем умножения веса груза в тоннах на среднее расстояние его перевозки в километрах. Суточная производительность автомашины определяем по формуле: 𝑃с = 𝑔𝑘г 𝑘в 𝐺 , т∙км где (2.13) 𝑔 – номинальная грузоподъемность автомашины, т; 𝑘г – коэффициент использования тоннажа машины, который принимается для малогабаритных и сыпучих материалов – 0,8…0,95, для крупногабаритных – 0,4; 𝑘в – коэффициент использования пробега автомашины, принимается не менее 0,5; 𝐺 – суточный пробег автомашины, который определяется по формуле: 𝑙𝑡𝑣 (2.14) , км 𝑙 + 𝑡1 𝑣𝑘в 𝑙 – среднее расстояние, пройденное груженой машиной от места погрузки 𝐺= где до места разгрузки, км; 𝑡 – продолжительность работы автомашины, час; 𝑡1 – время на погрузку и разгрузку автомашины, час (ориентировочно 0,25 час); 𝑣 – средняя техническая скорость автомашины, км/час, принимается равной 35 км/час. Зная общий объем грузоперевозок (𝑄), сменную производительность автомашины и продолжительность перевозок (𝑇), количество транспортных единиц определяем по формуле: 50 𝑄 , шт. (2.15) 𝑃с 𝑇 Результаты расчета заносим в таблицу, где учтены отвоз грунта, доставка 𝑛= железобетонных изделий (для нижнего яруса и верхнего яруса колодцев отдельно) и арматуры, доставка труб. Таблица 2.11 Объемы перевозок и потребности в транспорте Характер перевозок 1 Отвозка грунта Доставка ж/б изделий и арматуры Доставка труб Масса, т Расстояние км Объем перевозок, т.км 2 3 4 21634,68 20 432693,6 337,8 25 8445 914 25 22850 6 Продолжительность перевозки, смен 7 1466,78 35 4 КАМАЗ5211 753,79 40 1 КАМАЗ5320 1507,57 46 1 Марка машины 5 КАМАЗ5320 Сменная производительность, т·км Кол-во машин 8 51 3. ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ РАЗДЕЛ 3.1. Задачи эксплуатации газового хозяйства Газовое хозяйство представляет собой сложный технологический комплекс газораспределительных и газопотребляющих систем, предназначенный для обеспечения потребителей природными и сжиженными углеводородными газами и использования этих газов в качестве топлива. Основными задачами эксплуатации газового хозяйства являются: 1. Обеспечение транспортирования и подачи природного газа от поставщиков до потребителей в объемах, предусмотренных договорами о поставке газа. 2. Поставка газа потребителям. 3. Надежная эксплуатация газораспределительных сетей и газоиспользующего оборудования. 4. Организация и проведение планово-предупредительных ремонтов, работ по строительству и реконструкции объектов газового хозяйства. 5. Обеспечение и контроль за соблюдением норм и правил безопасности в газовом хозяйстве, в том числе в сфере потребления, а также обеспечение дальнейшего развития газификации страны. 3.2. Проверка состояния охранных зон газопроводов Основное назначение проверки – выявление нарушений условий безопасной эксплуатации газопроводов. Серьезную проблему для ГРО представляют механические повреждения подземных газопроводов сторонними организациями при земляных и строительных работах. В одном ряду с ними стоят нарушения Правил охраны газораспределительных сетей, прежде всего несанкционированное строительство, склады и свалки в охранных зонах, их перегораживание. 52 При проверке также контролируется соблюдение нормативных расстояний от подземных газопроводов до фундаментов строящихся зданий, сооружений, хозяйственных построек, которые составляют: для низкого давления 2 м, среднего – 4 м, высокого 2 категории – 7 м, высокого 1 категории – 10 м. Газопровод может пострадать от талых или дождевых вод. Возможны просадки, обрушения и эрозии грунта на трассе газопровода. Проверка состояния охранных зон газопроводов должна проводиться путем визуального осмотра относящихся к ним земельных участков с целью выявления: утечек газа из газопроводов по внешним признакам: пожелтению растительности на трассе, появлению пузырей на поверхности воды, запаху одоранта, шипению газа, появлению бурых пятен на снегу и др.; нарушения установленных ограничений; нарушения условий выполнения сторонними организациями земляных и строительных работ, установленных выданными эксплуатационной организацией разрешениями на производство работ или несанкционированного выполнения этих работ; нарушения состояния грунта на трассе подземного газопровода вследствие его просадки, обрушения, эрозии, размыва паводковыми или дождевыми водами. При выявлении несанкционированного производства сторонними организациями земляных и строительных работ в охранной зоне подземного газопровода должны быть приняты оперативные меры: по прекращению работ до получения разрешения на их проведение от эксплуатационной организации сети газораспределения; привлечению к ответственности виновных в производстве работ, при проведении которых произошло повреждение газопровода; проверке герметичности газопровода и состояния изоляции в месте производства работ. 53 Проверку состояния охранных зон газопроводов допускается проводить одним рабочим. Периодичность проведения проверок состояния охранных зон газопроводов должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом плотности застройки территории, гидрогеологических условий эксплуатации и прокладки газопроводов, но не реже сроков проведения технического осмотра газопроводов. Проверка состояния охранных зон газопроводов, проложенных в просадочных грунтах, должна проводиться не реже одного раза в 10 дней. При выполнении работ в охранных зонах газопроводов, а также в период паводка, проверка состояния охранных зон в местах переходов через водные преграды и овраги должна проводиться ежедневно. 3.3. Техническое обслуживание газопроводов При эксплуатации газопроводов осуществляют техническое обслуживание, плановые ремонты (текущий и капитальный) и аварийно-восстановительные работы. В состав работ по техническому обслуживанию газопроводов входят: наблюдение за состоянием наружных газопроводов и сооружений на них, включая средства электрозащиты, а также устранение мелких неисправностей, возникающих в процессе их эксплуатации; осмотр арматуры, установленной на газопроводах, очистка, смазка, регулирование и другие операции по поддержке ее работоспособности; периодическая проверка состояния газопроводов и их изоляции опрессовыванием, приборным методом или методом бурового осмотра; измерение давления газа в газопроводах; измерение электрических потенциалов на газопроводах. Наблюдение за состоянием наружных газопроводов и сооружений на них производится во время систематических обходов трасс газопроводов. 54 Объем и сроки выполнения работ по обходу трасс газопроводов устанавливаются календарным графиком, утвержденным главным инженером предприятия газового хозяйства. При определении периодичности обхода газопроводов учитывают конкретные местные условия их эксплуатации и прежде всего: техническое состояние газопроводов, продолжительность эксплуатации, давление газа, коррозионные условия, наличие средств электрозащиты и др. Сроки обхода газопроводов периодически пересматривают с учетом изменения условий их эксплуатации и накопленного опыта. Основой безопасной эксплуатации газопроводов является обеспечение, в первую очередь, их герметичности и исключения закупорок, поддержания давления газа на уровнях, определяемых протоколом. Природные газы, подаваемые потребителям, должны соответствовать требованиям государственного стандарта и (или) техническим условиям. Интенсивность запаха газа (одоризация) обеспечивается газотранспортной организацией в конечных точках газораспределительной сети (у потребителя) в пределах 3-4 баллов. Пункты контроля, периодичность отбора проб, а также интенсивность запаха газа (одоризация) определяются газораспределительными организациями в соответствии с государственным стандартом определения интенсивности запаха газа с записью результатов проверки в журнале. Контроль давления газа в газопроводах поселений осуществляется измерением его не реже одного раза в 12 мес. (в зимний период), в часы максимального потребления газа в точках, наиболее неблагополучных по режиму газоснабжения, устанавливаемых газораспределительной организацией. Газораспределительные организации обязаны обеспечивать нормативное давление газа у потребителя, при необходимости осуществляя телеметрический контроль давления газа после ГРС. Проверка наличия влаги и конденсата в газопроводах, их удаление проводятся с периодичностью, исключающей возможность образования закупорок. 55 Установленные на газопроводах запорная арматура и компенсаторы подвергаются ежегодному техническому обслуживанию и при необходимости – ремонту. Сведения о техническом обслуживании заносятся в журнал, а о капитальном ремонте (замене) – в паспорт газопровода. Действующие наружные газопроводы подвергаются периодическим обходам, приборному техническому обследованию, диагностике технического состояния, а также текущим и капитальным ремонтам. 3.4. Техническое диагностирование газопроводов В целях определения технического состояния газопровода и установления ресурса его дальнейшей эксплуатации проводится его техническое диагностирование. Диагностирование проводится по истечении 40 лет для стальных наземных в обваловании, подземных, а также 50 лет для полиэтиленовых газопроводов после ввода их в эксплуатацию. Досрочное диагностирование газопроводов назначается в случаях аварий, вызванных коррозионными разрушениями стальных газопроводов, потерей прочности (разрывом) сварных стыков, а также в случае строительства стальных газопроводов свыше нормативного срока в грунтах высокой коррозионной агрессивности без электрохимической защиты. Решение о проведении работ по диагностированию или реконструкции (замене) газопровода принимается собственником газораспределительной сети. Планы-графики и порядок диагностирования стальных и полиэтиленовых газопроводов, а также газового оборудования составляют за 6 мес. до истечения нормативного срока их эксплуатации и согласовывают с территориальным органом Ростехнадзора. 56 Продление ресурса эксплуатации газопровода и установление срока последующего проведения технического диагностирования газопровода определяются экспертной организацией. По результатам диагностирования составляется заключение экспертизы, содержащее ресурс безопасной эксплуатации газопровода и мероприятия по ремонту или его замене. Заключение экспертизы о техническом состоянии газопровода утверждается территориальным органом Ростехнадзора. 3.5. Техническое обслуживание ГРП В состав работ по техническому обслуживанию ГРП входят: обход регуляторных пунктов и устранение выявленных неисправностей; плановая проверка работы оборудования; текущий ремонт оборудования; проверка контрольноизмерительных приборов и приборов телеизмерения и телеуправления; капитальный ремонт. Все перечисленные планово-предупредительные осмотры и ремонты оборудования ГРП проводятся в сроки, предусмотренные графиком. При этом не менее одного раза в год должна производиться ревизия оборудования ГРП. При проверке и ремонте оборудования разрешается пользоваться обводной линией. Подача газа по обводной линии допускается только при условии, что в ГРП постоянно находится дежурный, регулирующий давление газа на выходе из ГРП. После проверки оборудования и устранения выявленных неполадок проводят анализ воздуха в помещении ГРП. Обход регуляторных пунктов проводится по утвержденному графику. При обходе выполняют следующие работы: смену картограмм, заливку чернил, завод часовых механизмов самопишущих манометров; проверку плотности резьбовых и фланцевых соединений; проверку наличия газа в помещении ГРП; 57 осмотр всего установленного оборудования и выявление различных дефектов; проверку работы отопительной системы и температуры помещения ГРП (температура в помещении должна быть не менее 5 °С, а наружной поверхности отопительных приборов – не более 80 °С). При обходе проверяют также помещения ГРП, освещение, вентиляцию, телефон. Результаты обхода заносят в специальный журнал. Все выявленные неисправности устраняют немедленно сами слесари или (при сложных неисправностях) дежурная бригада. Плановая проверка оборудования проводится дважды в год. Цель плановой проверки – выявить и устранить неисправности, а также провести настройку оборудования на заданный режим. Работы выполняет бригада слесарей под руководством инженерно-технических работников. При плановой проверке проводятся: определение плотности и чувствительности мембран, проверка плотности прилегания клапана к седлу, проверка работы предохранительных запорных и сбросных устройств, осмотр и очистка фильтра. Определение плотности и чувствительности мембран. Плотность мембран проверяют внешним осмотром или с помощью мыльной эмульсии, а чувствительность – путем изменения нагрузки на мембрану и наблюдением за давлением. Мембраны регуляторов низкого давления должны быть чувствительны при изменении нагрузки, соответствующей изменению давления до 30 Па. Колебание выходного давления газа за регулятором должно быть не более ±5%. Проверка плотности прилегания клапана к седлу. Для проверки достаточно закрыть клапан, уменьшив нагрузку на мембрану, и проследить за регулятором: если клапан закрыт плотно, то шум не прослушивается. Используются и другие способы определения плотности закрытия: по картограммам регистрирующих приборов, выходному давлению газа, с помощью листа чистой бумаги, вложенному между клапаном и седлом. При обнаружении неплотности закрытия клапан необходимо отремонтировать или заменить. 58 Проверка работы предохранительных запорных и сбросных устройств. При проверке достаточно повысить выходное давление газа и определить давление, при котором клапан срабатывает. При выходном низком давлении клапан должен сработать при давлении газа на 500 Па выше рабочего давления газа. Осмотр и очистка фильтра. Состояние фильтра определяют путем замера перепада давления газа в нем. Если перепад давления более 10 кПа, то фильтр следует очистить. Текущий ремонт ГРП – плановый ремонт (ревизия оборудования), включающий: разборку регуляторов, предохранительных клапанов, фильтров с заменой и ремонтом изношенных частей; разборку, проверку и смазку технологического оборудования в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей; государственную поверку манометров; проверку и прочистку дымоходов; ремонт системы отопления; заделку трещин и неплотностей в стенах, отделяющих помещение, где установлены отопительные установки, от основного помещения; проверку состояния и работы отопительных установок, плотность всех соединений, смазку кранов, прочистку отверстий горелок и форсунок, спая термопары, исправность тяги, соединительных труб. Задвижки, не обеспечивающие необходимой плотности закрытия, разбирают, их полость очищают от пыли и грязи, проверяют состояние запорных поверхностей клина и колец, задвижки промывают керосином. Если после этих операций задвижка не обеспечивает необходимой плотности, то она подлежит замене. При ремонте здания ГРП выполняются: ремонт отдельных мест дефектов штукатурки, замена разбитых оконных стекол, ремонт кровли; окраска стен здания, ремонт вентиляции, освещения, телефона; окраска молниеприемников и 59 токоотводов, проверка исправности контактов, соединительных проводников, перемычек, шин и приведение их в порядок. При плановом ремонте оборудования ГРП (ревизии) проводится всесторонняя проверка газового оборудования. При этом сварочные и другие огневые работы допускаются в исключительных случаях при условии принятия мер, обеспечивающих безопасность работ. На время проведения ревизии потребители снабжаются газом через обводной газопровод (байпас). 3.6. Электрохимическая защита газопроводов от коррозии Электрохимическая защита (ЭХЗ) газопроводов от коррозии относится к активным способам защиты. В данном проекте запроектирована катодная защита. Расчет количества катодных станций и радиус их действия произведен в следующей последовательности: 1. Поверхность всех газопроводов 𝑆г = ∑ π𝑑𝑙 ∙ 10−3 , м2 . (3.1) Диаметры d и длины l газопроводов берем из таблиц гидравлического расчета сетей низкого и среднего давления. Таблица 3.1 Данные для расчета катодной защиты газопроводов d, мм 100 125 150 200 250 300 l, м 8095 5013 3361 9168 1859 2000 общая Sг, м2 2541,8 1967,6 1583,0 5757,5 1459,3 1884,0 15193,3 Sтер, га 575 2. Плотность поверхности газопроводов газовой сети на один гектар территории, для которой производится защита: 𝑑= 𝑆г , м2 /га 𝑆тер (3.2) 60 𝑑= 15193,3 = 26,4 м2 /га 575 3. Плотность тока, необходимая для функционирования станций катодной защиты: 𝑗 = 20 + (100 − 34𝑑 − 5 ∙ 𝜌) ∙ 10−3 , мА/м2 где (3.3) 𝜌 – удельное значение сопротивления коррозии грунта района города, 𝜌 = 30 Ом·м. 𝑗 = 20 + (100 − 34 ∙ 26,4 − 5 ∙ 30) ∙ 10−3 = 19,1 мА/м2 4. Сумма значения защитного тока с учетом запаса в 30 процентов: ∑ 𝐽 = 1,3𝑗𝑆г ∙ 10−3 , А (3.4) ∑ 𝐽 = 1,3 ∙ 19,1 ∙ 15193,3 ∙ 10−3 = 555 А 5. Общее число станций катодной защиты: 𝑁= где ∑𝐽 , шт 𝑗кс (3.5) 𝑗кс = 25 А – защитный ток одной катодной станции. 555 = 23 шт 25 6. Радиус окружности на территории которой осуществляется защита от 𝑁= одной катодной станции: 𝑗кс 𝑅 = 60√ ,м 𝑗𝑑 ∙ 10−3 (3.6) 25 𝑅 = 60√ = 423 м 19,1 ∙ 26,4 ∙ 10−3 7. При использовании кабеля АВРБ 3х16 длиной 100 м сопротивление составит 0,0646 Ом. 8. Сопротивление анодного заземления из чугунных труб 0,54 Ом. 9. Напряжение на выходе из катодной станции: 𝑈вых = 25 ∙ (𝑅каб + 𝑅а.з. ), В 𝑈вых = 25 ∙ (0,0646 + 0,54) = 15,12 В (3.7) 61 10. В проект закладываются станции типа ПАСК-М 0,6-48/24 У1. 3.7. Эксплуатация установок ЭХЗ Эксплуатационное обслуживание установок электрохимической защиты выполняется конторой «Подземметаллзащита» либо организацией – владельцем подземных сооружений. Обслуживание установок электрохимической защиты в процессе эксплуатации должно осуществляться в соответствии с графиком технических осмотров и планово-предупредительных ремонтов. График профилактических осмотров и планово-предупредительных ремонтов должен включать в себя определение видов и объемов технических осмотров и ремонтных работ, сроки их проведения, указания по организации учета и отчетности о выполненных работах. Основное назначение работ по профилактическим осмотрам и плановопредупредительным ремонтам – содержание электрохимической защиты в состоянии полной работоспособности, предупреждение преждевременного износа и отказов в работе. Технический осмотр включает: осмотр всех элементов установки с целью выявления внешних дефектов; проверку плотности контактов, исправности монтажа, отсутствия механических повреждений отдельных элементов, подгаров и следов перегревов, раскопок на трассе дренажных кабелей и анодных заземлений; проверку исправности предохранителей; очистку корпуса дренажного и катодного преобразователя, блока совместной защиты снаружи и внутри; измерение тока и напряжения на выходе преобразователя; измерение поляризационного или суммарного потенциала трубопровода в точке подключения установки; производство записи в журнале установки о результатах выполненной работы. 62 Технический осмотр с проверкой эффективности действия защиты включает: все работы по техническому осмотру; измерения поляризационных или суммарных потенциалов в постоянно закрепленных опорных пунктах. Текущий ремонт включает: все работы по техническому осмотру с проверкой эффективности; измерение сопротивления изоляции в соответствии с требованиями и нормами ПУЭ (правила устройства электроустановок); одну или две из указанных ниже работ – ремонт линии питания (до 20% протяженности), ремонт выпрямительного блока, ремонт блока управления, ремонт измерительного блока, ремонт корпуса установки и узлов крепления, ремонт дренажного кабеля (до 20% протяженности), ремонт контактного устройства контура анодного заземления, ремонт контура анодного заземления (в объеме менее 20%). Капитальный ремонт включает: все работы по техническому осмотру с проверкой эффективности действия электрохимической защиты; более двух работ из перечня ремонтов либо ремонт в объеме более 20 % линии питания, дренажного кабеля, контура анодного заземления. Внеплановый ремонт – вид ремонта, вызванный отказом в работе оборудования и не предусмотренный годовым планом. Отказ в работе оборудования должен быть зафиксирован аварийным актом, в котором указываются причины аварии и подлежащие устранению дефекты. Рекомендуемые сроки проведения технических осмотров и плановопредупредительных ремонтов: технический осмотр – 2 раза в месяц для катодных, 4 раза в месяц для дренажных и 1 раз в 6 мес. для протекторных установок; технический осмотр с проверкой эффективности – 1 раз в 6 мес.; 63 текущий ремонт – 1 раз в год; капитальный ремонт – в зависимости от условий эксплуатации (ориентировочно 1 раз в 5 лет). С целью оперативного выполнения внеплановых ремонтов и сокращения перерывов в работе электрохимической защиты в организациях, эксплуатирующих устройства электрохимической защиты, целесообразно иметь резервный фонд преобразователей для катодной и дренажной защиты из расчета один резервный преобразователь на 10 действующих. В случае если на действующей установке электрохимической защиты в течение года наблюдалось шесть отказов и более в работе преобразователя, то последний подлежит замене. Для определения возможности дальнейшего использования преобразователя необходимо провести его испытание в объеме, предусмотренном требованиями предустановочного контроля. Все неисправности в работе установки электрохимической защиты должны быть устранены в течение 24 ч после их обнаружения. В случае если за все время эксплуатации общее число отказов в работе электрохимической защиты превысит 12, необходимо провести обследование состояния трубопровода по всей длине защитной зоны в соответствии с техническими требованиями для газопроводов и решить вопрос о возможности их дальнейшей эксплуатации. 3.8. Эксплуатация внутренних газопроводов и оборудования Работы по пуску газа во внутренние сети рекомендуется производить в следующей последовательности: проверка внешним осмотром отсутствия механических повреждений газопроводов от ввода в здания до отключающих устройств, установленных перед газоиспользующим оборудованием, соответствия проекту размещения газовых приборов и оборудования, укомплектованности и присоединения их к газопроводам. Отключающие устройства перед газоиспользу- 64 ющим оборудованием, которые не присоединены к газопроводам, должны быть закрыты и опломбированы с составлением акта; проверка наличия и работоспособности отключающих устройств на внутренних газопроводах; проверка отсоединения газовых вводов от внутренних газопроводов. Отключающие устройства на вводах должны быть закрыты. Газопроводы после отключающих устройств по ходу газа и внутренние газопроводы должны быть заглушены глухими металлическими пробками; устранение обнаруженных неисправностей; проверка наличия актов, подтверждающих исправность и пригодность к эксплуатации дымовых и вентиляционных каналов; контрольная опрессовка газопроводов, газовых приборов и оборудования воздухом давлением 5 кПа в течение 5 мин. При падении давления по манометру свыше 0,2 кПа производится выявление утечек с помощью мыльной эмульсии, устранение дефектов и повторная опрессовка. Если пуск газа в новые газопроводы производится одновременно с присоединением к действующим газопроводам, контрольная опрессовка производится перед присоединением; присоединение внутренних газопроводов к газовым вводам. Отключающие устройства на вводе, стояках и перед газовыми приборами и оборудованием должны быть в закрытом положении; открытие отключающего устройства на вводе, проверка места присоединения внутреннего газопровода мыльной эмульсией или газоиндикатором с целью выявления утечек газа; последовательное (по ходу газа) открытие отключающих устройств на внутренних газопроводах для продувки газом. В состав работ по эксплуатации газового оборудования входит его техни- ческое обслуживание и ремонт. 65 Техническое обслуживание газового оборудования должно производиться не реже 1 раза в 3 года, общественных зданий (помещений общественного назначения) – не реже 1 раза в год. По истечении установленного изготовителем срока службы бытового газоиспользующего оборудования техническое обслуживание этого оборудования (в период до его замены) должно производиться не реже 1 раза в год в жилых зданиях и не реже 1 раза в 6 месяцев в общественных зданиях (помещениях). При выполнении сервисного обслуживания бытового газоиспользующего оборудования изготовителем его техническое обслуживание персоналом эксплуатационной организации не производится. Ремонт газового оборудования производится для устранений неисправностей, выявленных при его техническом обслуживании, а также на основании письменных или устных заявок абонентов (заявочный ремонт). Эксплуатационная организация, осуществляющая техническое обслуживание и (или) заявочный ремонт, должна начать работу по ремонту не позднее чем через три календарных дня после выявления неисправностей (поступления и регистрации заявки). Утечки газа устраняются в аварийном порядке. Техническое обслуживание и ремонт газопроводов и газоиспользующего оборудования зданий производятся эксплуатационной организацией. В организациях с бытовым газоиспользующим оборудованием назначаются лица, осуществляющие наблюдение за его безопасной эксплуатацией. При техническом обслуживании выполняются следующие виды работ: проверка (визуальная) соответствия установки газоиспользующего оборудования и прокладки газопроводов в помещении нормативным требованиям; проверка (визуальная) наличия свободного доступа к газопроводам и газоиспользующему оборудованию; проверка состояния окраски и креплений газопровода, наличия и целостности футляров в местах прокладки газопроводов через наружные и внутренние конструкции зданий; 66 проверка герметичности соединений газопроводов и арматуры приборным методом или мыльной эмульсией; проверка целостности и укомплектованности газоиспользующего оборудования; проверка работоспособности и смазка кранов (задвижек), установленных на газопроводах, при необходимости, перенабивка сальниковых уплотнений; проверка наличия тяги в дымовых и вентиляционных каналах, состояния соединительных труб газоиспользующего оборудования с дымовым каналом, наличия притока воздуха для горения; разборка и смазка всех кранов бытового газоиспользующего оборудования; проверка работоспособности автоматики безопасности бытового газоиспользующего оборудования, ее наладка и регулировка; очистка горелок от загрязнений, регулировка процесса сжигания газа на всех режимах работы оборудования; проверка герметичности (опрессовка) бытового газоиспользующего оборудования; выявление необходимости замены или ремонта (восстановление) отдельных узлов и деталей газоиспользующего оборудования; проверка наличия специальных табличек у газовых горелок, приборов и аппаратов с отводом продуктов сгорания в дымоход, предупреждающих об обязательной проверке наличия тяги до и после розжига оборудования; инструктаж потребителей по правилам безопасного пользования газом в быту. В состав работ по техническому обслуживанию газоиспользующего обо- рудования должны обязательно включаться работы, предусмотренные документацией изготовителя. При выявлении утечек газа и неисправной автоматики безопасности, отсутствии или нарушении тяги в дымовых и вентиляционных каналах, само- 67 вольной установки газоиспользующего оборудования газовые приборы, аппараты и другое оборудование подлежат отключению с установкой заглушки и оформлением акта. При выявлении необходимости проведения ремонта газоиспользующего оборудования, связанного с заменой узлов и деталей, заменой арматуры на газопроводах, футляров и креплений абонентом оформляется ремонтная заявка. 3.9. Работа аварийно-диспетчерской службы Основные задачи АДС – управление режимами работы систем газораспределения; выполнение работ по предотвращению и локализации аварий на объектах газоснабжения. Служба осуществляет: регулирование режимов приема газа от поставщиков и отпуска его потребителям; контроль за обеспечением поставщиками договорных условий поставки газа; регулирование режимов работы газовых сетей при дефиците газа, аварийных режимах, выполнении ремонтных и аварийно- восстановительных работ, вводе в эксплуатацию новых объектов и в других особых случаях, вызывающих необходимость регулирования потоков и давления газа в сети; отключение отдельных участков газовой сети или снижение давления в газопроводах, отключение и включение буферных потребителей; эксплуатацию средств телемеханики, автоматизированных систем управления режимами работы газовых сетей, а также средств связи; разработку планов локализации и ликвидацию аварий, участие в разработке плана взаимодействия служб различных ведомств по предотвращению и локализации аварий, обучение персонала АДС и районных эксплуатационных участков правилам выполнения аварийных работ, корректировку оперативно-технической документации; 68 круглосуточный прием аварийных заявок и заявок о неисправности газопроводов, газового оборудования и других элементов систем газораспределения и газопотребления; учет и анализ поступающих заявок, разработку предложений по сокращению случаев неисправностей элементов газораспределения и газопотребления; оформление актов на аварии и несчастные случаи; передачу аварийно-восстановительных работ на объектах соответствующим службам после выполнения работ по локализации аварий и устранения непосредственной опасности; техническое руководство и контроль за выполнением работ по устранению аварий, выполняемых районными эксплуатационными службами, оказание им методической помощи; организацию взаимодействия со всеми смежными службами треста; контроль и учет степени одоризации газа, поступающего в газовые сети. В газовом хозяйстве могут быть организованы филиалы АДС. Аварийно-диспетчерская служба должна быть оснащена надежными сред- ствами связи и информации. Во многих газовых хозяйствах аварийная и диспетчерская службы объединены в одну во главе с начальником АДС. В крупных газовых хозяйствах эти службы работают как самостоятельные подразделения. По мере внедрения телемеханизации и автоматизированной системы управления газовым хозяйством роль диспетчерской службы значительно возрастает, и она выделяется в самостоятельную. 3.10. Автоматизация управления технологическим циклом В соответствии со СП 62.13330.2011* «Газораспределительные системы» для того, чтобы обеспечить надежность работы систем газоснабжения в целом, а также отдельных ее элементов, необходимо проектировать телемеханизацию и автоматику управления всем технологическим циклом. Данные мероприятия 69 приведут к бесперебойности подачи газа потребителям, улучшат экономические показатели использования газа, оптимизируют распределение топлива. АСУ ТП призван обеспечить контроль и учет параметров подачи газа – расход, давление, скорость, температуру; контроль за состоянием газопотребляющего оборудования, а также управление автоматическими РД, задвижками и другими элементами системы. АСУ ТП газоснабжения выполняют сбор, обработку, хранение информации, управление распределением газа, пополнение информационной базы данных. Можно получить справочную информацию по участкам газопроводов, об их диаметрах, длинах и другие характеристики. Измерение давления и передача информации на диспетчерский пункт осуществляется пружинными манометрами с электрическим сигналом типа МЭД2364. Принцип работы основан на уравновешивании измеренного давления с силами упругой деформации одновитковой трубчатой пружины. При автоматизации ГРП созданы комплексные системы контроля, защиты и регулирования, обеспечивающих автоматизацию основных взаимосвязанных технологических процессов в ГРП и вспомогательном оборудовании. Системы газоснабжения являются сложными инженерными сооружениями, особенность которых заключается в том, что они двухпараметрические, когда количество транспортируемого сырья определяется как расходом, так и перепадом давления в сети, поэтому управлять ими надо двумя взаимосвязанными системами. Для повышения экономичности газогорелочных устройств необходимо производить автоматизированное регулирование непосредственно процесса горения. Такое применение автоматики положительно скажется на безопасности горелочных устройств, на улучшении условий труда рабочих, обслуживающих установки, а также повысит технический уровень. Причем автоматика должна быть комплексной. Она должна выполнять функции безопасности, регулирования, оповещения – светового и звукового, теплотехнического контроля. 70 Если речь идет об управлении процессом горения газа в коммунальнобытовом или промышленном оборудовании, то здесь необходимо управлять процессом горения таким образом, чтобы сохранялся режим работы при оптимальных показателях горения. Например, у котлов необходимо поддерживать горение с целью получения воды или пара с требуемыми параметрами, у печей по обжигу керамических изделий необходимо поддерживать требуемую температуру и длину факела в рабочем объеме. Безаварийность работы газопотребляющих агрегатов связана с использованием автоматики безопасности. Она срабатывает на прекращение подачи газа к горелкам в случае неправильной работы установки, т.е.: при отклонении значения давления газа перед горелками на 20-25%, как меньшую, так и в большую сторону; при внезапном затухании факела; при резком падении давления газа в подающем трубопроводе; при прекращении подачи воздуха в топку агрегата или к горелке; при падении уровня воды, давления пара, если агрегатом является котел, водогрейный или паровой; при отсутствии электроэнергии; при неисправности какого-либо элемента самой системы автоматизации. Разработка схем автоматизации является неотъемлемой частью любого инженерного проекта. На схемах в условных обозначениях указывается оборудование, подлежащее автоматизации, сами приборы и элементы автоматизации, средства управления, а также их характер взаимодействия и структура связи. Микропроцессорные контроллеры являются одной из основ современной автоматизации. Контроллеры могут быть программируемыми, при этом регулирование и управление технологическим процессом осуществляется по заданной программе. Они обеспечивают необходимое качество регулирования при высокой надежности в работе. Маленькие габариты и небольшое потребле- 71 ние электроэнергии делают их экономичными и очень выгодными. С помощью их заменяются контактные реле, схемы на транзисторах и другие элементы автоматики на микросхемы. Кроме того, они позволяют производить определенные вычисления при регулировании и измерении, хранить результаты вычислений в памяти, что значительно упрощает процесс регулирования и измерения в целом. Все комплексные системы в обязательном порядке включают в себя автоматику безопасности, автоматику регулирования и светозвуковую сигнализацию. Автоматика безопасности независима от автоматики регулирования и имеет автономные датчики, она обрабатывает при выходе за допустимые пределы, определенные в соответствии со строительными правилами и включенные в схему параметров. Светозвуковая сигнализация позволяет обслуживающему персоналу определить причину отсечки газа. Автоматизация газораспределительного пункта предусматривает автоматическое регулирование, контроль, сигнализацию и учет технологических процессов. Схема автоматизации ГРП предусматривает: сигнализацию об изменении давления газа на выходе; измерение расхода газа на входе; измерение давления газа на входе; сигнализацию о срабатывании предохранительного клапана; настройку регулятора давления на заданный режим; измерение давления газа на выходе; охранную сигнализацию. 72 4. ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 4.1. Техника безопасности при транспортных и погрузочноразгрузочных работах Каждый автомобиль перед каждым выпуском на работу должен пройти технический осмотр для подтверждения его исправности. Если грузы перевозят в сопровождении грузчиков, борта необходимо надежно закрепить, а рабочие должны находиться в безопасных местах. Стоять в кузове автомашины или сидеть на ее бортах запрещается. При перевозке огнеопасных веществ и длинномерных грузов нахождение людей в кузове запрещается. Перевозимые грузы должны быть прочно закреплены. Верхняя граница перевозимого груза не должна превышать габаритную высоту проездов (переходов, мостов, туннелей). Площадки для погрузочно-разгрузочных работ и складирования материалов должны быть спланированы и иметь уклон не более 5°. В зимнее время их надлежит регулярно очищать от снега и наледи, а также посыпать песком, золой или шлаком. Материалы необходимо хранить на подкладках, которые предохранят конструкции от коррозии и загрязнения. Расстояние между подкладками должно обеспечивать устойчивость штабеля и исключать образование в конструкциях остаточных деформаций и трещин. Хранение элементов должно исключать лишние кантовки. При использовании грузоподъемных средств вес поднимаемого груза не должен превышать их грузоподъемности. Подтаскивать грузы подъемными механизмами запрещается. Необходимо вести систематический контроль за исправностью и прочностью применяемых грузозахватных механизмов, т.е. соблюдать сроки их испытаний и своевременно и качественно производить ремонт. 73 4.2. Техника безопасности при производстве земляных работ До начала производства земляных работ должны быть отмечены все существующие подземные сооружения, попадающие в зону разработки грунта. Особая осторожность должна быть проявлена при наличии на участке электрокабелей, так как их повреждение во время производства работ может вызвать смертельные случаи. В зонах подземных коммуникаций работы должны проводиться только с письменного разрешения курирующих их организаций и в присутствии их представителя. В местах расположения электрокабелей разработка грунта разрешается только при помощи лопат, без применения ударных инструментов (ломов, кирок и др.). Если на участке обнаружены подземные коммуникации, не указанные в проекте, то работы необходимо приостановить до выяснения характера обнаружения. Участки, разрабатываемые на улицах, проездах, во дворах необходимо ограждать. Через траншеи должны быть установлены переходные мостики с прочными перилами высотой не менее 1 м со строганными поручнями. Состояние откосов и креплений необходимо проверять ежемесячно. При появлении трещин в грунте работы останавливают и крутизну откосов уменьшают. Снимать крепления (если это предусмотрено проектом) необходимо в присутствии производителя работ или мастера снизу-вверх по одной доске при слабых грунтах, по две и не более трех – при устойчивых грунтах. В случае появления в разрабатываемых выемках вредных газов рабочих нужно удалить и работу прекратить до выявления причин их появления и принятия мер по обезвреживанию места производства работ. Разработка грунта способом подкопа запрещается. При разработке выемок экскаватором запрещается находиться в зоне призмы обрушения и в радиусе действия стрелы экскаватора плюс 5 м. Отвалы грунта необходимо располагать не ближе 0,5 м от бровки выемки. 74 При погрузке грунта в автосамосвал не допускается прохождение стрелы экскаватора над кабиной автомобиля. Погрузка должна производиться через боковой или задний борт машины. В ночное время место производства работ должно освещаться и иметь предупредительные фонари с красным светом. Контроль за качеством земляных работ осуществляют путем технического надзора за их выполнением и проверкой соответствия их проектной документации. Кроме постоянного наблюдения за выполнением работ, в необходимых случаях производят лабораторные испытания и анализ грунтов для определения допустимой на них нагрузки, степени коррозийности, состава грунтовых вод и пр. В процессе выполнения земляных работ производят освидетельствование и приемку видов работ, которые будут скрыты последующими видами (уплотнение грунта основания, устройство дренажей и пр.). Результатом данного освидетельствования являются акты на срытые работы. Кроме того, производят проверку размеров котлованов и траншей, соответствие проекту грунта в основании и степень уплотнения грунта в процессе засыпки. Строительная организация, выполнявшая работы обязана предоставить приемочной комиссии исполнительные чертежи, документы о согласовании с автором проекта допущенных изменений против проекта, результаты лабораторных испытаний грунтов, акты на скрытые и дополнительные работы и другие необходимые документы. В результате осмотра выполненных работ и их приемки, комиссия составляет акт, в котором отмечается качество выполненных работ и дается разрешение на производство последующих – устройство оснований газовых колодцев, укладку труб и т.д. Систематически должно проверяться выполнение мероприятий по охране окружающей среды: снятие и перемещение в отвалы плодородного слоя почвы для последующего использования; защита буртов от эрозии, подтопления, за- 75 грязнения; выявление археологических и палеонтологических находок и принятие мер по их сохранению; надежное хранение горюче-смазочных и других материалов, способных негативно воздействовать на природу. 4.3. Техника безопасности при производстве бетонных, железобетонных работ и кирпичной кладке Работы по очистке арматуры и приготовлению бетонной смеси разрешается выполнять только в защитных очках. До начала укладки бетонной смеси производитель работ обязан проверить правильность установки опалубки. Исправность опалубки проверяется прорабом или мастером каждый раз перед началом работ по бетонированию. Разбирать опалубку можно только с разрешения мастера или прораба. Материал от разборки опалубки следует немедленно уложить на землю, удалить торчащие из него гвозди и скобы, сортировать и складывать в штабеля. В случае использования бетононасоса вся установка должна быть испытана гидравлическим давлением в 1,5 раза превышающим рабочее. При уплотнении бетонной смеси электровибраторами и при электропрогреве бетона должны быть приняты меры защиты рабочих от поражения электротоком. Провода, идущие к электровибраторам, при напряжении более 40 В должны быть подключены к нулевому проводу. Зону производства работ с электроподогревом необходимо оградить, и доступ на нее должен быть запрещен; за прогреваемыми электротоком участками должны круглосуточно вести наблюдение квалифицированные электромонтеры. В сырую погоду и во время оттепели все виды электропрогрева на открытом воздухе должны быть прекращены. В пределах зоны электропрогрева необходимо установить сигнальные лампы, загорающиеся при подаче напряжения на линию. При производстве кирпичной кладки необходимо перед началом работ проверить прочность распорок и устойчивость откосов котлованов. 76 При выполнении бетонных и железобетонных работ необходимо вести систематический контроль за качеством бетона. Не соблюдение установленных правил производства работ может привести к ряду дефектов. Бетонная смесь, поступающая на строительную площадку от заводаизготовителя, должна в каждом отдельном случае иметь накладную с указанием марки бетонной смеси, ее подвижности и времени отправки с завода. При приемке товарной бетонной смеси проверяют, не распалась ли она на составные части, не изменилась ли ее подвижность и не нарушено ли время перевозки, установленное лабораторией. При производстве бетонных и железобетонных работ на строительстве должен вестись журнал производства бетонных работ в котором записываются следующие данные: количество уложенного бетона с указанием места его укладки, дата укладки, марка бетона, условия в которых производились работы (температура воздуха, наличие осадков и т.д.), результаты испытания контрольных кубиков, даты снятия опалубки с конструкции. В зимний период записывают также температуру бетонной смеси во время ее укладки и ежедневные измерения температуры в теле уложенного бетона в течение всего времени его выдерживания. Приемку выполненных работ по возведению монолитных бетонных и железобетонных конструкций допускается производить не ранее достижения бетоном проектной прочности. Приемку работ приемочная комиссия производит по внешнему осмотру и на основании контрольных данных лаборатории, записей в журнале бетонных работ, актов на срытые работы, результатов испытания контрольных кубиков и арматурной стали и т.д. Комиссия проверяет соответствие всех конструктивных элементов их проектным размерам и положению, выявляет дефекты, определяет имеющиеся отклонения и проверяет соответствие их допускам, установленным техническими условиями. В настоящее время проверку качества бетона проводят ультразвуком, просвечиванием, радиометрией. Ультразвуковым методом определяют прочность 77 бетонных и железобетонных конструкций, выявляют скрытые дефекты бетонирования. Радиометрическим методом контролируют степень уплотнения и твердения свежеуложенного бетона, расположение арматуры в конструкции, толщину защитного слоя и т.д. Небольшие раковины в бетоне затираются цементным раствором состава 1:2 – 1:2,5 с предварительной прочисткой поверхности металлическими щетками и промывкой водой. Большие раковины, неплотные места бетона и трещины должны быть разделаны (расчищены) до плотного бетона, промыты напорной струей воды и вновь заделаны особо тщательно под давлением или торкретированием (напыление под давлением сжатого воздуха). Заделку дефектных мест допускается производить только после осмотра их представителем технического надзора и с его разрешения. Кирпичную кладку или кладку бетонных блоков проверяют в процессе ее выполнения до начала производства последующих видов работ, закрывающих их. В ходе приемки кирпичной кладки проверяют качество заполнения швов раствором, толщину швов, правильность кладки и монтажа перемычек над проемами под проход газопроводов. Качество применявшихся для кладки материалов и изделий устанавливают по паспортам заводов изготовителей, а качество раствора – по актам лабораторных испытаний. При сдаче кирпичных или блочных конструкций в зимнее время, основным документом, предъявляемым приемной комиссии, является журнал производства работ. 78 4.4. Техника безопасности при сварочных работах Напряжение, при котором выполняется сварка, может быть опасным для человека. Чтобы избежать поражения электрическим током при сварочных работах, необходимо соблюдать следующие правила техники безопасности: корпуса сварочных машин, аппаратов и рубильников должны быть надежно заземлены; сварочный кабель, электрододержатель и ручка рубильника должны быть изолированы; нельзя работать в дождливую погоду в открытых местах, а также в сырой одежде и обуви. Для защиты глаз и лица от световых и тепловых лучей сварочной дуги надо закрывать лицо специальным щитком или шлемом с темными стеклами (светофильтрами), уменьшающими вредное воздействие тепловых и световых лучей. Светофильтры выбираются по специальным таблицам. Для предохранения темного стекла в щитке от попадания брызг металла и случайных ударов с наружной стороны необходимо вставлять обычное бесцветное стекло и менять его по мере потери прозрачности. Длина проводов между питающей сетью и передвижным сварочным агрегатом для ручной дуговой сварки не должна превышать 15 м. Провода должны быть в резиновом шланге. Внутри замкнутых резервуаров и других листовых металлоконструкций работы по электросварке можно выполнять только в диэлектрических галошах и на резиновом коврике или на подстилке из изолирующих материалов. Баллоны с кислородом и ацетиленом должны быть снабжены поддонами и колпаками, предохраняющими вентиль от возможных ударов. Баллоны полагается хранить только в вертикальном положении в гнездах специальных стоек. Порожние баллоны должны находиться в отдельном помещении. Особая осторожность требуется при эксплуатации переносных ацетиленовых аппаратов. Запрещается: 79 устанавливать их в проходах, подъездах, на лестничных площадках, в подвалах, а также в местах сосредоточения людей; вести работы от одного генератора несколькими горелками или резаками; эксплуатировать газогенераторы сверх установленной паспортной производительности и отключать автоматические регуляторы. При газовой сварке надо следить за тем, чтобы масло не попало в воду газогенератора, на вентиль головки баллонов, шланги или инструмент, которым пользуется газосварщик, во избежание вспышки масла и взрыва. Все ацетиленовые аппараты должны быть оборудованы водяными затворами. Уровень жидкости в водяном затворе необходимо проверять не реже двух раз в смену и обязательно перед началом работы, а также после каждого обратного удара. Запрещается разводить открытый огонь, курить и зажигать спички на расстоянии ближе 10 м от газогенератора. Баллоны с кислородом и ацетиленом необходимо защищать от воздействия солнечных лучей и устанавливать их в стороне от электрических проводов и нагретых предметов. Замерзшие газогенераторы, головки кислородных и ацетиленовых баллонов можно отогревать только горячей водой, не имеющей следов масла, или паром. На ремонтных объектах баллоны с газом полагается перемещать на тележках или носилках, причем баллоны должны быть хорошо закреплены. Нельзя заряженные баллоны оставлять без надзора на бровке траншеи. Они должны храниться в специально оборудованных местах. 4.5. Техника безопасности при выполнении монтажных работ Монтаж газовой арматуры и газового оборудования должны выполнять бригады или звенья, состоящие не менее чем из 2-ух человек, имеющих соответствующую квалификацию. 80 Допускать к производству работ посторонних лиц запрещается. Если изолировать рабочее место невозможно, оно должно быть ограждено и иметь оградительные и предупреждающие знаки. Для освещения места производства работ внутри крупногабаритного газового оборудования необходимо применять переноски напряжением не выше 12 В. Перемещать и поднимать тяжелые части оборудования или арматуру весом более 80 кг следует при помощи испытанных и проверенных грузоподъемных механизмов: талей, лебедок, кранов и т.д. с применением стальных тросов и обойм с крюками. Арматуру, оборудование и его части необходимо разгружать как можно ближе к месту производства работ. При передвижении тяжелых частей установок к месту монтажа следует пользоваться специально сделанным дощатым настилом, а оборудование надо перемещать по указанному настилу на катках. Категорически запрещается устанавливать на фундамент оборудование или его тяжелые части вручную. Без разрешения производителя работ (мастера) запрещается прикреплять грузоподъемные механизмы к строительным конструкциям помещения, где производится монтаж. Нельзя во время монтажных работ находиться под поднимаемым или опускаемым грузом, подкладывать руками подкладки под оборудование, а также подниматься на крупногабаритное оборудование или спускаться с него по выступающим деталям. Монтажный инструмент рабочего следует хранить в сумке, либо в специальном ящике. Оставлять инструмент на монтажных подмостях, лестницах во избежание его падения запрещается. Размещение сварочных и электросварочных постов должно производиться в соответствии с правилами пожарной безопасности. Работы по укладке ПЭ газопроводов в траншеи рекомендуется проводить при температуре наружного воздуха в пределах –15 ºС...+30 ºС. 81 С учетом значительного по величине коэффициента линейного теплового расширения труб укладку газопровода рекомендуется проводить летом – в наиболее холодное время суток, а зимой – в наиболее теплое. В траншею укладывают сваренную на бровке плеть труб, длина которой определяется конфигурацией газопровода (например, если трасса имеет угол поворота 90º, то соединение двух участков трубопровода, которые отделяются один от другого данным углом, желательно производить в самой траншее), а также ее массой (например, для удобства укладки трубопровода диаметром свыше 160 мм рекомендуется сваривать трубы в секции по 10÷12 м). Если труба смотана в бухту, то перед монтажом ее предварительно разматывают на бровке траншеи (для уменьшения имеющейся волнистости), после чего укладывают без разбиения на плети (допустимо за счет небольшого веса погонного метра данной трубы). Так как полиэтилен обладает высоким коэффициентом теплового расширения, то для предотвращения разрыва или повреждения газопровода в процессе эксплуатации (в случае температурного перепада) трубопровод в траншею рекомендуется укладывать змейкой, что будет способствовать его самокомпенсации. 4.6. Техника безопасности при испытании систем газоснабжения К пневматическим испытаниям предъявляют более строгие требования техники безопасности, чем, например, при гидравлических испытаниях. Поскольку при пневматическом испытании возможно выбивание заглушек, рабочие, занятые на этих работах, должны находиться в безопасных местах или быть ограждены безопасным экраном. Заглушки, люки, фланцевые и другие соединения во время испытаний следует отметить предупредительными знаками (флажками). 82 На все время пневматических испытаний нужно установить охраняемую зону, вход людей в которую на период нагнетания воздуха в трубопровод и при выдерживании его под давлением запрещается. Расстояние от бровки траншеи в обе стороны и торцов испытуемых труб до границы охраняемой зоны зависит от диаметра испытуемого трубопровода и составляет от 100 (при диаметре менее 300 мм) до 250 м (при диаметре более 800 мм). Для наблюдения за зоной устанавливают посты охраны из расчета один пост на 200 м трубопровода. Границы охраняемой зоны отмечают флажками. Применяемые для закачки воздуха компрессоры, а также манометры устанавливают от трубопровода на расстоянии не менее 10 м. Линии, подающие воздух от компрессора к испытываемому газопроводу, присоединять и разъединять разрешается только после прекращения подачи воздуха и полного снятия давления. На трубопроводе, находящемся под давлением сжатого воздуха, устранять обнаруженные дефекты, а также подтягивать болтовые соединения категорически воспрещается. 4.7. Техника безопасности при производстве изоляционных работ К работе допускаются лица, достигшие 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование и инструктаж по технике безопасности. Обязательно использование индивидуальных средств защиты (респираторы, марлевые повязки и т.п.) и спецодежды (комбинезон, ботинки на резиновой подошве, защитные очки, шлем и т.п.). Недопустимо использование бензина и толуола для удаления составов с открытых участков кожи. Если произошло загрязнение рук, состав нужно снять мягкой бумажной салфеткой, после чего обработать руки горячей водой с мылом. 83 Недопустимо находится в спецодежде вне места проведения работ. В случае загрязнения гидроизоляционными материалами одежда меняется немедленно. При работе с горячими битумными мастиками необходимо тщательное соблюдение правил пожарной безопасности. Гидроизоляционные работы с синтетическими полимерами предусматривают строгое соблюдение правил электробезопасности. Ветошь и мусор, контактирующие с рабочими составами, необходимо хранить в отдельном железном ящике, в конце рабочего дня сжигать. Не допускается выполнять работы по изоляции наземных (обвалованных) газопроводов на высоте без инвентарных лесов или подмостей, оснащенных ограждением. Работы по изоляции наземных газопроводов, проложенных по эстакадам, без надежного их закрепления производить не разрешается. Производить работы по изоляции наземных газопроводов на открытом воздухе на высоте более 1 м и при ветре силой более 6 баллов, гололедице, сильном снегопаде и ливневом дожде запрещается. При приготовлении битумной мастики, состоящей из растворителя и битума, необходимо строго соблюдать последовательность: вливать расплавленный битум в растворитель, а не наоборот. Расплавление битума производится постепенно в специальных котлах, загруженных кусками массой не более 3 кг. При этом куски сухого битума необходимо опускать в котел осторожно, чтобы избежать расплескивания расплавленного битума. Загружать котел допускается не более чем на 3/4 его объема. Запрещается нагревание битума выше температуры 200 °С. Воспламенившийся битум разрешается гасить только при помощи огнетушителя, кошмы или сухого песка. Запрещается гасить воспламенившийся битум водой или снегом. Приготовление битумной мастики в полевых условиях допускается на отведенной для этих целей площадке, расположение которой должно быть согласовано с органами пожарного надзора, и при строгом соблюдении мер пожар- 84 ной безопасности. При этом площадка должна быть удалена не менее чем на 15 м от бровки траншеи и котлована, не менее чем на 200 м от жилых домов и не менее чем на 50 м от огнеопасных строений. Для перемещения горячего расплавленного битума на рабочих местах вручную необходимо применять металлические бочки, наполненные на 3/4 их объема, имеющие форму усеченного конуса, обращенного широкой частью вниз, с плотно закрывающимися крышками и запорными устройствами. При выполнении работ с применением горячего битума несколькими бригадами (звеньями) расстояние между ними должно быть не менее 10 метров. Весь мелкий инвентарь (ведра, черпаки, лейки и др.), предназначенный для работы с горячей битумной мастикой, должен находиться в исправном состоянии и перед началом работы обязательно проверяться. 85 5. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ Целью раздела является определение сметной стоимости работ по прокладке наружных трубопроводов газоснабжения. В соответствии с Методикой определения сметной стоимости строительства, реконструкции, капитального ремонта, сноса объектов капитального строительства, работ по сохранению объектов культурного наследия (памятников истории и культуры) народов Российской Федерации на территории Российской Федерации, утвержденной приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации от 4 августа 2020 г. № 421/пр сметная стоимость является расчетной величиной и определяет предельный уровень затрат на стадии проектирования и определяется путем составления смет. Смета на строительство разрабатывается с использованием сметных нормативов, а также единичных расценок и составляющих единичных расценок к сметным нормам, сведения о которых включены в ФРСН. Стоимость строительных работ, работ по монтажу оборудования (далее – строительно-монтажные работы, СМР) включает сметные прямые затраты, накладные расходы и сметную прибыль, а также отдельные виды затрат, относимые на стоимость строительно-монтажных работ. Сметные прямые затраты учитывают сметную стоимость материалов, изделий, конструкций, средства на оплату труда рабочих, стоимость эксплуатации машин и механизмов, включая оплату труда рабочих, управляющих машинами (далее – машинисты). Накладные расходы и сметная прибыль определяются в соответствии со сметными нормативами, сведения о которых включены в федеральный реестр сметных нормативов, формируемый в соответствии с Порядком формирования и ведения федерального реестра сметных нормативов, утвержденным приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации от 24 октября 2017 г. № 1470/пр (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 14 мая 2018 г., регистрационный № 51079). 86 Представленная сметная документация составлена в соответствии действующей Методикой базисно-индексным методом. Определение сметной стоимости базисно-индексным методом осуществляется с применением к сметной стоимости, определенной с использованием единичных расценок, в том числе их отдельных составляющих, сведения о которых включены в ФРСН, разработанных в базисном уровне цен, соответствующих индексов изменения сметной стоимости. При составлении сметы нами были применены индексы по элементам прямых затрат в соответствии с письмом Минстроя от 29.03.2022 №12920-ИФ/09. Сумма налога на добавленную стоимость (НДС) в размере 20% включена в сметную стоимость строительства в текущем уровне цен за итогом сводного сметного расчета согласно п. 4.100.5 МДС 81-35.2004. Смета прилагается. Технико-экономические показатели: Общая сметная стоимость строительства в текущих ценах на 1 квартал 2022 г. – 128284 тыс. руб., в т.ч. НДС 25656,8 тыс. руб. Стоимость 1 км прокладки инженерных систем составила 3117,85 тыс. руб., из них: заработная плата – 314,7 тыс. руб.; стоимость материалов – 1952,8 тыс. руб. 87 ЗАКЛЮЧЕНИЕ Согласно полученному заданию, в районе города Твери была запроектирована двухступенчатая система газоснабжения. Прокладка распределительных газопроводов подземная, газопроводы низкого и среднего давления стальные. Соединение труб между собой выполнено сваркой. В соответствии с нормативной документацией определены нагрузки, рассчитаны расходы газа, выполнены гидравлические расчеты всех рассматриваемых сетей. Общий расход газа на район города составил 16650 м3/ч при численности населения 43689 человек. В работе принята кольцевая схема распределительного газоснабжения низкого давления и тупиковая среднего давления. Газоснабжение соответствующих кварталов по кольцевой схеме обеспечивается одним ГРП и шестью ГРПШ. Расчет сети среднего давления выполнен для нормального и двух аварийных режимов (при условии выхода из строя одного из источников газоснабжения). В аварийных режимах подача газа потребителям, находящимся на аварийном полукольце сокращена до 70% от расчетной, исключением являются только хлебозаводы. При проектировании распределительных сетей был рассмотрен вопрос защиты газопроводов от коррозии. Пассивная защита подземных газопроводов представлена в виде усиленной изоляции, активная – установкой катодных станций в количестве 23 штук с радиусом действия каждой 423 м. Надземные газопроводы защищены от коррозии путем окрашивания 2 слоями желтой эмали по 2 слоям грунтовки, предназначенных для наружных работ. В качестве объекта внутреннего газоснабжения в работе рассмотрено газоснабжение котельной санатория. Котельная состоит из трёх помещений, соединенных между собой открытыми проемами. В одном помещении (основном) находятся газоиспользующие агрегаты, в других (вспомогательных) расположены: ГРУ и сборная приточная 88 установка, а также предусматривается установка основного тепломеханического оборудования котельной. Газ в котельную поступает от наружного газопровода среднего давления. В качестве узла регулирования предусмотрена ГРУ, в которой газ понижается до более низкого давления и поступает в узел учета расхода газа и далее по ответвлениям к газоиспользующим агрегатам. В котельной к установке приняты 3 водогрейных котла КВСа-2,5 «ВК-32» с блочными горелками ГГС-Б 3,5. 2 котла работают постоянно при максимальной нагрузке зимой, а третий является резервным. Котлы имеют КПД = 89%. Котел «ВК-32» стальной водогрейный автоматизированный (котлоагрегат) предназначен для отопления и горячего водоснабжения жилых, производ- ственных и других помещений. Используется как в стационарных, так и в передвижных автоматизированных водогрейных установках. Котел водотрубногазотрубного типа. Источником тепла является горелочный автоматизированный блок, в состав которого входят газовая горелка и комплект автоматики с помощью автоматики поддерживаются заданные значения выходных параметров котла и производится отключение горелки в случае аварии. Горелка устанавливается на двери котла. Там же расположены взрывной клапан и приборный щит, на который вынесены два манометра, показывающие давление воды на входе в котел и на выходе из него и электронный термометр, измеряющий температуру выходной воды. Остальные приборы (показывающие термометры, терморегулирующий элемент, реле потока) установлены непосредственно на входном и выходном патрубках. В котельной предусмотрена механическая приточная и вытяжная вентиляция, обеспечивающая 3-х кратный воздухообмен, без учета воздуха необходимого для горения. Вытяжные вентиляторы подобраны с запасом по мощности. В случае аварии в котельной они переключаются на высокую скорость и удаляют воздух в 10-ти кратном объеме. Вытяжка осуществлятся через 3дефлектора 350 мм. Приток – через 2 жалюзийные решетки ЖР с общим Fжив.сеч. = 0,83 м2. 89 Удаление дымовых газов осуществляется через дымовую трубу. Резервирование топлива проектом не предусмотрено, т.к. котельная не относится к первой категории. Предусмотрена автоматизация котельной. Котельная работает без постоянного присутствия обслуживающего персонала. Ввод газопровода в котельную осуществляется через стену сооружения в футляре, представляющим собой отрезок трубы большего диаметра, чем газопровод. Пространство между футляром и газопроводом заделывается просмоленной льняной прядью, а с торцов заливается битумом. Футляр предназначен для защиты газопровода от повреждений при незначительных деформациях стены. Отключающее устройство на вводе предназначено для отключения котельной в случае ремонта или аварии, а также при ее остановке на длительное время. Газопроводы в котельной проложены открыто и крепятся к стенам (колоннам) с помощью специальных металлических кронштейнов (опор) или подвесок с хомутами. Соединение газопроводов выполнено на сварке. Разъемные соединения предусмотрены в местах установки запорной арматуры, газовых приборов, регулятора давления и других приборов. На газопроводах котельной предусмотрены продувочные трубопроводы от наиболее удаленных от места ввода участков газопровода, а также от отводов к каждому котлу. Продувочные газопроводы обеспечивают удаление воздуха и газовоздушной смеси из газопроводов перед пуском котла, а также вытесняют воздухом газ при ремонте или длительной остановке котельной. На продувочных газопроводах предусмотрены отключающее устройство, а также штуцер для отбора проб газа. Продувочные газопроводы выводят из зданий на высоту не менее чем на 1 м выше карниза крыши, в месте, где обеспечиваются безопасные условия для рассеивания газа. Для исключения попадания в продувочный газопровод атмосферных осадков на его конце монтируют защитный зонт. 90 На основании принятых проектных решений были определены объемы строительно-монтажных работ по прокладке наружных газопроводов среднего и низкого давления, определена трудоемкость работ, подобраны машины и механизмы для монтажных, погрузочно-разгрузочных и транспортных работ. В проекте был принят поточный метод производства работ с разбивкой трассы на 6-ть захваток, выполняемых специализированными бригадами с максимальным совмещением работ, обеспечивающих строительство в установленные сроки. В проекте приводятся основные положения техники безопасности при производстве всех рассмотренных видов работ. Эксплуатационный раздел раскрывает вопросы технического обслуживания и диагностирования всех элементов газовых сетей, включая газопроводы наружного и внутреннего газоснабжения, оборудования, ГРП, средств ЭХЗ, а также работу аварийно-диспетчерской службы и автоматизацию технологическим циклом. В рамках экономики строительства была определена сметная стоимость работ по прокладке наружных трубопроводов газоснабжения, которая составила 128,3 млн. руб. 91 Приложение Формирование компетенций по специальности 08.02.08 «Монтаж и эксплуатация оборудования и систем газоснабжения» Наименование компетенции ОК-1. Выбирать способы решения задач профессиональной деятельности применительно к различным контекстам ОК-2. Осуществлять поиск, анализ и интерпретацию информации, необходимой для выполнения задач профессиональной деятельности ОК-3. Планировать и реализовывать собственное профессиональное и личностное развитие ОК-4. Работать в коллективе и в команде, эффективно общаться с коллегами, руководством, клиентами ОК-5. Осуществлять устную и письменную коммуникацию на государственном языке Российской Федерации с учетом особенностей социального и культурного контекста ОК-6. Проявлять гражданскопатриотическую позицию, демонстрировать осознанное поведение на основе традиционных общечеловеческих ценностей ОК-7. Содействовать сохранению окружающей среды, ресурсосбережению, эффективно действовать в чрезвычайных ситуациях ОК-8. Использовать средства физической культуры для сохранения и укрепления здоровья в процессе профессиональной деятельности и поддержания необходимого уровня физической подготовленности ОК-9. Использовать информационные технологии в профессиональной деятельности Показатели оценки результата проявление интереса к объекту проектирования; подход к проработке разделов дипломной работы получение необходимой информации с использованием различных источников, включая электронные; владение навыками сохранения целостности данных и обслуживания файловых систем постановка задач проектирования; выбор методов проектирования; целостный подход к рассматриваемому объекту; оценка эффективности сделанного выбора умение отстаивать свою позицию при уважении интересов других людей; эффективно взаимодействовать с одногруппниками и педагогом свободное владение терминологией предметной области; составление доклада; представление проекта на заседании ГЭК по защите умение оценивать результат выполненной деятельности интерпретация способов и методов ведения проектных и монтажных работ на основе анализа имеющейся информации выстраивание правильного режима работы над проектом; соблюдение календарного плана умение работать в основных расчетных, графических и текстовых программах; оформление графической части и пояснительной записки дипломной работы с использованием ИКТ 92 ОК-10. Пользоваться профессиональной документацией на государственном и иностранном языках ОК-11. Использовать знания по финансовой грамотности, планировать предпринимательскую деятельность в профессиональной сфере ПК-1.1. Конструировать элементы систем газораспределения и газопотребления. ПК-1.2. Выполнять расчет систем газораспределения и газопотребления ПК-1.3. Составлять спецификацию материалов и оборудования на системы газораспределения и газопотребления ПК-2.1. Организовывать и выполнять подготовку систем и объектов к строительству и монтажу ПК-2.2. Организовывать и выполнять работы по строительству и монтажу систем газораспределения и газопотребления в соответствии с правилами и нормами по охране труда, требованиями пожарной безопасности и охраны окружающей среды ПК-2.3. Организовывать и выполнять производственный контроль качества строительно-монтажных работ ПК-2.4. Выполнять пусконаладочные работы систем газораспределения и газопотребления ПК-2.5. Руководство другими работниками в рамках подразделения при вы- анализ отечественного и зарубежного опыта различных методик ведения работ на объекте; выбор самой оптимальной технологии монтажа газопроводов и оборудования профессионально-ориентированный подбор справочной и нормативной литературы для работы над проектом; посещение дополнительных консультаций; посещение тематических выставок и мастерклассов знание нормативной и справочной литературы по проектированию и монтажу систем и оборудования газоснабжения; выполнение трассировки газопроводов; расстановка ГРП, ШГРП, арматуры по месту требования с достижением оптимального результата их использования расчет расходов газа на потребителя и по участкам газопроводных сетей; подбор диаметров трубопроводов; гидравлический расчет газопроводов различных категорий; выбор оборудования разработка и оформление проектной и рабочей документации; составление спецификаций на системы наружного и внутреннего газоснабжения составление последовательности ведения строительно-монтажных работ проектируемого объекта; определение объемов работ по монтажу и строительству оборудования и газопроводов; планирование мероприятий по охране труда определение состава бригады по монтажу проектируемого объекта; определение трудозатрат; подбор строительных машин и механизмов, а также расчет количества транспортных средств дача характеристики операционного контроля качества планируемых работ; проектирование систем автоматизации на объекте; анализ технического состояния рассматриваемых систем выявление последовательности проведения испытаний и пусконаладочных работ на объекте планирование работы строительно-монтажной бригады и распределение ее членов по участкам 93 полнении работ по строительству и монтажу систем газораспределения и газопотребления ПК-3.1. Осуществлять контроль и диагностику параметров эксплуатационной пригодности систем газораспределения и газопотребления ПК-3.2. Осуществлять планирование работ, связанных с эксплуатацией и ремонтом систем газораспределения и газопотребления ПК-3.3. Организовывать производство работ по эксплуатации и ремонту систем газораспределения и газопотребления ПК-3.4. Осуществлять надзор и контроль за ремонтом и его качеством ПК-3.5. Осуществлять руководство другими работниками в рамках подразделения при выполнении работ по эксплуатации систем газораспределения и газопотребления ПК-3.6. Анализировать и контролировать процесс подачи газа низкого давления и соблюдения правил его потребления в системах газораспределения и газопотребления проектируемого объекта установка приборов учета и КИП в ГРП и помещениях с газоиспользующим оборудованием выбирать для проекта материалы и оборудование, имеющие наибольший срок службы и являющиеся ремонтопригодными; выстраивать планы техобслуживания и диагностики элементов систем газоснабжения проектирование ЭХЗ газопроводов и расчет срока их службы; анализ работы АДС владение типовыми методами проверки технического состояния систем и оборудования; навыки целостного подхода к анализу технического состояния систем планирование деятельности подразделения при выполнении работ по эксплуатации систем газораспределения и газопотребления; умение отбирать персонал определение возможности газификации зданий; применение знаний о техобслуживании внутренних газопроводов и оборудования; проведение инструктажей 94 СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 1. СП 131.13330.2020. Строительная климатология. – М.: Стандартформ, 2021. – 114 с. 2. СП 42.13330.2016. Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений. – М.: Стандартформ, 2017. – 90 с. 3. СП 62.13330.2013. Газораспределительные системы. – М.: Стандартформ, 2014. – 90 с. 4. СП 42-101-2003. Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб. – М.: ЗАО «Полимергаз», ГУП ЦПП, 2003. – 182 с. 5. СП 89.13330.2016. Котельные установки. – М.: Стандартформ, 2017. – 78 с. 6. СП 33.13330.2012. Расчет на прочность стальных трубопроводов. – М.: Минрегион России, 2012. – 28 с. 7. СТО Газпром 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования газопроводов (с изменениями от 01.02.2019). – Челябинск: Центр безопасности труда, 2006. – 205 с. 8. СТО Газпром Газораспределение 2.5-1-2012. Системы газораспределительные. Требования к сетям газораспределения. Ч.1. Полиэтиленовые газопроводы. – СПб., 2012. – 31 с. 9. СТО Газпром Газораспределение 2.5-2-2012. Системы газораспределительные. Требования к сетям газораспределения. Ч.2. Стальные газопроводы. – СПб., 2012. – 39 с. 10. СТО Газпром Газораспределение 2.7-2013. Проектирование, строительство и эксплуатация объектов газораспределения и газопотребления. Графическое отображение объектов сетей газораспределения и смежных коммуникаций. – СПб., 2013. – 64 с. 11. СТО Газпром Газораспределение 9.0-0-2013. Защита сетей газораспределения от коррозии. – СПб., 2013. – 22 с. 95 12. СП 42-103-2003. Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов. – М.: ЗАО «Полимергаз», ГУП ЦПП, 2004. – 90 с. 13. ГОСТ Р 21.101-2020. Система проектной документации для строительства. Основные требования к проектной и рабочей документации. – М.: Стандартформ, 2020. – 70 с. 14. Газорегуляторные пункты и установки: Справочник / под ред. В.А. Жилы, И.В. Мещанинова, О.В. Платонова. – М.: ЗАО «Полимергаз», 2014. – 148 с. 15. Газоснабжение района города: учебное пособие / Новопашина Н.А., Ватузов Д.Н., Филатова Е.Б., Баландина О.А., Жильников В.Б., Пуринг С.М. – Самара: Сам. гос. техн. ун.-т., 2018. – 126 с. 16. Гусовский В.Л., Ладыгичев М.Г., Винтовкин А.А., Усачев А.Б. Современные горелочные устройства (конструкции и технические характеристики): справочное издание. – М.: Машиностроение-1, 2014. – 496 с. 17. Новопашина Н.А., Филатова Е.Б. Газопотребление и газораспределение. Ч.1. Использование газов: учебное пособие. – Самара: Сам. гос. арх.строит. ун.-т., 2013. – 133 с. 18. Новопашина Н.А., Филатова Е.Б. Газопотребление и газораспределение. Ч.2. Надежность систем газоснабжения: учебное пособие. – Самара: Сам. гос. арх.-строит. ун.-т., 2013. – 130 с. 19. Палей Е.Л. Проектирование котельных в секторе ЖКХ: справочное пособие. – М.: Газовый клуб, 2013. – 166 с. 20. Правила устройства электроустановок ПУЭ. – М.: Омега-Л, 2017. – 500 с. 21. Проектирование сетей газопотребления жилых зданий: учебно- методическое пособие / Ватузов Д.Н., Филатова Е.Б., Баландина О.А., Жильников В.Б., Каштанова А.А. – Самара: Сам. гос. техн. ун.-т., 2019. – 88 с. 22. Промышленное газовое оборудование: справочник / под ред. Карякина Е.А., изд.8-е дополненное и переработанное. – Саратов: Газовик, 2017. – 1280 с. 96 23. Справочник по монтажу и проектированию. Сигнализаторы и системы контроля загазованности. – Саратов: ЭнергоСистемы, 2017. – 72 с. 24. Справочник работника газового хозяйства / под ред. Кязимова К.Г. – М.: Газовый клуб, 2014. – 278 с. 25. Технология и организация СМР по прокладке магистральных газопроводов: методические указания для дипломного проектирования / сост. Филатова Е.Б. – Самара: Сам. гос. арх.-строит. ун.-т., 2013. – 79 с. 26. Шурайц А.Л., Каргин В.Ю., Вольнов Ю.Н. Газопроводы из полимерных материалов: Пособие по проектированию, строительству и эксплуатации. – Саратов: Волга-XXI век, 2014. – 612 с. 27. Единые нормы и расценки на строительные, монтажные и ремонтностроительные работы. Сборник Е1. Внутрипостроечные транспортные работы. Демоверсия. – http://ohranatruda.ru 28. Единые нормы и расценки на строительные, монтажные и ремонтностроительные работы. Сборник Е9. Сооружение систем теплоснабжения, водоснабжения, газоснабжения и канализации. Выпуск 2. Наружные сети и сооружения. Демоверсия. – http://ohranatruda.ru 29. Единые нормы и расценки на строительные, монтажные и ремонтностроительные работы. Сборник Е11. Изоляционные работы. Выпуск 2. Трубопроводы. Демоверсия. – http://ohranatruda.ru 30. Единые нормы и расценки на строительные, монтажные и ремонтностроительные работы. Сборник Е22. Сварочные работы. Выпуск 2. Трубопроводы. – Демоверсия. – http://ohranatruda.ru Наименование редакции сметных нормативов: ФЕР 2020 изменение 7 ( Приказ Минстроя России от 26.12.2019 № 876/пр, с учетом приказа Минстроя России от 30 марта 2020 г. № 172/пр, с учетом приказа Минстроя России от 01 июня 2020 г. № 294/пр, с учетом приказа Минстроя России от 30 июня 2020 г. № 352/пр, с учетом приказа Минстроя России от 20 октября 2020 г. № 636/пр, с учетом приказа Минстроя России от 09 февраля 2021 г. № 51/пр, с учетом приказа Минстроя России от 24 мая 2021 г. № 321/пр, с учетом приказа Минстроя России от 24 июня 2021 г. № 408/пр ) Обоснование индексов: Письмо №12920-ИФ/09 от 29.03.2022 Наименование программного продукта: Estimate 2.0 (наименование стройки) Система распределительного газоснабжения района города (наименование объекта капитального строительства) ЛОКАЛЬНЫЙ СМЕТНЫЙ РАСЧЕТ (СМЕТА) № ЛС-01-01 Прокладка наружного газопровода (наименование конструктивного решения) Составлен базисно-индексным методом Ведомость объемов работ Основание (проектная и (или) иная техническая документация) Составлен(а) в текущем (базисном) уровне цен Сметная стоимость в том числе: строительных работ монтажных работ оборудования прочих затрат 1 квартал 2022 года 128284 тыс. руб. 128284 тыс.руб. Средства на оплату труда рабочих 12948,23 тыс.руб. тыс.руб. Нормативные затраты труда рабочих тыс.руб. Нормативные затраты труда машинистов тыс.руб. Расчетный измеритель конструктивного решения 54423,36 чел.-ч 9030,362 чел.-ч (количество) (измеритель) № п/п Обоснование 1 1 2 ФЕР01-01-030-01 Наименование работ и затрат 3 Разработка грунта с перемещением до 10 м бульдозерами мощностью 59 кВт (80 л.с.), группа грунтов 1 1 2 3 4 2 ФЕР01-01-030-09 1 2 3 4 ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ ЗТм Итого по расценке ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы Итого сметная прибыль При перемещении грунта на каждые последующие 10 м добавлять к расценке 01-01-030-01 ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ ЗТм Итого по расценке ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы Итого сметная прибыль Количество Единица на коэффиц всего с учетом измерени единицу иенты коэффициентов я 4 5 6 7 3,77 1000 м3 Сметная стоимость в базисном на единицу коэффи циенты всего Индексы 8 9 10 11 0,00 585,18 114,14 0,00 чел.-ч чел.-ч 0 10,82 0 40,7914 585,18 1000 м3 2 206,13 430,31 2 206,13 356,29 168,25 3,77 0,00 541,77 105,68 0,00 чел.-ч чел.-ч 2 206,13 430,31 - 0 10,02 2 042,47 398,41 - 0 37,7754 541,77 2 042,47 398,41 2 042,47 329,89 155,78 Сметная стоимость в текущем уровне цен, 12 3 ФЕР01-01-009-02 1 2 3 4 4 ФЕР01-01-013-02 1 2 3 4 5 ФЕР01-01-008-02 Разработка грунта в траншеях экскаватором «обратная лопата» с ковшом вместимостью 1 (1-1,2) м3, группа грунтов:2 ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ ЗТм Итого по расценке ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы Итого сметная прибыль Разработка грунта с погрузкой на автомобили-самосвалы экскаваторами с ковшом вместимостью 1 (1-1,2) м3, группа грунтов 2 1000 м3 77,1 0,00 1 843,50 202,50 0,00 чел.-ч чел.-ч 1000 м3 ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ чел.-ч ЗТм чел.-ч Итого по расценке ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы Итого сметная прибыль Разработка грунта в отвал в 1000 м3 котлованах объемом от 1000 до 3000 м3 экскаваторами с ковшом вместимостью 0,65 м3, группа грунтов 2 0 17,7 142 133,85 15 612,75 - 0 1364,67 1 843,50 142 133,85 15 612,75 142 133,85 12 927,36 6 104,59 53,82 2 238,85 270,00 4,34 126,48 5 261,30 634,50 10,20 2,35 6,9 23,2 16,215 54,52 2 297,01 1,16 5 397,97 760,98 5 397,97 630,09 297,54 1 2 3 4 6 ФЕР01-01-020-02 1 2 3 4 7 ФЕР01-02-057-02 1 2 3 4 ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ чел.-ч ЗТм чел.-ч Итого по расценке ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы Итого сметная прибыль Разработка грунта с погрузкой на 1000 м3 автомобили-самосвалы в котлованах объемом от 1000 до 3000 м3 экскаваторами с ковшом вместимостью 0,65 м3, группа грунтов 2 ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ чел.-ч ЗТм чел.-ч Итого по расценке ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы Итого сметная прибыль Разработка грунта вручную в 100 м3 траншеях глубиной до 2 м без креплений с откосами, группа грунтов 2 ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М 0,00 2 363,04 276,75 0,00 0 24,19 2 741,13 321,03 - 0 28,0604 2 363,04 2 741,13 321,03 2 741,13 265,81 125,52 1,62 0,00 3 342,83 391,50 0,00 0 34,22 5 415,38 634,23 - 0 55,4364 3 342,83 5 415,38 634,23 5 415,38 525,14 247,98 37,71 1 201,20 0,00 0,00 0,00 45 297,25 - 8 ФЕР01-02-061-01 1 2 3 4 8.1 ФССЦ02.3.01.020013 9 ЗТ ЗТм Итого по расценке ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы Итого сметная прибыль Засыпка вручную траншей, пазух котлованов и ям, группа грунтов 1(песком) ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ ЗТм Итого по расценке Песок природный для строительных: работ очень мелкий с крупностью зерен размером свыше 1,25 мм -до 5% по массе ФЕР05-02-003-01 1 2 3 4 чел.-ч чел.-ч 154 0 5807,34 0 1 201,20 100 м3 37,71 663,75 0,00 0,00 0,00 чел.-ч чел.-ч т ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) Устройство монолитного днища 10 м3 колодца ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ чел.-ч ЗТм чел.-ч Итого по расценке 45 297,25 45 297,25 45 297,25 36 283,10 15 401,07 88,5 1,6 25 030,01 - 3337,335 0 60,336 663,75 25 030,01 45,92 2 770,63 25 030,01 27 800,64 20 049,04 8 510,20 4,52 372,60 826,45 106,35 868,49 36 8,53 162,72 321,6663 2 067,54 1 684,15 3 735,55 480,70 3 925,57 9 345,28 9.1 ФССЦ04.1.02.050005 9.2 ФССЦ08.4.02.010021 Смеси бетонные тяжелого бетона (БСТ), класс В12,5 (М150) Сетка арматурная сварная 1 2 3 4 10.3 ФССЦ07.2.05.010032 10.4 ФССЦ08.1.02.060043 10 ФЕР24-02-030-03 45,2 45,2 600,00 27 120,00 т 6,58 6,58 7 200,00 47 376,00 ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) Устройство колодцев газовых 10 м3 прямоугольных площадью: более 3 м2 в сухих грунтах 10 ФЕР23-03-004-04 10.1 ФССЦ06.1.01.050035 10.2 ФССЦ05.2.02.010035 м3 ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ ЗТм Итого по расценке Кирпич керамический одинарный, марка 100, размер 250x120x65 мм Блоки бетонные для стен подвалов полнотелые ФБС9-3-6-Т, бетон В7,5 (М100, объем 0,146 м3, расход арматуры 0,76 кг) Лестницы для колодцев Люк чугунный тяжелый 2 164,85 83 841,28 2 034,96 1 104,08 55,89 403,55 530,71 88,67 8 144,34 чел.-ч чел.-ч 43,96 7,15 198,6992 269,6265 22 554,41 29 661,38 4 955,77 455 187,16 - 9 078,60 507 402,95 0 0 1 752,60 0,00 шт 116 116 90,53 10 501,48 т 1,61 1,61 7 571,00 12 189,31 46 46 569,52 26 197,92 1000 шт шт ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) Укладка в траншею изолированных 100 м стальных газопроводов диаметром: 100 мм 27 510,18 556 291,66 32 186,91 20 357,53 41,3 1 2 3 4 10.1 ФССЦ23.4.01.040003 Трубы стальные изолированные двухслойным покрытием из экструдированного полиэтилена, наружный диаметр 108 мм, толщина стенки 4 мм, толщина покрытия 9 мм 11 ФЕР24-02-030-04 1 2 3 4 11.1 ФССЦ23.4.01.040004 ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ ЗТм Итого по расценке 261,26 1 022,75 115,16 13,74 чел.-ч чел.-ч м ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) Укладка в траншею изолированных 100 м стальных газопроводов диаметром: 150 мм ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ чел.-ч ЗТм чел.-ч Итого по расценке Трубы стальные изолированные двухслойным покрытием из экструдированного полиэтилена, наружный диаметр 159 мм, толщина стенки 5 мм, толщина покрытия 9 мм ФОТ Всего по позиции м 28,46 8,53 100 1175,492867 321,6663 4130 10 790,91 42 242,98 4 756,49 567,51 - 1 297,75 53 601,40 102,02 421 376,61 15 547,40 474 978,01 16 371,41 9 779,32 82,6 388,77 1 387,30 152,69 21,14 40,88 11,31 100 3376,960533 934,2814 8261 32 114,99 114 600,23 12 613,21 1 746,30 - 1 797,21 148 461,53 188,04 1 553 335,76 44 728,21 1 701 797,29 12 ФЕР24-02-030-05 1 2 3 4 12.1 ФССЦ23.4.01.040005 13 ФЕР24-02-030-06 1 2 3 4 Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) Укладка в траншею изолированных 100 м стальных газопроводов диаметром: 200 мм ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ чел.-ч ЗТм чел.-ч Итого по расценке Трубы стальные изолированные м двухслойным покрытием из экструдированного полиэтилена, наружный диаметр 219 мм, толщина стенки 5 мм, толщина покрытия 9 мм ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) Укладка в траншею изолированных 100 м стальных газопроводов диаметром: 250 мм ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ чел.-ч ЗТм чел.-ч Итого по расценке 47 098,80 28 134,04 55,84 53,89 13,98 3009,2176 780,6432 100 5584 525,97 1 745,73 188,73 29,60 29 370,16 97 481,56 10 538,68 1 652,86 - 2 301,30 253,12 128 504,59 1 413 422,08 39 908,85 1 541 926,67 42 024,02 25 102,67 86,85 631,96 1 932,31 210,87 52,85 64,75 15,62 5623,5375 1356,597 2 617,12 54 885,73 167 821,12 18 314,06 4 590,02 227 296,87 13.1 ФССЦ23.4.01.040006 Трубы стальные изолированные двухслойным покрытием из экструдированного полиэтилена, наружный диаметр 273 мм, толщина стенки 6 мм, толщина покрытия 9 мм 14 ФЕР24-02-030-07 1 2 3 4 14.1 ФССЦ23.4.01.040007 15 ФЕР24-02-072-01 м 100 ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) Укладка в траншею изолированных 144,85 100 м стальных газопроводов диаметром: 300 мм ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ 68,13 чел.-ч ЗТм 16,71 чел.-ч Итого по расценке Трубы стальные изолированные двухслойным покрытием из экструдированного полиэтилена, наружный диаметр 325 мм, толщина стенки 6 мм, толщина покрытия 9 мм м ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) Установка двухлинзового шт компенсатора с изготовлением катушки и приваркой фланцев на стальных газопроводах диаметром: до 100 мм 100 8685 401,48 3 486 853,80 73 199,79 3 714 150,67 77 079,37 46 042,67 664,95 2 074,05 225,59 63,42 9868,6305 2420,4435 14485 96 318,01 300 426,14 32 676,71 9 186,39 - 2 802,42 405 930,54 484,42 7 016 823,70 128 994,72 7 422 754,24 135 831,44 81 137,68 8 1 2 3 4 15.1 ФССЦ23.1.01.020004 Компенсаторы двухлинзового диаметром труб: 100 мм 16 ФЕР24-02-072-02 1 2 3 4 16.1 ФССЦ23.1.01.020006 ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ ЗТм Итого по расценке 35,33 70,22 7,37 261,09 чел.-ч чел.-ч шт ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) Установка двухлинзового шт компенсатора с изготовлением катушки и приваркой фланцев на стальных газопроводах диаметром: свыше 100 до 150 мм ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ чел.-ч ЗТм чел.-ч Итого по расценке Компенсаторы двухлинзового диаметром труб: 150 мм шт ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) 3,62 0,56 1 28,96 4,48 8 282,64 561,76 58,96 2 088,72 - 366,64 2 933,12 575,32 4 602,56 341,60 7 535,68 359,70 214,87 15 58,33 94,66 8,86 494,09 5,88 0,67 1 88,2 10,05 15 874,95 1 419,90 132,90 7 411,35 - 647,08 9 706,20 1 424,90 21 373,50 1 007,85 31 079,70 1 061,27 633,94 17 ФЕР24-02-072-03 Установка двухлинзового компенсатора с изготовлением катушки и приваркой фланцев на стальных газопроводах диаметром: свыше 150 до 200 мм 1 2 3 4 17.1 ФССЦ23.1.01.020007 Компенсаторы двухлинзового диаметром труб: 200 мм 1 2 3 4 ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ ЗТм Итого по расценке Компенсаторы двухлинзового диаметром труб: 300 мм ФОТ Всего по позиции 14 72,42 112,83 10,34 749,02 чел.-ч чел.-ч шт ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) Установка двухлинзового шт компенсатора с изготовлением катушки и приваркой фланцев на стальных газопроводах диаметром: свыше 200 до 300 мм 18 ФЕР24-02-072-04 18.1 ФССЦ23.1.01.020009 ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ ЗТм Итого по расценке шт 7,3 0,78 1 102,2 10,92 14 934,27 13 079,78 2 473,50 34 629,00 1 158,64 47 708,78 1 220,05 728,78 37 104,56 154,70 13,85 1 154,47 чел.-ч чел.-ч шт 1 013,88 1 579,62 144,76 10 486,28 - 10,54 1,04 1 389,98 14,56 37 3 868,72 5 723,90 512,45 42 715,39 - 1 413,73 52 308,01 5 257,30 194 520,10 4 381,17 246 828,11 19 ФЕР22-03-007-02 1 2 3 4 19.1 ФССЦ18.1.02.010012 20 ФЕР22-03-007-03 1 2 3 4 Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) Установка задвижек или клапанов шт обратных стальных диаметром: 100 мм ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ чел.-ч ЗТм чел.-ч Итого по расценке Задвижка клиновая двухдисковая с шт выдвижным шпинделем 31ч6бр, присоединение к трубопроводу фланцевое, номинальное давление 1 МПа (10 кгс/см2), номинальный диаметр 100 мм ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) Установка задвижек или клапанов шт обратных стальных диаметром: 150 мм ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ чел.-ч ЗТм чел.-ч Итого по расценке 4 613,37 2 755,76 7 18,64 3,29 0,58 24,10 2,03 0,05 1 14,21 0,35 7 130,48 23,03 4,06 168,70 - 46,03 322,21 408,65 2 860,55 134,54 3 182,76 141,67 84,63 14 22,58 35,93 3,79 36,00 2,46 0,28 34,44 3,92 94,51 316,12 503,02 53,06 504,00 1 323,14 20.1 ФССЦ18.1.02.010014 21 ФЕР22-03-007-04 1 2 3 4 21.1 ФССЦ18.1.02.010015 Задвижка клиновая двухдисковая с шт выдвижным шпинделем 31ч6бр, присоединение к трубопроводу фланцевое, номинальное давление 1 МПа (10 кгс/см2), номинальный диаметр 150 мм ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) Установка задвижек или клапанов шт обратных стальных диаметром: 200 мм ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ чел.-ч ЗТм чел.-ч Итого по расценке Задвижка клиновая двухдисковая с выдвижным шпинделем 31ч6бр, присоединение к трубопроводу фланцевое, номинальное давление 1 МПа (10 кгс/см2), номинальный диаметр 200 мм шт ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) 22 ФЕР22-03-007-05 Установка задвижек или клапанов шт обратных стальных диаметром: 250 мм 1 ОТ 2 ЭМ 1 14 1 082,94 15 161,16 369,18 16 484,30 388,75 232,21 12 35,89 54,77 5,79 38,72 3,91 0,43 1 46,92 5,16 12 430,68 657,24 69,48 464,64 - 129,38 1 552,56 1 583,52 19 002,24 500,16 20 554,80 526,67 314,60 24 44,16 72,50 1 059,84 1 740,00 3 в т.ч. ОТМ 4М ЗТ ЗТм Итого по расценке 22.1 ФССЦ18.1.02.010016 Задвижка клиновая двухдисковая с выдвижным шпинделем 31ч6бр, присоединение к трубопроводу фланцевое, номинальное давление 1 МПа (10 кгс/см2), номинальный диаметр 250 мм 23 ФЕР22-03-007-06 1 2 3 4 23.1 ФССЦ18.1.02.010017 7,68 53,42 чел.-ч чел.-ч шт ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) Установка задвижек или клапанов шт обратных стальных диаметром: 300 мм ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ чел.-ч ЗТм чел.-ч Итого по расценке Задвижка клиновая двухдисковая с шт выдвижным шпинделем 31ч6бр, присоединение к трубопроводу фланцевое, номинальное давление 1 МПа (10 кгс/см2), номинальный диаметр 300 мм ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) 4,81 0,57 1 115,44 6,84 24 184,32 1 282,08 - 170,08 4 081,92 1 915,55 45 973,20 1 244,16 50 055,12 1 310,10 782,58 39 65,82 92,95 9,84 55,95 7,17 0,73 1 279,63 28,47 39 2 566,98 3 625,05 383,76 2 182,05 - 214,72 8 374,08 2 793,31 108 939,09 2 950,74 117 313,17 3 107,13 1 856,02 24 ФЕР22-02-004-03 Нанесение нормальной антикоррозионной битумнорезиновой или битумно-полимерной изоляции на стыки и фасонные части стальных трубопроводов диаметром: 100 мм 1 2 3 4 24.1 ФССЦ01.2.03.0324.2 0007 ФССЦ12.1.02.15- ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ ЗТм Итого по расценке Мастика битумная км 425,57 734,26 100,57 274,51 чел.-ч чел.-ч т Материал рулонный м2 гидроизоляционный изол, резинобитумный, без полимерных добавок ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) Нанесение нормальной км антикоррозионной битумнорезиновой или битумно-полимерной изоляции на стыки и фасонные части стальных трубопроводов диаметром: 200 мм 0041 25 ФЕР22-02-004-06 1 2 3 4 ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ 0,18 42,9 7,96 7,722 310,44 1 434,34 258,18 0,1 0,018 3 316,55 59,70 27,3 4,914 12,37 60,79 94,71 378,67 99,72 59,57 0,9 486,08 814,40 113,73 551,47 чел.-ч 76,60 132,17 18,10 49,41 - 49 44,1 437,47 732,96 102,36 496,32 - 25.1 ФССЦ01.2.03.0325.2 0007 ФССЦ12.1.02.15- 26 ФЕР22-02-004-08 1 2 3 4 0041 чел.-ч Мастика битумная т Материал рулонный м2 гидроизоляционный изол, резинобитумный, без полимерных добавок ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) Нанесение нормальной км антикоррозионной битумнорезиновой или битумно-полимерной изоляции на стыки и фасонные части стальных трубопроводов диаметром: 300 мм 0041 26.1 ФССЦ01.2.03.0326.2 0007 ФССЦ12.1.02.15- ЗТм Итого по расценке ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ ЗТм Итого по расценке Мастика битумная 9,02 8,118 1 851,95 1 666,76 0,19 0,171 3 316,55 567,13 56,6 50,94 12,37 630,13 539,83 2 864,01 568,44 339,55 0,86 568,42 962,76 133,02 796,10 чел.-ч чел.-ч т Материал рулонный м2 гидроизоляционный изол, резинобитумный, без полимерных добавок ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) 57,3 10,54 49,36968 9,081264 489,75 829,51 114,61 685,92 - 2 327,28 2 005,18 0,29 0,249864 3 316,55 828,69 85 73,236 12,37 905,93 604,36 3 739,80 636,39 380,14 27 ФЕР24-02-120-02 Очистка полости трубопровода продувкой воздухом, номинальный диаметр газопровода: 100 мм 1 2 3 4 1 2 3 4 ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ ЗТм Итого по расценке чел.-ч чел.-ч 0,41 0,2 49,132 23,967 21,94 чел.-ч чел.-ч 472,14 2 157,00 240,87 2 629,14 713,01 2 629,14 750,80 448,48 59,9 5,96 27,00 3,02 ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) Очистка полости трубопровода 100 м продувкой воздухом, номинальный диаметр газопровода: 300 мм 1 ОТ 119,8 3,94 18,00 2,01 ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) Очистка полости трубопровода 100 м продувкой воздухом, номинальный диаметр газопровода: 200 мм 28 ФЕР24-02-120-04 29 ФЕР24-02-120-06 ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ ЗТм Итого по расценке 100 м 0,62 0,3 37,148 17,975 32,96 357,10 1 617,75 180,95 1 974,85 538,05 1 974,85 566,57 338,43 231,7 6,93 1 605,68 2 ЭМ 3 в т.ч. ОТМ 4М ЗТ ЗТм Итого по расценке 30 ФЕР24-02-121-02 1 2 3 4 31 ФЕР24-02-121-04 1 2 3 4 31,50 3,52 чел.-ч чел.-ч ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) Монтаж инвентарного узла для узел очистки и испытания газопровода, номинальный диаметр газопровода: 100 мм ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ чел.-ч ЗТм чел.-ч Итого по расценке ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) Монтаж инвентарного узла для узел очистки и испытания газопровода, номинальный диаметр газопровода: 200 мм ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ чел.-ч ЗТм чел.-ч 0,72 0,35 166,824 81,095 38,43 7 298,55 815,58 8 904,23 2 421,27 8 904,23 2 549,59 1 522,98 12 51,37 25,93 1,51 45,91 5,34 0,13 64,08 1,56 123,21 616,44 311,16 18,12 550,92 1 478,52 634,56 1 478,52 668,19 399,14 6 126,39 123,66 9,52 92,03 12,95 0,72 77,7 4,32 758,34 741,96 57,12 552,18 - Итого по расценке 32 ФЕР24-02-121-06 1 2 3 4 33 ФЕР24-02-123-02 1 2 3 4 ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) Монтаж инвентарного узла для узел очистки и испытания газопровода, номинальный диаметр газопровода: 300 мм ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ чел.-ч ЗТм чел.-ч Итого по расценке ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) Подъем давления при испытании 100 м воздухом газопроводов высокого давления (до 0,6 МПа) номинальным диаметром: 100 мм ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ чел.-ч ЗТм чел.-ч Итого по расценке ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) 342,08 2 052,48 815,46 2 052,48 858,68 512,92 23 180,95 143,67 9,76 152,29 18,54 0,74 426,42 17,02 476,91 4 161,85 3 304,41 224,48 3 502,67 10 968,93 4 386,33 10 968,93 4 618,81 2 759,00 119,8 1,15 9,20 0,87 0,12 0,08 14,38 9,586666667 10,35 137,81 1 102,47 104,26 1 240,28 242,06 1 240,28 254,89 152,26 34 ФЕР24-02-123-03 Подъем давления при испытании воздухом газопроводов высокого давления (до 0,6 МПа) номинальным диаметром: 200 мм 1 2 3 4 35 ФЕР24-02-123-04 1 2 3 4 ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ ЗТм Итого по расценке 100 м 59,9 2,31 20,30 1,89 чел.-ч чел.-ч ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) Подъем давления при испытании 100 м воздухом газопроводов высокого давления (до 0,6 МПа) номинальным диаметром: 300 мм ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ чел.-ч ЗТм чел.-ч Итого по расценке ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) 0,24 0,17 14,38 10,18583333 22,61 138,41 1 216,31 113,24 1 354,72 251,65 1 354,72 264,99 158,29 231,7 4,04 34,10 3,19 0,42 0,29 97,314 67,193 38,14 936,07 7 900,97 739,12 8 837,04 1 675,19 8 837,04 1 763,98 1 053,70 36 ФЕР24-02-125-01 Выдержка под давлением от 0,6 до участок 1,2 МПа при испытании на прочность и герметичность участка газопровода номинальным диаметром: 50-300 мм 1 2 3 4 37 ФЕР01-02-061-02 1 2 3 4 ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ ЗТм Итого по расценке 41 134,68 1 954,26 108,22 чел.-ч чел.-ч ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) Засыпка вручную траншей, пазух 100 м3 котлованов и ям, группа грунтов: 2 ОТ ЭМ в т.ч. ОТМ М ЗТ чел.-ч ЗТм чел.-ч Итого по расценке ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы (в базисном уровне цен) Итого сметная прибыль (в базисном уровне цен) 38 ФЕР01-03-031-05 Засыпка траншей и котлованов с 1000 м3 перемещением грунта до 5 м бульдозерами мощностью: 79 кВт (108 л.с.), группа грунтов 2 м 1 ОТ 14 9,8 5 521,88 80 124,66 4 437,02 574 401,8 2 088,94 85 646,54 9 958,90 85 646,54 10 486,72 6 264,15 198,8 729,00 97,2 144 925,20 19323,36 729,00 144 925,20 144 925,20 144 925,20 116 085,09 49 274,57 45,17 2 ЭМ 3 в т.ч. ОТМ 4М ЗТ чел.-ч ЗТм чел.-ч Итого по расценке ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы Итого сметная прибыль 39 ФЕР01-02-001-01 Уплотнение грунта прицепными 1000 м3 катками на пневмоколесном ходу 25 т на первый проход по одному следу при толщине слоя: 25 см 1 ОТ 2 ЭМ 3 в т.ч. ОТМ 4М ЗТ чел.-ч ЗТм чел.-ч Итого по расценке ФОТ Всего по позиции Итого накладные расходы Итого сметная прибыль ВСЕГО по смете Всего прямые затраты (справочно) в том числе оплата труда (ОТ) эксплуатация машин и механизмов, в т.ч оплата труда машинистов (ОТм) материальные ресурсы перевозка Всего ФОТ(справочно) Всего накладные расходы 330,51 56,43 4,18 14 929,14 2 548,94 188,8106 330,51 14 929,14 2 548,94 14 929,14 2 110,52 996,64 7,38 1 299,08 212,78 15,67 9 590,46 1 570,85 115,683775 1 299,08 9 590,46 1 570,85 9 590,46 1 300,66 614,20 16 571 031,07 104 579 713,93 489 351 1 063 592 115 196 15 018 088 26,46 10,61 26,46 5,35 12 948 231 11 284 714 3 048 092 80 346 769 604 547,37 580 306,38 26,46 15 996 323 15 354 907 Всего сметная прибыль ВСЕГО строительные работы (с учетом перевозки) в том числе строительные работы без учета перевозки (в базисном уровне цен с пересчетом в текущий уровень) перевозка (в базисном и текущем уровне цен) ВСЕГО монтажных работ (с учетом перевозки) в том числе монтажные работы без учета перевозки (в базисном уровне цен с пересчетом в текущий уровень) перевозка (в базисном и текущем уровне цен) ВСЕГО оборудование по смете (в базисном уровне цен с пересчетом в текущий ВСЕГО прочие затраты по смете (в базисном уровне цен с пересчетом в текущий уровень) ВСЕГО по смете (в базисном и текущем уровнях цен) в том числе материальные ресурсы, отсутствующие в ФРСН (в текущем уровне цен) оборудование, отсутствующие в ФРСН (в текущем уровне цен) Составил Спасов К.Ю. Проверил Трубчанинова Е.А. 315 546,30 17 466 883,75 8 349 355 128 283 975,84 20 960 260,50 153 940 771,01
