Проект распределительного газопровода низкого давления

Тип:
Добавлен:

Введение

строительство газопровод котел

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

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

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

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

1. Исходные данные

.1 Климатическая и географическая справка

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

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

Среднемесячная температура января -13,8°С.

Среднемесячная температура июля +17,3°С.

Средняя годовая температура воздуха +1,4°С.

Годовая сумма осадков составляет 673 мм.

Преобладающее направление ветра:

зимой (январь) - Ю

летом (июль) - С

Среднегодовая скорость ветра - 3.4 м/с

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

Таблица 1.1. Средние месячные и годовые температуры воздуха

МесяцГод123456789101112Средняя месячная температура воздуха-13,8-13,3-7,21,68,814,717,314,88,71,6-5,2-11,21,4

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

Таблица 1.2. Климатические характеристики района производства работ

ХарактеристикаВеличинаКлиматические параметры холодного периода годаТемпература воздуха наиболее холодных суток,°С, обеспеченностью 0,98 0,92 -41 -39Температура воздуха,°С, обеспеченностью 0,94 в холодный период года-19Среднее количество суток с температурой ≤0°С168Средняя месячная относительная влажность воздуха наиболее холодного месяца, %86Количество осадков за ноябрь - март, мм184Преобладающее направление ветра за декабрь - февральЮСредняя скорость ветра, м/с, за период со средней суточной температурой менее 8°С4,5Климатические параметры теплого периода годаТемпература воздуха,°С, в теплый период года обеспеченностью 0,9518Температура воздуха,°С, в теплый период года обеспеченностью 0,9826Средняя максимальная температура воздуха наиболее теплого месяца,°С23,2Средняя месячная относительная влажность воздуха наиболее теплого месяца, %74Количество осадков за апрель - октябрь, мм415Суточный максимум осадков, мм82Преобладающее направление ветра за июнь - августСЗ

1.2 Инженерно-геологическая характеристика участка строительства

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

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

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

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

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

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

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

1.3 Гидрогеологическая характеристика участка строительства

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

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

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

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

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

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

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

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

Для цемента при различном содержании гидрокарбонатов - неагрессивная степень воздействия.

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

2. Расчет потребности природного газа

.1 Расчет потребности в тепловой энергии

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

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

, Гкал/ч,(2.1)

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

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

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

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

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

,(2.2)

гдеg - ускорение свободного падения 9,81 м/с;

L-свободная высота здания, м;

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

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

, Гкал/ч.

2.2 Расчет потребности в топливе

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

, тыс.,(2.3)

где - низшая теплота сгорания топлива;

ккал/ - для природного газа;

- коэффициент полезного действия тепловой установки 0,92;

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

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

Гкал,(2.4)

где - температура расчетного месяца (проектная), ;- количество дней в расчетном месяце.

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

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

(2.5)

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

(2.6)

3. Подбор газового котла

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

, кВт,(3.1)

где S - общая площадь здания, включающая жилые и бытовые комнаты (м²);

W - мощность котла (кВт);

- среднестатистический параметр удельной мощности, используемый для расчетов в определенной климатической зоне (кВт/м²).

Удельная мощность, зависящая от климатических особенностей региона,

составляет:

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

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

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

м²/10 м² = 10 - промежуточный расчетный коэффициент, подразумевающий условие, что на каждые 10 м² обогреваемых помещений необходим 1кВт генерируемого котлом тепла.

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

, кВт.

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

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

, кВт.(3.2)

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

, кВт.(3.3)

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

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

4. Гидравлический расчет газопровода

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

Таблица 4.1. Классификация газопроводов

Классификация газопроводов по давлениюВид транспортируемого газаРабочее давление в газопроводе, МПаВысокогоI категорииПриродныйСв. 0,6 до 1,2 включительноСУГСв. 0,6 до 1,6 включительноII категорииПриродный и СУГСв. 0,3 до 0,6 включительноСреднегоТо жеСв. 0,005 до 0,3 включительноНизкого»До 0,005 включительно

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

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

(4.1)

где - расчетный диаметр, см;

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

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

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

,(4.2)

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

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

L - расстояние до самой удаленной точки, м.

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

Категория сетиАСети низкого давления106 / (162 p2) = 626Сети среднего и высокого давления

= 0,101325 МПа,

- усредненное давление газа (абсолютное) в сети, МПа.

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

МатериалВmm1Сталь0,02225Полиэтилен,

v - кинематическая вязкость газа при нормальных условиях, м2/с.1,754,75

В=0,0446; m = 1; m1 = 4.

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

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

(4.3)

где - сумма произведений величин Ksim, qnom и ni от i до m;sim - коэффициент одновременности, принимаемый для жилых домов по таблице 5 [2];

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

ni - число однотипных приборов или групп приборов;

m-число типов приборов или групп приборов.

Падение давления на участке газовой сети можно определять:

для сетей низкого давления по формуле (4.4):

,(4.4)

гдеРн - абсолютное давление в начале газопровода, МПа;

Рк - абсолютное давление в конце газопровода, МПа;

Р0 = 0,101325 МПа;

l - коэффициент гидравлического трения;

l-расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;- внутренний диаметр газопровода, см;

r0 - плотность газа при нормальных условиях, кг/м3;0 - расход газа, м3/ч, при нормальных условиях;

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

,(4.5)

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

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

,(4.6)

гдеRe - число Рейнольдса;

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

,(4.7)

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

Расчетную длину газопроводов определяют по формуле (4.8):

,(4.8)

где l1 - действительная длина газопровода, м.

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

5. Расчет газопровода на прочность

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

определить размеры труб по рабочему (нормативному) давлению;

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

определитьнеобходимую величины балластировки;

обеспечить кольцевую форму поперечного сечения (предельно допустимуювеличинуовализации).

5.1 Расчетные характеристики материала газопровода

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

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

ПЭ100 - 10,0МПа; ПЭ80 - 8,0 МПа;

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

,(5.1)

где MRS - показатель минимальной длительной прочности полиэтилена, использованного для изготовления труб и соединительных деталей, МПа;- рабочее давление газа, МПа, соответствующее максимальному значению давления для данной категории газопровода;

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

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

Напряжение в стенке трубы определяется по формуле (5.2):

=, Мпа,(5.2)

гдер - рабочее давление, МПа.

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

При температуре 5оС Е(tе)= 333 МПа.

Коэффициент линейного теплового расширения материала труб принимается равным:

,°(5.3)

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

5.2 Нагрузки и воздействия

В нашем случае присутствуют:

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

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

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

, Н/м,(5.3)

где - расчетная масса 1 м трубы, принимаемая по ГОСТ Р 50838, для полиэтиленовой трубы SDR11 наружным диаметром 110 мм равна 3,14 кги для полиэтиленовой трубы SDR11 наружным диаметром 160 мм равна 5,08 кг;- ускорение свободного падения 9,81 м/с2.

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

Н/м.

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

Н/м.

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

, Н/м,(5.4)

гдеrm - плотность грунта, принимаемая по отчету инженерных изысканий 2060 кг/м3;е - наружный диаметр газопровода, м;m - расстояние от верха трубы до поверхности земли 1,2 м;

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

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

, Н/м.

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

, Н/м.

ИГЭ-4-Глина легкая пылеватая, полутвердая.

5.3 Проверка прочности принятого конструктивного решения

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

при действии всех нагрузок силовогонагружения:

, МПа.(5.5)

при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений:

Мпа.(5.6)

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

при действии всех нагрузок силовогонагружения:

, МПа.(5.7)

, МПа,

0,009< 3,2, МПа.

условие прочности выполнено;

при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений:

Мпа (5.8)

, МПа,

,675 < 4,0, МПа.

условие прочности выполнено;

где α - коэффициент линейного теплового расширения материала труб

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

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

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

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

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

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

КмКн.вqв ≤ qпр.гр(6.1)

гдеКм - коэффициент безопасности по материалу;

Кн.вqв - коэффициент надежности при расчете устойчивости положения трубопровода против всплытия;пр.гр - расчетный вес грунта, приходящийся на единицу длины трубопровода и препятствующий его всплытию, кгс/м (предельная удерживающая способность грунта вертикальным поперечным перемещениям);в - выталкивающая сила, приходящаяся на единицу длины погруженного в воду трубопровода, кгс/м;

,(6.2)

гдеρw - плотность воды, кг/м3н - наружный диаметр трубопровода с учетом изоляции, м, когда уровень стояния воды ниже уровня земли (h1>0).

,(6.3)

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

,(6.4)

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

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

С - удельное сцепление грунта;

γгр - объемный вес грунта естественной влажности, кгс/м3;1 - высота слоя грунта, расположенного над трубопроводом выше уровня воды (с учетом осадки грунта) м;

γу - средний удельный вес грунта, кгс/м3;

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

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

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

Исходные данныеСкв.2Скв.3Скв.4Скв.5Скв.6Характеристики грунтовИГЭ-2ИГЭ-2ИГЭ-2ИГЭ-3ИГЭ-2ИГЭ-2Высота слоя грунта, расположенного над трубопроводом выше уровня воды (с учетом осадки грунта)h1м110,7011,1Высота погруженного в воду слоя грунта, расположенного над трубопроводомh2м0,20,20,30,20,20,1Коэффициент, учитывающий уменьшение удерживающей способности призм выпирания (К=Dн при d труб меньше 1020 мм и К=1 при d труб 1020 мм и более)К0,160,160,110,110,160,11Угол внутреннего трения грунтаφгрград232323222323Удельное сцепление грунтаСкгс/м2305930593059448730593059Наружный диаметр трубопроводаdм0,1600,1600,1100,1100,1600,110Толщина изоляцииδмСредний удельный вес грунта (плотность частиц грунта)γ укгс/м3206020602060202020602060Коэффициент пористостиε0,620,620,620,690,620,62Объемный вес воды с учетом растворенных в ней солейγ вкгс/м3100010001000100010001000Объемный вес грунта естественной влажности (плотность сухого грунта)γгркгс/м3169016901690163016901690Коэффициент безопасности по материалуКм1,11,11,11,11,11,1Коэффициент надежности при расчете устойчивости положения трубопровода против всплытияКн.в1,051,051,051,051,051,05Плотность водыρwкг/м3100010001000100010001000Ускорение свободного паденияgм/с29,819,819,819,819,819,81

Таблица 6.2. Расчетные данные

Расчетные данныеВыталкивающая сила, приходящаяся на единицу длины погруженного в воду трубопроводаqвкгс/м20,1020,109,509,5020,109,50Объемный вес взвешенного в воде грунтавзвкгс/м3654,32654,32654,32603,55654,32654,30Наружный диаметр трубопровода с учетом изоляцииDнм0,160,160,110,110,160,11Расчетная удерживающая способность грунтаqпр.гркгс/м1026,571026,57540,36102,181026,57719,53Итого расчетная удерживающая способность грунтаqпр.гркгс/м1026,571026,57642,541026,57719,53КмКн.вqв≤ qпр.гр(скважина2) 23,22< 1026,57(скважина 3) 23,22< 1026,57(скважина 4) 10,97<642,54(скважина 5) 23,22< 1026,57(скважина 6) 10,97<719,53Вывод: Условие устойчивости выполнено, балластировка по скважине 2-6 не требуется.

7. Сметный расчет

Таблица 7.1. Инженерно-геодезические работы

Виды работ по СБЦ на инженерно-геодезические изыскания Госстрой России (выпуск 2004 года)Обоснование стоимостиЕд. измеренияРасчет стоимостиКоэффициентЦенаКол-воСтоимость1. Инженерно-геодезические работы1.1 Полевые работыСоставление топоплана М 1:500 сеч. 0,5 кат2 (застроенная территория)Таб.9 $.5га13284420360,80- съемка подземных коммуникацийТаб.9 прим. 41,55Итого полевые20360,801.2 Прочие затраты на инженерно-геодезические работыРасходы по внутреннему транспортуОбщ.ук. п. 9 таб-4 $2в% от п 1,10,0875203611782от 5 км до 10 кмОрганизация и ликвидация полевых работ к=Общ.ук. п13в% от п 1,10,061782214прим. 12,0Итого прочих затрат19951.3 Камеральные работыСоставление топоплана М 1:500 сеч. 0,5 кат2 (застроенная территория)Таб.9 $.5га1106745633,76-составление плана подземных и надземных сооружений в цветеОбщ.ук п. 15 прим. (г)1,1-выполнение камеральных и картографич. работ с применением комп. технологийОбщ.ук п. 15 прим. (д)1,2

Таблица 7.2. Инженерно-геологические работы

Виды работ по СБЦ на инженерно-геологические изыскания Госстрой России (выпуск 2004 года)Обоснование стоимостиЕд. измерен.Расчет стоимостиКоэффициентЦенаКол-воСтоимость1. Инженерно-геологические работы1.1 Полевые работыПланово-высотная привязка скважин III кат. до 200 мТаб.93 $1точка-29,96179,40Бурение скважин механическим способомТаб.19 $1п.м.-22,718408,60Отбор монолитовТаб.57 $1мон.-22,96137,40Итого725,40Внешний транспортТаб.57 $1%11,583,42Организация и ликвидацияп. 13%72,79Итого полевые881,611.2 Лабораторные работыПолный комплекс физических свойствТаб.63 $8обр.-47,16282,60Химический анализ водыТаб.73 $3обр.-45,7291,40Итого лабораторных работ374,001.3 Камеральные работы

Таблица 7.3. Инженерно-экологические работы

№№Наименование работОбоснование стоимостиРасчет стоимостиСтоимость(руб.)А. ПОЛЕВЫЕ РАБОТЫ1Отбор проб для бактериологического анализа водыСБЦ 1999, Таб. 60 п. 918.8х2х1.348,88Общие указания п 8г К-1.32Отбор точечных проб для анализа на загрязненность по химическим показателям: почво-грунтовСБЦ 1999, ч. 5, гл. 16 таб. 60 п. 76.9х2х1.317,94Общие указания п. 8г, К-1.33Отбор проб почво-грунтов для бактериологического анализаСБЦ 1999, ч. 5 гл. 16, таб. 60 п. 1037.7х2х1.398,02Общие указания п. 8г, К-1.3Итого:К - 0,85140,11Б. ЛАБОРАТОРНЫЕ РАБОТЫ4Комплексное исследование химического состава грунтов90.0х2180,005Комплексное исследование химического состава водыСБЦ 1999, ч. 5, гл. 16, таб. 73, п. 267.3х2134,60Итого:314,60В. КАМЕРАЛЬНЫЕ РАБОТЫ

Таблица 7.4. Проектные работы

№ п.п.Характеристика предприятия, здания, сооружения или виды работНомер частей, глав, таблицы, процентов, пунктов к справочникамРасчет стоимости по справочникам базовых цен на проектные работыСтоимость, руб.работсправочникам123451ГазопроводСБЦ - 2015низкогоГазооборудование и газоснаб-С=(35592+76817*0,95)*0,4*55 981,56давленияжение промышленных пред-*0,4*1,08*3,73*0,8L=950 мприятий, зданий и сооружений.Наружное освещениев том числе по разделам:табл. 7 п. 3ППО0,4 - п. 1.4, Приказ №6200,4 - глава 2.2, п. 2.2.61,08 - районный коэф.3,73 - индекс изм-ниясметной стоим-сти на2 кв. 2015 г.

Таблица 7.5. Сводная смета

№ п.п.Перечень выполняемых работХарактеристика проектируемого объектаСсылка на №сметСтоимость работ, руб.НДС,Всегоизыскательскихпроектныхруб.с НДС,руб.1Инженерно-геодезические изыскания4 Га2.193 262,1616 787,19110 049,352Инженерно-геологические изыскания6 скв. (18 п.м.)2.255 611,8310 010,1365 621,963Инженерно-экологические изыскания2 пробы2.324 232,734 361,8928 594,624Проектные работынаружный газопр. протяж. 0,95 км2.4134 255,7524 166,03158 421,78Итого по сводной смете:134 255,7555 325,24362 687,71

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

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

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

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

Расход газа для данного микрорайона с перспективой с учетом коэффициента одновременности равен 135 м³/час.

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

Диаметры проектируемых газопроводов определены гидравлическим расчетом согласно [2].

Давление газа в точке подключения: 2,2 кПа.

Таблица 8.1. Технико-экономическая характеристика проектируемого объекта

№№ п/пНаименование показателейЕдиницы измеренияПоказатели1Наименование потребителей газаштДомовладение 512Расчетный расход газам3/ч135,03Подземный газопровод низкого давления изполиэтиленовых труб по ГОСТ Р50838-2009в том числе:Труба ПЭ100 ГАЗ SDR11 160х14,6 ГОСТ Р 50838-2009пм694,0Труба ПЭ100 ГАЗ SDR11 110х10,0 ГОСТ Р 50838-2009пм252,24Отключающие устройства:Кран шаровой из ПЭ-ВП Дy160, ¼ оборота безсужения условного проходашт1

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

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

Отвод земель во временное (краткосрочное) пользование:

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

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

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

Отвод земель в постоянное (долгосрочное) пользование:

В постоянное пользование отводятся земли:

огражденный участок в зоне установки подземного шарового крана Ø160: точка 26+6,64.

площадки для установки коверов контрольных трубок и опознавательных столбиков.

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

Таблица 8.2. Расчет площади земель отводимых в постоянное пользование

Наименование площадного объектаПлощадь занимаемых земель, м2Площадка под кран (1 шт.)1,0Площадка под ковер контрольной трубки (1 шт.)1,0Итого:2,0

Ограниченное пользование земельными участками:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

8.5 Сведения о наличии разработанных и согласованных специальных технических условий

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

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

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

№ п/пНаименование преградыТочки через которые проходит преградаДавлениеДиаметр газопровода, материалСпособ прокладки1Грунтовая дорога29-30низкое110х10 ПЭ100Открытый2Грунтовая дорога11-13низкое160х10 ПЭ100Открытый3Грунтовая дорога14-15низкое160х10 ПЭ100Открытый4Грунтовая дорога14-31низкое160х10 ПЭ100Открытый5Грунтовая дорога19-24низкое160х10 ПЭ100Открытый6Грунтовая дорога34-37низкое110х10 ПЭ100Открытый

9. Инструментальный контроль качества выполнения строительно-монтажных работ

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

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

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

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

9.1 Механические испытания сварных соединений трубопроводов

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

9.2 Неразрушающий контроль сварных соединений трубопроводов физическими методами

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

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

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

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

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

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

9.3 Пневматические испытания газопровода на герметичность

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

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

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

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

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

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

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

Рабочее давление газа, МПаИспытательное давление, МПаПродолжительность испытаний, чПолиэтиленовые газопроводыДо 0,0050,324Надземные стальные газопроводыДо 0,0050,31

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

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

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

10. Благоустройство территории

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

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

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

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

11. Обозначение газопровода

Для обозначения газопровода предусмотрены опознавательные знаки, которые

устанавливаются на постоянных ориентирах, расположенных вблизи от газопровода:

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

в углах поворота трассы и в местах разветвлений;

в местах установки отключающей арматуры;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 12.1. Рекомендуемый перечень машин и механизмов

НаименованиеМарка машинКол-воБульдозер - планировщикKOMATSU2Экскаватор траншейный цепной вместимостью ковша 0,25 м3KOMATSU1Трубоукладчик1ТрамбовкаPC 60 H4T1Сварочный аппарат для сварки полиэтиленовых трубFRIAMAT PRIME1Мобильные источники питанияESE 1206 DHS - AT ES ISO1Компрессор передвижнойЗИФ-551Аппарат для резки ПЭ труб ручнойГильотина1АвтосамосвалМАЗ-5551021Автомобильный кранDaewooNovus1Установка ГНБHanlyma HL518D1Фреза дорожнаяДС-1971

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

Copyright © 2018 WorldReferat.ru All rights reserved.