Географическая характеристика района строительства и рельеф местности

titul




ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ	4
КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УСЛОВИЙ СТРОИТЕЛЬСТВА	8
Географическая характеристика района строительства и рельеф местности	8
Климатическая характеристика района строительства	9
Инженерно-геологические условия	9
Характеристика технологического оборудования и устройств объекта	11
Мероприятия, обеспечивающие соблюдение требований по охране труда в процессе эксплуатации ГП	12
Молниезащита ГРП	14
Пассивная защита газопровода	16
ОРГАНИЗАЦИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА	17
Сведения о местах размещения баз МТО, жилых базах и т.д.	17
Описание транспортной схемы (схем) доставки МТР вдоль линейного объекта	17
Расчет потребности строительства в основных строительно-монтажных машинах, механизмах и транспортных средствах	18
Обоснование организационно-технологической схемы, определяющей оптимальную последовательность сооружения линейного объекта	21
Подготовительный период	21
Производство основных работ	22
Мероприятия по охране труда и противопожарные мероприятия	31
Производство работ вблизи линий электропередач	33
Перечень мероприятий по обеспечению на линейном объекте безопасного движения в период его строительства	35
Обоснование принятой продолжительности строительства	37
РЕКУЛЬТИВАЦИЯ ЗЕМЕЛЬ	38
ТЕХНИЧЕСКАЯ РЕКУЛЬТИВАЦИЯ	39
БИОЛОГИЧЕСКИЙ ЭТАП РЕКУЛЬТИВАЦИИ	42
Рекультивация земель занятых лесонасаждениями	43
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ	45
Смета на сооружение газопровода и его испытания	45
РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ	47
Потребители газа.	47
Режим потребления газа	47
Расчет газопровода ?110 мм на прочность и устойчивость.	50
Нагрузки и воздействия.	53
Проверка прочности принятого конструктивного решения.	56
Обеспечение допустимой овализации и устойчивой круглости формы поперечного сечения газопровода.	58
Расчет параметров заглубления газопровода методом ННБ	63
Расчет газопровода на всплытие.	64
Расчет выбросов пыли от выполнения строительных работ	65
Расчет выбросов от сварочных работ	67
Расчет выбросов от сварочных работ полиэтиленового газопровода	68
Контроль качества выполненных работ	70
Безопасность и экологичность проекта	72
Характеристика источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при строительстве объекта	72
Описание проектных решений и перечень мероприятий, обеспечивающих сохранение окружающей среды в период строительства	72
Мероприятия по защите атмосферного воздуха от загрязнения промышленными выбросами	74
Обоснование границ санитарно – защитной зоны	75
Правила охраны природных ресурсов	77
Охрана почвы от загрязнения	81
Количество отходов, образующихся при строительстве объекта	82
Твердые бытовые отходы	83
Отходы от выгребной ямы	83
Мероприятия по предотвращению аварийных ситуаций	83
Выводы	84
МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ	86
Решения по обеспечению пожарной безопасности	86
Организационно-технические  мероприятия  по  обеспечению  пожарной безопасности	89
Мероприятия по световой маскировке объекта	90
ЗАКЛЮЧЕНИЕ	91
СПИСОК ИИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ	93

ВВЕДЕНИЕ
     Масштабы и темпы развития газовой промышленности и газоснабжающих систем определяет добыча газа. Если в 50-е годы прошлого столетия удельный вес газового топлива занимал в общем топливном балансе страны лишь 2,3 %, то в 80-е годы он составил примерно 27 %, а по данным ОАО «Газпром» в конце 90-х годов эта цифра равнялась 49,9 %. Сложившееся в России на сегодняшний день соотношение цен на основные энергетические ресурсы (природный газ в 3 раза дешевле топочного мазута и в 1,6 раза угля) «вымывает» с энергетического рынка все остальные виды топлива. Задачей ОАО "Газпром" на период до 2020 г. является обеспечение добычи газа в объеме 530 млрд. м3 в год. Для поддержания добычи газа на указанном уровне необходимы развитие сырьевой базы, ввод новых месторождений, дообустройство и реконструкция действующих месторождений. Для этого требуются значительные капитальные вложения - до 30 млрд. долл. США.
     Совершенствование, интенсификация и автоматизация технологических процессов приводят к необходимости повысить качество расходуемых теплоносителей. В наибольшей мере по сравнению с другими видами топлива этим требованиям удовлетворяет природный газ. Рациональное использование газообразного топлива с наибольшей реализацией его технологических достоинств позволяет получить значительный экономический эффект, который связан с повышением КПД агрегатов и сокращением расхода топлива, более легким регулированием температурных полей и состава газовой среды в рабочем пространстве печей и установок, в результате чего удается значительно повысить интенсивность производства и качество получаемой продукции.
     Применение газа для промышленных установок улучшает условия труда и способствует его производительности. Использование природного газа в промышленности позволяет осуществить принципиально новые, прогрессивные и экономически эффективные технологические процессы. Кроме того, применение газа в качестве топлива позволяет значительно улучшить условия быта населения, повысить санитарно-гигиенический уровень производства и оздоровить воздушный бассейн в городах и промышленных центрах. 
     Распределительные системы газоснабжения становятся едиными для областей и республик. Эти системы являются сложными многокольцевыми системами, экономичное проектирование которых должно базироваться на современных методах оптимизации с учетом вероятностного характера функционирования и обеспечения требуемой надежности подачи газа потребителям
     Многоступенчатые распределительные системы газоснабжения крупных городов и населенных пунктов Российской Федерации представляют собой сложные распределительные системы, экономическое проектирование которых должно базироваться на современных методах оптимизации с учетом вероятностного характера функционирования и обеспечения требуемой надежности подачи газа потребителям. Поэтому методика расчета надежности системы, изложенная в учебном пособии, построена на основе современных представлений о случайных процессах потребления газа и функционирования составляющих элементов системы с использованием структурных схем надежности.
     Вне зависимости от объективных и субъективных факторов газификация России продолжается и в некоторых регионах происходит достаточно интенсивно.
     В последние годы в мировой практике, в том числе и в отечественной, стали широко применяться нетрадиционные технологии строительства и реконструкции систем газоснабжения с применением современных полимерных материалов.
     Сегодня различные отечественные предприятия и организации начинают осваивать производство полиэтиленовых газовых труб и оборудования, и ведения строительно-монтажных и ремонтных работ с применением этих технологий.
     Однако строительство газопроводов из полиэтиленовых труб в некоторых регионах России по-прежнему считается новой технологией. На это существует ряд причин: отсутствие достаточного количества качественного сырья, труб и соединительных деталей, высокоавтоматизированного сварочного оборудования отечественного производства; недостаточная нормативная база для проектирования и строительства полиэтиленовых газопроводов.
     Серьезный скачок в расширении области проектирования и строительства газораспределительных сетей с использованием труб и других полимерных материалов был совершен в 1994 г. в результате внесения изменений в соответствующие нормативно-технические документы.
     Строительство полиэтиленовых газопроводов в нашей стране ведется на отработанной научно-технической базе, созданной в результате обобщения опыта, накопленного при строительстве первых в России газопроводов начиная с 1964 г. Эта база продолжает развиваться за счет производства труб из полиэтилена последнего поколения ПЭ80 и ПЭ100, создания автоматизированного сварочного оборудования, применения сварки с помощью соединительных деталей с закладными нагревателями, разработки нормативно-технической документации и т.д.
     В последние годы наблюдается быстрый рост темпов строительства полиэтиленовых газопроводов, что объясняется преимуществами полиэтиленовых труб по сравнению со стальными.
     Поэтому распределительные системы газоснабжения из полиэтиленовых труб для областей и районов уже рассматриваются наравне со стальными и для их проектирования, строительства и эксплуатации необходимы глубокие знания специалиста. Рост потребления газа в городах, поселках и сельской местности, а также масштабность распределительных систем ставят перед инженером по газоснабжению новые и сложные задачи, связанные с развитием строительства и реконструкцией систем газоснабжения с использованием новых нетрадиционных технологий и современных полимерных материалов, повышением их надежности, необходимостью экономического использования газа и защиты воздушного бассейна от загрязнений.
    




















КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УСЛОВИЙ СТРОИТЕЛЬСТВА

Географическая характеристика района строительства и рельеф местности

     Настоящий проект «Газопровод высокого давления до пос. Октябрьский, пос. Каменный Умет Пичаевского района Тамбовской области». Трасса проектируемого газопровода высокого давления I категории Р=1,2 МПа от места врезки в существующий подземый межпоселковый газопровод высокого давления диаметром 159 мм к с. Байловка идет до проектируемого ГРПШ №1, где происходит снижение давления газа с 1,2 МПа до 0,6 МПа. Протяженность газопровода высокого давления I категории составляет 8 м.
     Трасса проектируемого газопровода высокого давления II категории Р=0,6 МПа
диаметром 110 мм от ГРПШ №1, обходит справа с. Байловка 2-я в направлении к пос. Каменный Умет. Далее следует справа вдоль автодороги «с. Байловка 2-я - а/д Пичаево- Моршанск» до проектируемого ГРПШ №2 в пос. Каменный Умет. По пути следования газопровод пересекает существующий ВОЛС, линию ВЛ-10 кВ, пересекает р. Кашма, р. Ломовис, ручьи б/н (4 шт.) и грунтовые дороги. На ПК 60+55 на проектируемом газопроводе установлен тройник для ответвления к пос. Октябрьский. Газопровод переходит автодорогу Байловка 2-я - Каменный Умет и следует далее с правой стороны вдоль дороги к пос. Октябрьский до проектируемого ГРПШ №3. Протяженность газопровода высокого давления II категории составляет 9191 м. 
     Общая протяженность по трассе – 9199 м.
     Территория района изысканий расположена в центральной части Окско-Донской низменности, находящейся в южной части Восточно-Европейской равнины в зоне сочленения Среднерусской и Приволжской возвышенностей. Рельеф территории – преимущественно низменная равнина с преобладающей высотой около 150 м над уровнем моря.
     Климатическая характеристика района строительства

     Климат района умеренно-континентальный с теплым летом и умеренно-мягкой зимой.
     Средняя годовая температура воздуха +5,0°С, средняя температура наиболее теплого месяца (июля) +19,8 °С, наиболее холодного (января) -10,9 °С. Наибольшая глубина промерзания почвы  0,90 м. Наибольшая глубина промерзания для суглинков и глин 1,35 м, для супесей и песков пылеватых и мелких 1,64 м

     Инженерно-геологические условия

В геологическом строении исследуемой территории до глубины 8,0м принимают участие аллювиальные отложения (а III), перекрытые с поверхности почвенно-растительным слоем (pd IV).
     Условия залегания геолого-литологических разновидностей грунтов представлены на разрезах и колонках скважин. 
     По литологическому составу, генезису, состоянию и физико-механическим свойствам грунтов в геологическом разрезе исследуемого участка работ выделены пять инженерно-геологических элементов и два слоя.
     Литолого-стратиграфический разрез площадки до глубины 8,0 м имеет следующий вид:
Четвертичная система (Q IV)
Современные отложения (Q IV)
Слой 1 – Почвенно-растительный слой (pd IV) представлен суглинистым черноземом и песком, затронутым почвообразованием. Мощность 0,2-0,8 м.
Аллювиальные отложения (а III)
ИГЭ 2 – Пески средней крупности, маловлажные, влажные, водонасыщенные, плотные, белые, светло-желтые, серые, коричнево-бурые, светло-коричневые, мощность 0,8-7,6 м. -Практически непучинистые.
ИГЭ 3 – Супеси Ip-5,8, серо-коричневые, твердые Il <0, мощность 2,0-2,5 м, плотность ?-1,80, коэффициент пористости е-0,66. Практически непучинистые.
Слой 3a – Супеси Ip-6,4, коричнево-желтые, текучие Il -1,33, мощность 1,1-2,5 м. Чрезмерно пучинистые.
ИГЭ 4 – Суглинки Ip-15,9, коричнево-бурые, серо-коричневые, твердые Il <0, мощность 1,3-3,4 м, плотность ?-1,84, коэффициент пористости е-0,81. Практически непучинистые. 
ИГЭ 4a – Суглинки Ip-11,2, серо-коричневые, тугопластичные Il -0,33, мощность 2,9-4,7 м, плотность ?-1,94, коэффициент пористости е-0,68. От средне до чрезмерно пучинистых. ИГЭ 5 – Глины Ip-23,7, зеленовато-серые, серо-коричневые, тугопластичные Il -0,39, мощность 0,4-3,7 м, плотность ?-1,78, коэффициент пористости е-1,05.
     Грунтовые воды на участке изысканий вскрыты в скважинах №№ 4-30, 44, 45 на глубине 0,6-2,7 м на ноябрь 2013г. Водоупор не вскрыт.
     Сведения о максимальном уровне грунтовых вод отсутствуют. Режим водоносных горизонтов носит прогнозно-оценочный характер. Количественный прогноз может быть получен при организации режимной сети из стационарных пунктов гидрогеологических наблюдений продолжительностью не менее года (для незастроенных территорий) и, не менее трех лет (для застроенных).
     Геологические условия площадки способствуют появлению верхнего водоносного горизонта за счет активных и пассивных факторов (весеннем снеготаянии или выпадении обильных атмосферных осадков, изменении поверхностного стока при строительстве, уменьшении испарения воды под сооружениями и дорожными покрытиями, поливе зеленых насаждений и т.п.).

     Характеристика технологического оборудования и устройств объекта

     Для снижения давления газа с высокого давления I категории (Р?1,2 МПа) до высокого давления II категории Р=0,6 МПа и автоматического поддержания выходного давления на заданном уровне независимо от изменения расхода и входного давления, автоматического прекращения подачи газа при аварийных повышении или понижении входного давления сверх пределов предусмотрена установка ГРПШ №1 шкафного типа (у места врезки) марки «УГРШ 50В-2Т-0» с основной и резервной линиями редуцирования на базе двух регуляторов РДП-50В с пристроенным шкафом под систему телеметрии «Дон-Турбо» КДТ-112 Т Ex d (ib) и с газовым обогревом (производства ООО ПКФ «ЭКС-Форма» г. Саратов).
     Общий расход газа на ГРПШ №1: 186,1 м3/час.
Для снижения давления газа с высокого давления II категории Р?0,6 МПа до низкого давления Р?0,003 МПа, автоматического поддержания выходного давления на заданном уровне независимо от изменения расхода и входного давления, автоматического прекращения подачи газа при аварийных повышении или понижении входного давления сверх заданных пределов проектом предусмотрена установка двух ГРП шкафного типа марки "УГРШ(К)-50Н-2Т-0-П" с основной и резервной линиями редуцирования на базе регуляторов РДК-50/20Н с пристроенным шкафом под систему телеметрии «Дон-Турбо» КДТ-112 Т Ex d (ib) и с газовым обогревом (производства ООО ПКФ «ЭКС-Форма» г. Саратов).
     Расход газа на ГРПШ №2 (пос. Каменный Умет) составляет Q=61,3 м3/час.
     Расход газа на ГРПШ №3 (пос. Октябрьский) составляет Q=124,8 м3/час.
Основные показатели настройки ГРПШ см. лист ТКР-3, ТКР-4, ТКР-5. Подбор регуляторов давления выполнен с учетом увеличения расчетного расхода газа на 15 %. Согласно полученным протоколам испытаний регуляторов газа, регуляторы примененные в проекте работают при минимальной загрузке. Протоколы испытаний прилагаются в томе 1. Отключающее устройство (кран) установлен на входе в ГРПШ.
     Вентиляция ГРПШ производится через подрезы в дверцах. Для исключения свободного доступа и актов вандализма, ГРПШ и шаровый кран перед ними, а также шаровые краны на ПК 60+57 и на ПК 81+51, защищаются от доступа посторонних лиц ограждением из металлических сетчатых панелей (см. листы ИЛО).
     Согласно «Правилам охраны газораспределительных сетей» для газорегуляторных пунктов устанавливается охранная зона 10 м от границ этих объектов. Зданий и сооружений в охранной зоне не возводить.
ГРПШ и отключающие устройства, используемые в проекте, сертифицированы на соответствие требованиям безопасности и имеют разрешение на применение, выданное Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору на применение.
Мероприятия, обеспечивающие соблюдение требований по охране труда в процессе эксплуатации ГП

Эксплуатация и технический надзор за газовым оборудованием осуществляется в соответствии с ПБ 12-529-03 «Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления», с «Правилами технической эксплуатации и требованиями безопасности труда в газовом хозяйстве Российской Федерации».Во время эксплуатации газового хозяйства необходимо организовать контроль за исправным состоянием газовых сетей
и газового оборудования, инструмента, приспособлений, а также за наличием предохранительных устройств и индивидуальных средств, обеспечивающих безопасные условия труда. Не допускать эксплуатацию системы газоснабжения, а также выполнения всякого рода ремонтных газоопасных работ, если дальнейшее производство работ сопряжено с опасностью для жизни работающих. Рабочие, связанные с обслуживанием и ремонтом газового оборудования, выполнением газоопасных работ, должны быть обучены действиям в случае аварии, правилам пользования средствами индивидуальной защиты, способам оказания первой помощи, аттестованы и пройти проверку знаний, в области промышленной безопасности. Работающие должны обеспечиваться спецодеждой, специальной обувью, средствами индивидуальной защиты, а также им должны предоставляться льготы в соответствии с действующими нормами.
     При выполнении работ по прокладке газопровода методом горизонтально-направленного бурения согласно СП 42-101-2003 раздела л. 8 запрещается:
- посторонним лицам находиться на рабочей площадке;
- прикасаться к вращающейся штанге;
- использовать ручные инструменты для рассоединения штанг;
- оператору покидать установку (маты), рабочим 
– двигаться с места, касаться находящейся рядом установки, смесителя и других механизмов при повреждении силового электрического кабеля.
     Если при работе на установке произошло повреждение смежных коммуникаций,
необходимо сообщить их владельцу о происшедшей аварии и прекратить работу до получения разрешения на производство работ.
     В соответствии с требованиями Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана заключить договор страхования риска ответственности за причинение вреда жизни, здоровью или имуществу других лиц и окружающей природной среде в случае аварии на опасном производственном объекте.

Молниезащита ГРП

Настоящим разделом проектной документации предусматривается молниезащита шкафных ГРП (ГРПШ №1, ГРПШ №2 и ГРПШ №3).
Подраздел проектной документации разработан на основании:
- задания на проектирование;
- отчета по инженерно-геологическим изысканиям, в период ноябрь 2013 г. – январь 2014г.
     Молниезащита ГРПШ со сбросными и продувочными свечами выполняется в соответствии с СТО Газпром 2-1.11-170-2007 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и коммуникаций ОАО «Газпром».
     Проектируемый объект защищается по второй категории молниезащиты.
Минимально допустимый уровень надежности защиты от прямых ударов молнии принят 0,99 согласно п. 3.2.2 СТО Газпром 2-1.11-170-2007.
Климатические условия в районе размещения ГРП:
- интенсивность грозовой деятельности – количество гроз от 60 до 80 часов;
- плотность ударов молнии в землю составляет 5,5/км2год;
- грунты – суглинки.
Режим работы сбросных и продувочных газопроводов от газового оборудования ГРП соответствует режимам эксплуатации газорегуляторных установок, регламентированных требованиями ПБ 12-529-03 и ОСТ 153-39.3-051-2003.
     Сброс газа через продувочные газопроводы осуществляется во время профилактических работ, которые производятся в период отсутствия грозовой деятельности. При эксплуатации в налаженном режиме выбросы газов из сбросных труб отсутствуют. Кратковременный сброс газов при аварийной ситуации осуществляется в зону, обеспечивающую постоянное рассеивание газа.
     Защита ГРПШ от прямых ударов молнии выполняется с помощью устройства защиты от прямых ударов молнии, состоящее из:
- молниеприемника;
- токоотводов;
- устройства заземления молниезащиты.
     Молниезащита выполнена отдельно стоящим стержневым молниеприемником, соединенным двумя токоотводами с заземляющим устройством. Токоотводы, соединяющие молниеприемник с заземлителем, предусмотрены из круглой стали диаметром 12 мм.
     Устройство заземления молниезащиты запроектировано отдельным от заземлителей других систем (п. 4.8.1 СТО Газпром 2-1.11-170-2007). Заземление выполнено в виде замкнутого контура (п. 4.8.5 СТО Газпром 2-1.11-170-2007), из стальной полосы 40х5 мм, проложенной на глубине 0,5 м от поверхности земли, которая дополнена вертикальным заземлителем из круглой стали ?18 мм длиной 3 м. Сопротивление заземляющего устройства молниезащиты принято не более 10 Ом (п. 4.9.1. СТО Газпром 2-1.11-170-2007). Количество заземлителей, их длина получены в результате расчета.
     Для защиты ГРПШ от вторичных проявлений молнии металлический корпус ГРПШ присоединен к устройству заземления молниезащиты стальной полосой 40х5 мм в двух точках.
     Для защиты от заноса высокого потенциала по инженерным коммуникациям (газопроводам) предусмотрено присоединение их на вводе в ГРПШ к устройству заземления молниезащиты стальной полосой 40х5 мм.
     Все электромонтажные работы выполнить в строгом соответствии с ПУЭ.

Пассивная защита газопровода

     Согласно РД 153-39.4-091-01 «Инструкции по защите городских подземных трубопроводов от коррозии» п. 4.3.1 и ПБ 12-529-03 п. 2.3.4 для участков соединения полиэтиленовых газопроводов со стальными (при условии длины стального газопровода не более 10 м) непосредственно перед выходом из земли допускается электрохимзащиту не предусматривать. При этом засыпка траншеи в той ее части, где проложена стальная вставка, по всей глубине заменяется на песчаную.












ОРГАНИЗАЦИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА

Сведения о местах размещения баз МТО, жилых базах и т.д.

     На трассу газопровода грузы доставляются специализированным автотранспортом с транспортной базы заказчика, расположенной в г. Моршанске Моршанского района Тамбовской области.
     Пожарное депо находится на расстоянии 16,0 км от проектируемого объекта капитального Строительства 
     Водоемы для забора воды для пожаротушения располагаются в районе пос. Октябрьский (р. Кашма, р. Ломовис).
     Аварийная газовая служба располагается на расстоянии 17 км от начала трассы проектируемого газопровода
     Место проживания рабочих находится в с. Пичаево.
     Среднее расстояние от места проживания до строительной площадки составляет 19,0 км.
     Для доставки на трассу рабочих предусматривается использовать автобусы ПАЗ-672.

Описание транспортной схемы (схем) доставки МТР вдоль линейного объекта

     На трассу газопровода грузы доставляются специализированным автотранспортом из г. Моршанска Моршанского района Тамбовской области.
     Полигон твердых бытовых отходов (отходы металлоизделия, электроды, стройматериалы,
нефтепродукты) с подтверждением возможности принятия отходов и способах удаления
хозяйственно-бытовых отходов с территории располагается северо-западнее с. Пичаево (в 1 км от а/д Пичаево-Моршанск) – 13 км.
     Песок доставляется из карьера по добыче песка, расположенного в районе ж/д вокзала г. Моршанска, на расстоянии 37 км от проектируемого газопровода.

Расчет потребности строительства в основных строительно-монтажных машинах, механизмах и транспортных средствах

     В соответствии с физическими объемами строительно-монтажных работ, весом конструкций, принятыми методами организации строительства определена потребность строительства в основных машинах, механизмах и транспортных средствах и приведена в табл. 1.
Таблица 1 
Наименование
Строительных машин и транспортных средств
Марка

Потребное
кол-во, шт.
Область применения
Число машин и транспортных средств по кварталам




I
II
1
2
3
4
5
6
Автомобильный
кран
КС-35714-10
«Ивановец»
2
Погрузо-
разгрузочные работы
2
2
Экскаватор
ковшовый
Хитачи с
ковшом
ZX 240-3
емк. 0,8 м?
шириной
800 мм
1
Разработка грунта
траншеи и
котлованов
1
1
Бульдозер
ДЗ-162
1
Рекультивация,
планировка, засыпка
траншеи
1
1
Трубоукладчик
ТГ-121
2
СМР
2
2
Автотранспорт
МАЗ
2
Перевозка
материалов и
конструкций
2
2
Автобус
ПАЗ-672
1
Перевозка людей
1
1
Передвижная
электростанция
АО-30
1
Электроснабжение
1
1
Установка
горизонтально-
направленного
бурения
«Навигатор»
марки
D 50/100
1
Прокладка
газопровода методом
ГНБ
1
1
Передвижной
компрессор
ЗИФ-55
1
Обеспечение сжатым
воздухом
1
1
Наполнительно-
Опрессовочный агрегат
АН-501
1
Опрессовка
трубопроводов
1
1
Асфальтокаток
ДУ-54
1
Уплотнение слоев
покрытия
1
1
Сварочный
агрегат
САГ-500
1
Сварка труб
1
1
Сварочный
агрегат
Протва
1
Сварка труб п/э с ЗН
1
1
Установка для
сварки
полиэтиленовых
труб
Widos 4900
с блоком
CNC
1
Сварка труб п/э встык
1
1
Рентгеномагнит
ографическая
лаборатория
РМЛ-213
1
Рентгеновский
контроль стыков на
трассе
1
1
Водовозка
ЗИЛ-130
1
Подвозка воды
1
1
Водовозка АЦ-40
емк. 3 м?
ЗИЛ-131Н
1
Для
противопожарных
мероприятий
1
1
Пневмотрамбовка
-
2
Уплотнение грунта
2
2

Ведомость потребности в основных машинах, механизмах и транспортных средствах






Обоснование организационно-технологической схемы, определяющей оптимальную последовательность сооружения линейного объекта

Подготовительный период

     В состав подготовительного периода входят работы, связанные с подготовкой строительной площадки.
     До начала работ по прокладке сети должны быть выполнены следующие подготовительные работы:
- отчуждение полосы отвода под трассу газопровода;
- создание и закрепление геодезической основы на строительной площадке путем забивки металлических штырей с закрашенной головкой;
- вырубка деревьев (258 шт.);
- срезка кустарника (3078,0 м2);
- срезка растительного слоя грунта с последующим восстановлением;
- обеспечение работающих санитарно-бытовыми помещениями, согласно расчетной потребности, с обеспечением мер противопожарной безопасности в соответствием требований ППБ 01-03;
- обеспечение участков строительства, в том числе санитарно-бытовые помещения, водой, электроэнергией;
- согласование времени и порядка прокладки газопровода через автомобильные дороги в соответствующих службах.
     Объем работ подготовительного периода уточняется при составлении проекта производства работ.




Производство основных работ

На выполнение комплекса работ по прокладке сети подземного газопровода генподрядчиком должен быть разработан в обязательном порядке проект производства работ, обеспечивающий безопасность работ сложившейся ситуации. Полный объем строительно-монтажных работ выполняется строительно-монтажной бригадой, оснащенной строительными машинами, механизмами и автотранспортом, согласно производимым работам и их объему.
     Работы ведутся поточным методом.
     Весь комплекс строительно-монтажных работ по прокладке газопровода рекомендуется производить при температуре наружного воздуха не ниже минус 15?С и не выше плюс 30?С.
     Снятие плодородного слоя почвы выполняется бульдозером.
Разработка грунта в траншее для прокладки газопровода выполняется ковшовым экскаватором «Хитачи» с емкостью ковша 0,8 м?, на ПК2+14-ПК5+48, ПК49-ПК51, ПК58+38- ПК80+66, ПК81+20,5-ПК92+30 – траншейным цепным экскаватором ЭТЦ-201 
     Траншею разработать с естественными откосами.
     Разрабатываемый грунт складируется в пределах полосы работ, при этом растительный слой и минеральный грунт складируются отдельно друг от друга. Грунт в траншее выбирается не доходя до проектной отметки на глубину 10 см. Доработка грунта выполняется вручную перед началом работ по укладке трубопроводов. Открытые траншеи не должны продолжительное время оставаться открытыми.
     По всей трассе в основании траншеи, в зависимости от характера грунтов выполнить подсыпку из песка (не смерзающий грунт) или мягкого грунта толщиной не менее 10 см. Засыпку газопровода следует производить тем же грунтом на высоту не менее 20 см, а далее разработанным грунтом.
     Бетонная смесь для устройства фундаментов доставляется на строительную площадку автобетоносмесителем и используется по назначению.
При пересечении проектируемой трассы газопровода с существующими кабелями связи разработку грунта в траншее вести вручную по 2 метра в обе стороны от существующих коммуникаций.
     Все работы по строительству газопровода на пересечении с инженерными коммуникациями производить только на основании письменных разрешений организаций, эксплуатирующих эти коммуникации, под непосредственным надзором назначенных ими лиц. Разработку траншеи непосредственно в зоне пересечения производить вручную без применения ударных инструментов по 2 м по обеим сторонам образующих коммуникации.
     Прокладка сети подземного газопровода выполняется с помощью двух трубоукладчиков, которые безостановочно перемещаются вдоль траншеи в процессе опуска укладываемой плети.
     В качестве грузозахватной оснастки следует применять мягкие стропы (полотенца).
Обратная засыпка выполняется бульдозером.
Засыпку траншеи следует производить в три стадии:
- засыпка пазух немёрзлым грунтом;
- присыпка на высоту 0,2 м над верхом трубы тем же грунтом с подбивкой пазух;
- окончательная засыпка после предварительного испытания с равномерным послойным уплотнением до проектной плотности с обеих сторон трубы (п.10.61 СП 101).
     Переход проектируемого газопровода высокого давления II категории Р?0,6 МПа через автодорогу (ПК81+10,5) с асфальтированным покрытием произвести подземно методом ГНБ, в футляре из трубы технической ПЭ80SDR11-225х20,5 мм по ГОСТ 18599-2001* с контрольной трубкой в ковере.
     Переход автодороги выполнить под углом 90? к оси дороги. Глубина прокладки газопровода при пересечении автодороги методом ГНБ принята не менее 1,5 м от подошвы насыпи до верха футляра. Концы футляра вывести на расстояние не менее 3 м от подошвы насыпи земляного полотна, концы футляра уплотнить (см. листы ИЛО). На одном конце футляра устанавливается контрольная трубка, выведенная под защитное устройство (ковер). В местах отсутствия проезда транспорта и прохода людей крышка ковера поднята не менее чем на 0,5 м выше уровня земли. Вокруг ковера предусмотреть устройство отмостки шириной не менее 0,7 м с уклоном 50‰, для исключения проникновения поверхностных вод в грунт близ ковера.
     Переход проектируемого газопровода высокого давления II категории Р?0,6 МПа через съезд с автодороги (ось съезда - ПК 60+32) произвести подземно открытым способом, в футлярах из трубы технической ПЭ80SDR11-225х20,5 по ГОСТ 18599-2001* с контрольной трубкой в ковере. Концы футляров должны выводиться на расстояние не менее 2 м от подошвы насыпи земляного полотна. Заглубление газопровода при переходе через съезд с автодороги составляет не менее 1,0 м от подошвы насыпи дороги до верха образующей гаазопровода.
     Произвести засыпку съезда песком на всю глубину траншеи с послойным уплотнением.
     Переход проектируемого газопровода высокого давления II категории через ряд водных преград и участки местности выполнить методом горизонтально-направленного бурения:
- ручей б/н (от ПК 12+40 до ПК 13+78); L= 138 м
- участок местности (от ПК 26+25 до ПК 27+75); L= 150 м
- участок местности (от ПК 30+14 до ПК 32+15); L= 201 м
- р. Кашма (от ПК 38+81 до ПК 40+13); L= 132 м
- р. Ломовис (от ПК 57 до ПК 58+38); L= 138 м.
     Заглубление газопровода через водные преграды - не менее 2 м ниже прогнозируемого профиля дна водной преграды до верхней образующей трубопровода. Переход проектируемого газопровода высокого давления II категории через ручьи б/н (ось ручья – ПК 43+36; ПК 47+07; ПК 47+68) выполнить открытым способом. Заглубление газопровода (балласта) через данные водные преграды - не менее чем на 0,5 м ниже прогнозируемого профиля дна водной преграды до верхней образующей трубопровода (балласта). При прокладке полиэтиленового газопровода Р?0,6 МПа на подводных переходах выполненным открытым способом, используются трубы из полиэтилена ПЭ100 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,0 п.5.4.3. СП 62.13330.2011.
     При прохождении газопровода через полевые (грунтовые) дороги без футляра, глубина прокладки газопровода принята не менее 1,0 м (с учетом грунтовых условий), а длина углубленного участка не менее 5 м в обе стороны от края дорог.
     Пересечение трассы газопровода с высоковольтной линией ВЛ–10 кВ выполнено согласно ПУЭ. Работы в охранной зоне ВЛ ведутся вручную соответственно по 10 м в каждую сторону от крайних проводов, с учетом угла пересечения.
     Существующие подземные инженерные коммуникации и глубина их заложения нанесены согласно топосъемки, в натуре возможны отклонения, а так же наличие неуказанных подземных коммуникаций, что должно уточняться при производстве работ шурфованием.
     При пересечении проектируемого газопровода с существующими инженерными коммуникациями глубина заложения проектируемого газопровода принимается в зависимости от характера грунтов, а так же от условий владельцев пересекаемых коммуникаций.
     При пересечении с существующими подземными кабельными линиями связи ОАО "Ростелеком" (включая ВОЛС) , проектируемый газопровод проложить ниже с соблюдением расстояния по вертикали (в свету) между ними не менее 0,5 м. ВОЛС и кабель связи заключить в футляр из металлического короба (швеллеры № 12 – 2 шт по ГОСТ 8240-97*, сверху и снизу скрепленные между собой болтами); L=5 м. Параллельно проложить резервный канал из трубы технической ПЭ80SDR11-110х10 мм по ГОСТ 18599- 2001* Lф=5 м. Концы футляров загерметизировать и обозначить железобетонными замерными столбиками. Земляные работы производить вручную по 2 м в обе стороны от трассы кабеля.
     Укладка подземного газопровода высокого давления производится с бровки траншеи. Газопровод в месте выхода из земли и опуска в землю (обвязка ГРПШ) следует заключить в стальной футляр с изоляцией «весьма усиленной». Концы футляра уплотнить эластичным материалом. Работы по прокладке подземного газопровода методом ГНБ ведутся непрерывно. Перед работой установки ГНБ требуется тщательно произвести замер трассы для определения количества штанг для бурения.
     Перед бурением требуется подготовить место для размещения бурильной установки. Выполнить планировку площадок (6 шт.) на общей площади 1728,0 м?. Место установки необходимо оградить. Расстояние между ограждением и машиной должно быть не менее 1,5 м.
     При производстве работ необходимо предусмотреть технологические котлованы с откосами с размерами по дну 2,0х1,5 м, установить сигнальные знаки видимые в любое время суток.......................