Проект газопровода для газоснабжения поселка Ропша Ленинградской области

Монтаж надземного газопровода по опорам производить кранами. Подъем и укладку газопровода на опоры производить только после контроля качества сварных стыков.

Прокладка подземного газопровода из полиэтиленовых труб осуществляется установкой горизонтально-направленного бурения «Навигатор».

Перед бурением требуется подготовить место для установки бурильной установки. Место установки необходимо оградить. Расстояние между ограждением и машиной должно быть не менее 1,5м.

Подготовить (сварить) протаскиваемый газопровод за 24 часа до начала работ. Перед протаскиванием газопровода требуется произвести сварку и контроль стыков внешним осмотром, который должен удовлетворять следующим требованиям:

валик сварного шва должен равномерно распределен по всей окружности трубы и иметь высоту 2…5мм;

валик не должен иметь трещин.

Сварка полиэтиленовых труб производится оборудованием средней степени автоматизации, при температуре окружающего воздуха не ниже минус 15°С.

Стыки, забракованные при внешнем осмотре, исправлению не подлежат и должны быть удалены. Обязательно требуется произвести механические испытания контрольного стыка и изготовить не менее пяти образцов в соответствии с ГОСТ 11262-80. Механические испытания стыков следует проводить не ранее чем за сутки. Перед протаскиванием газопровода установкой горизонтального бурения требуется выполнить контроль стыков ультразвуком методом.

При монтаже газопровода должны быть приняты меры по предотвращению засорения полости труб, секций. Перед укладкой газопровода провести контроль стыков.

Подземный газопровод, прокладываемый методом наклонно-направленного бурения, следует испытывать в три стадии:

после сварки перехода перед протаскиванием;

после протаскивания газопровода по сформированному буровому каналу;

- вместе с основным газопроводом.

При производстве монтажных работ следует составлять акты на скрытые работы и при необходимости исполнительные чертежи. Перечень работ, на которые необходимо составлять акты освидетельствования скрытых работ (при строительстве газопроводов):

- построение геодезической разбивной основы;

- устройство основания под газопровод и присыпка;

- укладка сигнальной ленты

Для определения местонахождения трассы подземного газопровода, на углах поворота, в местах установки арматуры и сооружений (принадлежащих газопроводу), на границах участков трассы при бестраншейной прокладке, а также на прямолинейных участках трассы через 200 м устанавливаются опознавательные знаки на постоянные ориентиры или на железобетонные столбики высотой 1,5м.

Вдоль трассы полиэтиленового газопровода прокладываемого открытым способом для его обнаружения укладывается лента сигнальная желтого цвета с надписью “Огнеопасно-газ” шириной 0,2м на расстоянии 0,2м от верхней образующей газопровода. На участках пересечений газопровода с подземными коммуникациями сигнальная лента должна быть уложена дважды на расстоянии не менее 0,2м между собой и на 2м в обе стороны от пересекаемого сооружения.

1.15 Погрузочно-разгрузочные работы

Складирование и хранение строительных материалов и конструкций следует осуществлять в соответствии с требованиями стандартов или технических условий на материалы, изделия, оборудование.

При перевозке грузов должны применяться специализированные транспортные средства, обеспечивающие удобство и эффективность погрузочно-разгрузочных работ.

Погрузочно-разгрузочные работы производятся при помощи грузоподъемных механизмов, выполняющих основные строительно-монтажные работы.

Условия хранения должны обеспечивать сохранность труб и арматуры от механических повреждений, деформаций и попадания в них атмосферных осадков, посторонних предметов и т.д.

Место хранения материалов должно быть ограждено, обеспечено охраной и оборудовано средствами пожаротушения.

1.16 Технология бестраншейной прокладки газопровода

Предусматривается бестраншейная прокладка газопровода методом наклонно-направленного бурения.

Принцип технологии состоит в бурении пилотной скважины по трассе прокладываемого трубопровода с последующим обратным прохождением расширителя для увеличения диаметра скважины. Трубопровод прикрепляется к расширителю и протягивается к начальной точке забуривания.

Установка горизонтального направления бурения позволяет решить следующие задачи:

- прокладка трубопровода в стесненных условиях, где нет возможности применить землеройную технику;

- прокладка трубопровода под авто- и железными дорогами без разрушения дорожного полотна и насыпи;

- прокладка трубопровода под водотоками без нанесения ущерба водной флоре и фауне.

При укладке газопровода методом наклонно-направленного бурения применяются бурильные установки, снабженные силовыми агрегатами и насосами для подачи бурового раствора.

Кроме того, для прокладки трубопровода необходимы:

- набор буровых штанг;

- буровая головка для прокладки пилотной скважины с укрепленным на ней резцом (ножом);

- расширители различных типов для выполнения обратного расширения бурового канала;

- вертлюги и т.д.

Буровые штанги передают осевое усилие и крутящий момент от бурильной установки на буровую головку (расширитель). Внутренняя полость буровых штанг используется для подачи бурового раствора к зоне бурения, раствор служит для стабилизации стенок пилотной скважины (бурового канала), являясь своего рода смазкой, облегчающей разработку грунта и протаскивание труб с меньшими тяговыми усилиями. Разработанный грунт выносится буровым раствором в вырытые приямки.

Технология бестраншейной прокладки газопроводов включает:

- на первом этапе -- бурение пилотной скважины вращающейся буровой головкой с закрепленным на ней резцом (рисунок 10);

Рисунок 10 Первый этап бестраншейной прокладки газопровода

- на втором этапе -- расширение бурового канала вращающимся расширителем до нужного диаметра, таких предварительных расширений может быть несколько до сформирования бурового канала необходимого диаметра (рисунок 11);

Рисунок 11 Второй этап бестраншейной прокладки газопровода

- на третьем этапе -- протаскивание газопровода по буровому каналу (рисунок 12).

Рисунок 12 Третий этап бестраншейной прокладки газопровода

При строительстве газопроводов незначительной длины (до 100 м) диаметром до 110 мм допускается протаскивание газопровода с одновременным расширением бурового канала.

Обязательным условием бурения является применение бурового раствора. Буровой раствор представляет собой водную суспензию бентонита и химических добавок.

Основными функциями бурового раствора являются:

- охлаждение и смазка режущего инструмента и штанг;

- удаление грунта из буровой скважины;

- формирование прочных стенок пилотной скважины (бурового канала);

- создание избыточного давления внутри пилотной скважины (бурового канала) и тем самым предотвращение просачивания грунтовых вод в буровой раствор;

- стабилизация буровой скважины, предотвращающая ее обвал от давления окружающего грунта.

1.16.1 Расчёт геометрических параметров трассы при строительстве газопровода из полиэтиленовых труб методом ННБ через железную дорогу

Прокладка бестраншейным способом газопровода из полиэтиленовых труб ПЭ80 ГАЗ SDR11-90х5,2 в футляре ПЭ80 ГАЗ SDR11-110х6,3 через реку Стрелку(5ПК0+59,50-5ПК1+80,00) осуществляется на установке «Навигатор» D24x40 фирмы «Вермеер».

Технология строительства: прокладка пилотной скважины диаметром d_н = 100 мм, затем протаскивание газопровода в футляре с одновременным расширением бурового канала до диаметра d=140 мм. Трасса выполнена по плавной дуге с переходом от максимального угла 17°30' к нулевому углу на максимальной глубине и вновь с выходом в выходной приямок.

Основными геометрическими параметрами трассы газопровода являются (рисунки 13-15):

l -- длина пилотной скважины (длина бурового канала; длина трассы газопровода);

L -- длина пилотной скважины в плане;

d -- диаметр бурового канала;

D₁ -- заглубление пилотной скважины от точки забуривания;

D₂ -- заглубление пилотной скважины от точки выхода буровой головки из земли;

D_s -- глубина (по вертикали) точки забуривания во входном приямке от поверхности земли;

H₁ -- заглубление пилотной скважины от поверхности земли при забуривании;

H₂ -- заглубление пилотной скважины от поверхности земли при выходе буровой головки из земли;

₁ -- угол забуривания (входной угол);

_{1-i(расч)} -- средний расчетный текущий угол для вычислений при переходе от точки забуривания до точки максимального заглубления;

₂ -- угол на выходе буровой головки из земли;

_{2-i(расч)} -- средний расчетный текущий угол для вычислений при переходе от максимального заглубления до выхода буровой головки из земли.

Рисунок 13 Основные геометрические параметры трассы

Расстояние L_s от лафета бурильной установки до точки входа буровой головки в землю (точки забуривания) во входном приямке (рисунок 14) определяется по формуле

(12)

где L_s -- расстояние по горизонтали от лафета буровой установки до точки входа буровой головки в землю во входном приямке, м;

D_s -- глубина точки входа бура в землю во входном приямке, м;

₁ -- угол входа бура в землю (угол забуривания) (характеристика буровой установки), град.

Радиус кривизны пилотной скважины R₁ (при забуривании (рисунок 13) определяется при переходе от максимального угла при забуривании к нулевому на максимальной глубине (пилотная скважина выполняется по плавной дуге) и по формуле



(13)

где R₁ -- радиус кривизны пилотной скважины при забуривании, м;

D₁ -- заглубление пилотной скважины от точки забуривания, м.

Длина пилотной скважины l₁ при переходе от максимального угла при забуривании к нулевому углу (рисунки 13, 14) рассчитывается по формуле

(14)

где l₁ -- расчетная длина пилотной скважины от точки забуривания до точки максимального заглубления (от точки М до точки A₁), м.

Количество буровых штанг n₁, необходимое для выполнения пилотной скважины длиной l₁, определяется по формуле

(15)

где l_ш -- длина одной штанги, м;

n₁ -- количество буровых штанг, необходимое для бурения пилотной скважины длиной l₁.

Рисунок 14 Схема забуривания пилотной скважины

Рисунок 15 Схема перехода пилотной скважины от максимального угла забуривания к нулевому углу

Величина изменения текущего угла ₁ на каждой штанге при выполнении пилотной скважины на длине l₁ рассчитывается по формуле

(16)

где ₁ -- изменение угла на каждой штанге, град.

Для упрощенных расчетов величины заглубления буровой головки в земле при переходе от максимального угла при забуривании (рисунки 14, 15) к нулевому при горизонтальном положении буровой головки необходимо определить средний расчётный текущий угол _{1-i(расч)} по формуле

(17)

где _{1-i(расч)} -- средний расчётный текущий угол для вычислений;

i -- текущий угол (в пределах от ₁ при забуривании до 0°), рассчитывается по формуле

где i -- текущее число штанг, необходимое для проходки пилотной скважины длиной l_1, i=1; 2; 3,..., n.

Расчёт текущего заглубления пилотной скважины D_1-i (рисунки 13, 14)

(18)

где l_1-i -- текущая длина пилотной скважины (от 0 до l₁);

_{1-i(расч)} -- средний текущий расчетный угол, град.

На рисунке 15 графически показаны:

- текущая длина пилотной скважины, li = l_1-1; l_1-2; l_1-3, …, l₁;

- текущее заглубление пилотной скважины: Di = D_1-1; D_1-2; D_1-3, …, D₁.

При этом расчет текущего заглубления на выходе газопровода (на длине l₂) выполняется аналогично расчету на входе (на длине l₁).

Радиус кривизны пилотной скважины R₂ на выходе пилотной скважины из грунта (рисунок 13) рассчитывается по формуле

где R₂ -- радиус кривизны пилотной скважины на выходе, м;

₂ -- угол на выходе, град;

D₂ -- заглубление пилотной скважины на выходе, определяется по формуле

(19)

где h₂ -- перепад по высоте точки выхода пилотной скважины относительно точки забуривания, м.

Длина пилотной скважины l₂ при переходе от нулевого угла на максимальной глубине к углу на выходе в выходном приямке (рисунок 13) определяется по формуле

(20)

где l₂ -- теоретическая длина пилотной скважины от точки максимальной глубины до точки выхода в выходном приямке (от точки А₂ до точки Н), м.

Общая длина пилотной скважины l от точки входа до точки выхода (рисунок 13) состоит из:

(21)

где l_пр -- длина прямолинейного участка;

l -- общая длина пилотной скважины от точки входа до точки выхода (от точки М до точки Н).

При наличии нескольких прямолинейных и криволинейных участков общую длину пилотной скважины рассчитывают по формуле

l = l₁ + l_1пр + l_1кр + l_2пр + l_2кр + l_3пр + … + l₂,

где l_1пр; l_1кр; l_2п; l_2кр; l_3пр -- длины различных прямолинейных и криволинейных участков.

Длина пилотной скважины в плане L₁ от точки входа в грунт до точки максимального заглубления (рисунок 13) определяется по формуле



где L₁ -- длина пилотной скважины в плане от точки М до точки .

Длина пилотной скважины в плане L₂ от точки максимального заглубления до точки выхода из земли определяется по формуле

где L₂ -- длина пилотной скважины в плане от точки до точки Н.

Общая длина пилотной скважины в плане L от точки забуривания до точки выхода пилотной скважины из земли состоит из

L = L₁ + L_пр + L₂,

где L_пр -- длина прямолинейного участка в плане;

L -- общая длина пилотной скважины в плане от точки М до точки H.

При наличии нескольких прямолинейных и криволинейных участков длину трассы рассчитывают по формуле

L = L₁ + L_1пр + L_1кр + L_2пр + L_3кр + L_3пр + … + L₂,

где L_1пр, L_1кр, L_2пр, L_3кр, L_3пр и т.д. -- длины конкретных криволинейных и прямолинейных участков пилотной скважины в плане.

Для расчета тяговых усилий при горизонтальном направленном бурении необходимо определить общий теоретический радиус кривизны бурового канала (рисунок 13):

а) для простых трасс, выполненных по плавной дуге, общий теоретический радиус равен фактическому радиусу кривизны бурового канала и рассчитывается по формуле

(22)

б) для сложных трасс за радиус кривизны пилотной скважины принимают радиус вписанной окружности, наиболее приближенной к проектному профилю пилотной скважины, который рассчитывают по формуле (рисунок 14)

Длина плети газопровода, необходимая (и достаточная) для протаскивания, определяется по формуле

где l_г -- длина трубы прокладываемого газопровода, м;

l -- расчетная длина, м;

-- отклонение фактической длины бурового канала от расчетного размера,

=10…20 % для газопровода из полиэтиленовых труб, =3…5 % для стального газопровода, м;

а -- длина газопровода вне бурового канала, а= 1,5…2,5 м.

Объем грунта V_г, удаляемого из скважины, определяется по формуле

(23)

где d -- диаметр бурового канала (пилотной скважины), м;

l -- теоретическая длина бурового канала, м.

Потребность в буровом растворе V_p, необходимом для качественного бурения, зависит от типа грунта и колеблется в значительных пределах. В среднем для того чтобы вывести из скважины на поверхность один объем грунта, требуются 3…5 объемов бурового раствора (для сыпучего песка -- 6…10 объемов).

Минимальное время t_min бурения пилотной скважины (бурового канала) составляет

(24)

где V_р -- объем бурового раствора, который необходим для качественного бурения, л;

Q_ж -- производительность насоса бурильной установки, л/мин (характеристика бурильной установки).

Максимальная скорость бурения V_max

. (25)

Исходные данные для расчета

Глубина заложения газопровода от горизонта забуривания D₁ = 2,2 м.

Угол забуривания ₁ = 17°30' (характеристика установки D 24x40 «Навигатор» и аналогичных установок других фирм).

Перепад по высоте точки выхода газопровода из земли относительно точки забуривания h₂=0,54 м.

Диаметр полиэтиленовой трубы d_н = 0,11 м.

Толщина стенки полиэтиленовой трубы = 0,0063 м.

Расход бурового раствора Q_ж = 0,00315 м³/с.

Диаметр буровой головки d_г = 0,1 м.

Диаметр расширителя d_рш = 0,114 м.

Скорость вращения шпинделя

Исходные данные указаны в единицах размерности, применяющихся при расчетах.

Расчет геометрических параметров трассы при строительстве методом ННБ

1. Угол _1РАСЧ по формуле (17)

2. Длины трассы газопровода l₁ от точки М до точки А определяется по правилу нахождения сторон прямоугольного треугольника

3. Радиус кривизны пилотной скважины. Для выбранной трассы R1 = R2 = R и рассчитывается по формуле (13)

4. Заглубление пилотной скважины на выходе по формуле (19)

5. Угол на выходе определяется по правилу нахождения сторон прямоугольного треугольника



6. Угол _2РАСЧ по формуле (17)

7. Длина пилотной скважины l₂ от точки А до точки Н при переходе от нулевого угла на максимальной глубине к углу на выходе в выходном приямке определяется по правилу нахождения сторон прямоугольного треугольника

8. Общая длина трассы l от точки М до точки Н по формуле (21)

15+ 12,1 27 м.

9. Число штанг для проходки длины трассы l₁ по формуле (15)

10. Изменение угла ₁ на каждой штанге по формуле (16)



11. Заглубление газопровода на каждой штанге по формуле (19)

12. Объём удаленного грунта по формуле (23)

13. Объём бурового раствора. При бурении в песчаных грунтах требуется увеличенный объем бурового раствора

14. Минимальное время бурения пилотной скважины по формуле (24)



15. Максимальная скорость бурения по формуле (25)

15. Расчет величины подачи на оборот по формуле

16. Расстояние L_s от лафета бурильной установки до точки входа буровой головки в землю (точки забуривания) во входном приямке по формуле (12)

1.17 Защита газопроводов от коррозии

Для защиты от атмосферной коррозии после монтажа и испытаний газопровод надземной прокладки покрыть двумя слоями масляной краски ГОСТ 8292-85 по двум слоям грунтовки ГФ-021 ГОСТ 25129-82 в соответствии с требованиями ГОСТ14202-69.

Выходы газопровода из земли предусматриваются спецотводами СОИ-2. Стальная часть спецотвода имеет изоляцию весьма усиленного типа и заключена в футляр в изоляции весьма усиленного типа. Футляры, прокладываемые на выходе газопровода из земли изолируются весьма усиленной пленочной изоляцией по ГОСТ 9.602-2005.

Пространство между газопроводом и футляром заполняется каболкой, концы футляра заделаны битумно-резиновой мастикой. Выход из земли засыпается песком на всю глубину траншеи в радиусе 0,5 м.

Защита надземных участков газопровода от атмосферной коррозии производится покрытием газопровода грунтовкой за 2 раза и масляной краской за 2 раза в соответствии с требованиями ПБ 12-529-03.

Стальной участок газопровода в месте врезки попадает в зону действия защиты существующего газопровода.

1.18 Молниезащита

Настоящий проект представляет установку молниеотвода для обеспечения молниезащиты УГРШ(К)-50Н-2.

ГРПШ относится по устройству молниезащиты к III категории и должно быть защищено от прямых ударов молнии. Проверка состояния устройств молниезащиты должна производиться не реже 1-го раза в год.

Предлагается установить отдельно стоящий молниеотвод, высота которого должна обеспечивать перекрытие всего ГРПШ.

Расчёт зоны защиты молниеотвода выполнен в соответствии с СО 153-34.21.122-2003 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций».

1.18.1 Расчет зоны защиты молниеотвода

Исходные данные

Радиус действия молниеотвода на высоте защищаемого сооружения r_x = 5,0 м.

Высота защищаемого сооружения h_x = 4,0 м.

1. Высота молниеотвода от земли

rx=1,5(h-hx/0,92)

5,0=1,5(h-4,0/0,92) отсюда h=7,68 м;

2. Радиус действия защиты на уровне земли

r_o=1,5h=11,52 м;

3. Высота конуса защищаемой зоны

h_o=0,92h=7,06 м.

В данном случае для защиты газорегуляторных установок достаточно мачты высотой 7,68 м. Типоразмер молниеотвода , согласно расчетам, ОГ.МО 1 СБ высотой 9,0 метров.

1.19 Испытание на герметичность

Законченные строительством наружные газопроводы следует испытывать на герметичность воздухом. Для испытания газопровод следует разделить на отдельные участки, ограниченные заглушками или закрытые линейной арматурой с учетом допускаемого перепада давления для данного типа арматуры. Если арматура не рассчитана на испытательное давление, то вместо нее на период испытаний следует устанавливать заглушки.

Испытания газопроводов должна производить строительно-монтажная организация в присутствии представителя эксплуатационной организации.

Результаты испытаний следует оформлять записью в строительном паспорте.

Перед испытанием на герметичность внутренняя полость газопровода должна быть очищена в соответствии с проектом производства работ. Очистку полости внутренних газопроводов и газопроводов ГРП (ГРУ) следует производить перед их монтажом продувкой воздухом.

Для проведения испытаний газопроводов следует применять манометры класса точности 0,15. Допускается применение манометров класса точности 0,40, а также класса точности 0,6.

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.

До начала испытаний на герметичность газопроводы следует выдерживать под испытательным давлением в течение времени, необходимого для выравнивания температуры воздуха в газопроводе с температурой грунта.

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

Распределительный газопровод подлежит испытанию на герметичность.

Полиэтиленовый газопровод среднего давления (0,005<P?0,3 МПа) испытывают давлением 0,6 МПа в течение 24 часов.

Полиэтиленовый газопровод низкого давления (P?0,003МПа) испытывают давлением 0,3 МПа в течение 24 часов.

Газопроводы и оборудование ПГБ при рабочем давлении в газопроводе (P?0,6МПа) испытывается давлением 0,75МПа в течении 12 часов.

Газопроводы и оборудование ПГБ при рабочем давлении в газопроводе (P?0,003МПа) испытывается давлением 0,3МПа в течении 12 часов.

При совместном строительстве вводов диаметром до 100 мм с распределительными газопроводами их испытывают по нормам, предусмотренных для распределительных газопроводов.

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

Подземный газопровод, прокладываемый методом наклонно-направленного бурения, следует испытывать в три стадии:

-после сварки перехода перед протаскиванием;

- после протаскивания газопровода по сформированному буровому каналу;

- вместе с основным газопроводом.

Подземный газопровод следует считать выдержавшим испытание на герметичность, если фактическое падение давления в период испытания не превышает величины, регламентируемой СП 62.13330.2011 «Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002» и СП 42-101-2003 ”Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб”.

Результаты испытания на герметичность следует считать положительными, если за период испытания давление в газопроводе не меняется, то есть нет видимого падения давления по манометру класса точности 0,6, а по манометрам класса точности 0,15 и 0,4 падение давления фиксируется в пределах одного деления шкалы.

При завершении испытаний газопровода давление следует снизить до атмосферного, установить автоматику, арматуру, оборудование, контрольно-измерительные приборы и выдержать газопровод в течение 10 мин под рабочим давлением. Герметичность разъемных соединений следует проверить мыльной эмульсией.

Дефекты, обнаруженные в процессе испытаний газопроводов, следует устранять только после снижения давления в газопроводе до атмосферного.

После устранения дефектов, обнаруженных в результате испытания газопровода на герметичность, следует повторно произвести это испытание.

Стыки газопроводов, сваренные после испытаний, должны быть проверены физическим методом контроля.

В специальной части дипломного проекта была рассмотрена система газоснабжения населённого пункта Ропша, включающая прокладку газопроводов среднего давления, установку газорегуляторного пункта шкафного УГРШ-50Н-2-О, прокладку газопроводов низкого давления, в том числе переход через реку Стрелку методом наклонно-направленного бурения. Был произведён выбор размеров труб на основании их гидравлического расчёта, имеющего целью определить внутренний диаметр труб для пропуска расчётного количества газа при допустимых для конкретных условий потерях давления. Толщина стенки полиэтиленовой трубы была определена в зависимости от требуемого коэффициента запаса прочности на том или ином участке трассы газопровода. Рассмотрена защита газопроводов от коррозии и испытание газопроводов на герметичность.

2. Сварочно-монтажные работы

2.1 Соединение полиэтилен-сталь

При строительстве газопровода в поселке Ропша Ломоносовского района Ленинградской области возникает необходимость соединения полиэтиленового газопровода среднего давления со стальным неразъемным соединением на входе в УГРШ (соединение «полиэтилен-сталь» (смотри рисунок 16).

Рисунок 16 Схема соединения полиэтиленового газопровода среднего давления со стальным неразъемным соединением на входе в УГРШ: 1 - УГРШ(К)-50Н-2, 2 - Выход газопровода из земли спец.отводом изолированным, 3 - Полиэтиленовая труба Ш63х5,8, 4 - стальная труба Ш57х3,0, 5 - полиэтиленовая труба, 6 - полиэтиленовая труба



Неразъемное соединение полиэтилен-сталь (переход полиэтилен-сталь) (смотри рисунок 17) служат для присоединения полиэтиленовых трубопроводов Ш63х5,8 ПЭ100 SDR11 по ГОСТ Р 50838-95* к стальным участкам Ш57х3,0 ГОСТ 10704-91.

Рисунок 17 Соединение «полиэтилен-сталь»

В данном случае целесообразно использовать неразъемное соединение полиэтилен-сталь изготовленное в заводских условиях по технической документации, утвержденной в установленном порядке, имеющих паспорт или сертификат, свидетельствующий об их качестве.

Из ряда НСПС выбираю соединение подходящие для трубопроводов Ш63х5,8 ПЭ100 SDR11 и стальной трубы Ш57х3,0: НСПС с упрочняющей муфтой SDR 11У типоразмера 63-57, заводов изготовителей OOO "ГАЗПЛАСТ", ООО «Южный Трубный Завод» и др.

При изготовлении перехода выбирается сталь 10 ГОСТ 10705-80, согласно СП 42-102-2004 предназначенная для наружных и внутренних газопроводов любого диаметра с избыточным давлением природного газа до 1,2 МПа и температурой воздуха наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92 не ниже минус 40⁰С.

Сталь 10 - качественная низкоуглеродистая сталь (с нормированием механических свойств и химического состава), по степени раскисления спокойная.

Механические свойства и химический состав стали 10 по ГОСТ 1050-88 приведены в таблице 9 и таблице 10 соответственно.

Таблица 9 Механические свойства стали 10

Механические свойства, не менее
Предел текучести , МПа	Предел прочности , МПа	Относительное удлинение , %	Относительное сужение , %
205	330	31	55

Таблица 10 Химический состав стали 10

Массовая доля элементов, %
С	Si	Mn	S	P	Cr	Ni	Cu	As
0,07-0,14	0,17-0,37	0,35-0,65	0,04 max	0,035 max	0,15 max	0,25 max	0,25 max	0,08 max

Технологические свойства для стали 10 приведены в таблице 11.

Таблица 11 Технологические свойства стали 10

Свариваемость	Без ограничений (без подогрева и без последующей термообработки)
Флокеночувствительность	Не чувствительна
Склонность к отпускной хрупкости	Не склонна

При изготовлении переходов полиэтилен-сталь используется:

- полиэтиленовая труба по ГОСТ Р50838-95, ГОСТ 18599-2001, заводов изготовителей ОАО "ОРГСИНТЕЗ", ЗАО "ТЕХСТРОЙ", OOO "ГАЗПЛАСТ", группа компаний "ПОЛИПЛАСТИК" и др

- стальная водо- газопроводная труба по ГОСТ 10705-80, ГОСТ 10704-91, ГОСТ 8731-74, ГОСТ 8732-78 заводов-изготовителей ОАО "Челябинский трубопрокатный завод", ОАО "Выксунский металлургический завод", ОАО "Альметьевский трубный завод", ОАО

"Санкт-Петербургский Трубный завод" и д.р.

Схема неразъемного соединения полиэтилен-сталь (НСПС) представлена на рисунке 18.

Рисунок 18 Схема неразъемного соединения: 1 - Полиэтиленовая заготовка, 2 - Стальная заготовка, 3 - Муфта L1 - длина выпуска полиэтилена, L2 - длина выпуска стали, Lнах - длина нахлеста, Lобщ - общая длина, Dпэ - диаметр полиэтиленовой заготовки, Dст -диаметр стальной заготовки, t пэ - толщина полиэтилена, t ст - толщина стали

Использование НСПС позволяет осуществить:

- установку металлической запорной арматуры в полиэтиленовых трубопроводах;

- поочередную замену участков стальных трубопроводов на полиэтиленовые с неразъемными соединениями до полной замены существующего стального трубопровода на полиэтиленовый;

- врезку ответвлений из полиэтиленовых труб с неразъемными соединениями в существующий стальной трубопровод;

- сварку со стальными трубами по действующей нормативной документации на стальные трубопроводы с неразъемными соединениями.

Для соединения НСПС к трубопроводу и ПГБ необходимо сварить друг с другом полиэтиленовые и стальные участки.

Сварка полиэтиленовых труб нагретым инструментом встык (стыковая сварка)

В данном проекте используется сварка нагретым инструментом встык, т.к. используются трубы диаметром более 4,5 мм.

Сварка нагретым инструментом встык - способ получения неразъемных соединений ПЭ труб, при котором трубы соединяют между собой оплавленными торцами. Оплавление торцов происходит в результате их предварительного контакта с нагревательным инструментом, удаляемым затем у зоны сварки.

Данным способом соединяют полиэтилен различных типов. Сварка встык обладает рядом преимуществ:

· для сварки полиэтиленовых труб не требуется тяжелая техника;

· сваривать полиэтиленовые трубы может бригада из 1 -- 2 человек;

· значительно ниже потребление электроэнергии (либо топлива) по сравнению со сваркой стальных труб. При применении так называемых “длинномерных труб” (на катушках или в бухтах) снижает количество сварных соединений в 50 -- 100 раз. Все это значительно ускоряет строительство трубопровода и снижает стоимость монтажа.

Подготовительные операции для сварки нагретым инструментом встык:

1) Подготовка и проверка работоспособности оборудования.

При подготовке оборудования подбирают зажимы и вкладыши соответствующие диаметр труб. Трущиеся поверхности обрабатываются смазками. Рабочие поверхности нагревателей и инструментов (торцевателей, скребков) очищают от пыли и остатков полиэтилена при помощи чистых х/б или льняных тканей, а при необходимости протирают растворителем.

Определяется визуально проверкой комплектующих узлов, особое внимание уделяется изоляции электрических кабелей и заземлителей. Электроагрегаты автономного питания должны быть заправлены топливом и проверены контрольным

2) Выбор необходимых параметров сварки.

Они должны быть внесены в память машины или занесены в паспорта, сопровождающие детали.

3) Подготовка места сварки и размещение оборудования.

Размещение оборудования должно производиться на заранее размещенной и спланированной трассе газопровода после складирования на ней ПЭ труб. При необходимости место сварки защищают от атмосферных осадок. При сварке встык свободный конец труб закрывают заглушками. Трубы и соединительные детали очищают от грунта, снега и т.д. Очищают и протирают на 50мм от торцов ветошью.

Концы труб для сварки защищают скребками на длину 1,2 от глубины посадки детали с целью удаления наружного слоя с загрязнениями и окислой пленкой.

Сами детали механической обработке не подвергаются (чтобы не повредить спираль)

4) Закрепление и центровка труб в зажимах центратора или позиционера.

Концы труб при сварке встык центрируют по наружной поверхности таким образом, чтобы максимальная величина смещения кромок не превышала 10% номинальной толщины стенки.

Центровка труб при сварке деталями с зн производится до величины, позволяющей без усилия установить привариваемую деталь между торцами труб. Концы труб должны выступать из зажимов центратора на 3-5см, из позиционера на 5-15см.

Необходимость точной подгонки объясняется тем, что при хранении труб возникает овальность, которая влияет на качество сварки. В этом случае трубы сначала выправляются.

Закрепленные и сцентрированные концы труб подвергаются обработке.

5) Механическая обработка торцов свариваемых деталей.

При сварке встык - торцевание в сварочной машине (торцеватель) рекомендуется снимать не менее 1,0мм. Толщина снимаемой стружки 0,1-0,3мм. После торцевания зазор между торцами приведенными в соприкосновение, не должен превышать 0,3мм - для труб 0 до 110

0,5мм - для труб 0 >110 до 225. После обработки не допускается загрязнение торцов.

При сварке с закладными нагревателями - протирка поверхностей растворителем или спиртом (или специальной жидкостью) для удаления жировых пятен бумажными салфетками.

Сварочный цикл можно разделить на следующие этапы (cмотри рисунок 19):

- Оплавление торцов трубы;

- Нагрев;

- Удаление нагревателя из зоны сварки;

- Сварка;

- Охлаждение.

Рисунок 19 Циклограмма процесса сварки встык нагретым инструментом.



Технология сварки:

1) Замерить давление (усилие) необходимое на перемещение подвижного зажима с установленной трубой (давление холостого хода)

2) Установить между торцами труб нагретый инструмент с температурой 220° С (смотри рисунок 20).

Рисунок 20 Нагрев трубы

3) Провести процесс оплавления, для чего прижать торцы труб к нагревателю и создать необходимое давление (смотри таблицу 12) с учетом давления холостого хода

4) Выдержать давление в течении времени (смотри таблицу 12) до появления по всему периметру торцов первичного грата.

5) После появления грата снизить давление и выдержав определенное время для прогрева торцов.

6) После прогрева отвести зажим центратора на 5-6см и удалить нагреватель из зоны, свести концы труб и создать давление, требуемое при осадке(смотри рисунок 21), с учетом холостого хода (смотри таблицу 12).

Рисунок 21 Вывод нагревательного элемента и сварка трубы плавным увеличением давления.

7) Выдержать давление осадки в течении времени остывания и визуально проконтролировать соединения(см. рис. 22)

Рисунок 22 Охлаждение стыка

8) Извлечь трубу из зажима центратора и пронумеровать стык

Таблица 12 Временные параметры при сварке ПЭ труб и фитингов встык

2.2.1 Сварочное оборудование

Сварочное оборудование - различные устройства (машины, аппараты, вспомогательные приспособления), служащие для осуществления процесса сварки.

Сварочная машина - устройство для осуществления сварки ПЭ труб нагретым инструментом встык и состоящее из группы основных и вспомогательных технологических узлов.

Сварочный аппарат - устройство для осуществления сварки с зн и состоящее из единого технологического узла, служащего для подачи требуемого напряжения (силы тока) в течении заданного времени.

Вспомогательные приспособления - инструменты, служащие для подготовки трубных деталей к сварке и не входящие в комплект сварочного оборудования.

Все машины должны иметь разрешение Росгортехнадзора к эксплуатации.

Все сварочное оборудование по степени автоматизации делятся на три группы.

1) с высокой степенью автоматизации - имеющие компьютеризированную программу, задачи основных параметров, контроля их в процессе сварки, управление процессом сварки, регистрацию результатов

2) со средней степенью автоматизации - имеющие частично компьютеризированную программу

3) оборудования с ручным управлением - где управление процессом сварки - вручную.

Используем сварочный агрегат PRO AQUA AK160 (смотри рисунок 23).

Рис.23 Сварочный агрегат PRO AQUA

Характеристика сварочного агрегата приведена в талице 13.

Таблица 13 Характеристика сварочного агрегата.

Характеристики	AK160
Диаметр свариваемых труб, мм	40-160
Диапазон толщины стенок свариваемых труб, мм	1,8-15,1
Зажимные вкладыши, мм	40-50-63-75-90-110-125-140-160
Тип агрегата	механический, гидравлический

Машины спроектированы для работы с одним оператором и представляют готовый к работе, мобильный комплект оборудования. Требуется короткое время на установку и подготовку к сварочным работам. Механизм для фиксирования частей труб позволяет точно центрировать свариваемые детали, что гарантирует высокую прочность соединений. Машины не нуждаются постоянной технической поддержке и предназначены для работы как в цехе, так и на стройплощадке.

2.3 Сварка стальных труб

Сварка -- это процесс получения неразъемных соединений посредством установления межатомных связей между свариваемыми частями при их местном или общем нагреве, пластическом деформировании или совместном действии того и другого.

Ручная дуговая сварка применяется главным образом в изделиях, имеющих короткие и прерывистые швы, а также швы сложной конфигурации, т.е. там, где трудно или невыгодно применять автоматические методы сварки. Положительной стороной ручной сварки является возможность производить сварку в любом пространственном положении, что особенно важно для сварки в монтажных условиях. Ручной дуговой сваркой можно сваривать стали, чугуны, алюминий и его сплавы, медь и медные сплавы, с применением для каждого металла соответствующих электродов.

Недостатками ручной дуговой сварки являются трудности сварки тонкого материала (менее 1…2 мм), высокие требования к квалификации сварщика, малая производительность.

2.3.1 Разработка технологии подготовки элементов конструкции под сварку и процесса сварки

Перед сборкой труб необходимо:

- очистить внутреннюю полость труб и деталей от грунта, грязи, снега и других загрязнений;

- очистить до металлического блеска кромки и прилегающие к ним внутреннюю и наружную поверхности труб, деталей газопроводов, патрубков, арматуры на ширину не менее 10 мм;

- проверить геометрические размеры кромок, выправить плавные вмятины на концах труб глубиной до 3,5 % наружного диаметра трубы;

Концы труб, имеющие трещины, надрывы, забоины, задиры фасок глубиной более 5 мм, обрезают.

При температуре воздуха ниже минус 5 °С правка концов труб без их подогрева не рекомендуется.

Согласно СП 42-102-2004 сварка стыков разнотолщинных труб или труб с соединительными деталями и патрубками арматуры допускается без специальной обработки кромок при толщине стенок менее 12,5 мм (если разность толщин не превышает 2,0 мм).

Сборку стыков под дуговую сварку производят при помощи наружных центраторов и прихваток.

Допускаемое смещение кромок свариваемых труб не должно превышать величины мм, где S - наименьшая из толщин стенок свариваемых труб.

мм.



Для закрепления труб в зафиксированном под сварку положении электродами, применяемыми для сварки корневого шва, следует выполнять равномерно расположенные по периметру стыка прихватки в количестве:

- для труб диаметром до 80 мм - 2 шт.;

- для труб диаметром св. 80 мм до 150 мм - 3 шт.;

- для труб диаметром св. 150 мм до 300 мм - 4 шт.;

- для труб диаметром св. 300 мм - через каждые 250 мм.

Высота прихватки должна составлять 1/3 толщины стенки трубы, но не менее 2 мм; длина прихватки - 20-30 мм при диаметре стыкуемых труб до 50 мм; 50-60 мм - при диаметре стыкуемых труб более 50 мм.

Следовательно, в нашем случае для сварки трубы Ш57х3 и неразъемного соединения ПЭ-сталь - Ш57х3 достаточно двух прихваток высотой 2 мм, длиной 50 мм( смотри рисунок 24).

Рисунок 24 Порядок простановки прихваток

В соответствии со СНИП 42-01-2002 «Газораспределительные системы», сварные соединения труб в газопроводах по своим физико-механическим свойствам и герметичности должны соответствовать основному материалу свариваемых труб.

У каждого сварного соединения наружных газопроводов должно быть нанесено обозначение (номер, клеймо) сварщика, выполнившего это соединение.

Для ручной электродуговой сварки применяют электросварочные аппараты постоянного и переменного тока.

На трассах используют передвижные электросварочные агрегаты с двигателями внутреннего сгорания (АСБ-120, АСБ-300).

Рссчитаем ориентировочный показатель свариваемости материала перехода - стали 10, исходя из ее химического состава:

С = 0,105%, Mn = 0,50%, Cr = 0,15%, Cu = 0,25%, Ni = 0,25%.

Следовательно, сталь 10 относится к хорошо свариваемым материалам , сваривается без образования закалочных структур и трещин в широком диапазоне режимов, толщин и конструктивных форм без ограничений (без подогрева и без последующей термообработки).

2.3.2 Установление диаметра, группы, типа и марки электрода

Диаметр электрода выбираем, исходя из толщины свариваемого изделия: для толщины свариваемых изделий 3 мм оптимальный диаметр d_э = 3 мм.

Тип электрода выбираем, исходя из прочностных свойств свариваемого материала (предел прочности материала сварного шва не должен уступать значению аналогичного показателя стали 10 (ув= 330МПа). Этим требованиям удовлетворяет электрод группы У типа Э42 марки АНО-6 в соответствии с ГОСТ 9466-75 (смотри таблицу 14). Электроды группы У типа Э42 марки АНО-6 предназначены ручной дуговой сварки конструкций из низкоуглеродистых сталей марок Ст3, 10, 20 и др. Электроды обеспечивают хорошее формирование металла шва, высокую стойкость металла шва против образования пористости и горячих трещин. Предел прочности металла шва до 500 МПа. Осуществляется сварка на постоянном токе любой полярности и на переменном токе от трансформатора с напряжением холостого хода не менее 50 В.

Таблица 14 Химический состав электрода типа Э42 марки АНО-6

Массовая доля элементов, %
С	Si	Mn	S	P
0,10 max	0,20 max	0,55-0,80	0,040 max	0,045 max

2.3.3 Расчет массы наплавленного металла и количества необходимых для сварки электродов

Согласно ГОСТ 16037-80, выбираем тип сварного соединения С2 (без скоса кромок).

2.3.4 Расчет наплавленного металла для соединения трубы Ш57 и переходника ПЭ-сталь

Сварной шов трубы Ш57 и перехода представлен на рисунке 25.

Рисунок 25 Сварной шов трубы Ш57 и перехода

Площадь сечения сварного шва стыкового соединения по формуле

где Кст - коэффициент, учитывающий увеличение площади сечения шва за счет высоты усиления и величины проплава.

Объём сварного шва стыкового соединения по формуле

где Lст - длина сварного шва стыкового соединения.

Масса наплавленного металла в сварном шве изделия по формуле

где с - плотность материала шва (для стали ).

Необходимая масса электродного материала по формуле

Масса рабочей части электрода (L_ЭЛ = 300мм) диаметром 3 мм стандартной длины по формуле

Количество электродов, необходимое для изготовления изделия по формуле

электрода.



2.3.5 Определение силы сварочного тока, основного времени сварки, эффективной мощности

Сила сварочного тока по формуле

где =диаметр электрода, =4 мм.

Напряжение дуги по формуле

где а, b- эмпирические величины, а = 8…25 В, b = 2,3…4,3 B/мм;

l-длина дуги, l=(0,5…1,1)d мм.

Основное время сварки по формуле

где - масса расплавленного электродного металла, г, - коэффициент расплавления, =10 г/Ач, I - сила тока, А, t - время горения дуги, ч. Полная мощность, выделяющаяся в столбе дуги по формуле

Эффективная мощность дуги по формуле

где h- эффективный КПД процесса нагрева металла, h = 0,7…0,85.

3. Безопасность жизнедеятельности

Эксплуатация опасных производственных объектов связана с высоким риском возникновения аварий, экономические потери от которых составляют десятки, а иногда и сотни миллионов рублей.

Минимизировать риск возникновения аварий на опасных производственных объектах до величины, соответствующей сложившемуся на конкретном этапе научно-технического прогресса уровню развития техники, технологий и состоянию развития общества, возможно путем эффективного управления промышленной безопасностью, которому, в свою очередь, способствует периодическая оценка уровня безопасности опасных объектов. Такая оценка дает возможность своевременно выявлять «слабые места» в обеспечении промышленной безопасности и проводить необходимые превентивные мероприятия, направленные на предупреждение аварий и несчастных случаев.

3.1 Анализ аварийности и травматизма на объектах газораспределения и газопотребления России за период с 1 января по 30 июня 2011 года

В 1-м полугодии 2011 г. на объектах газораспределения и газопотребления произошло 20 аварий и 7 несчастных случаев со смертельным исходом.

По сравнению с аналогичным периодом 2010 г. число аварий уменьшилось на 10, а несчастных случаев - увеличилось на 3.

Аварии, происшедшие за отчётный период, можно распределить по группам(смотри таблицу 15):

-- механические повреждения газопроводов при производстве земляных работ - 5 (25 %);

-- механические повреждения газопроводов автотранспортом - 2 (10 %);

-- повреждения в результате природных явлений - 2 (10 %);

-- коррозионные повреждения наружных газопроводов - 1 (5 %);

-- неисправность оборудования котлов и взрывы при розжиге газоиспользующих установок - 3 (15 %);

-- неисправность оборудования для сжиженного углеводородного газа (СУГ) - 5 (25 %);

-- иные - 2 (10 %).

Таблица 15 Общее число аварий и распределение их по группам по сравнению с аналогичным периодом за 2010 г.

Виды аварий	Число аварий по годам
	2010	2011	+/-
Механические повреждения	7	5	-2
Механические повреждение газопроводов автотранспортом	4	2	-2
Коррозинное повреждение наружных газопроводов	1	1	-
Разрывы сварных стыков	1	-	- 1
Повреждение в результате природных явлений	5	2	-3
Утечка газа в ГРП(ШРП) с последующим возгоранием	3	-	-3
Взрывы при розжиге газоиспользующих установок и неисправность оборудования котлов	6	3	-3
Неисправность оборудования СУГ	2	5	+3
Виды аварий	-	4	+4
Иные	1	2	+1
Всего:	30	20	-10

В 1-м полугодии 2011 г. число аварий уменьшилось по сравнению с таким же периодом прошлого года (30 - в 2010 г., 20 - в 2011 г.).

Наибольшее число аварий произошло по причине нарушения строительными организациями требований Правил охраны газораспределительных сетей и нарушения эксплуатационными организациями требований Правил безопасности.

Механические повреждения наружных газопроводов (7 случаев) допущены в Верхне-Донском (1), Западно-Сибирском (2), Волжско-Окском (1),Северном (2), Приуральском (1) управлениях Ростехнадзора.Причины аварий - нарушение требований Правил охраны газораспределительных сетей, утверждённых Постановлением Правительства

Российской Федерации от 20.11.2000 № 878, а также ослабление контроля со стороны газораспределительных организаций за проведением земляных работ в охранных зонах газопроводов.

Аварии при неисправности оборудования СУГ (5 случаев) произошли в Средне Кавказском (2), Забайкальском (1), Прибайкальском (1), Центральном (1) управлениях Ростехнадзора.

В 1-м полугодии 2011 г. несчастные случаи со смертельным исходом из-за неисправности оборудования СУГ произошли в Республике Бурятии (погиб 1 человек), в Ставропольском крае (погибли 2 человека) и групповой несчастный случай - в г. Сургуте, на Сургутской ГРЭС-1: при вводе ГРП в эксплуатацию после ремонта (погибли 4 человека).

Основные факторы, негативно влияющие на состояние безопасности поднадзорных объектов:

– неправильная организация производства работ;

– нарушение регламента ремонтных работ;

– неэффективность производственного контроля;

– неисправность технических устройств;

– отсутствие средств противоаварийной защиты, сигнализации.

Снижение аварийности в 1-м полугодии 2011 г. по сравнению с аналогичным периодом 2010 г. свидетельствует о повышении уровня промышленной безопасности в организациях, эксплуатирующих ОПО газораспределения и газопотребления.

Для принятия мер к предотвращению аварий и несчастных случаев, происходящих по техническим причинам, требуется постоянно оценивать опасность объектов газораспределения с применением технических и аналитических методов, которые включают в себя соответственно техническое диагностирование, в том числе методы неразрушающего контроля, и анализ риска. Повысить безопасность этих объектов можно лишь путем разработки новых технических и аналитических способов оценки опасности и их совершенствования. На начальном этапе работы в этом направлении предлагается метод анализа внутренних факторов состояния газораспределительных организаций.

Основной путь предупреждения аварий и несчастных случаев по организационным причинам -- совершенствование производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности и разработка на его основе системы управления промышленной безопасностью и охраной труда на объектах газораспределения, в которой особое внимание должно уделяться профессиональной подготовке, переподготовке и аттестации персонала, обслуживающего эти объекты.

3.2 Промышленная санитария

Опасными и вредными производственными факторами при строительстве и эксплуатации являются: движущиеся машины и механизмы; повышенная запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны; повышенная температура поверхностей оборудования, материалов; повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны; повышенный уровень шума на рабочем месте; повышенный уровень вибрации; отсутствие или недостаток естественного света; недостаточная освещенность рабочей зоны; повышенная яркость света; пониженная контрастность; прямая и отраженная блесткость; повышенная пульсация светового потока; острые кромки, заусенцы и шероховатость на поверхностях заготовок, инструментов и оборудования.

3.2.1 Воздействие шума

Сильный шум, действуя на органы слуха, может привести к полной глухоте или профессиональной тугоухости. При этом нарушается нормальная деятельность сердечно-сосудистой системы и пищеварительной системы, возникают хронические заболевания, повышается утомляемость человека.

Источниками шума в период проведения строительных работ является строительная техника и строительное оборудование (таблица 16).

Таблица 16 Максимальный уровень шума, производимый грузовыми автомобилями по ГОСТ Р 52231-2004 [18]

Наименование техники	Максимальный уровень шума, дБ(А)	Предельно допустимый эквивалентный уровень звука, дБ(А)
Грузовой автомобиль категории N2	98	80
Грузовой автомобиль категории N3	100	80

Следовательно, требования действующих санитарных норм СН 2.2.4./2.1.8.562-96 в границах проектируемого объекта не выполняются. Необходимы специальные меры по защите работающих.

3.2.2 Мероприятия по защите работающих от шума при работе строительной техники

Борьба с шумами должна быть направлена на обеспечение нормальных условий труда и быта работников включает в себя:

- применение в большом количестве строительной техники с электро- и гидроприводом;

- использование глушителей для двигателей;

- соблюдение технологической дисциплины;

...