Капитальный ремонт магистрального газопровода "Бабаюрт-Кизляр"

Количество трубоукладчиков, участвующих в выполнении укладочных (изоляционно-укладочных) работ на продольных уклонах, в колонне не должно быть менее трех. По сравнению с укладкой газопровода в обычных условиях их число, как правило, для горной местности увеличивается на одну единицу (при том же их типоразмере).

Тип (марку) трубоукладчиков, используемых при работе в горной местности, следует выбирать той же базовой модели, что и для работы в обычных условиях, руководствуясь при этом условием соответствия принятой марки типоразмеру труб.

Магистральный газопровод запроектирован подземным, преимущественно параллельно рельефу местности.

Перед началом строительства трасса газопровода расчищается от растительности и других насаждений.

В соответствии с нормами отвода земель для магистральных газопроводов СН 452-73 Госстроя РФ, для строительства линейной части газопровода Ду 1020 расчистка предусмотрена в полосе 20м.

Площадь расчистки от растительности по трассе составляет 3,96 га.

До начала производства основных строительно-монтажных работ по трассе выполняется срезка плодородного слоя по площади, занимаемой траншеей и отвалами, для использования его в последующем, для восстановления (рекультивации) нарушенных сельскохозяйственных угодий.

Минимальная глубина заложения газопровода до верха трубы на пахотных землях - 1,0м, на землях Гослесфонда - 0,8м.

На переходах через естественные и искусственные препятствия, в местах пересечения подземных коммуникаций, глубина заложения газопровода-отвода принимается в зависимости от инженерно-геологических и гидрогеологических характеристик и условий согласования с заинтересованными организациями и ведомствами.

Размеры и профили траншеи принимаются в зависимости от группы разработки грунтов, их влажности, типов землеройных машин и других факторов. Ширина траншеи по дну принимается по ширине режущей кромки землеройных машин, но не менее 1,2м. На участках кривых вставок из отводов машинного гнутья ширина траншеи по дну принимается в 2 раза больше, чем на прямолинейных участках, при этом расширение производится в обе стороны от оси кривой вставки.

Ширина траншеи по дну при балластировке газопровода железобетонными грузами должна быть не менее 1,4м.

Минимальный радиус упругого изгиба газопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях принят 300м.

На углах поворота газопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях принимаются отводы машинного (холодного) гнутья, изготовляемые по ГОСТ 24950-81 на трубогибочных станках радиусом изгиба 15м.

Для придания устойчивости газопроводу против всплытия на обводненных участках, а также на переходах через водные преграды, предусматривается его пригрузка. Для этой цели применяются железобетонные грузы.

Общая потребность в пригружающих устройствах указана в объемах работ и спецификации на линейную часть.

1.3.13 Строительство перехода через реку

Разработку траншеи в ущелье через речки и ручьи необходимо выполнять в сухую погоду летом, когда водотоки имеют минимальную ширину зеркала воды или она вообще отсутствует.

Разработку траншеи выполняют двумя экскаваторами одновременно от русловой части в противоположных направлениях. При этом экскаваторы анкерят на береговых уклонах при крутизне более 15°.

Монтаж переходов через ручьи необходимо выполнять в сухое время года, когда водотоки имеют минимальное зеркало воды. В это время возможен проход техники по русловой части ручьев. Если работы выполняются при отсутствии воды в ручьях, то монтаж перехода производят непосредственно в траншее. При наличии воды работы по монтажу рабочей плети перехода выполняются на монтажной площадке рядом с переходом или на отсыпанной вдоль траншеи дамбе, в основании которой предусмотрена укладка водопропускных труб.

На монтажной площадке собирается и сваривается рабочая плеть с кривыми вставками, длина которой должна быть больше зеркала воды в разработанной траншее. Работы по заготовке плети выполняют на деревянных монтажных опорах, которые выкладываются из брусьев.

Готовую рабочую плеть трубоукладчиками плавно, без рывков перемешают к переходу и укладывают в траншею.

Соединение между собой плетей, уложенных по различным технологическим схемам, производят путем монтажа захлесточных стыков: на уклонах до 15° - по обычной технологии (без анкеровки техники). При уклонах 15-35° - с помощью трубоукладчиков, удерживаемых на склоне.

На пересечениях через узкие и глубокие ущелья и ручьи в основном сооружаются однопролетные балочные переходы, которые строятся в общем технологическом потоке. Строительство многопролетных переходов производится специализированной бригадой, как правило, с некоторым опережением основного технологического потока.

Трасса газопровода пересекает:

рек - 1;

ручьев - 1;

Участки переходов через водные преграды в пределах русел постоянных водотоков отнесены к I категории газопровода. На участках с высоким уровнем грунтовых вод газопровод балластируется железобетонными грузами.

1.3.14 Строительство переходов через автомобильные дороги

Переходы газопровода через существующие автодороги выполняются в зависимости от категории подземно открытым способом в защитном футляре с выводом концов футляра на 25м от бровки дорожного полотна или без защитного футляра с увеличенной толщиной стенки (рис 1.3.).

В соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85* заглубление участка трубопровода под автомобильной дорогой принято 1,4м от верха покрытия дороги до верхней образующей футляра или трубопровода.

На одном конце футляра устанавливается вытяжная свеча высотой 5м от уровня земли на расстоянии по горизонтали 25м от подошвы земляного полотна автодороги. Для защиты изоляции газопровода при протаскивании его через защитный футляр на трубопроводе устанавливаются опорно-центрирующие кольца. Концы футляра закрепляются герметизирующей манжетой из полимерно-тканевого материала с двухсторонним ПВХ покрытием. Ремонтируемый газопровод пересекает линии электропередач напряжением 35 кВ и кабели связи.

Рис. 1.3 Переход газопровода под автодорогой

Кабели связи при пересечении с газопроводом необходимо заключить в футляр из трубы диаметром 108x3,5 по ГОСТ 10704-91, выходящий не менее чем на 1,5м от бровки траншеи.

Рытье траншеи в месте пересечения с кабелями связи выполнить вручную на расстоянии 2м в обе стороны в присутствии представителей организации, эксплуатирующей кабель связи.



1.3.15 Очистка полости и испытания трубопровода при строительстве

Участки магистрального газопровода в I категории до наложения на них противокоррозионного покрытия подвергаются предварительному испытанию (на бровке траншеи) давлением Рисп = 1,5 Рраб.

Смонтированный, уложенный в траншею газопровод подвергается промывке водой.

После промывки водой газопровод подвергается циклическому гидравлическому испытанию на прочность при давлении, вызывающем в металле труб напряжение от 0,9 до 0,75 предела текучести.

Параметры, технология работы по гидроиспытанию, количество участков с учетом гидростатического давления воды, места забора и слива и др. соответствует требованиям ВСН 011-88.

После испытания газопровода на прочность при Рисп=Рраб газопровод испытывается на герметичность при Рисп=Рраб. После испытания должна быть удалена вода. Полное удаление воды после испытания должно производиться не менее чем трехкратной продувкой газопровода воздухом от компрессора или других источников.

При гидравлическом испытании магистрального газопровода величина максимального испытательного давления (в нижней точке) на большинстве участков трассы соответствует заводскому испытательному давлению. Эта величина подлежит уточнению при разработке ПНР на испытание с учетом фактически уложенных труб.

Для удобства выполнения работ, сокращения протяженности опресовочных и наполнительных трубопроводов начало участков гидравлического испытания с учетом гидростатического напора преимущественно приурочены к источникам воды, а концы - к местам возможного сброса. Перед сбросом испытательной, а особенно промывочной воды в естественные русла или тальвеги балок и оврагов, ее надлежит очистить от строительного мусора, взвешенных частиц и других нерастворимых загрязнений. Для этого проектом предусматривается механическая очистка отстой в земляных амбарах, объем которых соответствует полному объему промывочной воды для данного участка.

1.3.16 Защита трубопровода от внутренней коррозии

Ремонтируемый газопровод предназначен для транспортирования природного газа после его осушки и подготовки в соответствии требованиями ОСТ 51-40-83, его коррозионная активность будет низкой, и мероприятия по борьбе с внутренней коррозией проводить нет необходимости.

Связь и сигнализации

Для организации диспетчерской связи и телемеханизации настоящим разделом проекта предусматривается строительство 2-х кабельной линии связи с прокладкой кабелей ЗКПБ 1x4x1,2 от АГРС до дома операторов.

Ремонтируемый кабель прокладывается вручную с разработкой траншеи механизмами на расстоянии 3м от трубы газопровода-отвода низкого давления.

Глубина траншеи для прокладки кабелей связи должна быть не менее 0,9м.

Ручная разработка траншеи предусматривается на пересечении с подземными коммуникациями и на подходах к АГРС и ДО.

На переходах через существующие подземные коммуникации, проектируемые кабели защищаются, а/ц трубами диаметром 100мм.

Радиофикацию дома операторов предусматривается осуществить с помощью подвески провода ПРСП-3 от существующей радиолинии.

Телефонизация дома операторов осуществляется потребителем газа /ОНТП 51-89 п. 6.12/.

Для обеспечения надлежащего качества прокладки и монтажа проектируемой кабельной линии связи все работы необходимо производить, строго соблюдая требования "Руководства по строительству линейных сооружений магистральных и внутризоновых кабельных линий связи", ВСН-116-87, ПУЭ, СНиП 2.05. 06-85, "Правил техники безопасности на кабельных линиях связи и радиофикации", "Правил противопожарной охраны и согласований".

Условные обозначения приняты по ГОСТ 2. 753-79.

Водоснабжение и канализация

На площадке дома операторов вода расходуется на хозяйственно-питьевые нужды в количестве 1,5 м3/сут.

Водоснабжение

В качестве источника водоснабжения проектируемой площадки принимается привозная вода, хранящаяся в резервуаре на площадке ДО.

Для устройства водопроводных сетей проектом приняты полиэтиленовые трубы по ГОСТ 18599-73, укладываемые подземно.

Монтаж и укладка полиэтиленовых труб должны производиться по СНиП 2. 04. 02-84.

Глубина заложения водопровода 1,5м от спланированной поверхности земли до верха трубы.

Канализация

На проектируемой площадке ДО образуются бытовые стоки от душей и санитарных приборов.

Отвод дождевых вод с территории площадки ДО осуществляется с помощью открытых лотков и дорожных кюветов и решен в проекте вертикальной планировки.

Расходы бытовых стоков определены из условия, что нормы водопотребления равны нормам водоотведения.

Бытовые стоки от ДО самотеком направляются в жижесборник, из которого вывозятся в места, указанные санитарной службой.

Самотечные канализационные сети площадки ДО запроектированы из асбоцементных труб диаметром 150мм по ГОСТ 1839-80.

Выпуски из сооружений приняты из чугунных труб диаметром 63мм по ГОСТ 9583-75. На сети устанавливаются смотровые колодцы из сборных железобетонных элементов.

Газоснабжение

Газоснабжение дома оператора предусматривается от газопровода низкого давления Ду50, Ру0,002МПа из труб 57x3 ГОСТ 10704-91 В10.

Строительные и монтажные работы производить согласно "Правил безопасности в газовом хозяйстве", СНиП 42-01-2002.

Газопровод монтируется из водогазопроводных труб Г 3262-75 на сварке с последующей окраской за два раза.

Пространство между газопроводом и футляром заделывается просмоленной паклей и заливается горячим битумом.

Отключающие краны устанавливаются непосредственно на спусках к газопотребляющим приборам на высоте 1,5м от пола.

Отвод дымовых газов от газопотребляющих приборов производится через дымовые патрубки и дымовые каналы в стеке здания.

На газовом вводе предусмотрена отключающая арматура, токоизолирующие фланцы и контрольная трубка на дренажном основании.

Отопление и вентиляция

Проект отопления жилого дома разработан в соответствии со СНиП 41-01-2003 "Отопление, вентиляция и кондиционирование"

Источником тепла служат два отопительных водогрейных котла КЧМ-2У, оборудованных автоматикой. Котлы устанавливаются в отдельном помещении.

Система отопления - поквартирная, однотрубная, тупиковая с верхней разводкой.

Циркуляция воды в системе - естественная.

Подающие магистрали системы отопления прокладываются на чердаке, обратные - над полом, в подпольных каналах.

Трубопроводы отопления монтируются из труб ГОСТ 3262-75*

Воздухоудаление из системы отопления осуществляется через расширительный бак, установленный в утепленной будке на чердаке.

Вытяжка из жилых комнат осуществляется через вентиляционные каналы жилой комнаты, кухни, хозяйственного помещения и санузла.

Вытяжка - естественная.

В вентилируемых помещениях на каналах устанавливаются вентиляционные решетки.

1.4 Технологическая связь

Настоящим разделом проекта для организации диспетчерской связи и телемеханики магистрального газопровода предусматривается строительство 2-х кабельной линии связи с прокладкой кабелей ЗКЛБ 1Ч4Ч1,2.

Организация каналов диспетчерской связи и телемеханики вдоль газопровода предусматривается с помощью радиокабельной системы связи на аппаратуре BK/С-2.

Проектируемые кабели связи прокладывается вручную с разработкой траншеи механизмами на расстоянии 8м от трубы газопровода, а на полках в 3-х м от трубы газопровода с нагорной стороны.

Ручная разработка траншеи и ручная прокладка кабелей предусматривается на пересечении с существующими коммуникациями и на подходе к АГРС.

Глубина траншеи для прокладки кабелей в грунтах при наличии растительного слоя должна быть 0,7м.

В скальных грунтах для прокладки кабелей связи предусматривается устройство подсыпки из мягкого грунта.

При наличии камней и глыб для засыпки траншеи используется только мягкий грунт.

На переходе через р. Терек кабели прокладываются в стальной трубе с заглублением на 1м ниже предполагаемого уровня размыва.

На переходах через существующие подземные коммуникации, проектируемые кабели защищаются асбоцементными трубами диаметром 100мм.

Для фиксации трассы проектируемой кабельной линии предусматривается установка замерных столбиков. При прохождении трассы по пахотным землям замерные столбики должны быть вынесены за границу пашни в места, обеспечивающие их сохранность с указанием точных привязок к кабелю связи.

Для обеспечения надлежащего качества прокладки и монтажа проектируемой кабельной линии связи все работы производить, строго соблюдая требования "Руководства по строительству линейных сооружений магистральных и внутризоновых кабельных линий связи", ВСН-116-87, ПУЭ, СНиП 2.05.06-85, "Правил техники безопасности на кабельных линиях связи и радиофикации", "Правил противопожарной охраны и согласований".

Телемеханизация

По характеру технологического процесса объект является взрывоопасным, категории В-1г. Техническое решение по телемеханизации кранов - ответвительных разработано в соответствии с "Основными положениями по комплексной автоматизации и телемеханизации объектов транспорта газа" (РД- 51 - 101 - 87) и нормами технологического проектирования "Магистральные газопроводы" Часть I. ОНТП 51-1-85 Мингазпрома.

Для телемеханизации магистрального газопровода и ГРС используется существующий пункт управления (ПУ) и заказываются контролируемые пункты (КП) и датчики применительно к используемой системе телемеханики.

Пункт управления используется от существующей системы телемеханики магистрального газопровода, размещенной в ДП КС Кизляр.

Передача информации "от" и "к" системе телемеханики осуществляется по линии технологической связи, предусмотренной в разделе "Технологическая связь" проекта.

По характеру технологического процесса все основные производства являются взрывоопасными В-1Г, 11АТ-1, а помещение редуцирования 3-1А, 11АТ-1.

Объемы телемеханизации

Приняты следующие объемы телемеханизации линейной части газопровода- и ГРС:

а) Телеизмерение

давления газа на входе и выходе ГРС;

температуры газа на входе ГРС и газа после подогревателя газа ГРС;

мгновенного значения расхода газа потребителями ГРС.

б) Телесигнализация:

положения охранного крана (открыто - закрыто) на входе

ГРС;

"низкая температура" в помещении КП телемеханики;

неисправность на КП (групповой сигнал);

"исчезновение 220В, 50Гц";

неисправность ГРС.

в) Телеуправление:

охранным краном на входе ГРС.

По КИП и автоматике на линейной части магистрального газопровода предусматривается:

контроль давления в газопроводе до и после линейного крана;

местное управление пневмогидроприводными кранами.

Расчет продолжительности строительства

На основании СНиП 1.04.03-85* "Нормы продолжительности строительства и задела в строительстве предприятий, зданий и сооружений", части II стр. "Общие положения п.21" продолжительность строительства новых и расширение действующих объектов, не приведенных в таблице норм, определяется в проектах организации строительства, исходя из стоимости строительно-монтажных работ, в соответствии с методикой, приведенной в СНиП 1.04.03-85*

По таблице пункт 2 (СНиП 1.04.03-85* ) зависимость Тн от С может быть представлена уравнением:

Th=A 1 C/50+A2xC/50

Где С - объем строительно-монтажных работ, равный 64,7 млн. руб.

A1= 9,5 - параметры уравнения, определяемые по данным статистики

А2= - 1,2

Тн= 9,5 х 64,7/50 - 1,2 х 64,7/50 = 11,8 мес.

Продолжительность строительства принимается 12 месяцев, с подготовительным периодом 1,0 месяц.

Продолжительность строительства по норме предусматривает организацию полуторосменной работы. В случае принятия генеральным подрядчиком иной сменности календарный график должен быть разработан в проекте производства работ.



2. Механическая часть

2.1 Шаровой кран

Краны шаровые служат запорным устройством на магистральных газопроводах, на пунктах сбора и подготовки газа, в технологических схемах газораспределительной станций.

Транспортируемая среда - природный газ, не вызывающий коррозии металла, с давлением Ру до 16,0 МПа и температурой от минус 45 до плюс 80° С (исп. У1); от минус 60 до плюс 80 °С (исп. ХЛ1).

Содержание механических примесей - до 10 мг/нм3, размер частиц - до 1 мк, влага и конденсат - до 1200 мг/нм3.

Направление движения рабочей среды - любое.

Конструкция кранов предусматривает эксплуатацию при следующей температуре окружающей среды:

в районах с умеренным климатом от минус 45 до плюс 50°С (исполнение У1 ГОСТ 15150-69), в районах с холодным климатом от минус 60 до плюс 40°С (исполнение ХЛ1 ГОСТ 15150-69).

При этом относительная влажность окружающего воздуха может быть до 98% при температуре плюс 30 °С.

Герметичность кранов по ГОСТ 9544-93 соответствует:

Ду 1020 -классу;

В зависимости от назначения краны изготавливаются с концами под приварку следующих исполнений:

с пневмогидроприводом подземной установки и надземной установки

с ручным приводом подземной и надземной установки

Примечание. По согласованию с заказчиком возможно изготовление других исполнений кранов с комплектованием их электроприводом и другими изделиями.

Приводы кранов обеспечивают их открытие при полном перепаде давления на шаровой пробке.

Краны выполнены полнопроходными и обеспечивают прохождение через них очистных и диагностических устройств.

Пневмогидроприводы кранов укомплектованы электропневматическими узлами управления (ЭПУУ) с номинальным напряжением питания 110 В постоянного тока и потребляемой мощностью 20 Вт. По согласованию с заказчиком возможно комплектование ЭПУУ на 24 В и другое напряжение питания.

Состав, устройство, работа крана и его узлов.

Рис. 2.1 Предохранительный клапан и шаровые краны

Кран состоит из следующих основных узлов и деталей (рис. 2.1):

узла крана 1; ручного привода 17; штуцер набивочный 14; вентиль 19;заглушка 19,21; корпус 1; седло 2; подшипник 3; шпиндель 4; шрифт 5;

-плита 8; шттуцер подвода смазки 9; шпонка 10;

Узел крана служит запорным устройством в кране.

Запорным органом в узле крана является шар (шаровая пробка) с проходным отверстием и двумя цапфами. Цапфы пробки установлены в подшипниках скольжения (пробка в "опорах"). При закрытии крана пробка поворачивается проходом на 90° по ходу часовой стрелки перпендикулярно к оси трубопровода и перекрывает поток транспортируемой среды.

Герметичность крана в закрытом положении обеспечивают подвижные сёдла с мягким уплотнением, которые поджимаются к шаровой пробке пружинами и давлением среды.

Открытие потока среды осуществляется поворотом шаровой пробки против часовой стрел.

2.2 Расчет толщины стенки подземного газопровода

Расчет толщины стенки газопровода ведется по методике, отраженной в разделе 8.22 СНиП 2.05.06-85*.

Расчетные сопротивления растяжению (сжатию)R1 и R2 следует определять по формулам, МПа:

,(2.1)

,(2.2)

где R1н = увр - нормативное сопротивление растяжению металла трубы, МПа;

R2н = упр - нормативное сопротивление сжатию металла трубы, МПа;

m - коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность, принимаемый по табл. 3.2 [12];

k1, k2 - коэффициенты надежности по материалу.

kн - коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый

Таблица 2.1 Категории магистральных трубопроводов следует принимать по

Назначение трубопровода	Категория трубопровода при прокладке
	подземной	наземной и надземной
Для транспортирования природного газа:
а) диаметром менее 1020 мм	IV	III
б) диаметром 1020 мм и более	III	III
в) в северной строительно-климатической зоне	III	III

Согласно табл. 2.1 [14], рассматриваемый газопровод относится к трубопроводу III категории.

Магистральные трубопроводы и их участки подразделяются на категории, требования к которым в зависимости от условий работы, объема неразрушающего контроля сварных соединений и величины испытательного давления приведены в табл. 2.2.

Таблица2.2 Магистральные трубопроводы

Категория трубопровода и его участка	Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность m	Количество монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами, % от общего количества	Величина давления при испытании и продолжительность испытания трубопровода
В	0,60	Принимается по СНиП III-42-80
I	0,75
II	0,75
III	0,90
IV	0,90

При испытании трубопровода для линейной его части допускается повышение давления до величины, вызывающей напряжение в металле трубы до предела текучести с учетом минусового допуска на толщину стенки.

Принимаем значение коэффициента m = 0,90

Принимаем

k1 = 1,47,

k2 = 1,2

kн = 1,05.

Нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений R1н и R2н следует принимать равными соответственно минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести, принимаемым по государственным стандартам и техническим условиям на трубы.

Инструкция по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности ОАО "Газпром"

;

;

Определим отношение

Принимаем k1 = 1,47, k2 = 1, и kн = 1,05.

;

.

Расчетную толщину стенки трубопровода, следует определять по формуле, м:

,(2.3)



Где n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по табл. 13* СНиП 2.05.06-85*, n = 1,10;

p - рабочее (нормативное) давление,=5,5 МПа;

Dн - наружный диаметр трубы, =1020мм;

Определим минимально необходимую толщину стенки трубопровода по формуле (2.3):

.

Принимаем предварительное значение толщины стенки ремонтируемого трубопровода по сортаменту дном = 10 мм.

Внутренний диаметр трубопровода

, (2.4)

.

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия:

, (2.5)

гдеn - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по табл. 13* СНиП 2.05.06-85*, n = 1,10;

p - рабочее (нормативное) давление, МПа;

Dн - наружный диаметр трубы, м;

1 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый по формуле:



, (2.6)

где пр.N - продольное осевое сжимающее напряжение, МПа.

Продольные осевые напряжения пр.N определяются от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла.

В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков подземных трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта продольные осевые напряжения определяются по формуле:

, (2.7)

где - коэффициент линейного расширения металла трубы, = 0,000012 град-1 = 1,212·10-5 град-1;

Е - переменный параметр упругости (модуль Юнга), Е = 206 000 МПа (2100 000 кгс/см2);

t - расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, °С;

n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по табл. 13* СНиП 2.05.06-85*,, n = 1,10;

- переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона), = 0,3.

Согласно данным, температура фиксации расчетной схемы tм = -12°С, а температура эксплуатации трубопровода tэ = +22°С. Таким образом, принимаем, что



.

Рассчитаем продольное осевое сжимающее напряжение:

-104,86224 + 89,1 = -15,76224

Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб

Тогда толщина стенки

Принимаем толщину стенки по сортаменту равной 14мм

Толщину стенки труб, определенную по формулам (2.3) и (2.5), следует принимать не менее , и не менее 4 мм -- для труб условным диаметром свыше 200 мм.

;(2.8)

.

2.3 Расчет газопровода на прочность

Длительность надежной эксплуатации магистрального газопровода в значительной мере определяется его прочностными характеристиками. Прочность магистрального газопровода должна быть такой, чтобы возможность его разрыва была практически полностью исключена. Это особенно важно для газопроводов больших диаметров (более 700мм ), так как их разрывы могут повлечь за собой значительные потери газа и возможные перебои в снабжении потребителей.

Прочность газопровода обеспечивается путем расчета размеров отдельных элементов, применения соответствующих тем или иным условиям конструктивных схем и материалов, повышения контроля за качеством строительства, в частности сварки. Сооружаемый газопровод как при гидравлическом испытании, так и в течение всего периода эксплуатации на ходится под воздействием силовых нагрузок, которые делятся на:

- постоянные - собственный вес труб и обустройств, давление (вес) грунта, гидростатическое давление воды и предварительный упругий изгиб трубопровода;

- временно длительные - внутреннее давление, вес продукта (газа), температурные условия, неравномерная деформация грунта (просадка, пучение и др.);

- кратковременные - снеговая, ветровая и гололедная нагрузки, воздействия, возникающие при испытании трубопроводов и при пропуске очистных устройств, воздействие селевых потоков и оползней;

- особые - сейсмические воздействия.

Каждое из названных воздействий и их сочетания вызывают в теле трубы и сварных соединениях сложные напряжения - продольные упр, кольцевые уф и радиальные уr, а также изгибающие моменты в горизонтальной и вертикальной плоскостях трассы газопровода. Прочность трубопровода в любом сечении обеспечивается, если расчетное максимальное усилие в стенке трубы меньше или равно расчетному сопротивлению материала труб, т.е.

Nр ? F (шi, Ri, F), (2.9)

где шi - коэффициент, учитывающий двухосное напряжение состояния труб;

RЯ - расчетное сопротивление материала;

F - геометрическая характеристика сечения.

(2.10)

где ут - соответственно минимальное значение предела текучести, принимаемое по техническим условиям и ГОСТам на трубы, Па;

т - соответственно коэффициент условий работы трубопровода;

Кн - соответственно коэффициент надежности;

К2 - соответственно коэффициент безопосности по материалу.

Условие (2.10) отражает так называемое первое предельное состояние трубопровода по несущей способности и общей устойчивости трубопровода, а также выносливости материала. При достижении первого предельного состояния трубопровод теряет способность сопротивляться внешним воздействиям и разрушается или получает такие остаточные деформации, которые не допускают его дальнейшую эксплуатацию. Расчет магистральных

газопроводов по первому предельному состоянию выполняется в любом случае.

Предельным состоянием подземных и наземных (в насыпе) газопроводов является достижение в металле труб напряжений, равных временному сопротивлению, а надземных (открытых) - пределу текучести. При этом за расчетные сопротивления материала труб принимаются

; (2.11)

где увр- соответственно минимальное значение временного сопротивления, принимаемое по техническим условиям и ГОСТам на трубы, Па;

т - соответственно коэффициент условий работы трубопровода;

Кн - соответственно коэффициент надежности;

К1- соответственно коэффициент безопосности по материалу.

|упр N| ? ш1 R1, (2.12)

упр N - продольное осевое напряжение;

ш1- коэффициент учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб;

R1- расчетное сопротивление металла труб и сварных соединений.

Прочность подземных и наземных (в насыпи) газопроводов будет сохраняется, если продольное осевое напряжение упрN от расчетных нагрузок и воздействий будет меньше или равно расчетному сопротивлению металла труб и сварных соединений R1, т.е. где ш1 - коэффициент учитывающий

двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжений (упрN =>0) принимается равным единице, при сжимающих (упрN<0) определяется по формуле (2.13)

(2.13)

где уф - кольцевые напряжения от внутреннего давления, определяемые по формуле (2.14).

(2.14)



где p - рабочее давление, Па или МПа;

n - коэффициент перегрузки рабочего давления, принимаемый равным 1,1;

д - номинальная толщина стенки трубы, м.

Толщина стенок труб, работающих при избыточном внутреннем давлении, определяется по формулам:

, (2.15)

, (2.16)

Принимается то значение д, которое окажется большим. При сооружении магистральных газопроводов толщина стенок, определяется по формуле (2.15), (2.16), принимается не менее 1/140 величины наружного диаметра трубы и не менее 4мм. Продольные осевые напряжения упрN определяется в зависимости от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упруго-пластической работы металла труб. При этом расчетная схема должна отражать реальные условия работы трубопровода и взаимодействие его с грунтом. В частности, для прямолинейных и упругоизогнутых участков трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта продольные осевые напряжения от воздействия внутреннего давления и температуры рассчитываются по формуле (2.17)

, (2.17)

где ?t - расчетный температурный препад, принимаемый положительным при нагревании трубопровода и отрицательным при его остывании, єC;

б - коэффициент линейного расширения металла трубы, принимается равным б=0,000012 1/ єC;

Е - модуль упругости металла,

По формулам (2.16) и (2.17) находим значения сопротивлений:

МПа.

МПа.

По формуле (2.15) находим толщину стенки:

По формуле (2.14) находим кольцевые напряжения:

По формуле (2.13) находим значение ш1:

По формуле (2.13) находим значение продольного осевого напряжения:



24.03<78.9

Следовательно, выполняется условие |упр N| ? ш1 R1, поэтому, прочность газопровода будет сохраняться.

Для строительства газопровода используем трубы с наружным диаметром 1020мм и толщиной стенки 12мм.

2.4 Расчет на прочность защитного футляра на переходе трубопровода через железную дорогу

Угол пересечения трубопровода с железной дорогой равен 900.

Участок трубопровода, прокладываемый на переходе через железную дорогу, предусматривается в соответствии со СниП 2.05.06-85 в защитном футляре (кожухе). Концы футляра должны выводится на расстояние 25м от осей крайних путей, но не менее 5м от подошвы откоса насыпи и 3 м от бровки откоса выемки [5].

Заглубление кожуха под железной дорогой должно быть не менее 2м от подошвы рельса до верхней образующей футляра.

Исходные данные: Заглубление кожуха Н = 3,5м; грунт - глинистый грунт; удельный вес грунта = 16 кН/м3; угол внутреннего трения = 250; коэффициент крепости fкр = 0,8. Расчетное сопротивление материала футляра по пределу текучести R2 = 273 МПа.

Диаметр защитного футляра Dф определяется по формуле:

Принимаем Dф = 1420мм, rф = 710мм.

Ширина свода В:

Высота свода обрушения hсв:

Как видно, , следовательно, над футляром образуется свод естественного обрушения, и значения qгр.в и qгр.б определяем по формулам:

Давление от железнодорожного транспорта можно определить используя график зависимости нормативного давления на футляр qнп от глубины заложения футляра H. Класс нагрузки К принимается равным 140Н.

При использовании графика для однопутных дорог необходимо значение qнп умножить на поправочный коэффициент 0,56.

Таким образом qнп = Н/м2.

Расчетное поперечное сжимающее усилие в наиболее напряженном сечении футляра, отнесенное к единице его длины N:

Н.



Расчетный изгибающий момент в наиболее напряженном сечении футляра, отнесенный к единице его длины М:

Н*м

где с - коэффициент, учитывающий всестороннее сжатие футляра (с = 0,25).

Толщина стенки футляра определяется из условия прочности по формуле:

Принимаем = 12 мм.

2.5 Расчет основных параметров протекторной защиты защитного кожуха под железной дорогой

Необходимо определить количество протекторов и срок службы протекторной установки.

Применяется протектор типа ПМ-10У, для которого высота lп = 600мм; диаметр dп = 100мм; высота активатора lа = 700мм; диаметр активатора dа = 200мм; масса G = 30кг), подключенный к защитному кожуху 1420мм, уложенному в грунт гр = 50 .

Кожух имет изоляционное покрытие с переходным сопротивлением Rпер = 1000 2.

Глубина установки протектора h = 2м.

Потенциалы протектора: Vп = -1,68В; Vз min = -0,85В; Vе = 0,55В.

а = 0,2 - удельное электрическое сопротивление активатора;

п = 0,51 - КПД протектора;

пр = 0,95 - коэффициент использования протектора;

q = 3,95 - электрохимический эквивалент протектора;

k = 1,25 - коэффициент неравномерности распределения тока защиты.

Решение:

Сопротивление растеканию тока с протекторной установки:

Сопротивление изоляции кожуха на единицу длины:

Сила тока протекторной защиты:

Плотность тока протекторной защиты:



Протяженность защитной зоны протекторной установки:

Требуемое число протекторов для защиты кожуха:

Таким образом, число протекторов выбирается равным 4 и расстанавливаются по 2 с каждой стороны кожуха.

Срок службы протекторной установки:



3. Контрольно-измерительные приборы и автоматика

3.1 Станции катодной защиты

Для электрохимической защиты линейной части участка газопровода Ду 1020 используется существующая станция катодной защиты типа В-ОПЕ-ТМ-2-63-48-У2. Для контроля потенциала и эффективности электрохимической защиты на участке перехода предусматривается установка контрольно-измерительных колонок (КИК) со стационарными медно-сульфатными электродами сравнения длительного действия с датчикам электрохимического потенциала типа "ЕНЕС-1" производства ОАО Ставропольский радиозавод "Сигнал" на обоих берегах перехода через реку.

Рабочий проект выполнен с учетом нормативных проектных решений и на основании:

ГОСТ 9.602-89. Единая система защиты от коррозии и старения. Подземные сооружения. Общие технические требования;

ГОСТ 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии;

СНиП 42-01-2002Газоснабжение;

СНиП 11-01-95 Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации;

Всего предусматривается - 2 УКЗ.

Корпуса преобразователей для обеспечения безопасности обслуживания подключены к защитному заземлению.

3.2 Расчет параметров электрохимзащиты

Расчет параметров электрохимзащиты катодными установками выполнен на 10-лет эксплуатации, с учетом удельного электросопротивления грунтов и значения минимального защитного потенциала. Результаты расчетов приведены в таблице 3.1. При этом в расчетах принято: - переходное сопротивление газопровода на 10-й год эксплуатации - 2000ом.м2, расстояние до анодных заземлений 250м..

Таблица 3.1- Результаты расчетов

Характеристика участка газопровода	Принятое смещение потенциала в точке дренажа (В)	Максимальная зона защиты (км)	Максимальный ток УКЗ (А)	Плотность защитного тока: (А/км):
Диаметр трубы и толщина стенки (мм)	Удельное электро-сопротивление грунта (ом. м).	Минимальный защитный потенциал (В)
1220x12	20	1.0	0.3	38,79	4,5	0,24

Параметры каждой УКЗ определяются исходя из расчетной линейной плотности тока, конкретной величины зоны зашиты, с учетом значения удельного электросопротивления грунтов в месте размещения анодного заземления.

Размещение УКЗ

Размещение УКЗ выполнено на основании расчетных данных, с учетом наличия коррозионно-опасных участков, необходимости осуществления технологического резервирования катодной поляризации путем установки УКЗ с шагом, позволяющим соседним УКЗ обеспечить катодную поляризацию и на участке временно отключившейся УКЗ. При этом расстояние между УКЗ не превышает половины расчетной зоны защиты и составляет 4км.

Оборудование установок электрохимзащиты

Для установок электрохимзащиты предусматриваются преобразователи типа ОПС-25-24 ток до 25 ампер.

На каждой УКЗ предусматриваются однорядные поверхностные линейные анодные заземления из электродов АЗМ-2 (24 шт. в ряду).

Соединительные линии к анодным заземлениям предусмотрены воздушные - проводом А-50.

Контрольно-измерительные пункты

Для контроля состояния комплексной защиты и для выявления возможного вредного влияния защитных токов смежных коммуникаций предусматриваются контрольно-измерительные пункты (КИПы), подключение которых к газопроводу выполнено примерно через километр в местах, где обеспечивается их сохранность (у дорог, границ полей, лесополос, других естественных и искусственных образований). Кроме того, контрольно-измерительные пункты с блоками резисторов СДЗ-22А установлены в местах пересечений газопроводов со стальными подземными коммуникациями и кабелями связи.

В точках дренажа УКЗ предусматриваются электроды сравнения длительного действия с датчиками поляризации.

Электроснабжение УКЗ

Электроснабжение УКЗ предусмотрено от постоянно-действующих источников напряжением 10 кВ.

Электроснабжение УКЗ на ПК 39 + 70 предусмотрено от ВЛ-10 кВ отпайкой длиной 10м;

Электроснабжение УКЗ на ПК 83 + 00 предусмотрено от ВЛ-10 кВ отпайкой длиной 1299м.

Учет электроэнергии предусмотрен счетчиками, установленными в УКЗ.

Таблица 3.2 Ведомость потребности оборудования и основных материалов по УКЗ и электроснабжению

№	Наименование оборудования	Ед. изм	Кол-во
1	Преобразователь электрохимзащиты ОПС-25-24	шт.	2
2	Анодный заземлитель АЗМ-2	шт.	48
3	Электрод сравнения МЭСД	шт.	2
4	КИП в стальной стойке	шт.	15
5	Блок резисторов СДЗ-22А	шт.	8
6	Кабель АВВГ 2x25	м	149
7	Провод А-50	км	0,588
8	Трансформаторная подстанция 10/0,4 кВ,4 кВА	шт.	2
9	Разъединитель РЛНД-10	шт.	4
10	Провод АС-50	км	2,807

3.3 Прокладка кабеля связи

Данным проектом предусматривается прокладка кабельной линии технологической связи вдоль участка капитального ремонта газопровода и врезка в существующую кабельную линию.

В точках врезки монтируются соединительные и защитные муфты.

Переход через р. Терекпредусматривается выполнить траншейным способом. Переход газопровода через реку является однониточным и по топо-геологическим условиям особо сложным. Газопровод укладывается в предварительно разработанную подводную траншею. Согласно главы 11 СНиП 2.05.06-85* "Магистральные трубопроводы" кабель связи прокладывается в одной траншее с газопроводом в 1 метре в защитной стальной трубе Ш 159х5 мм ГОСТ 10704-95 с антикоррозийным покрытием. Для прокладки КЛС предусмотрена прокладка кабеля связи МКСБпШп 4х4х1,2

Труба прокладывается после окончания укладки газопровода на проектные отметки и повторного гидравлического испытания газопровода. Трубу Ш 159 мм предусматривается проложить на необходимую глубину с учетом прогнозируемого профиля размыва русла реки с соблюдением норм строительства. Сварные стыки защитной трубы должны быть подвергнуты неразрушающему контролю.

В трубе предусматривается прокладка капронового шнура Ш 12 мм для затягивания тягового стального троса Ш 8 мм. Линейное удлинение стального тягового троса при номинальной нагрузке не должно превышать 1%. Тяговый трос должен иметь двойную длину. Перед креплением кабеля связи к тяговому тросу, трос подвергается статической растяжке усилием 2000 кгс.

Во избежании повреждения кабеля в процессе затаскивания в трубу, кабель связи крепится к тяговому тросу зажимами свободно, без натяжки. Тяговое усилие на трос при протаскивании кабеля внутри кожуха не должно превышать 120 кгс и контролируется в процессе укладки динамометром. Динамометр должен быть проверен и опломбирован. После укладки кабеля, концы защитного кожуха в местах выхода кабеля герметизируются сальниковой набивкой с битумно-резиновым заполнением.

Прокладку береговых участков следует вести с соблюдением норм строительства на глубине 0,9 м. Трассу залегания кабеля предусматривается отметить сигнальной лентой.

Точка врезки в существующий кабель связи уточняется на месте. При наличии существующих муфт врезка производится в местах их установки. Кроссирование жил кабеля в муфтах производится по согласованию с заказчиком.

Смонтированный кабель необходимо поставить под избыточное воздушное давление. Места монтажа муфт, углы поворота трассы места пересечений с подземными коммуникациями необходимо отметить замерными столбиками.

Прокладку кабеля осуществить после укладки защитной трубы и контрольного замера трассы. Все предусматриваемые проектом материалы и кабели должны иметь сертификаты соответствия.

В местах сближения с подземными коммуникациями необходимо выполнить шурфование для определения их точного местоположения. Вблизи коммуникаций и при пересечении с ними рытье траншеи и прокладка кабеля осуществляется вручную.



3.4 "Суперфлоу": Назначение и область применения

Многониточный измерительный измерительный микропроцессорный комплекс "СуперФлоу-IIЕ" (в дальнейшем "комплекс") предназначен для непрерывного автоматического измерения вычисления расхода и объема природного газа, приведенного к стандартным условиям по методу переменного перепада давления на стандартных сужающих устройствах на одном, двух или трех измерительных трубопроводах газоизмерительного пункта.

Комплекс предназначен для эксплуатации как на открытом воздухе, так и в помещениях при температуре окружающего воздуха от -30 до +50оС при относительной влажности до 98% при 35оС.

Комплекс предназначен для эксплуатации во взрывоопасных зонах открытых промплощадок и помещений ГИП классов В-1а, В-1г (ПУЗ), где возможно образование взрывоопасных смесей категорий IIА, IIВ групп Т1 - Т3 согласно ГОСТ 12.1.011-78.

Комплекс является средством измерения.

Микропроцессорный комплекс "СуперФлоу-ПЕ" содержит вычислитель, переносное запоминающее устройство (терминал) СН1Т*, датчики: давления "Druck", перепада давления "Rosemount", температуры ЗАО "СовТИГаз". Вычислитель имеет маркировку взрывозащиты "IexibsIIВТЗ", и вместе с входящими в комплект комплекса "СуперФлоу-ПЕ" датчики, терминалом может применяться во взрывоопасных зонах в соответствии с гл. 7.3. GEP и другими нормативными документами, регламентирующими применение электрооборудования во взрывоопасных зонах, в которых возможно образование взрывоопасных смесей категории ПА и ИВ групп Т1, Т2, Т3 согласно ГОСТ 12.1.011-78. Передача информации и питание комплекса от сетевого блока питания БП-С2/12 производится через искробезопасный барьер, имеющий маркировку взрывозащиты ExibsIIB.

Технические данные

Комплекс обеспечивает:

Автоматическое непрерывное измерение, вычисление и отображение показаний, а также регистрацию на отдельном принтере с указанием даты и текущего времени следующих параметров:

Расхода газа (за интервал, соответствующий виду отчета) приведенного к стандартным условиям, по каждому измерительному трубопроводу;

Объема газа, приведенного к стандартным условиям,

Индикацию по вызову оператора на экране дисплея терминала следующей информации по каждому измерительному трубопроводу:

перепада давления,

давления,

температуры,

расхода газа.

Плотность газа при стандартных условиях в пределах от 0,668 до 1,05кг/м:

Молярное содержание СО2, М2 в пределах от 0 до 15% от общего объема:

Объемная удельная теплота сгорания, МДж/м3.

Комплекс обеспечивает автоматическое фиксирование во времени и запоминание не менее 50 нештатных ситуаций (в однониточном варианте), в т.ч.:

отказ датчиков перепада давления, давления и температуры;

замену текущих показаний датчиков перепада давления, давления и температуры константой или наоборот;

поочередное переключение датчиков перепада давления, давления и температуры на режим колибровки;

переключение датчиков перепада давления, давления и температуры в рабочий режим;

отклонение перепада давления за пределы рабочего диапозона датчиков перепада давления, изменение перепада давления до рабочих значений.

Комплекс обеспечивает периодический, через равные заданные промежутки времени (от 2 до 5с), расчет расхода газа по значениям перепада давления, давления и температуры в момент опроса, а также расчет объема газа по каждому измерительному трубопроводу за час, сутки, месяц и т.д.

Основная относительная погрешность комплекса для отдельных измерительных трубопроводов не превышает ±0,5%.

Дополнительная погрешность комплекса, вызванная изменением температуры окружающего воздуха от минус 30 до ±50оС, не превышает 0,5 предела основной относительной погрешности на каждые 10оС.

Рис. 3.1 Схема подключения устройств СуперФлоу к системе телемеханики " Магистраль-2"

Комплекс обеспечивает автоматическое переключение датчиков перепада давления при изменении перепада давления в соответствии с заданными установками.

Датчики давления устойчивы к воздействию давления в 1,5 раза превышающего максимальное измеряемое давление.

Приборы и оборудование комплекса, распологаемые в помещении категории В-1а, имеют взрывобезопасный уровень взрывозащиты IEibsIIBТЗ и могут использоваться во взрывоопасных зонах в соответствии с применяемой маркировкой. Искробезопасный барьер 18СОМ распологается во взрывоопасном помещении и имеет маркировку взрывозащиты EibsIIB.

Комплекс устойчив в работе при воздействии относительной влажности окружающего воздуха до 98% при 35оС.

Техническое описание комплекса

Вычислитель имеет возможность передачи информации на персональный компьютер типа 1ВМ или совместимый с ним компьютер. Для этого ЗАО "СовТИГаз" располагает соответствующим программным обеспечением HOST-1Р (Программное обеспечение для базового компьютера поставяется по отдельному заказу).

Комплекс "СуперФлоу-И" представляет собой самостоятельное микропроцессорное вычислительное устройство с батарейным питанием, предназначенное для измерения и регистрации параметров газового потока по трубопроводам. Стандартный комплект "СуперФлоу-ПЕ" для одного измерительного трубопровода состоит из вычислителя, датчика перепада давления и датчика статического давления, смонтированы на монтажной панели, а также отдельного датчика температуры, устанавливаемого в защитной гильзе на измерительном участке трубопровода.



4. Безопасность и экологичность проектных решений

4.1 Промышленная, пожарная безопасность

Для обеспечения промышленной, пожарной безопасности и соблюдения промышленной санитарии при производстве строительно-монтажных работ весь персонал, связанный со строительством, должен пройти дополнительный инструктаж безопасным методам ведения работ и выполнять требования:

СНиП 12-03-2001 "Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования;

СНиП 12-04-2002 «Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство";

СП 12-136-2002 Безопасность труда в строительстве "Решения по охране труда и промышленной безопасности в проектах организации строительства и проектах производства работ;

ПБ10-3 82-00 «Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов" (с изм., внесенными РД 24.090,102-01);

"Отраслевой инструкции по контролю воздушной среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности";

ППБ-01 -03 "Правила пожарной безопасности в Российской Федерации";

- Капитальный ремонт подземных газопроводов производится под руководством ответственного работника, прошедшего проверку знаний правил производства работ в квалификационной комиссии и допущенному к руководству этими работами.

- К капитальному ремонту подземных газопроводов могут быть допущены лица не моложе 18 лет, обученные и успешно прошедшие проверку знаний.

- Капитальный ремонт газопровода следует выполнять в светлое время суток.

- При выполнении работ вблизи действующих высоковольтных линий электропередач необходимо получить соответствующее разрешение на производство работ от организаций эксплуатирующих эти линии.

- Для обеспечения пожарной безопасности персонал, связанный со строительством, должен пройти инструктаж и выполнить требования ППБ-01-03 и ВППБ-01-05-99.

- На территории строительства в месте, определяемой пожарной охраной, должен быть размещен пожарный пункт (шкаф, щит) со следующим минимальным набором пожарного оборудования (инвентаря):

топоры2 шт.

ломы и лопаты2 шт.

ведра, окрашенные в красный цвет2 шт.

огнетушители (углекислотные ОУ-8 или порошковые ОП-10) 2 шт.

ящик с песком V=l м31 шт.

кошма (размером 2x1,5 м)2 шт.

- Сварочные и другие огневые работы, связанные с применением открытого источника огня, должны производиться в строгом соответствии с ППБ-01-03 и ВППБ-01-05-99.

- На время производства работ необходимо выполнять требования безопасности к обустройству и содержанию производственных территорий, участков работ и рабочих мест; при складировании материалов и конструкций; обеспечение электробезопасности, пожаробезопасности при производстве работ.

- В ходе строительно-монтажных работ следует неукоснительно выполнять требования безопасности при эксплуатации мобильных машин, средств механизации, ручных машин и инструментов, а также транспортных средств.

- Запрещается эксплуатация строительных машин, транспортных средств, производственного оборудования, средств механизации, приспособлений, оснастки, ручных машин и инструментов без предусмотренных их конструкцией ограждающих устройств, блокировок, систем сигнализации и других средств коллективной защиты работающих.

- Оставлять без надзора машины, транспортные средства и другие средства механизации с работающим (включенным) двигателем не допускается.

- При выполнении электросварочных и газопламенных работ необходимо обеспечить выполнение требований безопасности к технологическим процессам и местам производства работ, обеспечить безопасность при ручной сварке, хранении и применении газовых баллонов. Использование баллонов с истекшим сроком освидетельствования не допускается. Запрещается нахождение людей в кузове автомашины при транспортировании баллонов. При проведении земляных работ запрещается:

- находиться людям ближе 5м от зоны максимального движения

...