(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проект распределительного газопровода низкого давления
Введение
стройку газопровод котел
В истинное время толика природного газа в топливном балансе Рф значимая, потому что газ является высокоэффективным энергоносителем. Не считая того, в критериях экономического кризиса газификация может составить базу социально-экономического развития большинства регионов Рф, обеспечить улучшение труда и быта населения, также понижение загрязнения окружающей среды.
Главными задачками при использовании природного газа являются внедрение действенного газопотребляющего оборудования, внедрение энергосберегающих технологий, обеспечение на базе природного газа производства теплоты и электроэнергии для тепло- и энергосбережения маленьких городов и сельских населенных пт. Применение газового горючего дозволяет избежать утрат теплоты, связанных с механическим и хим недожогом горючего, также содействует улучшению санитарного состояния воздуха населённых мест. В связи с сиим весьма принципиальным фактором является грамотное газоснабжение потребителей.
В Вологодской области в протяжении крайних лет осуществляется программка газоснабжения населённых мест. В рамках этого проекта в крайние несколько лет осуществлено газоснабжение городка Орла, населённого пт Тарнога. В многообещающих планах развития системы газоснабжения области газификация новейших районов — Верховажского, Устюженского, Кирилловского, Белозерского, планируется стройку газопроводов-отводов, в том числе: к с. Берёзовая Слободка Нюксенского района, к п. Туровец Междуреченского района, к г. Устюжне с отводом к д. Дубровка и д. Даниловская, к городкам Кириллов и Белозерск, к д. Маза Кадуйского района, к д. Санинская Бабаевского района, также межпоселковых газопроводов: с. Чуровское — с. Чаромское — д. Сизьма Шекснинского района. д. Борисово — д. Новое — д. Шолохово — с. Новленское Вологодского района.
В дипломном проекте создано газоснабжение села Тарногский Городок. Раз в год в Рф жилищно-коммунальное хозяйство потребляет миллионы гигакалорий термический энергии. Выработку данной нам энергии обеспечивают около 250 тыщ термических источников (ТЭЦ, котельные). Они обеспечивают так называемое централизованное теплоснабжение, при котором термический энергией от 1-го источника снабжается несколько объектов. По различным оценкам централизованное теплоснабжение в стране составляет наиболее 70%, а в городках доходит до 95-99%. В крайнее время наметилась тенденция децентрализации теплоснабжения т.к. переход на автономные источники тепла и жаркого водоснабжения, которые разрешают выполнить наиболее высококачественное регулирование и поддержание температуры, а так же понизить утраты термический энергии.
1. Начальные данные
1.1 Климатическая и географическая справка
В административном отношении трасса проектируемых разводящих газовых сетей размещена ~ 330 км северо-восточней г. Вологды, на левом берегу р. Тарнога и проходит по южной окраине села Тарногский Городок по ул. Другова, Солнечная, Весенняя Тарногского района.
В геоморфологическом отношении исследуемая земля является составной частью Северо-Двинской впадины и приурочен к водно-ледниковой равнины с полого-холмистым рельефом, расчлененным долинами рек Тарноги и Кокшеньги.
Среднемесячная температура января -13,8°С.
Среднемесячная температура июля +17,3°С.
Средняя годичная температура воздуха +1,4°С.
Годичная сумма осадков составляет 673 мм.
Преобладающее направление ветра:
— в зимнюю пору (январь) — Ю
— в летнюю пору (июль) — С
Среднегодовая скорость ветра — 3.4 м/с
В таблице 1.1 приведены средние месячные и годичные температуры воздуха в согласовании со СП 131.13330.2012 «Строительная климатология». Метеостанция г. Тотьма.
Таблица 1.1. Средние месячные и годичные температуры воздуха
Месяц
Год
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Средняя месячная температура воздуха
-13,8
-13,3
-7,2
1,6
8,8
14,7
17,3
14,8
8,7
1,6
-5,2
-11,2
1,4
В таблице 1.2 приведены климатические свойства района производства работ в соответствиисо СП 131.13330.2012 «Строительная климатология». Метеостанция г. Котлас.
Таблица 1.2. Климатические свойства района производства работ
Черта
Величина
Климатические характеристики прохладного периода года
Температура воздуха более прохладных суток,°С, обеспеченностью
0,98
0,92
-41
-39
температура воздуха,°С, обеспеченностью 0,94 в прохладный период года
-19
Среднее количество суток с температурой ?0°С
168
Средняя месячная относительная влажность воздуха более прохладного месяца, %
86
количество осадков за ноябрь — март, мм
184
Преобладающее направление ветра за декабрь — февраль
Ю
Средняя скорость ветра, м/с, за период со средней дневной температурой наименее 8°С
4,5
Климатические характеристики теплого периода года
Температура воздуха,°С, в теплый период года обеспеченностью 0,95
18
Температура воздуха,°С, в теплый период года обеспеченностью 0,98
26
Средняя наибольшая температура воздуха более теплого месяца,°С
23,2
Средняя месячная относительная влажность воздуха более теплого месяца, %
74
количество осадков за апрель — октябрь, мм
415
Дневной максимум осадков, мм
82
Преобладающее направление ветра за июнь — август
СЗ
1.2 Инженерно-геологическая черта участка строительства
Рассматриваемая земля Вологодской области размещается на северо-западном крыле Столичной синеклизы северной части Российской плиты в границах Восточно-Европейской старой платформы. В ее строении выделяются два структурных этажа: активно дислоцированный кристаллический фундамент и полого залегающий осадочный чехол.
В геологическом строении площадки на исследуемую глубину до 3,0 м, учавствуют верхнечетвертичные озерно-ледниковые отложения (lg III) и отложения Пермской системы (Р2t), перекрытые современными биогенными образованиями (bIV), залегающие в последующей стратиграфической последовательности.
Современные биогенные образования (bIV) представлены почвенно-растительным слоем, с корнями растений и деревьев. Залегает конкретно с поверхности на глубину до 0,2 м. и имеет повсеместное распространение, кроме участков пересечения проектируемой трассы с автодорогами.
Верхнечетвертичные озерно-ледниковые (lg QIII), залегают под современными образованиями и встречены всеми скважинами. Представлены:
— суглинками томными пылеватыми, серовато-коричневого цвета, тугопластичными, с тонкими прослоями и линзами песков, вскрытая мощность суглинков 1.2 (скв. 5) — 2.0 (скв. 2), полная мощность не пройдена.
Отложения пермской системы являются подстиланием для всей вышеперечисленной толщи и представлены глинами легкими пылеватыми, красновато-коричневыми и красноватыми. Смесь данных грунтов полутвердая. Вскрытая наибольшая мощность 1.0 м-1,8 м, полная мощность не пройдена.
Условия залегания и мощность слоев приведены на инженерно-геологических разрезах газопровода и инженерно-геологических колонках скважин.
1.3 Гидрогеологическая черта участка строительства
Принадлежность региона к зоне лишнего увлажнения предназначает обширное распространение и сравнимо неглубокое залегание грунтовых вод. По причин и дренирующего действия гидрографической сети.
По проектируемой трассе газопровода изысканий всеми скважинами вскрыты подземные воды. По условиям залегания это водоносный горизонт грунтовых вод, приуроченных к озерно-ледниковым пескам. В суглинках имеет спорадических нрав распространения.
Формирование подземных вод происходит за счет инфильтрации осадков и талых вод паводкового периода. По гидрогеологическим условиям воды грунтовые, по условиям залегания — пластовые, безнапорные. Положение зеркала грунтовых вод зависит от сезонных метеорологических критерий, т.к. питание этого водоносного горизонта происходит за счет инфильтрации осадков. Водоупором служит слой глины, залегающий в основании водоносной толщи.
Разгрузка осуществляется по уклону рельефа в наиблежайшие водотоки (рТарнога и рКокшеньги), также снижения рельефа.
На период производства буровых работ (июнь 2015) подземные воды вскрыты скважинами на глубине 0,7 м — 1,3 м, что соответствует абсолютной отметке 105.19 м — 110.82 м установившийся уровень зафиксирован на той же глубине. В большей степени уровень вскрыт на глубине 1,0-1,1 м. В периоды снеготаяния и долгих дождиков в приповерхностной толще разреза, сложенной наиболее рыхловатыми четвертичными осадками, образуются воды, по нраву развития близкие к типу «верховодки». Очень высочайшие горизонты грунтовых вод приходящиеся на периоды снеготаяния и обильных дождиков ожидаются на отметках близких к поверхности земли.
Исследуемая земля по СНиП 2.05.02-85*, приложение 1 в целом относится ко 2-ой зоне, зоне лишнего увлажнения, что предназначает развитие грунтовых вод с низкой минерализацией и высочайшим уровнем их залегания.
По данным хим анализа грунтовые воды по СП 28.13330.2012 характеризуется как гидрокарбонатные кальциево-натриевые, пресные (0,62 мг/л), твердые (7,1 мг/кв.); нейтральные (рН=7,0).
К бетону обычной плотности марки по водонепроницаемости W4, W6, W8 грунтовые воды неагрессивны по всем показателям, к железным конструкциям — среднеагрессивны, к арматуре ж/б конструкций при переодическом смачивании — неарессивны, при повторяющемся смачивании — неарессивны. Коррозионная активность грунтовых вод по отношению к свинцовой оболочке кабеля оценивается как низкая, к дюралевой — как средняя.
Для цемента при различном содержании гидрокарбонатов — неагрессивная степень действия.
Степень действия на железные конструкции для пресных природных вод при скорости воды до 1 м/сек-среднеагресивная, при скорости от 1 до 10 м/сек-сильноагрессивная. Степень действия на арматуру железобетонных конструкций-неагрессивная.
2. Расчет потребности природного газа
2.1 Расчет потребности в термический энергии
нужно высчитать Потребность в термический энергии для 20 потребителей. Расчеты показаны на примере 1-го строения. Результаты расчета по остальным зданиям представлены в приложении 1.
Наибольший часовой расход теплоэнергии на отопление строения рассчитывается по формуле (2.1):
, Гкал/ч, (2.1)
где -коэффициент, учитывающий климатические и эксплуатационные условия, принимается в согласовании со СНиП 2.08.09-89* «Жилые строения» ;
— расчетная температура снутри помещения, принимаетсявсоответствии со СНиП 2.04.05-91 «Строй нормы и правила» ;
V-наружный размер строения, ;
— удельная отопительная черта строения, ккал/(), принимается в согласовании со СП 50.13330.2012 «Термическая защита спостроек» 0,78 ккал/();
— расчетная температура внешнего воздуха (параметр «Б») СНиП 2.04.05-91* «Отопление, вентиляция и кондиционирование», СП 131.13330.2012 «Строительная климатология»;
— коэффициент, учитывающий расход тепла на обогрев инфильтрующегося воздуха, рассчитывается по формуле (2.2):
, (2.2)
где g — убыстрение вольного падения 9,81 м/с;
L-свободная высота строения, м;
— расчетная для данной местности скорость ветра в отопительный период(проектная) 3,4 м/с.
Расчитаем наибольший часовой расход теплоэнергии на отопление строения по формуле (2.1):
, Гкал/ч.
2.2 Расчет потребности в горючем
Расход запрашиваемого натурального горючего по месяцам года рассчитывается по формуле (2.3):
, тыс., (2.3)
где — низшая теплота сгорания горючего;
ккал/ — для природного газа;
— коэффициент полезного деяния термический установки 0,92;
— суммарный расход термический энергии на отопление, вентиляцию, ГВС и технологию, (с учетом термических утрат), Гкал/мес.
Рассчитаем расход термический энергии на отопление в месяц по формуле (2.4):
Гкал, (2.4)
где — температура расчетного месяца (проектная), ;
n — количество дней в расчетном месяце.
Рассчитаем расход запрашиваемого натурального горючего (природного газа) по формуле (2.3):
, тыс..
Рассчитаем Потребность в термический энергии по кварталам года по формуле (2.5):
(2.5)
Рассчитаем Потребность в термический энергии за год (природного газа) по формуле (2.6):
(2.6)
3. Подбор газового котла
Исходя из потребности в термический энергии подбираем газовый котел по формуле расчета нужного для подогрева дома тепла (3.1):
, кВт, (3.1)
где S — общая площадь строения, включающая жилые и бытовые комнаты (мІ);
W — мощность котла (кВт);
— средний параметр удельной мощности, применяемый для расчетов в определенной климатической зоне (кВт/мІ).
Удельная мощность, зависящая от погодных особенностей региона,
составляет:
для Столичной области — от 1,2 кВт до 1,5 кВт;
для южных областей страны — от 0,7 кВт до 0,9 кВт;
для северных областей страны — от 1,5 кВт до 2,0 кВт.
100 мІ/10 мІ = 10 — промежный расчетный коэффициент, подразумевающий условие, что на любые 10 мІ обогреваемых помещений нужен 1кВт генерируемого котлом тепла.
Создадим расчет мощности газового котла отопления по формуле (3.1):
, кВт.
Получили количество термический энергии, которое будет нужно дому со обычными теплотехническими чертами.
Для обеспечения поставки жаркой воды в душ, в раковину на кухне добавим еще 20%:
, кВт. (3.2)
Вспомним о том, что давление в контуре с естественной циркуляцией быть может нестабильным, обеспечим припас 15% энергии:
, кВт. (3.3)
Ввиду того, что некие утечки тепла фактически неминуемы, округлим итог в огромную сторону, означает, для организации отопления с газовым котлом в этом доме нужен будет агрегат мощностью 21 кВт как минимум.
По результатам расчета подобран стенной двухконтурный газовый котел с закрытой камерой сгорания MASTER GAS SEOUL с номинальной мощностью 21 кВт.
4. Гидравлический расчет газопровода
По рабочему давлению транспортируемого газа газопроводы разделяются на газопроводы высочайшего давления I и II категорий, среднего давления и низкого давления, таблица 4.1 в согласовании с[1].
Таблица 4.1. Систематизация газопроводов
Систематизация газопроводов по давлению
Вид транспортируемого газа
Рабочее давление в газопроводе, МПа
Высочайшего
I группы
Природный
Св. 0,6 до 1,2 включительно
СУГ
Св. 0,6 до 1,6 включительно
II группы
Природный и СУГ
Св. 0,3 до 0,6 включительно
Среднего
То же
Св. 0,005 до 0,3 включительно
Низкого
»
До 0,005 включительно
значения расчетной утраты давления газа при проектировании газопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и бытовых компаний и организаций коммунально-бытового обслуживания принимаются зависимо от давления газа в месте подключения с учетом технических черт принимаемого к установке газового оборудования.
При выполнении гидравлического расчета газопроводов расчетный внутренний поперечник газопровода следует за ранее определять по формуле (4.1):
(4.1)
где — расчетный поперечник, см;
, A, B, m — коэффициенты, определяемые по таблицам 10 и 11 зависимо от группы сети (по давлению) и материала газопровода [1];
— расчетный расход газа, м3/ч, при обычных критериях;
— удельные утраты давления (Па/м — для сетей низкого давления, МПа/м — для сетей среднего и высочайшего давления), определяемые по формуле (4.2):
, (4.2)
где — обозначение то же, что и в формуле 4.1;
— допустимые утраты давления (Па — для сетей низкого давления, МПа/м — для сетей среднего и высочайшего давления), = 0,05 МПа (для стали) и = 0,08 МПа (для целофана);
L — расстояние до самой удаленной точки, м.
Таблица 4.2. Допустимые утраты давления для разных категорий газораспределительных сетей [1]
Категория сети
А
Сети низкого давления
106 / (162 2) = 626
Сети среднего и высочайшего давления
= 0,101325 МПа,
— усредненное давление газа (абсолютное) в сети, МПа.
Таблица 4.3. значения коэффициентов зависимо от материала газораспределительной сетей [1]
Материал
В
m
m1
Сталь
0,022
2
5
Целофан
,
v — кинематическая вязкость газа при обычных критериях, м2/с.
1,75
4,75
В=0,0446; m = 1; m1 = 4.
Внутренний поперечник газопровода принимается из обычного ряда внутренних поперечников трубопроводов [1]: ближний больший — для железных газопроводов и ближний наименьший — для полиэтиленовых [3].
Для отдельных жилых домов и публичных спостроек расчетный часовой расход газа, м3/ч, следует определять по сумме номинальных расходов газа газовыми устройствами с учетом коэффициента одновременности их деяния по формуле (4.3):
(4.3)
где — сумма произведений величин Ksim, qnom и ni от i до m;
Ksim — коэффициент одновременности, принимаемый для жилых домов по таблице 5 [2];
qnom — номинальный расход газа устройством либо группой устройств, м3/ч, принимаемый по паспортным данным либо техническим чертам устройств;
ni — число однотипных устройств либо групп устройств;
m-число типов устройств либо групп устройств.
Падение давления на участке газовой сети можно определять:
— для сетей низкого давления по формуле (4.4):
, (4.4)
где Рн — абсолютное давление сначала газопровода, МПа;
Рк — абсолютное давление в конце газопровода, МПа;
Р0 = 0,101325 МПа;
— коэффициент гидравлического трения;
l-расчетная длина газопровода неизменного поперечника, м;
d — внутренний поперечник газопровода, см;
0 — плотность газа при обычных критериях, кг/м3;
Q0 — расход газа, м3/ч, при обычных критериях;
Коэффициент гидравлического трения определяется зависимо от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса, формула (4.5):
, (4.5)
где v — коэффициент кинематической вязкости газа, м2/с, при обычных критериях;
Q0, d — обозначения те же, что и в формуле (4.4), и гидравлической гладкости внутренней стены газопровода, определяемой по условию (4.6):
, (4.6)
где Re — число Рейнольдса;
n-эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стены трубы, принимаемая равной для новейших железных -0,01 см, для бывших в эксплуатации железных -0,1 см, для полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации -0,0007 см;
d — обозначение то же, что и в формуле (4.4).
— для шероховатых стен (неравенство (4.6) несправедливо) при Re> 4000, формула (4.7):
, (4.7)
где n — обозначение то же, что и в формуле (4.4);
d — обозначение то же, что и в формуле (4.4).
Расчетную длину газопроводов определяют по формуле (4.8):
, (4.8)
где l1 — действительная длина газопровода, м.
Результаты расчета представлены на чертеже «Схематичное изображение подвода газа к пользователям».
5. Расчет газопровода на крепкость
Для расчета газопровода на крепкость и устойчивость (против всплытия) нужно:
— найти размеры труб по рабочему (нормативному) давлению;
— провести поверочный расчет принятого конструктивного решения (оценить допустимости назначенных радиусов упругого извива газопровода и температурного перепада);
— определитьнеобходимую величины балластировки;
— обеспечить кольцевую форму поперечного сечения (максимально допустимуювеличинуовализации).
5.1 Расчетные свойства материала газопровода
Расчетными чертами материала газопроводов являются: малая долгая крепкость, определяемая по ГОСТ Р 50838, модуль ползучести материала трубы, коэффициент линейного термического расширения, коэффициент Пуассона.
Малая долгая крепкость согласно ГОСТ Р 50838 принимается для труб из:
ПЭ100 — 10,0МПа; ПЭ80 — 8,0 МПа;
Обычное размерное отношение номинального внешнего поперечника к номинальной толщине стены определяется по формуле (5.1):
, (5.1)
где MRS — показатель малой долговременной прочности целофана, использованного для производства труб и соединительных деталей, МПа;
MOP — рабочее давление газа, МПа, соответственное наибольшему значению давления для данной группы газопровода;
С — коэффициент припаса прочности, избираемый зависимо от критерий работы газопровода по [1] равен 2,8.
Обычное размерное отношение номинального внешнего поперечника к номинальной толщине стены определяется по формуле (5.1):
Напряжение в стене трубы определяется по формуле (5.2):
=, Мпа, (5.2)
где р — рабочее давление, МПа.
Модуль ползучести материала труб для срока службы газопровода 50 лет принимается зависимо от температуры эксплуатации по графикам, приведенным на рисунке 3 [3].
При температуре 5оС Е(tе)= 333 МПа.
Коэффициент линейного термического расширения материала труб принимается равным:
,° (5.3)
Коэффициент Пуассона материала труб принимается равным µ=0,43.
5.2 Перегрузки и действия
В нашем случае находятся:
— силовые нагружения — внутреннее давление газа, вес газопровода, сооружений на нем и вес транспортируемого газа, давление грунта, гидростатическое давление и выталкивающая сила воды, перегрузки, возникающие при укладке и испытании;
— деформационные нагружения — температурные действия, действия подготовительного напряжения газопровода, действия неравномерных деформаций грунта;
Свой вес единицы длины газопровода определяется по формуле (5.3):
, Н/м, (5.3)
где — расчетная масса 1 м трубы, принимаемая по ГОСТ Р 50838, для полиэтиленовой трубы SDR11 внешним поперечником 110 мм равна 3,14 кги для полиэтиленовой трубы SDR11 внешним поперечником 160 мм равна 5,08 кг;
g — убыстрение вольного падения 9,81 м/с2.
Свой вес газопровода для полиэтиленовой трубы SDR11 внешним поперечником 110 мм определяем по формуле (5.3):
Н/м.
Свой вес газопровода для полиэтиленовой трубы SDR11 внешним поперечником 110 мм определяем по формуле (5.3):
Н/м.
давление грунта на единицу длины газопровода определяется по формуле (5.4):
, Н/м, (5.4)
гдеm — плотность грунта, принимаемая по отчету инженерных изысканий 2060 кг/м3;
dе — внешний поперечник газопровода, м;
hm — расстояние от верха трубы до поверхности земли 1,2 м;
ИГЭ-2 — Суглинок тяжкий пылеватый, тугопластичный, с тонкими прослоями песка маленького.
давление грунта на единицу длины газопроводадля SDR11 внешним поперечником 160 ммопределяется по формуле (5.4):
, Н/м.
давление грунта на единицу длины газопроводадля SDR11 внешним поперечником 110 мм определяется по формуле (5.4):
, Н/м.
ИГЭ-4-Глина легкая пылеватая, полутвердая.
5.3 Проверка прочности принятого конструктивного решения
Проверка прочности газопровода согласно требованиям [1] состоит в соблюдении последующих критерий:
— при действии всех нагрузок силовогонагружения:
, МПа. (5.5)
— при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений:
Мпа. (5.6)
значения, определяются по формулам (5.7), (5.8):
— при действии всех нагрузок силовогонагружения:
, МПа. (5.7)
, МПа,
0,009< 3,2, МПа.
условие прочности выполнено;
— при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений:
Мпа (5.8)
, МПа,
0,675 < 4,0, МПа.
условие прочности выполнено;
где б — коэффициент линейного термического расширения материала труб
, (5.9)
Е(tе) — модуль ползучести материала труб 333 МПа;
Дt — температурный перепад в материале трубы равный разности меж температурой газа в процессе использования газопровода и температурой, при которой фиксируется схема газопровода.
6. Расчет стойкости положения газопровода (против всплытия) в водонасыщенных грунтах
Расчет стойкости положения газопровода (против всплытия), прокладываемого в водонасыщенных грунтах выполнен согласно [3].
Для обеспечения стойкости положения газопровода в период эксплуатации проектом предвидено внедрение минерального грунта оборотной засыпки.
Нужная толщина слоя грунта над трубопроводом (без учета температурного перепада и давления) определяется из условия:
КмКн.вqв ? qпр.гр (6.1)
где Км — коэффициент сохранности по материалу;
Кн.вqв — коэффициент надежности при расчете стойкости положения трубопровода против всплытия;
qпр.гр — расчетный вес грунта, приходящийся на единицу длины трубопровода и препятствующий его всплытию, кгс/м (предельная удерживающая способность грунта вертикальным поперечным перемещениям);
qв — выталкивающая сила, приходящаяся на единицу длины погруженного в воду трубопровода, кгс/м;
, (6.2)
где сw — плотность воды, кг/м3
Dн — внешний поперечник трубопровода с учетом изоляции, м, когда уровень стояния воды ниже уровня земли (h1>0).
, (6.3)
где гвзв — большой вес взвешенного в воде грунта, кгс/м3;
, (6.4)
h2 — высота погруженного в воду слоя грунта, размещенного над трубопроводом, м;
К — коэффициент, учитывающий уменьшение удерживающей возможности призм выпирания (К=Dн при d труб меньше 1020 мм и К=1 при d труб 1020 мм и наиболее);
jгр — угол внутреннего трения грунта;
С — удельное сцепление грунта;
ггр — большой вес грунта естественной влажности, кгс/м3;
h1 — высота слоя грунта, размещенного над трубопроводом выше уровня воды (с учетом осадки грунта) м;
гу — средний удельный вес грунта, кгс/м3;
гв — большой вес воды с учетом растворенных в ней солей, кгс/м3;
Расчет удерживающей возможности грунта, приходящейся на единицу длины газопровода, кгс/м, когда уровень стояния воды ниже уровня земли (h1>0) приведен в таблице 6.1.
Таблица 6.1. Расчет удерживающей возможности грунта, приходящейся на единицу длины газопровода, кгс/м, когда уровень стояния воды ниже уровня земли (h1>0)
Начальные данные
Скв.2
Скв.3
Скв.4
Скв.5
Скв.6
свойства грунтов
ИГЭ-2
ИГЭ-2
ИГЭ-2
ИГЭ-3
ИГЭ-2
ИГЭ-2
Высота слоя грунта, размещенного над трубопроводом выше уровня воды (с учетом осадки грунта)
h1
м
1
1
0,7
0
1
1,1
Высота погруженного в воду слоя грунта, размещенного над трубопроводом
h2
м
0,2
0,2
0,3
0,2
0,2
0,1
Коэффициент, учитывающий уменьшение удерживающей возможности призм выпирания (К=Dн при d труб меньше 1020 мм и К=1 при d труб 1020 мм и наиболее)
К
0,16
0,16
0,11
0,11
0,16
0,11
Угол внутреннего трения грунта
цгр
град
23
23
23
22
23
23
Удельное сцепление грунта
С
кгс/м2
3059
3059
3059
4487
3059
3059
Внешний поперечник трубопровода
d
м
0,160
0,160
0,110
0,110
0,160
0,110
Толщина изоляции
д
м
Средний удельный вес грунта (плотность частиц грунта)
г у
кгс/м3
2060
2060
2060
2020
2060
2060
Коэффициент пористости
е
0,62
0,62
0,62
0,69
0,62
0,62
большой вес воды с учетом растворенных в ней солей
г в
кгс/м3
1000
1000
1000
1000
1000
1000
большой вес грунта естественной влажности (плотность сухого грунта)
ггр
кгс/м3
1690
1690
1690
1630
1690
1690
Коэффициент сохранности по материалу
Км
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
Коэффициент надежности при расчете стойкости положения трубопровода против всплытия
Кн.в
1,05
1,05
1,05
1,05
1,05
1,05
Плотность воды
сw
кг/м3
1000
1000
1000
1000
1000
1000
Убыстрение вольного падения
g
м/с2
9,81
9,81
9,81
9,81
9,81
9,81
Таблица 6.2. Расчетные данные
Расчетные данные
Выталкивающая сила, приходящаяся на единицу длины погруженного в воду трубопровода
qв
кгс/м
20,10
20,10
9,50
9,50
20,10
9,50
большой вес взвешенного в воде грунта
взв
кгс/м3
654,32
654,32
654,32
603,55
654,32
654,30
Внешний поперечник трубопровода с учетом изоляции
Dн
м
0,16
0,16
0,11
0,11
0,16
0,11
Расчетная удерживающая способность грунта
qпр.гр
кгс/м
1026,57
1026,57
540,36
102,18
1026,57
719,53
Итого расчетная удерживающая способность грунта
qпр.гр
кгс/м
1026,57
1026,57
642,54
1026,57
719,53
КмКн.вqв? qпр.гр
(скважина2) 23,22< 1026,57
(скважина 3) 23,22< 1026,57
(скважина 4) 10,97<642,54
(скважина 5) 23,22< 1026,57
(скважина 6) 10,97<719,53
Вывод: Условие стойкости выполнено, балластировка по скважине 2-6 не требуется.
7. Сметный расчет
Таблица 7.1. Инженерно-геодезические работы
Виды работ по СБЦ на инженерно-геодезические изыскания Госстрой Рф (выпуск 2004 года)
Обоснование цены
Ед. измерения
Расчет цены
Коэффициент
Стоимость
Кол-во
Стоимость
1. Инженерно-геодезические работы
1.1 Полевые работы
Составление топоплана М 1:500 сеч. 0,5 кат2 (застроенная земля)
Таб.9 $.5
га
1
3284
4
20360,80
— съемка подземных коммуникаций
Таб.9 прим. 4
1,55
Итого полевые
20360,80
1.2 Остальные Издержки на инженерно-геодезические работы
Расходы по внутреннему транспорту
Общ.ук. п. 9 таб-4 $2
в% от п 1,1
0,0875
20361
1782
от 5 км до 10 км
Организация и ликвидация полевых работ к=
Общ.ук. п13
в% от п 1,1
0,06
1782
214
прим. 1
2,0
Итого иных издержек
1995
1.3 Камеральные работы
Составление топоплана М 1:500 сеч. 0,5 кат2 (застроенная земля)
Таб.9 $.5
га
1
1067
4
5633,76
-составление плана подземных и надземных сооружений в цвете
Общ.ук п. 15 прим.
(г)
1,1
-выполнение камеральных и картографич. работ с применением компьютер. технологий
Общ.ук п. 15 прим. (д)
1,2
Таблица 7.2. Инженерно-геологические работы
Виды работ по СБЦ на инженерно-геологические изыскания Госстрой Рф (выпуск 2004 года)
Обоснование цены
Ед. измерен.
Расчет цены
Коэффициент
Стоимость
Кол-во
Стоимость
1. Инженерно-геологические работы
1.1 Полевые работы
Планово-высотная привязка скважин III кат. до 200 м
Таб.93 $1
точка
—
29,9
6
179,40
Бурение скважин механическим методом
Таб.19 $1
п.м.
—
22,7
18
408,60
Отбор монолитов
Таб.57 $1
мон.
—
22,9
6
137,40
Итого
725,40
Наружный транспорт
Таб.57 $1
%
11,5
83,42
Организация и ликвидация
п. 13
%
72,79
Итого полевые
881,61
1.2 Лабораторные работы
Полный комплекс физических параметров
Таб.63 $8
обр.
—
47,1
6
282,60
Хим анализ воды
Таб.73 $3
обр.
—
45,7
2
91,40
Итого лабораторных работ
374,00
1.3 Камеральные работы
Таблица 7.3. Инженерно-экологические работы
№№
Наименование работ
Обоснование цены
Расчет цены
Стоимость
(руб.)
А. ПОЛЕВЫЕ работы
1
Отбор проб для бактериологического анализа воды
СБЦ 1999, Таб. 60 п. 9
18.8х2х1.3
48,88
Общие указания п 8г К-1.3
2
Отбор точечных проб для анализа на загрязненность по хим показателям: почво-грунтов
СБЦ 1999, ч. 5, гл. 16 таб. 60 п. 7
6.9х2х1.3
17,94
Общие указания п. 8г, К-1.3
3
Отбор проб почво-грунтов для бактериологического анализа
СБЦ 1999, ч. 5 гл. 16, таб. 60 п. 10
37.7х2х1.3
98,02
Общие указания п. 8г, К-1.3
Итого:
К — 0,85
140,11
Б. ЛАБОРАТОРНЫЕ работы
4
Всеохватывающее исследование хим состава грунтов
90.0х2
180,00
5
Всеохватывающее исследование хим состава воды
СБЦ 1999, ч. 5, гл. 16, таб. 73, п. 2
67.3х2
134,60
Итого:
314,60
В. КАМЕРАЛЬНЫЕ работы
Таблица 7.4. Проектные работы
№ п.п.
Черта компании, строения, сооружения либо виды работ
Номер частей, глав, таблицы, процентов, пт к справочникам
Расчет цены по справочникам базисных цен на проектные работы
Стоимость, руб.
работ
справочникам
1
2
3
4
5
1
Газопровод
СБЦ — 2015
низкого
Газооборудование и
газоснаб-
С=(35592+76817*0,95)*0,4*
55 981,56
давления
жение промышленных пред-
*0,4*1,08*3,73*0,8
L=950 м
приятий, спостроек и
сооружений.
Внешнее освещение
в том числе по разделам:
табл. 7 п. 3
ППО
0,4 — п. 1.4, Приказ №620
0,4 — глава 2.2, п. 2.2.6
1,08 — районный коэф.
3,73 — индекс изм-ния
сметной стоим-сти на
2 кв. 2015 г.
Таблица 7.5. Сводная смета
№ п.п.
Список выполняемых работ
Черта проектируемого объекта
ссылка на №смет
Стоимость работ, руб.
НДС,
Всего
изыскательских
проектных
руб.
с НДС,
руб.
1
Инженерно-геодезические изыскания
4 Га
2.1
93 262,16
16 787,19
110 049,35
2
Инженерно-геологические изыскания
6 скв. (18 п.м.)
2.2
55 611,83
10 010,13
65 621,96
3
Инженерно-экологические изыскания
2 пробы
2.3
24 232,73
4 361,89
28 594,62
4
Проектные работы
внешний газопр. протяж. 0,95 км
2.4
134 255,75
24 166,03
158 421,78
Итого по сводной смете:
134 255,75
55 325,24
362 687,71
По результатам сметного расчета была определены общие Издержки на стройку распределительного газопровода. Они составили 362687,71 руб. [17].
8. Сведения о линейном объекте с указанием наименования, предназначения и месторасположения исходного и конечного пт линейного объекта
объект газификации — газопровод распределительный низкого давления по ул. Другова, Солнечная, Весенняя в селеТарногский Городок.
Подача природного газа в проектируемый распределительный газопровод низкого давления для газоснабженияпотребителеймикрорайона персональной жилой стройки расположенной в селе Тарногский городок предусматривается от имеющегося полиэтиленового подземного газопровода низкогодавления.
Расход газа для данного микрорайона с перспективой с учетом коэффициента одновременности равен 135 мі/час.
Природный газ созданный для личных домовладений употребляется на нужды пищеприготовления, отопления и жаркого водоснабжения.
Поперечникы проектируемых газопроводов определены гидравлическим расчетом согласно [2].
давление газа в точке подключения: 2,2 кПа.
Таблица 8.1. Технико-экономическая черта проектируемого объекта
№№
п/п
Наименование характеристик
Единицы измерения
характеристики
1
Наименование потребителей газа
шт
Домовладение 51
2
Расчетный расход газа
м3/ч
135,0
3
Подземный газопровод низкого давления из
полиэтиленовых труб по ГОСТ Р50838-2009
в том числе:
Труба ПЭ100 ГАЗ SDR11 160х14,6 ГОСТ Р 50838-2009
пм
694,0
Труба ПЭ100 ГАЗ SDR11 110х10,0 ГОСТ Р 50838-2009
пм
252,2
4
Отключающие устройства:
Кран шаровой из ПЭ-ВП Дy160, ј оборота без
сужения условного прохода
шт
1
8.1 Сведения о земляных участках, изымаемых во временное и постоянное использование, обоснование размеров изымаемых земляных участках
Потребность в земляных ресурсах для строительства проектируемого газопровода определена с учетом принятых проектных решений, схем расстановки устройств, проезда технологического транспорта, монтажной зоны и отвалов растительного и минерального грунта.
Отвод земель во временное (короткосрочное) использование:
Отчужде земель во временное внедрение производится на период производства строительно-монтажных работ. Все строй работы должны проводиться только в границах полосы отвода. В полосу временного отвода включена вся зона производства работ с учетом личных особенностей участков строительства (различная разработка работ, типы угодий и т.д.).
Ширина полосы земель, отводимых во временное короткосрочное внедрение, согласно принятой в проекте организации строительства составляет 15,9 м.
Согласно расчетам площадь земель отводимых во временное короткосрочное внедрение, на период строительства линейной части газопровода и площадных объектов составляет 3700,0 м2 (0,37 Га).
Отвод земель в неизменное (долгосрочное) использование:
В неизменное использование отводятся земли:
— огражденный участок в зоне установки подземного шарового крана Ш160: точка 26+6,64.
— площадки для установки коверов контрольных трубок и опознавательных столбиков.
Согласно расчетам, приведенным в таблице 4, площадь земель отводимых в неизменное использование составляет 2,0 м2 (0,002 Га).
Таблица 8.2. Расчет площади земель отводимых в неизменное использование
Наименование площадного объекта
Площадь занимаемых земель, м2
Площадка под кран (1 шт.)
1,0
Площадка под ковер контрольной трубки (1 шт.)
1,0
Итого:
2,0
Ограниченное использование земляными участками:
Для охраны газопровода и обеспечения сохранности окружающей среды оформляется Право ограниченного использования чужим земляным участком (сервитут) в полосе охранных зон газопровода и технологических площадок.
Охранная зона для газораспределительных сетей составляет 8247,37 м2 (0.82 Га), в т.ч.:
— вдоль трассы подземного полиэтиленового газопровода низкого давления — в виде местности, ограниченной условными линиями, проходящими с каждой стороны на расстоянии 2 метров от газопровода.
8.2 Сведения о группы земель, на которых будет размещаться линейный объект
Трасса проектируемого газопровода не затрагивает земель сельскохозяйственного предназначения, лесного, аква фондов и особо охраняемых природных территорий.
8.3 Сведения о размере средств, требующихся для возмещения убытков правообладателям земляных участков
Ввиду того, что изъятия земляных участков личных землевладений во временное использование при строительстве объекта не предполагается, средства для возмещения убытков правообладателям не предусматривались.
8.4 Сведения о использованных в проекте изобретениях, результатах проведенных патентных исследовательских работ
Все материалы, оборудование и изделия, предусмотренные проектной документацией, имеют сертификат свойства и разрешение на применение на местности РФ (Российская Федерация — момент проектирования. Внедрение особенных изобретений, требующих проверки на патентную чистоту, проектной документацией не предвидено.
8.5 Сведения о наличии разработанных и согласованных особых технических критерий
Разработка особых технических критерий на проектирование данного объекта не требуется.
8.6 Описание мест обхода (пересечения) искусственных и естественных препядствий и препятствий
На пути следования трасса проектируемого газопровода пересекает имеющиеся искусственные и естественные препятствия список которых приведен в таблице 8.3.
Таблица 8.3. Ведомость искусственных и естественных препядствий и препятствий с указанием точек пересечения
№ п/п
Наименование
преграды
Точки через которые проходит преграда
давление
Поперечник газопровода, материал
Метод
прокладки
1
Грунтовая дорога
29-30
низкое
110х10 ПЭ100
Открытый
2
Грунтовая дорога
11-13
низкое
160х10 ПЭ100
Открытый
3
Грунтовая дорога
14-15
низкое
160х10 ПЭ100
Открытый
4
Грунтовая дорога
14-31
низкое
160х10 ПЭ100
Открытый
5
Грунтовая дорога
19-24
низкое
160х10 ПЭ100
Открытый
6
Грунтовая дорога
34-37
низкое
110х10 ПЭ100
Открытый
9. Инструментальный контроль свойства выполнения строительно-монтажных работ
Требуемое свойство и надежность сооружений должны обеспечиваться строй организациями методом воплощения комплекса технических, экономических и организационных мер действенного контроля на всех стадиях строительства.
Контроль свойства строительно-монтажных работ должен осуществляться спецами, обустроенными техническими средствами, обеспечивающими нужную достоверность и полноту контроля.
Контроль свойства строительно-монтажных работ должен выполняться в согласовании с разделом 10 СП 62.13330.2011 «Газораспределительные системы». Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002.
Проверка соответствия трубопроводов, газоиспользующего и газового оборудования проекту и требованиям нормативных документов наружным осмотром и измерениями делается в объеме 100%. Сварные соединения подлежат зрительному и измерительному контролю в целях выявления внешних изъянов всех видов, также отклонений по геометрическим размерам и обоюдному расположению частей. Неразрушающий контроль сварных соединений проводится при положительных результатах зрительного и измерительного контроля.
9.1 Механические тесты сварных соединений трубопроводов
Механические тесты стыковых сварных соединений трубопроводов производятся в согласовании с требованиями ГОСТ6996-66. Механическим испытаниям подлежат пробные (допускные) сварные соединения, выполненные при квалификационных испытаниях сварщиков и проверки технологии сварки полиэтиленового газопровода.
9.2 Неразрушающий контроль сварных соединений трубопроводов физическими способами
Сварные соединения полиэтиленовых труб подлежат зрительному и измерительному контролю в целях выявления внешних изъянов всех видов, также отклонений по геометрическим размерам и обоюдному расположению частей. Неразрушающий контроль сварных соединений проводится при положительных результатах зрительного и измерительного контроля.
Контроль свойства сварных соединений создавать в согласовании с разделом 10 [1].
Контроль соединений железных участков газопровода проводят радиографическим способом по ГОСТ 7512-82* и ультразвуковым по ГОСТ 14782-76.
Контролю физическими способами подлежат соединения законченных сваркой участков полиэтиленовых газопроводов (для сварочной техники с высочайшей степенью автоматизации):
— сварные соединения подземных газопроводов природного газа давлением до 0,005 МПа включительно контролируются в объеме 10%, но не наименее 1-го стыка.
Соединения полиэтиленовых газопроводов с помощью деталей с закладными электронагревателями неразрушающему контролю не подлежат.
9.3 Пневматические тесты газопровода на плотность
Перед испытанием внутренняя полость газопровода обязана быть очищена в согласовании с проектом производства работ, разрабатываемого Генеральным подрядчиком.
Тесты подземных газопроводов следует создавать опосля их монтажа в траншее и присыпки выше верхней образующей трубы не наименее чем на 0,2 м либо опосля полной засыпки траншеи.
Испытание газопроводов на плотность проводят методом подачи в газопровод сжатого воздуха и сотворения в газопроводе испытательного давления.
Подземные газопроводы до начала испытаний опосля их наполнения воздухом рекомендуется выдерживать под испытательным давлением в течении времени, нужного для сглаживания температуры воздуха в газопроводе с температурой грунта.
Для проведения испытаний рекомендуется использовать манометры класса точности 0,15.
Таблица 9.1.
Рабочее давление газа, МПа
Испытательное давление, МПа
Длительность испытаний, ч
Полиэтиленовые газопроводы
До 0,005
0,3
24
Надземные железные газопроводы
До 0,005
0,3
1
температура внешнего воздуха в период тесты полиэтиленовых газопроводов обязана быть не ниже минус 15°С.
Результаты тесты на плотность числятся положительными, если за время тесты давление в газопроводе не изменяется.
Результаты пневматических испытаний оформляются записью в строительном паспорте газопровода, результаты приемки — актом, подписываемым всеми членами комиссии.
10. Благоустройство местности
Проектом предвидено восстановление нарушенного благоустройства местности в границах зоны производства строительно-монтажных работ. Восстановлению подлежат дорожные покрытия и растительный покров.
Дорожные покрытия восстанавливаются на ширину (согласно п. 3.23.СНиП 3.02.01-87):
— бетонные покрытия по цементно-песчаному основанию — на 10 см больше ширины траншеи по верху с каждой стороны с учетом креплений;
— покрытие песчано-гравийной консистенции (дальше ПГС покрытие) по основанию — на 25 см больше ширины траншеи по верху с каждой стороны с учетом креплений.
11. Обозначение газопровода
Для обозначения газопровода предусмотрены опознавательные знаки, которые
инсталлируются на неизменных ориентирах, расположенных поблизости от газопровода:
— на прямолинейных участках в границах видимости, но не наиболее чем через 500 м;
— в углах поворота трассы и в местах разветвлений;
— в местах установки отключающей арматуры;
— в местах пересечения с коммуникациями, в т.ч. с транспортными.
Опознавательные знаки (табличка-указатель) инсталлируются на неизменных ориентирах поблизости газопровода, как правило, справа по ходу газа.
На опознавательный символ наносятся данные о поперечнике, давлении, глубине заложения газопровода, материале труб, расстоянии до газопровода, сооружения либо соответствующей точки, телефон аварийно-диспетчерской службы.
Вдоль трассы полиэтиленового газопровода (кроме мест бестраншейной прокладки) предусмотрена укладка на расстоянии 0,2 м от верха трубы сигнальной ленты желтоватого цвета шириной не наименее 0,2 м с несмываемой надписью «ОГНЕОПАСНО! ГАЗ». На участках пересечений газопроводов с подземными инженерными коммуникациями сигнальная лента обязана быть уложена вдоль газопровода два раза на расстоянии не наименее 0,2 м меж собой и на 2 м в обе стороны от пересекаемого сооружения.
Для определения месторасположения газопровода предусмотрена укладка электрически пассивных маркеров SM 2500 производства компании «Seba KTM» в исходной и конечной точках газопровода, соответствующих точках, также через 50 м друг от друга.
На расстоянии не наименее 50 м от оси прокладки подземного газопровода во всех крышках колодцев подземных коммуникаций предвидено сверление отверстий для отбора проб на загазованность.
12. Обоснование количества и типов оборудования, в том числе грузоподъемного, тс и устройств, применяемых в процессе строительства линейного объекта
Механизация строй, монтажных и особых работ обязана быть всеохватывающей и осуществляться комплектами строй машин, оборудования, средств малой механизации, нужной монтажной оснастки, инструментария и приспособлений.
При выбирании машин и установок нужно предугадывать варианты их подмены в случае необходимости. Если предусматривается применение новейших строй машин, установок и приспособлений, нужно указывать наименование и адресок организации либо компании — изготовителя. Обеспечение строительства машинками, механизмами и тс произведено исходя из наличия парка машин и устройств в генподрядной и субподрядной организациях. Типы и мощность машин могут быть уточнены при разработке проекта производства работ (ППР), также могут быть изменены подобными по чертам. Примерный список основного нужного оборудования, машин, устройств, технологической оснастки, инструмента и приспособлений приведен в таблице 12.1.
Таблица 12.1. Рекомендуемый список машин и устройств
Наименование
Марка машин
Кол-во
Бульдозер — планировщик
KOMATSU
2
Экскаватор траншейный цепной вместимостью ковша 0,25 м3
KOMATSU
1
Трубоукладчик
1
Трамбовка
PC 60 H4T
1
Сварочный аппарат для сварки полиэтиленовых труб
FRIAMAT PRIME
1
Мобильные источники питания
ESE 1206 DHS — AT ES ISO
1
Компрессор передвижной
ЗИФ-55
1
Аппарат для резки ПЭ труб ручной
Гильотина
1
Автосамосвал
МАЗ-555102
1
Авто кран
DaewooNovus
1
установка ГНБ
Hanlyma HL518D
1
Фреза дорожная
ДС-197
1
Типы и количество машин и устройств, обозначенные в таблице, могут заменяться иными с подобными чертами. Строительная техника уточняется при разработке проекта производства работ, зависимо от парка машин и устройств подрядной строительной организации, осуществляющей стройку газопровода.
13. Организационно-технологическая схема последовательности сооружения линейного объекта
В согласовании со СНиП 12-01-2004 «Организация строительного производства» до начала выполнения строительно-монтажных (в том числе предварительных) работ на объекте заказчик должен получить в установленном порядке разрешение на выполнение строительно-монтажных работ и получать права ограниченного использования примыкающими земляными участками на время строительства. Выполнение работ без обозначенного разрешения запрещается.
Для организации своевременной подготовки строительства, обеспечения опережающей инженерной подготовки, обычной технологической обстановки для возведения объекта, ввода в эксплуатацию, правильной последовательности строительства, общее время, отводимое для строительства, делится на три периода: предварительный, главный и заключительный.
Строительно-монтажные работы следует делать в серьезном согласовании с проектом производства работ (ППР).
Все строительно-монтажные работы на объекте должны производиться по технологическим картам ППР, которые в свою очередь должны быть разработаны в согласовании с требованиями СНиП и технических критерий.
Освобождение и расчистка полосы отвода газопровода от мусора, древесно-кустарниковой растительности, демонтируемых сооружений, обязана выполняться по технологическим картам, или по раздельно разработанным на данный вид работ проектов производства работ.
Проектом предусматривается выполнение работ в последующей технологической последовательности:
— Отвод в натуре участка под трассу газопровода (снос древесно-кустарниковой растительности);
— Вызов на пространство представителей эксплуатирующих организаций;
— Разбивка трассы газопровода силами изыскательской организации;
— Огораживание зоны работ (небезопасных зон и мест);
— Устройство складских площадок для материалов и оборудования;
— Обеспечение участка строительства водой, электроэнергией с обеспечением мер противопожарной сохранности в согласовании с требованиями ППБ 01-03;
— Обеспечение связью для оперативно-диспетчерского управления производства работ;
— Обеспечение строительства противопожарным инвентарем и средствами сигнализации;
— Составление актов готовности объекта к производству работ;
— Шурфование подземных сооружений;
— Организация земельных работ;
— Прокладка трубопроводов;
— Сварка, сборка сварных сооружений;
— Контроль свойства сварочных работ;
— Продувка и пневматическое испытание трубопровода.
Полный размер строительно-монтажных работ производится строительно-монтажной бригадой, снаряженной строй машинками, механизмами и автотранспортом, согласно производимым работам по размеру.
Зону производства работ оградить временным инвентарным огораживанием по ГОСТ 23407-78 и установить сигнальные фонари красноватого цвета. В черное время суток освещенность зоны строй работ обязана быть не наименее 0,6 люкс, исключая возможность ослепления водителей и пешеходов.
13.1 Предварительный период производства работ
Предварительные мероприятия должны быть окончены до начала производства работ.
Окончание предварительных работ на строительной площадке обязано быть принято по акту о выполнении мероприятий по сохранности труда.
]]>