Jednostka projektowa: Siedziba biura: Adres do korespondencji: WWK - PROJEKT RAFAŁ WIERZBICKI ul. Międzyleska 4 ul. Ostródzka 24, ul. Ostródzka 24, 54-111 Wrocław 50-514 Wrocław 54-111 Wrocław tel. 71 367 58 39 tel./fax. 71 367 09 73 NIP 894-154-22-69; e-mail: biuro@grupag7.com.pl; Województwo dolnośląskie; powiat średzki, gmina Środa Śląska miasto, Obręb 0009, Jednostka ewidencyjna 021804_5, dz. nr 15, 27, 30, AM-21 Adres inwestycji: Środa Śląska, Chwalimierz dz. nr 15, 27, 30, AM-21 Inwestor: Operator Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A. oddział we Wrocławiu ul. Gazowa 3; 50-513 Wrocław Numer opracowania: Numer rewizji: Część: TECHNOLOGICZNA WYKAZ PROJEKTANTÓW BIORĄCYCH UDZIAŁ W OPRACOWANIU PROJEKTU Nazwa części Projektu Imię i nazwisko Podpis Zakres i nr uprawnień Część Technologiczna Projektant: Paweł Krzykawiak Uprawnienia budowlane do projektowania i do kierowania robotami budowlanymi bez ograniczeń w specjalności instalacyjnej w zakresie sieci, instalacji i urządzeń: wodociągowych i kanalizacyjnych, cieplnych, wentylacyjnych i gazowych nr 213/99/DUW DOIIB nr ewidencyjny DOŚ / IS / 5859 / 01 Wrocław, sierpień 2012r.
SPIS ZAWARTOŚCI SPIS ZAWARTOŚCI... 2 WYKAZ ZAŁĄCZONYCH RYSUNKÓW... 3 I. OPIS TECHNICZNY... 4 1. DANE INWESTYCJI... 4 2. PODSTAWA OPRACOWANIA... 4 3. PRZEDMIOT OPRACOWANIA... 4 4. ZAKRES OPRACOWANIA... 4 4.1. Obiekty do budowy i montażu... 4 4.2. Obiekty do demontażu... 5 4.3. Obiekty do ponownego wykorzystania... 6 5. PODSTAWOWE PARAMETRY TECHNICZNE... 6 5.1. Rodzaj gazu... 6 5.2. Orientacyjne parametry gazu... 6 5.3. Parametry pracy stacji... 6 6. INSTALACJE I URZĄDZENIA ISTNIEJĄCE NA TERENIE SRP... 6 7. INSTALACJE I URZĄDZENIA PROJEKTOWANE W ZAKRESIE CZĘŚCI TECHNOLOGICZNEJ... 7 7.1. Projektowane zagospodarowanie działki... 7 7.2. Stacja redukcyjna gazu... 7 7.3. Ciąg obejściowy (awaryjny)... 8 7.4. Zespół filtroseparatorów gazu... 9 7.5. Opomiarowanie gazu do celów technologicznych własnych (zasilanie kotłowni technolog.)... 9 7.6. Gazociągi międzyobiektowe na terenie stacji... 9 7.7. Zespół zaporowo-upustowy wlotowy DN100...10 7.8. Zespół zaporowo-upustowy wylotowy DN150...10 7.9. Tymczasowa stacja redukcyjno-pomiarowa z nawanialnią...10 8. WŁĄCZENIE PROJEKTOWANYCH GAZOCIĄGÓW DO ISTNIEJĄCEJ SIECI GAZOWEJ...11 8.1. Włączenie projektowanych gazociągów do istniejącej sieci gazowej...11 9. OCHRONA ANTYKOROZYJNA...12 9.1. Rurociągi...13 9.2. Kształtki...13 10. PRÓBY WYTRZYMAŁOŚCI I SZCZELNOŚCI...14 10.1. Osuszanie gazociągów po hydraulicznej próbie wytrzymałości...16 10.2. Warunki dopuszczenia obiektu do przeprowadzenia próby...16 10.3. Bezpieczeństwo i higiena pracy...16 11. ZABEZPIECZENIA P.POŻ....16 11.1. Powierzchni, wysokość i ilość kondygnacji....17 11.2. Odległość od obiektów sąsiadujących....17 11.3. Parametry pożarowe występujących substancji palnych....17 11.4. Przewidywana gęstość obciążenia ogniowego....17 11.5. Kategoria zagrożenia ludzi....17 11.6. Klasyfikacja zagrożeń p.poż....17 11.7. Podział obiektu na strefy pożarowe....20 11.8. Klasa odporności pożarowej oraz klasa odporności ogniowej i stopień rozprzestrzeniania ognia elementów budowlanych....20 11.9. Warunki ewakuacji, oświetlenie awaryjne oraz przeszkodowe....20 11.10. Sposób zabezpieczenia instalacji użytkowych....20 Strona 2 z 30
11.11. Dobór urządzeń przeciwpożarowych w obiekcie...20 11.12. Wyposażenie w gaśnicę....21 11.13. Zaopatrzenie w wodę do zewnętrznego gaszenia pożaru....21 11.14. Drogi pożarowe....21 12. REKULTYWACJA GRUNTÓW...21 13. WARUNKI TECHNICZNE WYKONANIA I ODBIORU...21 13.1. Elementy gazociągu...21 13.2. Spawanie...22 13.3. System jakości...22 13.4. Wykonywanie prac spawalniczych...22 13.5. Kontrola złączy spawanych...22 14. KOLORYSTYKA URZĄDZEŃ...23 14.1. Dla instalacji technologicznej...23 14.2. Dla słupków oznaczeniowych i oznaczeniowo pomiarowych...23 14.3. Dla słupków pomiarowych...23 15. WYTYCZNE BHP I P.POŻ. DOTYCZĄCE REALIZACJI INWESTYCJI....23 16. CZĘŚĆ AKP...24 17. OBSŁUGA STACJI...24 18. DOBÓR URZĄDZEŃ...24 19. UWAGI...25 II. ZESTAWIENIE URZĄDZEŃ I ARMATURY...26 WYKAZ ZAŁĄCZONYCH RYSUNKÓW Lp. Nazwa rysunku Nr rysunku 1. PROJEKT ZAGOSPODAROWANIA TERENU (skala 1:500) 487_PW_AB_01 2. PROJEKT ZAGOSPODAROWANIA TERENU (skala 1:100) _01 3. SCHEMAT TECHNOLOGICZNY _02 4. ROZMIESZCZENIE URZĄDZEŃ. PRZEKROJE. _ 5. PODZIEMNY ZESPÓŁ ZAPOROWO-UPUSTOWY WLOTOWY _04 6. PODZIEMNY ZESPÓŁ ZAPOROWO-UPUSTOWY WYLOTOWY _05 7. ZESPÓŁ FILTROSEPARATORÓW GAZU _06 8. ZABUDOWA MANOMETRU NA RUROCIĄGU PIONOWYM _07 9. ZABUDOWA MANOMETRU NA RUROCIĄGU POZIOMYM _08 10. KONTENER Z UKŁADEM REDUKCYJNYM I CIĄGIEM OBEJŚCIOWYM (RZUT I PRZEKROJE) _09 11. SCHEMAT PRÓB CIŚNIENIOWYCH _10 Strona 3 z 30
I. OPIS TECHNICZNY 1. DANE INWESTYCJI Roboty budowlane objęte niniejszym projektem prowadzone będą na terenie istniejącej stacji redukcyjnopomiarowej Środa Śląska, zwanej w dalszej części projektu SRP. Adres inwestycji: Województwo dolnośląskie; powiat średzki; gmina Środa Śląska. Lokalizacja inwestycji: Województwo dolnośląskie; powiat średzki, gmina Środa Śląska miasto, Obręb 0009, Jednostka ewidencyjna 021804_5; dz. nr 15, 27, 30, AM-21 Inwestor: Operator Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A. oddział we Wrocławiu ul. Gazowa 3; 50-513 Wrocław 2. PODSTAWA OPRACOWANIA Umowa z Inwestorem, Mapa do celów projektowych w skali 1:500, Wytyczne dostarczone przez Inwestora p.n. Wymagania dla stacji redukcyjno-pomiarowej Środa Śląska, Obowiązujące normy i przepisy prawne, Wizja lokalna, inwentaryzacja, uzgodnienia. 3. PRZEDMIOT OPRACOWANIA Przedmiotem niniejszego opracowania jest część technologiczna projektu wykonawczego inwestycji p.n. Przebudowa stacji redukcyjno pomiarowej I st. Środa Śląska. 4. ZAKRES OPRACOWANIA W zakresie części technologicznej roboty budowlane na terenie SRP obejmują: 4.1. Obiekty do budowy i montażu Stacja redukcyjno-pomiarowa w kontenerowej obudowie betonowej, o przepustowości projektowej 1600 Nm 3 /h, złożonej z pomieszczeń: reduktorowi, układu obejściowego, kotłowni oraz tymczasowej stacji redukcyjno-pomiarowej z nawanialnią, Gazociąg dolotowy do stacji DN100 wraz z podziemnym zespołem zaporowo-upustowym, MOP=5,5 MPa, PS=DP=6,05 MPa, Gazociąg wylotowy ze stacji DN150 wraz z podziemnym zespołem zaporowo-upustowym, MOP=0,6 MPa, PS=DP=0,72 MPa, Gazociąg dolotowy do kontenera armatury przewodu obejściowego DN50, MOP=5,5 MPa, PS=DP=6,05 MPa, Gazociąg wylotowy z kontenera armatury przewodu obejściowego DN100, MOP=0,6 MPa, PS=DP=0,72 MPa, Strona 4 z 30
Przeniesienie istniejącego układu filtroseparatorów gazu oraz budowa gazociągów przyłączeniowych DN50, MOP=5,5 MPa, PS=DP=6,05 MPa, Tymczasowy nadziemny gazociąg DN50 MOP=5,5 MPa, PS=DP=6,05 MPa, zasilający tymczasową stację redukcyjno-pomiarową z nawanialnią, na czas trwania przebudowy SRP. Tymczasowy nadziemny gazociąg DN100 MOP=0,6 MPa, PS=DP=0,72 MPa, od tymczasowej stacji redukcyjno-pomiarowej z nawanialnią, na czas trwania przebudowy SRP. 4.2. Obiekty do demontażu Kontenerowa stacja redukcyjna gazu z kotłownią technologiczną wraz z gazociągiem przyłączeniowym oraz fundamentem; ZZU wlotowe i wylotowe ze stacji wraz z gazociągami międzyobiektowymi; Maszt; Tymczasowa stacja redukcyjno-pomiarowa z nawanialnią (po zakończeniu przebudowy SRP), Istniejący maszt antenowy należy zdemontować i przekazać do skupu złomu. Wykonawca zobowiązany jest do sporządzenia spisu elementów przekazanych do skupu złomu, wraz z wykazem ich orientacyjnej wagi. W trakcie prowadzenia prac remontowych dominować będą odpady związane z prowadzeniem robót ziemnych, konstrukcyjnych, instalacyjnych, wykończeniowych i rozbiórkowych. Do odpadów tych należą: gruz budowlany (kawałki cegieł, zaprawa cementowo wapienna, beton, itp.) kod 17 01 02, 17 01 80, 17 01 01 złom stalowy (kawałki kształtowników, rur, drutu, blachy, itp.) kod 17 04 05 odpady materiałów instalacyjnych (kawałki kabli, drewna, itp.) kod 17 04 11, 17 02 01 opakowania (opakowania materiałów budowlanych wykonane z papieru, metalu, itp.) kod 17 02 01 sorbenty, materiały filtracyjne zanieczyszczone substancjami niebezpiecznymi (powstałe w wyniku neutralizacji ewentualnych wycieków z maszyn budowlanych) oraz odpady opakowaniowe po środkach niebezpiecznych, kod 15 02 02* zmieszane odpady z budowy, remontów i demontażu inne niż wymienione w 17 09 01, 17 09 02 i 17 09 kod 17 09 04 Wykonawca robót budowlanych, na 30 dni przed rozpoczęciem działalności, powinien złożyć zgodnie z art. 24 ust. 1 ustawy z dnia 27 kwietnia 2001r. o odpadach (t.j. Dz. U. 2007r. Nr 39, poz. 251 z późn. zm.) informację o wytwarzanych odpadach oraz o sposobach gospodarowania tymi odpadami (informację uważa się za przyjętą, jeśli organ w terminie 30 dni nie wniósł sprzeciwu, w drodze decyzji, do złożonej informacji). W trakcie eksploatacji stacji: sorbenty, materiały filtracyjne zanieczyszczone substancjami niebezpiecznymi (powstałe w wyniku neutralizacji ewentualnych wycieków z maszyn budowlanych) kod 15 02 02* Wszelkie odpady budowlane będą gromadzone selektywnie, w sposób zapobiegający ich mieszaniu w wydzielonej części placu budowy w szczelnych zamkniętych i oznakowanych pojemnikach, w sposób zapobiegający ich mieszaniu. W tym celu wyznaczone zostaną miejsca ich tymczasowego magazynowania. Wszelkie odpady budowlane, odpady materiałów instalacyjnych i wykończeniowych będą sukcesywnie segregowane na drewno, tworzywa sztuczne, metale, pozostałości z segregacji i przekazane do odzysku lub w przypadku braku takiej możliwości do unieszkodliwienia. Złom stalowy przekazać do punktu skupu złomu. Wytworzone odpady zostaną przekazane (na podstawie umów OGP GAZ-SYSTEM) do zagospodarowania firmom posiadającym stosowne zezwolenie. Strona 5 z 30
4.3. Obiekty do ponownego wykorzystania Projektuje się przeniesienie istniejącego układu filtroseparatorów gazu, posadowienie w miejscu wskazanym na Projekcie Zagospodarowania Terenu. 5. PODSTAWOWE PARAMETRY TECHNICZNE 5.1. Rodzaj gazu SRP zasilana będzie gazem ziemnym wysokometanowym E (wg PN-C-04750), o następującym orientacyjnej zawartości głównych składników: - metan CH4 96,18% obj. - etan C2H6 1,05% obj. - propan C3H8 0,20% obj. - azot N2 2,00% obj. - dwutlenek węgla CO2 0,05% obj. 5.2. Orientacyjne parametry gazu - gęstość właściwa (war. normalne) 0,74 kg/m 3 - gęstość względna 0,58 - temperatura samozapalenia 650 C - ciepło spalania 39,56 MJ/m 3 - wartość opałowa 35,70 MJ/m 3 - liczba Wobby ego 52,29 MJ/m 3 - klasa temperaturowa T1 - grupa wybuchowości IIA - dolna granica wybuchowości: a) objętościowa 4,9% b) wagowa 33 g/m 3 - górna granica wybuchowości: a) objętościowa 14,7% b) wagowa 100 g/m 3. 5.3. Parametry pracy stacji - maksymalna przepustowość stacji VNmax = 1600 Nm 3 /h, - maksymalne ciśnienie robocze (wlot) MOPwej = 5,5 MPa, - minimalne ciśnienie robocze (wlot) Pwej min = 1,0 MPa, - najwyższe dopuszczalne ciśnienie (wlot) PSwej = DPwej = 1,1 MOPwej=6,05 MPa - maksymalne ciśnienie robocze (wylot) MOPwyj = 0,6 MPa, - minimalne ciśnienie wyjściowe Pwyj = 0,1 MPa, - temperatura robocza gazu OT = 0 20 C, - temperatura obliczeniowa DT = -29 / +50 C. 6. INSTALACJE I URZĄDZENIA ISTNIEJĄCE NA TERENIE SRP Na terenie SRP zlokalizowane są : kontener wraz z fundamentem i urządzeniami ciągu redukcyjnego i kotłowni, kontener wraz z fundamentem i urządzeniami układu pomiarowego i nawanialni, nadziemne zespoły zaporowo-upustowe (wejściowy i wyjściowy) z fundamentami, układ filtroseparatorów, gazociągi łączące, Strona 6 z 30
ogrodzenie terenu z bramą i furtką, pomieszczenie AKP, przewody elektryczne, telemetrii i AKP Teren SRP jest ogrodzony oraz prowadzi do niego droga dojazdowa. Obecnie dojazd do stacji odbywa się od strony dz. nr 15 (poprzez działkę 27). Ogrodzenie i układ komunikacyjny wewnątrz stacji zostanie przebudowany (wg części architektoniczno budowlanej). 7. INSTALACJE I URZĄDZENIA PROJEKTOWANE W ZAKRESIE CZĘŚCI TECHNOLOGICZNEJ Przed rozpoczęciem robót montażowych miejsca włączeń do istniejących gazociągów oraz miejsca skrzyżowań z istniejącymi gazociągami należy zinwentaryzować i namierzyć poprzez wykopy kontrolne. Zagłębienia odcinków projektowanych gazociągów włączanych do istniejącej sieci gazowej Wykonawca robót powinien zweryfikować i dostosować do zagłębienia istniejących gazociągów. Wykonawca jest zobowiązany do uzgodnienia robót z właścicielami terenów, na których będą prowadzone prace. 7.1. Projektowane zagospodarowanie działki W ramach inwestycji na terenie działki nr 30 projektuje się: Stację redukcyjną w kontenerowej obudowie betonowej, o przepustowości projektowej 1600 Nm 3 /h, złożonej z pomieszczeń: reduktorowi oraz kotłowni, zespoloną z kontenerem armatury przewodu obejściowego w obudowie betonowej wraz z układem technologicznym, Tymczasową stację redukcyjno-pomiarową (na czas prowadzenia robót w celu zapewnienia nieprzerwanej dostawy gazu do odbiorców), Gazociąg dolotowy do stacji DN100, PN6,3 MPa wraz z podziemnym zespołem zaporowo-upustowym, MOP=5,5 MPa, PS=DP=6,05 MPa, Gazociąg wylotowy ze stacji DN150 wraz z podziemnym zespołem zaporowo-upustowym, MOP=0,6 MPa, PS=DP=0,72 MPa, Gazociąg dolotowy do kontenera armatury przewodu obejściowego DN50, MOP=5,5 MPa, PS=DP=6,05 MPa, Gazociąg wylotowy z kontenera armatury przewodu obejściowego DN100, MOP=0,6 MPa, PS=DP=0,72 MPa, Przeniesienie istniejącego układu filtroseparatorów gazu oraz budowę gazociągów przyłączeniowych DN50, MOP=5,5 MPa, PS=DP=6,05 MPa, Tymczasowy nadziemny gazociąg DN50 MOP=5,5 MPa, PS=DP=6,05 MPa, zasilający tymczasową stację redukcyjno-pomiarową, na czas trwania przebudowy SRP, Tymczasowy nadziemny gazociąg DN100 MOP=0,6 MPa, PS=DP=0,72 MPa, wylotowy z tymczasowej stacji redukcyjno-pomiarowej z nawanialnią, na czas trwania przebudowy SRP. 7.2. Stacja redukcyjna gazu W celu zapewnienia wymaganych parametrów gazu zastosowano stację redukcyjną w kontenerowej obudowie betonowej, zespoloną z kontenerem układu obejściowego i kotłowni. Poza tym, Wykonawca robót dostarczy na teren planowanej inwestycji tymczasową stację redukcyjno pomiarową z nawanialnią (wg punktu 7.9 oraz części AKP - opracowanie 487_PW_AKP). Wymagania dotyczące stacji redukcyjno-pomiarowej zawarte są w załączniku p.n. Wymagania dla stacji redukcyjno-pomiarowej Środa Śląska (należy ich bezwzględnie przestrzegać), a ponadto: Strona 7 z 30
obudowa stacji kontenerowa, betonowa typu Atlas, tynk akrylowy lub mineralny w kolorze zielonym z izolacją termiczną. Obudowa powinna umożliwiać dostęp do urządzeń stacji także od wewnątrz, ciągi redukcyjne wyposażone w filtry gazu, podgrzewacze gazu, reduktor monitor z wbudowanym zaworem szybkozamykającym, reduktor podstawowy, wydmuchowy zawór upustowy 2% przepustowości reduktora, wszystkie połączenia armatury i urządzeń kołnierzowe, piloty reduktorów podgrzewane lub podgrzewany gaz do sterowania pilota, zawory szybkozamykające wyposażone w bezstykowe wyłączniki krańcowe do sygnalizacji zadziałania zaworu, zabudowę czujników w pomieszczeniach zagrożonych wybuchem wykonać jako przeciwwybuchową, poziom hałasu na stanowiskach pracy, wywołany pracą stacji, winien spełniać wymagania normy zakładowej ZN-G-4120:2004, na wszystkich ciągach z redukcją automatyczną stosować tłumiki hałasu, zgodnie z ZN-G-4120:2004 pomieszczenia reduktorowni, przewodu awaryjnego i kotłowni winny posiadać wentylację kategorii A; podłoga w tych pomieszczeniach winna być wykonana jako nie iskrząca, wszystkie drzwi kontenera wyposażyć w wyłączniki krańcowe do sygnalizacji stanu zamknięte/otwarte kompletne wyposażenie kontenerowej stacji gazowej w aparaturę AKP według odrębnego projektu AKP, sygnalizacje zamknięcia głowicy odcinającej gaz oraz z pozostałych czujników podłączone zostaną do systemu telemetrii - wg projektu AKP, szczegółowe dane dotyczące obudowy kontenerowej oraz fundamentów zawarte zostały w części architektoniczno-budowlanej projektu wykonawczego, podłogę w pomieszczeniach reduktorowni i armatury przewodu obejściowego należy wykonać jako antyelektrostatyczną zgodnie z PN-IEC 61340-4:2000, kontener stacji winien spełniać wymogi norm zakładowych PGNiG, a w szczególności: ZN-G-4120, ZN-G-4121, ST-G-0:2008, wyloty rury DN15, DN20 z zaworów upustowych i DN15, DN20, rurociągów odprężających należy wyprowadzić na zewnątrz kontenera, min. 1m nad najwyżej położony element dachu oraz wyposażyć w atestowany bezpiecznik ogniowy (przerywacz płomienia), pomieszczenia projektowanej stacji redukcyjno - pomiarowej nie zagrożone wybuchem należy wyposażyć w instalację oświetleniową, pomieszczenia w kontenerze stacji redukcyjno pomiarowej zagrożone wybuchem od pomieszczeń nie zagrożonych wybuchem musza być oddzielone ścianą gazoszczelną (wg ZN-G-4120). Zastosowane urządzenia ciągu podstawowego: reduktor podstawowy (R1, R2) - APERFLUX 851 DN50 PN63, reduktor monitor z wbudowanym zaworem szybkozamykającym (RZSZ1, RZSZ2) - REFLUX 819 + + SB82 DN50 PN63, podgrzewacz gazu (PG1, PG2) - KSI/1 DN50 PN63 ALSI, filtr przeciwpyłowy gazu (F1, F2) - HFA 1,0 -TRC DN50 PN63 ALSI z wyposażeniem: - manometr tarczowy z kurkiem manometrowym ZC-5 PN63 CEGAZ, - kurek odpowietrzający DN15 PN63 CEGAZ, - manometr różnicowy DP-10/RM PN63, zawór wydmuchowy (WZU1, WZU2) - ZW-02 DN15 PN16 ALSI, 7.3. Ciąg obejściowy (awaryjny) Zastosowane urządzenia ciągu awaryjnego: zawór szybkozamykający (ZSZ3) SBC 782 DN50 PN63, Strona 8 z 30
zawór regulacyjny (ZR) VLM DN50 PN63. 7.4. Zespół filtroseparatorów gazu Pomiędzy zespołem zaporowo-upustowym wlotowym DN100 PN63 i kontenerem układu redukcyjnego zaprojektowano zabudowę przeniesionego istniejącego układu filtroseparatorów gazu. Układ ten składa się z dwóch filtroseparatorów, z których jeden jest roboczy, a drugi rezerwowy. Zespół filtroseparatorów gazu wyposażony zostanie w podest obsługowy oraz fundamenty, wg części architektoniczno-budowlanej projektu. Parametry pracy filtroseparatora: - przepustowość: VNmax = 1600 Nm 3 /h, - średnice króćców: DN50 PN63 - maksymalne ciśnienie robocze MOPwej= 5,5 MPa, - najwyższe dopuszczalne ciśnienie (wlot) PSwej = DPwej = 6,05 MPa, - zakres ciśnienia gazu: Pwej= 2,05,5 MPa, - temperatura robocza gazu OT = 0 20 C, - temperatura obliczeniowa DT = -29 / +50 C. 7.5. Opomiarowanie gazu do celów technologicznych własnych (zasilanie kotłowni technologicznej) Zastosowane urządzenia: Filtr przeciwpyłowy FA/0,5 DN25 PN16 Reduktor ARD-10 Manometr tarczowy 6 kpa Gazomierz miechowy (GM) G6N Manometr tarczowy 6 kpa Zawór klapowy MAG-3 DN50 PN16 Kurek kulowy DN50 PN16 (obejście gazomierza GM) 7.6. Gazociągi międzyobiektowe na terenie stacji a) Gazociąg wlotowy DN100 Na wlocie do stacji zostanie wybudowany gazociąg wlotowy DN100 z zabudowanym na nim monoblokiem izolującym DN100 (ZI1) i podziemnym ZZU wlotowym DN100 PN63, MOP=5,5 MPa (ZZUwej). Gazociąg wlotowy włączony zostanie do istniejącego gazociągu wlotowego do SRP metodą klasyczną, przed istniejącym ZZU (przewidzianym do likwidacji). b) Gazociągi podłączeniowe DN50 do zespołu filtroseparatorów Za wlotowym ZZU DN100 PN63 zostanie zabudowany istniejący zespół filtroseparatorów DN50 PN63, MOP=5,5 MPa oraz zostaną wybudowane gazociągi przyłączeniowe DN50. c) Gazociągi podłączeniowe armatury przewodu obejściowego Do kontenera armatury przewodu obejściowego gaz dopływał będzie zaprojektowanym gazociągiem DN50, MOP=5,5 MPa, który włączony zostanie do gazociągu zasilającego SRP (przed ZZU wlotowym DN100). Z kontenera armatury przewodu obejściowego gaz odpływał będzie zaprojektowanym gazociągiem DN100, MOP=0,6 MPa, który włączony zostanie do dwóch gazociągów wylotowych z SRP (za ZZU wylotowym DN150). d) Tymczasowy gazociąg DN50/DN100 Na czas trwania prac przepięciowych wybudowany zostanie nadziemny tymczasowy gazociąg DN50 (DN100 po redukcji) łączący istniejący gazociąg w/c z istniejącym gazociągiem wylotowym ze stacji redukcyjno-pomiarowej. Strona 9 z 30
Gazociąg ten zostanie wpięty metodą hermetyczną do istniejącego gazociągu w/c (od strony zasilania) i istniejących dwóch gazociągów wylotowych ze stacji redukcyjno-pomiarowej (od strony odbioru również metodą hermetyczną). Gazociąg tymczasowy ułożony będzie na podkładach betonowych w odstępie około 3 m. Po wybudowaniu docelowego układu gazociągów, gazociąg czasowy zostanie zlikwidowany. Dodatkowo, na tymczasowym gazociągu obejściowym zamontować króćce do pomiaru ciśnienia i stężenia THT. Zabudowa króćców analogicznie jak dla projektowanego ZZU wylotowego. e) Gazociąg wylotowy DN150 Na wylocie z kontenerowej stacji redukcyjno pomiarowej wybudowany zostanie gazociąg wylotowy DN150 łączący stację z wylotowym ZZU DN150 i istniejącymi dwoma gazociągami wylotowymi. Przed włączeniem projektowanego gazociągu do istniejących gazociągów (za ZZU wylotowym przeznaczonym do likwidacji) zabudowany zostanie monoblok izolujący DN150 (ZI2). 7.7. Zespół zaporowo-upustowy wlotowy DN100 Wlotowy zespół zaporowo-upustowy DN100, MOP=5,5 MPa zaprojektowany został jako podziemny, wyposażony w kurek kulowy spawany DN100, PN63, rurociągi wydmuchowe DN50 z lokalną kolumną wydmuchową DN50. Napędy armatury podziemnej należy wyposażyć w kolumny wyprowadzone do skrzynek ulicznych znajdujących się na poziomie terenu. Kolumny upustowe usytuowane w studzienkach Ø800 w poziomie terenu z możliwością przedłużenia o 3,0 m na czas upustu. ZZU przedstawiony został na rysunku. 7.8. Zespół zaporowo-upustowy wylotowy DN150 Wylotowy zespół zaporowo - upustowy DN150, MOP=0,6 MPa zaprojektowany został jako podziemny, wyposażony w kurek kulowy spawany DN150, rurociągi wydmuchowe DN50 z lokalną kolumną wydmuchową DN50. Napędy armatury podziemnej należy wyposażyć w kolumny wyprowadzone do skrzynek ulicznych znajdujących się na poziomie terenu. Kolumny upustowe usytuowane w studzienkach Ø800 w poziomie terenu z możliwością przedłużenia o 3,0 m na czas upustu. ZZU przedstawiony został na rysunku. 7.9. Tymczasowa stacja redukcyjno-pomiarowa z nawanialnią W czasie wykonywania prac zasilanie odbiorców realizowane będzie poprzez tymczasową stację redukcyjną z pomiarem i nawanialnią. Stacja ta wyposażona będzie w układ pomiarowy U-1 z gazomierzem rotorowym (min. DN100 G250, max. DN150 G400). Parametry pracy stacji tymczasowej: maksymalna przepustowość stacji maksymalne ciśnienie robocze (wlot) minimalne ciśnienie robocze (wlot) najwyższe dopuszczalne ciśnienie (wlot) maksymalne ciśnienie robocze (wylot) V Nmax = 1600 Nm 3 /h, MOP wej = 5,5 MPa, P wej min = 1,0 MPa, PS wej = DP wej = 1,1 MOP wej=6,05 MPa MOP wyj = 0,6 MPa, Dodatkowe wymagania: przetwornik ciśnienia absolutnego wraz ze zbloczem pomiarowym SMART (np. typu 3051 EMERSON lub EJX 310A YOKOGAWA ) o zakresie pomiarowym 0-0,7 MPa, prąd wyjściowy 4-20 ma, cyfrowy przetwornik temperatury typu MacT II z czujnikiem CT-5 lub AP TOP GB-12 zakres pomiarowy: od -10 do +40 C, prąd wyjściowy: 4-20 ma, gwint M 20x1,5, sieciowy przelicznik objętości (np. MSP-02 FC INTEGROTECH lub Mac-Mat II A/4 COM PLUM ), przelicznik zasilić z sieci 230 V poprzez prowizoryczne ułożony kabel YKY 3x2,5 mm 2, obwód zasilania przetwornika zabezpieczyć wyłącznikiem nadmiarowo prądowym typu S-B2, Strona 10 z 30
do systemu telemetrii (SCADA, KOLEKTOR) zastosować istniejące modemy GSM/GPRS wraz z zasilaczami i antenami. Urządzenia zostaną podłączone w końcowej fazie przepinania stacji tymczasowej, obwody zasilania zasilaczy zabezpieczyć niezależnymi wyłącznikami nadmiarowo prądowymi typu S-B2, przed włączeniem do ruchu układu pomiarowego należy przeprowadzić badania elektryczne kabli obwodów zasilania i udokumentować je stosownymi protokołami. Szczegółowy opis dotyczący korekcji przepływu, sposobu zasilania, rodzaju urządzeń itp. wg części AKP (487_PW_AKP). 8. WŁĄCZENIE PROJEKTOWANYCH GAZOCIĄGÓW DO ISTNIEJĄCEJ SIECI GAZOWEJ Wszystkie włączenia do istniejącej sieci gazowej wykonuje Wykonawca robót. Przed przystąpieniem do realizacji robót włączeniowych Wykonawca powinien uaktualnić wymagania i sposób realizacji włączeń z OGP Gaz-System S.A. Oddział we Wrocławiu. Projekt robót związanych z włączeniem projektowanych gazociągów do istniejącej sieci gazowej (w tym włączeń hermetycznych) opracuje Wykonawca robót i przedstawi do uzgodnienia OGP Gaz-System S.A. Oddział we Wrocławiu. W niniejszym projekcie przedstawiony został wyłącznie orientacyjny tok robót. 8.1. Włączenie projektowanych gazociągów do istniejącej sieci gazowej Zgodnie z warunkami do projektowania wydanymi przez Inwestora włączenie projektowanych gazociągów do istniejącej sieci gazowej może odbyć się na zasadzie jednorazowego krótkotrwałego wpięcia. Przed przystąpieniem do prac podłączeniowych, należy: przygotować i umiejscowić tymczasową stację redukcyjno-pomiarową z nawanialnią, wybudować tymczasowe gazociągi napowierzchniowy wysokiego i średniego ciśnienia, wyznaczyć miejsca montażu fittingów i króćców (upustowych i balonowych), związanych z wpięciami hermetycznymi, wpiąć tymczasowy gazociąg napowierzchniowy wraz z tymczasową stacją redukcyjno-pomiarową z nawanialnią do istniejących gazociągów w/c i śr/c metodą hermetyczną, wykonać stopowanie hermetyczne (np. metodą T.D.W. ), po uruchomieniu przepływu gazu gazociągiem tymczasowym BY-PASS, wybudować docelową kontenerową stację z pomieszczeniami reduktorowni oraz kotłowni, wybudować kontener z pomieszczeniem układu obejściowego, wybudować gazociąg wlotowy do SRP wraz z ZZU wlotowym, wybudować gazociąg wylotowy z SRP wraz z ZZU wylotowym, wybudować pozostałe gazociągi międzyobiektowe na terenie SRP. Gazociągi tymczasowe należy połączyć z tymczasową stacją redukcyjno-pomiarową z nawanialnią w celu umożliwienia regulacji ciśnienia gazu na czas robót włączeniowych. Po uruchomieniu tymczasowego układu redukcyjno-pomiarowego z nawanialnią należy odciąć przepływ gazu przez istniejące układy technologiczne SRP, poprzez zastosowanie stopowania hermetycznego (np. metodą T.D.W., po stronie wysokiego ciśnienia oraz po stronie średniego ciśnienia). Tak wyseparowany układ gazociągów należy odgazować przez istniejące upusty na terenie SRP. (odgazowywać należy oddzielnie układy w/c i śr/c). Włączenie do istniejącego gazociągu po stronie w/c: wyznaczyć miejsca montażu oraz zamontować fittingi i króćce (upustowe i balonowe), związane z wpięciami oraz stopowaniami hermetycznymi, zabudować króciec do odgazowania i azotowania, wykonać wpięcie hermetyczne do gazociągu w/c poprzez zasuwę DN50, Strona 11 z 30
uruchomić przepływ gazu (po wykonaniu wpięć po stronie wysokiego i średniego ciśnienia) przez tymczasowy gazociąg napowierzchniowy BY-PASS, wykonać stopowanie hermetyczne (np. metodą "T.D.W."), odciąć gazociągi na terenie SRP (po uprzednim wykonaniu hermetycznego stopowania przepływu gazu oraz balonowania po stronie śr/c), po wybudowaniu SRP oraz przeprowadzeniu prób gazociągów międzyobiektowych SRP, wykonać wpięcie metodą klasyczną do gazociągu w/c poprzez spoiny gwarantowane. UWAGA: Dopuszcza się zastosowanie innego toku robót, po uprzednim uzgodnieniu i zaakceptowaniu przez Inwestora i Projektanta. Włączenie do istniejącego gazociągu po stronie śr/c: wyznaczyć miejsca montażu oraz zamontować fittingi i króćce (upustowe i balonowe), związane z wpięciami oraz stopowaniami hermetycznymi, zabudować króćce do odgazowania i azotowania, wykonać wpięcia hermetyczne do gazociągu śr/c poprzez kurki, wykonać stopowanie hermetyczne (np. metodą "T.D.W."), odciąć gazociągi na terenie SRP (po uprzednim wykonaniu hermetycznego stopowania przepływu gazu oraz balonowania po stronie w/c), po wybudowaniu SRP oraz przeprowadzeniu prób gazociągów międzyobiektowych SRP, wykonać wpięcie metodą klasyczną do gazociągów śr/c poprzez spoiny gwarantowane. UWAGA: Dopuszcza się zastosowanie innego toku robót, po uprzednim uzgodnieniu i zaakceptowaniu przez Inwestora i Projektanta. Po zakończeniu prac, zdemontować tymczasowy gazociąg napowierzchniowy wraz z tymczasową stacją redukcyjno-pomiarową z nawanialnią. Wszelkie roboty związane z demontażem istniejących gazociągów wykonywać po uprzednim przedmuchaniu azotem lub innym gazem obojętnym. Po zakończeniu prac związanych z montażem i uruchomieniem nowej stacji redukcyjno-pomiarowej Wykonawca zdemontuje tymczasową stację redukcyjno-pomiarową z nawanialnią Wykonanie wymienionych wyżej robót włączeniowych do czynnej sieci gazowej musi być realizowane: przez osoby posiadające upoważnienie, kwalifikacje i doświadczenie w realizacji takich prac, w terminie wyznaczonym przez Operatora sieci gazowej, za zgodą i pod nadzorem służb technicznych Operatora sieci gazowej, w powiązaniu z warunkami zawartymi w oświadczeniach. Warunki spawania projektowanych gazociągów z istniejącymi gazociągami stalowymi oraz sposób przygotowania brzegów do spawania opracuje Wykonawca robót, po określeniu w trakcie prowadzonych robót grubości ścianek istniejących gazociągów. 9. OCHRONA ANTYKOROZYJNA Wszystkie elementy instalacji powinny być zabezpieczone antykorozyjnie i posiadać świadectwo odbioru 3.1. Strona 12 z 30
9.1. Rurociągi: Podziemne: Fabryczna powłoka izolacyjna polietylenowa wzmocniona N-v rodzaju 3LPE wg DIN 30670. Zaleca się stosowanie rur pokrytych fabryczną powłoką 3LPE N-v wg DIN 30670. Dopuszcza się wykonanie powłoki rur na placu budowy systemem nawojowym klasy C50 wg PN-EN 12068, zgodnie z wymogami OGP Gaz-Systemu S.A. Oddział we Wrocławiu. Powierzchnie rur przed nałożeniem powłok na placu budowy powinny być przygotowane obróbką strumieniowocierną do stopnia czystości Sa 2 ½ wg PN-ISO 8501-1. Nadziemne: Farba epoksydowa podkładowa 1 warstwa, grubość suchej powłoki ok. 125 m oraz farba epoksydowa nawierzchniowa w kolorze żółtym, grubość suchej powłoki ok. 150 m. 9.2. Kształtki: Podziemne: - średnica DN 150 fabryczna powłoka izolacyjna polietylenowa wzmocniona N-v 3LPE wg DIN30670 - średnica DN100 i mniejsze - Wykonanie powłoki na placu budowy systemem nawojowym klasy C50. System izolacji wykonywanych na budowie należy przyjąć wg wymogów Inwestora. Powierzchnie rur przed nałożeniem powłok na placu budowy powinny być przygotowane obróbką strumieniowo-cierną do stopnia czystości Sa 2 1/2 wg PN-ISO 8501-1. Nadziemne - tak jak rurociągi nadziemne. 9.3. Armatura odcinająca Podziemna: Powłoką zewnętrzną według DIN 30677.2 PUR Teer S (w miarę potrzeb doizolować na placu budowy jednym z alternatywnych systemów nawojowych), Nadziemna - tak jak rurociągi nadziemne. 9.4. Złącza spawane Wykonawca uzgodni w OGP GAZ-SYSTEM we Wrocławiu technologię wykonania połączeń spawanych. Podziemne opaski termokurczliwe wg PN-EN 12068, Nadziemne - tak jak rurociągi nadziemne. Powłoki rur i elementów kształtowych przed zasypaniem należy poddać badaniu szczelności przy pomocy poroskopu iskrowego, wykryte nieszczelności powinny zostać naprawione. Badania powłok należy potwierdzić świadectwem odbioru 3.1 wg PN-EN 10204:2006. Wszystkie elementy instalacji powinny być zabezpieczone antykorozyjnie. Rurociągi wychodzące nad poziom ziemi zabezpieczyć do wysokości 200 mm nad terenem taśmą Thermofit Flexclad II-C50, dla zabezpieczenia przed promieniowaniem słonecznym. Powierzchnia przeznaczona do zabezpieczenia antykorozyjnego powinna wykazywać stopień przygotowania powierzchni obróbką strumieniowo-cierną Sa 2½ wg PN-ISO 8501-1:1996. Pozostające w ziemi stalowe elementy po robotach włączeniowych (np. króćce po hermetycznych włączeniach, balonowaniu, azotowaniu itd.) należy zabezpieczyć antykorozyjnie. Elementy te należy zaizolować zgodnie z wymogami OGP Gaz-System S.A. Oddział we Wrocławiu, np. wg jednej z następujących metod: a) taśmą K1 z drewno-plastem i matą osłonową firmy Vogelsang, b) systemem Anticor Plast. Strona 13 z 30
10. PRÓBY WYTRZYMAŁOŚCI I SZCZELNOŚCI Próby wytrzymałości i szczelności należy przeprowadzić zgodnie z następującymi aktami prawnymi i normami: Rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 30 lipca 2001 r. w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać sieci gazowe (Dz.U. nr 97, poz. 1055), norma zakładowa ZN-G-4120:2004 Systemy dostawy gazu stacje gazowe wymagania ogólne, normą PN-92/M-345 Gazociągi i instalacje gazownicze. Próby rurociągów. Lokalizację SRP zaliczono (wg Rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 30 lipca 2001 r. w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać sieci gazowe; Dz.U. nr 97, poz. 1055) do drugiej klasy lokalizacji. a) Próby rurociągów pracujących na ciśnieniu MOP = 5,5 MPa: - próba wytrzymałości ppw = 1,5 MOPwej 8,3 MPa, - czynnik próbny: woda, - czas badania: 12h - próba szczelności pps = 1,1 MOPwej 6,1 MPa, - czynnik próbny: powietrze, - czas badania: 24h b) Próby urządzeń pracujących na ciśnieniu MOP = 5,5 MPa: Dodatkowo wszystkie urządzenia (bateria filtroseparatorów, filtrów, układu redukcyjnego, ciągu obejściowego) pracujące pod ciśnieniem 5,5 MPa, poddać próbie pneumatycznej szczelności: - próba szczelności pps = MOP = 5,5 MPa, - czynnik próbny: powietrze, - czas badania: 24h c) Próby rurociągów pracujących na ciśnieniu MOP = 0,6 MPa: - próba wytrzymałości ppw = 1,5 MOPwej 0,9 MPa, - czynnik próbny: woda, - czas badania: 12h - próba szczelności pps = 1,1 MOPwej 0,7 MPa, - czynnik próbny: powietrze, - czas badania: 24h d) Próby urządzeń pracujących na ciśnieniu MOP = 0,6 MPa: Dodatkowo wszystkie urządzenia pracujące pod ciśnieniem 0,6 MPa poddać próbie pneumatycznej szczelności: - próba szczelności pps = MOP = 0,6 MPa, - czynnik próbny: powietrze, - czas badania: 24h e) Instalacja gazowa do kotłowni technologicznej: Instalację gazową do kotłowni technologicznej poddać próbie hydraulicznej szczelności: - próba szczelności pps = 100 kpa, - czynnik próbny: powietrze, - czas badania: 0,5h f) Instalacja grzewcza kotłowni technologicznej (część wodna): Instalację grzewczą kotłowni technologicznej (część wodna) należy poddać próbie zgodnie z PN-64/B-10400. Strona 14 z 30
Sposób przeprowadzenia prób (wg PN-92/M-345). Sposób przeprowadzenia próby wytrzymałości: Sposób przeprowadzenia próby szczelności: UWAGI: Schemat prób ciśnieniowych przedstawiono na rysunku. Gazociągi, na których wykonywane są próby szczelności i wytrzymałości powinny być oznakowane zgodnie z ZN-G-3001, 3004. Gazociągi podczas próby winny być zamocowane na podporach i częściowo przysypane w wykopie. Złącza spawane winny być odsłonięte i dostępne dla oględzin. W najniższych punktach gazociągów Strona 15 z 30
poszczególnych sekcji próbnych należy zamontować króćce odwadniające gazociąg po próbach (po próbach króćce odwadniające zaślepić i zabezpieczyć antykorozyjnie). Wykonawca we własnym zakresie zapewni dostarczenie i odprowadzenie wody po hydraulicznej próbie szczelności. Zaleca się wywóz wody, przez uprawnioną firmę, w miejsce przewidziane do tego celu. W wyjątkowych przypadkach, np. w warunkach zimowych dopuszcza się wykonanie próby wytrzymałości z wykorzystaniem jako czynnika próbnego powietrza lub gazu obojętnego. W tym przypadku ciśnienie próbne nie powinno wywoływać naprężeń obwodowych w ściance rury większych niż 0,8 Rt 0,5 ZMIANA CZYNNIKA MUSI BYĆ PISEMNIE UZASADNIONA PRZEZ WYKONAWCĘ ORAZ MUSI BYĆ UZGODNIONA Z PROJEKTANTEM I INWESTOREM. 10.1. Osuszanie gazociągów po hydraulicznej próbie wytrzymałości Przed próbą wytrzymałości i szczelności w najniższych punktach badanego odcinka gazociągu należy zamontować króćce do spustu wody z gazociągów po hydraulicznej próbie wytrzymałości. Króćce należy rozmieścić tak, aby umożliwić odwodnienie całych gazociągów. Osuszanie gazociągu zaleca się przeprowadzić metodą próżniową w połączeniu z nadmuchem suchego powietrza (punkt rosy ok. 60 C). Osuszanie gazociągów należy prowadzić aż do momentu, w którym powietrze w mich zawarte osiągnie temperaturę punktu rosy na poziomie 20 C. 10.2. Warunki dopuszczenia obiektu do przeprowadzenia próby. Realizację prób ciśnieniowych należy zlecić tylko takim firmom, które dysponują dostatecznie wyszkolonym personelem z fachowym nadzorem i niezbędnym wyposażeniem. Niezbędną dokumentację techniczną obiektu (np. schemat i konstrukcję instalacji, dane o elementach i armaturze rurociągów itp.) w formie opracowanej dokumentacji badań Inwestor/Operator gazociągu powinien przedłożyć wykonawcy prób ciśnieniowych. Wszystkie wmontowane w czasie próby elementy instalacji (np. kształtki, rurociągi i armatura) powinny być zwymiarowane na ciśnienie próbne (wytrzymałość musi być wykazana na drodze obliczeniowej). Elementy konstrukcyjne potrzebne tylko do przeprowadzenia badania wytrzymałościowego, np. śluzy testowe - powinny być przewymiarowane w stosunku do rurociągu i zapewnić, co najmniej 1,1 - krotne bezpieczeństwo w stosunku do granicy plastyczności. Przy konstruowaniu króćców przyłączeniowych dla pomp należy uwzględnić ewentualne obciążenia dynamiczne. Podczas prób ciśnieniowych wszystkie złącza śrubowe, armatura, zawory itp. powinny być odkryte i dostępne dla kontroli wizualnej. Złącza rurowe, które mają być kontrolowane wizualnie muszą być pozbawione olejów i powłok. Projektowane rurociągi stalowe po próbach ciśnieniowych powinny być połączone z istniejącymi gazociągami spoinami gwarantowanymi lub wstawkami gwarantowanymi. Przed rozpoczęciem prób poszczególne rurociągi należy od wewnątrz oczyścić z zanieczyszczeń. Od początku narastania ciśnienia aż do końca próby wszelkie prace na obiekcie nie związane z próbami są niedozwolone. 10.3. Bezpieczeństwo i higiena pracy Próba ciśnieniowa powinna być prowadzona w warunkach zapewniających pełne bezpieczeństwo personelu inżynieryjno - technicznego pracującego przy budowie obiektu, a także ludzi znajdujących się w rejonach wykonywanych prac. Musi być również zapewniona ochrona maszyn i urządzeń technicznych. Odcinki rurociągów podczas próby ciśnieniowej powinny być dostatecznie zabezpieczone przed dostępem niepowołanych osób trzecich. Wszyscy zatrudnieni przy wykonywaniu próby ciśnieniowej winni być przeszkoleni w zakresie swoich obowiązków przy wykonywaniu pracy oraz znać obowiązujące przepisy BHP w tym zakresie. Instruktaż BHP dla personelu obsługi winien być przeprowadzony przez fachowca, który dokładnie zapoznał się z projektem próby ciśnieniowej. 11. ZABEZPIECZENIA P.POŻ. Dane dotyczące warunków ochrony przeciwpożarowej obiektu budowlanego. Strona 16 z 30
Opis p.poż. wg 5.1 Rozporządzenia Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji z dnia 16 czerwca 20 r. w sprawie uzgadniania projektów budowlanych pod względem ochrony przeciwpożarowej (Dz.U. nr 121 poz. 1137), 11.1. Powierzchni, wysokość i ilość kondygnacji. projektowany kontener stacji redukcyjnej (z pomieszczeniem ciągu obejściowego oraz kotłownią) wysokość w świetle pomieszczenia ok. 3,0m, powierzchnia zabudowy ok. 31,86 m 2, kubatura ok. 95,60m 3 11.2. Odległość od obiektów sąsiadujących. Działka, na której zlokalizowana jest stacja redukcyjno-pomiarowa, znajduje się w sąsiedztwie działek rolnych oraz działki drogowej. Minimalna odległości projektowanych obudów urządzeń gazowniczych od granicy działki wynosi 3,0 m oraz od ogrodzenia zewnętrznego - 3,5 m. Odległość od najbliższego zakładu pracy to około 600 m a od najbliższych siedzib ludzkich około 750 m. 11.3. Parametry pożarowe występujących substancji palnych. Substancjami palnymi występującymi w stacji red.- pom. są: gaz ziemny wysokometanowy E (wg punktu 5.2) THT Tetrahydrotiofen C4H8S (wg punktu 5.3) 11.4. Przewidywana gęstość obciążenia ogniowego. Gęstość obciążenia ogniowego do 500 MJ/m 2. 11.5. Kategoria zagrożenia ludzi. SRP zalicza się do grupy PM. Nie przewiduje się stałego pobytu ludzi na terenie SRP jedynie okresowa obsługa przez służby techniczne Inwestora. 11.6. Klasyfikacja zagrożeń p.poż. Czynnikiem zagrożenia wybuchem jest mieszanina gazu ziemnego wysokometanowego grupy E z powietrzem, zaliczana do klasy temperaturowej T1 i grupy wybuchowości IIA wg PN-84/E-08119. W stacjach bez stałej obsługi sprzęt przeciwpożarowy powinien stanowić stałe wyposażenie ekipy obsługującej stację (zgodnie z ZN-G-4121:2004). W odniesieniu do obowiązujących przepisów na SRP występują strefy zagrożenia wybuchem: STREFA 1 przestrzeń, w której pojawienie się gazowej atmosfery wybuchowej jest prawdopodobne w warunkach normalnej pracy. Zaliczono do niej całą przestrzeń wewnętrzną zabudowanych urządzeń sprężających, sterowniczych, wewnątrz obudowy dystrybutora. UWAGA: Ze względu na przeprowadzane przez służby eksploatacyjne systematyczne kontrole szczelności armatury zaporowej, a wbudowana armatura posiada deklarację lub certyfikat zgodności z Polską Normą lub aprobata techniczną wokół otworu wylotowego rury upustowej lub wydmuchowej nie wyznacza się tej strefy, STREFA 2 przestrzeń, w której w warunkach normalnej pracy nie jest prawdopodobne pojawienie się gazowej atmosfery wybuchowej, a jeżeli pojawi się ona rzeczywiście, to tylko rzadko i tylko na krótki okres. Zaliczono do niej przestrzenie wokół połączeń rozłącznych i zaciskowych. Dodatkowo wyznaczono w sposób analityczny zasięg stref zagrożenia wybuchem przy rozpraszaniu strumieniowym (odprężanie sieci lub instalacji przez rury wydmuchowe lub upustowe). Strona 17 z 30
Nad wylotami rur wydmuchowych wyznacza się strefy zagrożenia wybuchem w sposób przedstawiony poniżej: Strefy zagrożenia wybuchem wyznaczono wyłącznie od projektowanych obiektów: Kolumna wydmuchowa przy ZZU wlotowym Zespół zaporowo upustowy wyposażony jest w rurociągi wydmuchowe zakończone rurociągiem wydmuchowym o średnicy końcowej DN50. Rurociąg wydmuchowy w trakcie odgazowania wyniesiony będzie 3 m ponad poziom obsługi. W trakcie normalnej eksploatacji stacji rurociąg wydmuchowy będzie zdemontowany a zakończenie zaślepione kołnierzem zaślepiającym. R2 = 0,33 F ( p 0,1) = 0,33 2735 (5,5 0,1) 40,8 m. r R1 = 175 d = 175 52,3 9,15 m. R = 0,6 (pr + 0,1) 0,55 = 0,6 (5,5 + 0,1) 0,55 1,55 m. Wokół wylotu rury wydmuchowej DN50 wyznacza się strefę zagrożenia wybuchem 2 o promieniu podstawy stożka R1= 9,15 m oraz promieniu kuli R2= 40,8 m - jest to strefa czasowa, występująca podczas odgazowywania sieci pod kontrolą służb eksploatacyjnych. Wokół połączeń kołnierzowych wyznacza się strefę zewnętrzną 2 o promieniu R = 1,55 m. Nie wyznacza się strefy 1 wokół wylotu rury wydmuchowej (DN50), gdyż będzie ona zdemontowana podczas normalnej eksploatacji, a jej wylot zaślepiony. Kolumna wydmuchowa przy ZZU wylotowym Zespół zaporowo upustowy wyposażony jest w rurociągi wydmuchowe zakończone rurociągiem wydmuchowym o średnicy końcowej DN50. Rurociąg wydmuchowy w trakcie odgazowania wyniesiony będzie 3m ponad poziom obsługi. W trakcie normalnej eksploatacji stacji rurociąg wydmuchowy będzie zdemontowany a zakończenie zaślepione kołnierzem zaślepiającym. R2 = 0,33 F ( p 0,1) = 0,33 2735 (0,6 0,1) 14,4 m. r Strona 18 z 30
R1 = 175 d = 175 52,3 9,15 m. R = 0,6 (pr + 0,1) 0,55 = 0,6 (0,6 + 0,1) 0,55 0,5 m. Wokół wylotu rury wydmuchowej DN50 wyznacza się strefę zagrożenia wybuchem 2 o promieniu podstawy stożka R1= 9,15 m oraz promieniu kuli R2= 14,4 m - jest to strefa czasowa, występująca podczas odgazowywania sieci pod kontrolą służb eksploatacyjnych. Wokół połączeń kołnierzowych wyznacza się strefę zewnętrzną 2 o promieniu R = 0,5 m. Nie wyznacza się strefy 1 wokół wylotu rury wydmuchowej (DN50), gdyż będzie ona zdemontowana podczas normalnej eksploatacji, a jej wylot zaślepiony. Istniejący zespół filtroseparatorów gazu MOP=5,5 MPa Istniejący nadziemny zespół filtroseparatorów gazu MOP=5,5 MPa wyposażony jest w orurowanie wydmuchowe DN15. Do przyłączenia rur wydmuchowych wykorzystywane są kołnierze DN15, które podczas normalnej eksploatacji pozostają zaślepione. Na czas odgazowania lub odpowietrzania montowana jest rura wydmuchowa DN15, której zakończenie wyprowadzone jest na wysokość 3 m nad poziom obsługi. R2 = 10,5 m (promień kuli), R1 = 2,6 m (promień podstawy stożka), R = 1,6 m (strefa od połączeń rozłącznych). Wokół wylotu DN15 rury wydmuchowej fitroseparatora wyznacza się strefę zagrożenia wybuchem 2 o promieniu podstawy stożka R1= 2,6 m oraz promieniu kuli R2= 10,5 m - jest to strefa okresowa, występująca podczas odgazowywania sieci pod kontrolą służb eksploatacyjnych. Wokół połączeń rozłącznych (np. kołnierzowych) zespołu filtroseparatorów wyznacza się stałą strefę zagrożenia wybuchem 2, o promieniu R = 1,6 m. Nie wyznacza się strefy 1 wokół wylotu DN15 rury wydmuchowej filtroseparatora, gdyż będzie ona zdemontowana podczas normalnej eksploatacji, a kołnierz DN15 zaślepiony. UWAGA: W przypadku zastosowania innej średnicy orurowania wydmuchowego istniejących filtroseparatorów (niż DN15), należy odpowiednio skorygować zasięg stref zagrożenia wybuchem. Kontenerowa stacja redukcyjna (pomieszczenia reduktorowni) Pomieszczenie reduktorowni wyposażone zostanie przez dostawcę w wentylację kategorii A. Do przestrzeni zagrożonej wybuchem 2 zalicza się całe wnętrza pomieszczenia oraz poniższe przestrzenie zewnętrzne: - od wylotu rur zaworów upustowych (DN15) na ciągach redukcyjnych (2 szt.): R1 = 2,6 m, R2 = 3,4 m R2 = 0,33 F ( p 0,1) = 0,33 174 (0,6 0,1) 3,7 m. R1 = 175 d = 175 14,9 2,6 m. r - od wylotu rur zaworów wydmuchowych (DN 20) (2 szt.): R1 = 3,8 m, R2 = 4,5 m R2 = 0,33 F ( p 0,1) = 0,33 314 (0,60 0,1) 4,9 m. R1 = 175 d = 175 21,6 3,8 m. r - od wylotu rury zaworu wydmuchowego na ciągu redukcyjnym do kotłowni (DN15): R1 = 2,6 m, R2 = 1,4 m Wokół wylotów rur zaworów upustowych i wydmuchowych (DN20, DN15) wyznacza się strefę 1 o promieniu r = 1 m. Wyloty rur wyprowadzone są na wysokość min. 1,0 m nad dach kontenera, oraz wyposażone będą przez dostawcę stacji w bezpieczniki ogniowe posiadające atest. Strona 19 z 30
Zasięg stref od wylotów rur zaworów wydmuchowych DN20 i DN15 wyznacza się tylko do celów eksploatacyjnych w trakcie odgazowania lub odpowietrzania sieci gazowej. Czynności te traktowane są jako prace gazoniebezpieczne, odbywające się pod stałym nadzorem kierownika robót. Kontener ciągu obejściowego (pomieszczenie ciągu obejściowego) Pomieszczenia ciągu obejściowego wyposażone zostanie przez dostawcę w wentylację kategorii A. Do przestrzeni zagrożonej wybuchem 2 zalicza się całe wnętrza ww. pomieszczenia oraz poniższe przestrzenie zewnętrzne: - od wylotu rur zaworów wydmuchowych ciągu awaryjnego (DN 20): R1 = 3,8 m, R2 = 4,5 m R2 = 0,33 F ( p 0,1) = 0,33 314 (0,6 0,1) 4,9 m. R1 = 175 d = 175 21,6 3,8 m. r Projektowane pomieszczenia nie zagrożone wybuchem. Pomieszczenie kotłowni nie jest zagrożone wybuchem. Uwagi: Strefy zagrożenia wybuchem należy oznakować w terenie tablicami. Instalacje elektryczne należy prowadzić poza obrębem ustalonych stref zagrożenia wybuchem lub przewidzieć je w wykonaniu przeciwwybuchowym Ex, w grupie wybuchowości IIA i klasie temperaturowej T1. Strefy zagrożenia wybuchem wyznaczono na podstawie ST-G-0:2008 oraz przedstawiono na rysunku. Pomieszczenia w kontenerze stacji redukcyjno pomiarowej zagrożone wybuchem od pomieszczeń nie zagrożonych wybuchem musza być oddzielone ścianą gazoszczelną (ZN-G-4120). Wokół wszystkich nadziemnych połączeń rozłącznych na gazociągu w/c wyznacza się stałą strefę zagrożenia wybuchem 2, o promieniu R = 1,6 m, natomiast po stronie śr/c R = 0,5 m. 11.7. Podział obiektu na strefy pożarowe. SRP stanowi jedną strefę pożarową. 11.8. Klasa odporności pożarowej oraz klasa odporności ogniowej i stopień rozprzestrzeniania ognia elementów budowlanych. Wymagana klasa odporności pożarowej E. Projektowana klasa odporności C. Kontener wykonany z elementów NRO. W celu spełnienia wymagań budowlanych jak dla pomieszczeń zagrożonych wybuchem należy zapewnić nad kontenerem lekki dach. 11.9. Warunki ewakuacji, oświetlenie awaryjne oraz przeszkodowe. Nie dotyczy (obiekt nie przeznaczony na pobyt ludzi). 11.10. Sposób zabezpieczenia instalacji użytkowych. W rozdzielnicy głównej zainstalowany będzie rozłącznik Vistop, spełniający rolę wyłącznika przeciwpożarowego. 11.11. Dobór urządzeń przeciwpożarowych w obiekcie. Nie wymagane. Strona 20 z 30
11.12. Wyposażenie w gaśnicę. Podręczny sprzęt gaśniczy na wyposażeniu ekip eksploatacyjnych. 11.13. Zaopatrzenie w wodę do zewnętrznego gaszenia pożaru. Nie dotyczy stacja poza obszarem terenu jednostki osadniczej, 11.14. Drogi pożarowe. Dojazd do terenu SRP odbywał się będzie projektowanym zjazdem z działki drogowej nr 15. Stacja nie wymaga dojazdu pożarowego. 12. REKULTYWACJA GRUNTÓW Prowadzenie robót budowlanych związanych z przebudową SRP będzie wymagało czasowego zajęcia terenu przyległego do SRP. Na okres prowadzenia prac montażowych teren zajęty na okres budowy powinien zostać oznakowany. 13. WARUNKI TECHNICZNE WYKONANIA I ODBIORU Roboty montażowe gazociągów oraz czynności odbiorowe należy wykonać zgodnie z normami zakładowymi w tym ZN-G-4120:2004 Stacje gazowe oraz ZN-G-4121 Stacje gazowe w przesyle i dystrybucji, Rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 30 lipca 2001 r., w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać sieci gazowe (Dz. U. nr 97, poz. 1055) oraz wszelkimi obowiązującymi aktami prawnymi i normami. 13.1. Elementy gazociągu Rury Rury powinny być wykonane zgodnie z PN-EN 10208-2:2011. Badanie rur zgodnie z warunkami zawartymi w ww. normie. Rury powinny posiadać świadectwo badań udarności KCV oraz posiadać minimalną udarność wg ww normy. Rury na gazociągi powinny posiadać świadectwo odbioru 3.1 wg PN-EN 10204:2006, zgodnie ze specyfikacją na rysunkach. Wytwórca rur powinien posiadać uznanie UDT w zakresie ich wytwarzania. Ochrona antykorozyjna rur wg punktu 9 niniejszego opisu. Badania powłok PE rurociągów podziemnych należy potwierdzić atestem 2.2 wg PN-EN 10204:2006. Elementy kształtowe Na elementy kształtowe, które wykonywane są z rur należy stosować rury bez szwu wg PN-EN 10208-2:2011. Na elementy kształtowe, które nie są wykonywane z rur należy stosować stale uspokojone wg PN-EN 10028-3:1996. Jakość gotowych elementów kształtowych należy potwierdzić świadectwem odbioru 3.1 wg PN-EN 10204:2006, zgodnie ze specyfikacją na rysunkach. Wytwórca elementów kształtowych powinien posiadać uznanie UDT w zakresie ich wytwarzania. Ochrona antykorozyjna elementów kształtowych wg punktu 9. Badania powłok elementów kształtowych podziemnych należy potwierdzić atestem 2.2 wg PN-EN 10204:2006. Elementy kształtowe powinny posiadać świadectwo badań udarności KCV oraz posiadać minimalną udarność wg ww. normy. Strona 21 z 30
Połączenia kołnierzowe Na połączenia kołnierzowe należy stosować kołnierze ze stali, o znormalizowanych wymiarach wg normy PN-EN 1092-1:2004, dla podanego ciśnienia roboczego. Brzegi do spawania należy wykonać wg PN-ISO 6761:1996. Uszczelki powinny być odpowiednie dla warunków pracy i posiadać dopuszczenie do stosowania wydane przez Dozór Techniczny. Elementy połączeń kołnierzowych powinny posiadać świadectwo odbioru 3.1 wg PN-EN 10204:2006. Wytwórca elementów połączenia kołnierzowego powinien posiadać uznanie UDT w zakresie ich wytwarzania. Kołnierze zamontowane na rurociągach powinny posiadać świadectwo badań udarności KCV oraz posiadać minimalną udarność wg ww. normy. Armatura Armatura powinna pochodzić z zakładów wytwórczych posiadających uznanie UDT, posiadać znak CE z dopuszczeniem do sieci gazowych. Armatura powinna posiadać świadectwo odbioru 3.1 wg PN-EN 10204:2006. Ochrona antykorozyjna armatury wg punktu 9 niniejszego opisu. Badania powłok armatury podziemnej należy potwierdzić atestem 2.2 wg PN-EN 10204:2006. 13.2. Spawanie Prace spawalnicze i kontrolę złączy spawanych należy wykonać wg wymagań normy PN-EN 12732:2004. Zgodnie z tą normą projektowany gazociągi na terenie obiektu zaliczono do wymagań jakościowych kategorii D, dla zakresu ciśnień powyżej 16 bar. 13.3. System jakości Spawacze wytypowani przez wykonawcę powinni posiadać uprawnienia zgodne z normą PN- EN 287-1+A1:1998. Personel nadzoru spawalniczego i kontroli jakości powinien spełniać wymagania zawarte w normie PN-EN 719:1997. Wykonawca robót spawalniczych powinien posiadać uprawnienia wydane przez UDT w zakresie objętym niniejszym projektem i uprawnienia do wykonywania gazociągów przesyłowych. 13.4. Wykonywanie prac spawalniczych Wszystkie prace spawalnicze należy wykonać zgodnie z uznaną instrukcją technologiczną spawania. WPS należy uzgodnić z głównym Spawalnikiem O.G.P. GAZ-SYSTEM S. A. Oddział we Wrocławiu. W przypadku łączenia rur o różnych grubościach ścianek, należy przestrzegać norm: PN-EN 12732:2004, załącznik C oraz PN-EN 1708-1. 13.5. Kontrola złączy spawanych Jakość złączy należy zapewnić przez kontrolę spoin z zastosowaniem metod badań nieniszczących tj. wizualnych (VT) oraz radiograficznych (RT). Wyniki badań należy dokumentować. Kontrola powinna obejmować: sprawdzenie podczas spawania, końcowe badania wizualne, badania nieniszczące. Wymagania dotyczące badań w odniesieniu do kategorii wymagań jakościowych oraz ich stosowania zawarte są w tablicy 4 wg PN-EN 12732:2004. Dla projektowanych gazociągów przyjęto, że należy zastosować badania wizualne i radiograficzne dla 100% złączy spawanych. Dla złączy spawanych nie poddanych próbom szczelności lub wytrzymałości poziom jakości B wg PN-EN 25817. Strona 22 z 30