Пояснювальна записка до дипломного проекту

На тему: «Газифікація с. Козіївка Харківської області природним газом одноступеневою системою, з розробкою газифікації житлового будинку та рекомендацій по забезпеченню водопостачання, водовідведення та опалення будинку»

1. Загальна частина

1.1 Вступ

Історія газопостачання Харківського регіону починається з 1871 року, коли в місті Харкові було прокладено перші газопроводи з метою освітлення вулиць газовими ліхтарями.

Суцільна газифікація Харкова та області почалась 1956 року, коли було подано вперше природний газ з Шебелинського родовища. З цього моменту державне підприємство постійно розвивалось і 1994 року було реорганізоване у відкрите акціонерне товариство «Харківгаз», де акціонерами є службовці, робітники підприємства та члени їх сімей, а частка держави складає лише 4,4%.

Зараз це найбільше виробничо-експлуатаційне підприємство області, діяльність якого спрямована на забезпечення безперебійного та безаварійного газопостачання споживачів області, на підвищення безпеки системи газопостачання та технічного рівня газового господарства.

На обслуговуванні ВАТ «Харківгаз» знаходиться понад 13,0 тис. км. розподільчих газопроводів та дворових вводів, 600 тис. газифікованих квартир, більше ніж 3 тисячі газифікованих комунально-побутових об’єктів і 300 промислових підприємств.

Для вирішення питань безпечного та безперебійного постачання зрідженим вуглеводневим газом населення та підприємств Харківської області, створена Дочірня компанія ВАТ «Харківгаз» – «Регіонгаз»

В області працюють газонаповнювальні станції і газонаповнювальні пункти зрідженого газу з загальним парком для зберігання до 5000 кубічних метрів.

Застосування газового палива в умовах сільської місцевості дозволяє досягти інтенсифікації виробництва завдяки збільшення газифікованого обладнання, покращення якості продукції, зменшення затрат праці і покращення її умов. Максимальний ефект досягається при комплексному використанні газу для теплопостачання житлових будинків, об’єктів комунально-побутового обслуговування і виробничих приміщень.

Газоподібне паливо за багатьма показниками переважає інші види палива: виділяє велику кількість теплоти при спалюванні; легко транспортується по газопроводам на великі відстані. Застосування газового палива дозволяє:

1. поліпшити побутові умови населення;

2. зменшити затрати при використанні газу в порівнянні з іншими видами палива;

3. покращення екологічних умов навколишнього середовища;

4. інтенсифікувати виробничі процеси.

Процеси подачі газу в розподільчі мережі і використання його взаємопов′язано і відбувається безперервно. Проте зміни режиму роботи систем газопостачання інколи неможливо передбачити, особливо під час аварії.

Важливе значення при розрахунках і будівництві газових мереж і обладнання має вибір раціональних систем газопостачання і умови для їх безаварійної експлуатації.

Під час проходження переддипломної практики, я звернула увагу на той факт, що газифікація комунально-побутових споживачів виконана не в повному обсязі, тому з метою підвищення економічної ефективності, я проводжу газифікацію села Козіївка з урахуванням більш широкого використання газу. Для поглиблення теоретичних знань, отриманих мною в період навчання, а також їх практичного застосування вибираю тему: «Газифікація с. Козіївка Харківської області природним газом одноступеневою системою з розробкою газифікації житлового будинку та рекомендацій по забезпеченню водопостачання, водовідведення та опалення будинку».

1.2 Вихідні дані, опис проектованих об’єктів

У відповідності з завданням на проектування, необхідно запроектувати систему газопостачання населеного пункту, розміщеного в Сумській області.

Кліматичні дані для населеного пункту є такі: [21]

– тривалість опалювального періоду, n, 195 діб;

– середня температура зовнішнього повітря за опалювальний період,

t_oc, складає – 2,5 ^оС;

– розрахункова температура зовнішнього повітря для проектування системи опалення, t_о, – 24 ^оС;

– розрахункова температура зовнішнього повітря для проектування систем вентиляції, t_вент, – 12 ^оС.

У с. Лутище ґрунти переважно чорноземи і відносяться до II категорії.

Газ, який надходить в село, видобувається із Качанівського родовища, так як процентний склад газу може змінюватись то при розрахунках витрат газу приймаю нижчу теплоту згорання газу Q=34 Дж/м². [8]

Газифіковане село займає територію 64 га.

Забудова села складається з індивідуальних одноповерхових житлових будинків з земляними ділянками, в яких встановлено:

• для приготування їжі приготування гарячої води і харчів для худоби газові плити типу – ПГ-4;

• для опалення будинків побутові котли;

та двохповерхових житлових будинків, в яких встановлено:

• для приготування їжі – ПГ-4;

• для опалення і приготування гарячої води двохконтурні побутові котли.

В індивідуальному користуванні жителів села знаходиться 1200 свиней і 600 корів.

Основними споживачами газу є ферма ВРХ, цегельний завод.

Ферма ВРХ витрачає 0,7 млн. м³/рік газу на технологічні потреби і для опалення свого приміщення.

Цегельний завод споживає 1 млн. м³/рік газу на технологічні потреби і для опалення приміщення.

Проектом передбачається також газифікація комунально-побутових споживачів – середня школа, дитсадок, адміністративна споруда, будинок культури, кафе та інше. Та великих комунально-побутових підприємств: немеханізованої пральні, лазні, лікарні, хлібопекарні, підприємства громадського харчування.

2. Розрахунково-технічна частина

2.1 Загальні положення по підрахунках витрат газу

При розроблені проекту газопостачання населеного пункту визначаю річну і годинну витрати газу на розрахунковий період з урахуванням перспективи розвитку об’єктів-споживачів природного газу. Розрахунковий період визначається планом перспективного розвитку населеного пункту і складає 20…25 років.

Витрати газу знаходжу окремо для кожної категорії споживачів: на комунально-побутові і санітарно-гігієнічні потреби населення, на опалення, вентиляцію і гаряче водопостачання житлових і громадських будинків, на потреби промислових підприємств.

Споживання газу в населеному пункті в основному залежить від кількості жителів, ступеню благоустрою житла, кількості і потужності промислових підприємств, кліматичних умов.

2.2 Розрахунок газопостачання

2.2.1 Визначення кількості жителів

Витрати газу на комунально-побутові та теплофікаційні потреби села Олександрівка залежать від кількості жителів. Кількість жителів N, чол., може бути визначена по даним статистичного обліку. Якщо їх кількість невідома, то її визначаю окремо для кожного з районів населеного пункту згідно формули

N = F_ж / f, (2.1)

де F_ж - загальна площа житлових будинків у районі, м²

f – норма забезпеченості загальною площею, м² / чол. (залежить від ступеню благоустрою населеного пункту і може бути прийнята для малоповерхової забудови – 18 м² / чол., для багатоповерхової – 15 м² / чол., для перспективної – 21 м² / чол.).

F_ж = F_з * В, (2.2)

де F_з – площа забудови у районі, га (визначається по генплану);

В-густина житлового фонду, м² / га [21] (знаходиться в залежності від панівної етажності житлових будинків).

Для районів змішаної забудови густина житлового фонду знаходиться усереднено пропорційно частці будинків даної етажності в загальній їх кількості у районі.

Приводжу приклад розрахунку першого району

F_ж = 53,6 * 500 = 26800 м²

N = 26800 / 18 = 1489 чол

Розрахунок веду у формі таблиці (дивись таблицю 2.1)

Таблиця 2.1-Кількість жителів

Район	Площа житлової забудови Fз, га	Густина житлового фонду В, м2 / га	Норма забезпечен. житловою площею F, м2 / чол	Загальна площа житлових будинків Fж, м2	Кількість жителів N, чол
1	2	3	4	5	6
1	53,6	500	18	26800	1489
I	6,4	3300	21	21120	1006
Всього					2495

2.2.2 Визначення витрати газу на комунально-побутові потреби

Витрата газу на комунально-побутові потреби складає 10…15% загальної витрати газу в населеному пункті. До комунально-побутових споживачів належать квартири житлових будинків, лікувальні заклади, підприємства побутового обслуговування населення і хлібозаводи.

Річна витрата газу на комунально-побутові потреби V_р^к-п, млн. мі/рік, визначається в залежності від кількості споживачів, норм витрати теплоти з урахуванням ступеню забезпеченості газопостачанням комунально-побутових потреб населенням за формулою

V_р^к-п=N*S*x*q_н/Q^н_р*10^–6, (2.3)

де N – чисельність населення, чол.;

S – розрахункова кількість комунальних послуг, [21];

x – ступінь забезпечення газопостачанням побутових потреб (приймається в межах від 0 до 1 згідно вихідних даних);

q_н – норма витрати теплоти на даний вид комунальних послуг, МДж/рік, [1];

Q^н_р – нижча теплота згорання палива, МДж/мі.

Витрати газу на потреби підприємств торгівлі, побутового обслуговування населення невиробничого характеру необхідно приймати в розмірі 5% від витрат газу житловими будинками.

Таблиця 2.2-Річні витрати газу на комунально-побутові потреби

Спожи-вач, послуга	Розрахункова одиниця	Норма витрати теплоти, qн МДж/рік	Кількість розрахункових одиниць на 1 жи- теля, S	Ступінь забезпечення, x	Загальна кількість розрахункових одиниць	Річна витрата газу, Vрк-п млн. мі/рік
Житлові будинки 1 2	1 житель 1 житель	4600 8000	1 1	1 1	1489 1006	0,2 0,2
Немеханізована пральня	1т сухої білизни	12600	0,05	0,45	56,14	0,02
Лазня	1 миття	40	53	0,40	52894	0,06
Хлібопекарня	1т виробів	2500	0,22	1	548,9	0,04
Лікарня	1 ліжко	3200	0,012	1	29,94	0,03
П Г Х	1 обід	4,2	90	0,60	134730	0,02
Тваринництво: корови	1 тварина	8400	1	1	600	0,1
свині	1 тварина	4200	1	1	1996	0,2
Невеликі комунально-побутові підпр.						0,01 0,01
Всього						0,89

Сумарні річні витрати газу на комунально-побутові потреби населеного пункту складають V_р ^к-п =0,89 млн. мі/рік.

Максимальну годинну витрату газу V_год^к-п, мі/год, визначаю як

частку річної витрати за формулою

V_год^к-п=V_р^к-п*K_max*10⁶, (2.4)

де V_р^к-п – річна витрата газу споживачем, млн. м і/рік (дивись таблицю 2.2);

К_max – коефіцієнт годинного максимуму, рік/год, [8].

V_год^к-п=1,09*(1/2070)*10⁶ =526,6 м³

Таблиця 2.3-Годинні витрати газу на комунально-побутові потреби

Споживач, послуга	Річні витрати газу Vрк-п, млн. Мі/рік	Коефіцієнт годинного максимуму Kmax, рік/год	Кількість споживачів N, чоловік	Годинна Витрата газу Vгодк-п, м і/год
Житлові бу – динки, нев. к-п підпр., тваринництво	0,72	1/2020	2495	356,4
Немеханізована пральня	0,02	1/2900		6,89
Лазня	0,06	1/2700		22,2
Хлібопекарня	0,04	1/6000		6,7
Лікарня	0,03	1/2020	2495	14,85
Підприємства громадського харчування	0,02	1/2000		10
Всього				417,04

Сумарні годинні витрати газу на комунально-побутові потреби населеного пункту становлять V_год^к-п = 417,04 м і/год.

По результатам розрахунків годинних витрат газу на великі комунально-побутові підприємства розміщую одну лазню, одну лікарню, одну немеханізовану пральню, одну хлібопекарню.

2.2.3 Витрати газу на потреби теплопостачання

Годинну витрату газу, на опалення і вентиляцію житлових і громадських

будинків V_год^ов, м і/год, визначаю за формулою

V_год^ов = 3600 * [1 + К * (1 + К₁)] * , (2.5)

де К – коефіцієнт, який враховує витрату газу на опалення громадських будинків (К = 0,25), [21];

К₁ – коефіцієнт, який враховує витрату газу на вентиляцію (при розрахунках приймається К₁ = 0,4), [21];

q₀ – укрупнений показник mах теплового потоку на опалення 1м² загальної площі, Вт/м², [21]^;

h – коефіцієнт корисної дії системи теплопостачання (0,8);

Fж-площа житлової забудови, м², (дивись табл. 2.1).

V_год^ов = 3600 * [1 + 0,25 * (1 + 0,4)] * =1071

Річну витрату газу на потреби теплопостачання, V_р^ов, млн. м і/рік, визначаю за формулою

V_p^ов = m_ов*V_год^ов *10^-6, (2.6)

де m_ов – кількість годин використання максимуму системи опалення і вентиляції, год/рік.

V_p^ов =2256,66*1071*10^-6=2,42 м і/рік

Значення m_ов знаходжу по формулі

m_ов = n₀[24], (2.7)

де n₀ – тривалість опалювального періоду, діб/рік, [19];

t_в – температура внутрішнього повітря = 20⁰С;

t_о – розрахункова температура за опалювальний період,⁰С, [19];

t_с – середня температура для розрахунку системи опалення, ⁰С, [19];

t_вен – розрахункова температура для проектування системи вентиляції,⁰С, [19];

t_оc – середня розрахункова температура зовнішнього повітря за опалювальний період, ⁰С, [19];

Z-кількість годин роботи систем вентиляції (приймаю 8 год/добу).

m_ов = 189 [24]=2256,66

Розрахунки веду в формі таблиці (дивись таблицю 2.4)

Таблиця 2.4 – Витрати газу на потреби теплопостачання

Район	Кількість поверхів	Кількість жительв	Загальна площа забудови Fж, м2	Тепловий потік	Значення коефіцієнта	Витрати газу
				Опалення qo, Вт/м3	mов	Годинні	річні
						ОВ	ОВ
1	2	3	4	5	6	7	8
I	1	26800	1489	170	2256,66	1071	2,42
II	2	21120	1006	170	2256,66	819	1,8

Витрати газу на місцеве теплопостачання складають

– годинні – Vгод = 1071 м³/год;

– річні – V_р= 2,42 млн. м³/рік.

Витрати газу на централізоване теплопостачання з урахуванням витрат газу на власні потреби котельні приймають в розмірі 3% від загальних витрат і складають:

• годинні – 843,57 м³/год;

• річні – 1,85 млн. м³/рік.

2.2.4 Витрати газу на потреби промислових підприємств

Кількість газу, спожитого промисловими підприємствами, знаходяться на основі теплотехнічних характеристик встановленого обладнання, яке забезпечує технологічні процеси і опалювально-вентиляційні потреби.

Годинну витрату газу визначаю окремо V_год, м і/год, для кожного із промислових підприємств по формулі

V_год^п-п = 3600*Q _е /Q_н^р*h, (2.8)

де Q_е – потужність встановленого обладнання, МВт;

h – коефіцієнт корисної дії обладнання (η= 0,8).

Річні витрати газу на потреби промислових підприємств, V_рік^п-п,

млн. м і/рік, визначаю по формулі

V_год^п-п = 3600*0,8 /34*0,6= 141,2 м³

V_рік^п-п = V_год^п-п /К_мах*10^-6, (2.9)

де К_мах – коефіцієнт годинного максимуму витрати газу вцілому по підприємству, приймається в залежності від виду виробництва, [1].

V_рік^п-п = 141,2/(1/4860)*10^-6=0,7 млн. м³/год

Таблиця 2.5 – Витрати газу на потреби промислових підприємств

Назва підприємства	Потужність встановленого обладнання Qе, МВт	Коефіцієнт годинного максимуму, Кмах	Витрати газу
			Годинна, м3/год	Річна, млн. м3/год
Ферма ВРХ	0,8	1/4860	141,2	0,7
Свиноферма	0,8	1/4860	141,2	0,7
Цегельний завод	1	1/5900	176,5	1
Комплекс зерносушильний (КЗС)	1	1/5900	176,5	1

2.2.5 Розрахункові витрати

За результатами розрахунків витрат газу різними категоріями споживачів з урахуванням рекомендацій по підключенню споживачів до газових мереж складаю зведену таблицю розрахункових витрат газу. На основі даних визначаю навантаження на мережі низького і високого тисків.

Розрахунки веду в формі таблиці (дивись таблицю 2.6).

Таблиця 2.6 – Зведена таблиця розрахункових витрат газу

Споживачі	Розрахункові годинні витрати газу, м3/год
	Загальні	Зосереджені	Рівномірно розподілені
1. Житлові будинки 1 район 2 район	356,4		356,4
2. Великі комунально-побутові підприємства:

а) немеханізована пральня	6,89		6,89
б) лазня	22,2		22,2
в) хлібопекарня	6,7		6,7
г) лікарня	14,85		14,85
д) підприємства громадського харчування	10		10
3. Джерела теплопостачання: а) місцеве б) централізоване	1071 844	844	1071
4. Сільськогосподарські підприємства
а) ферма ВРХ	141,2	141,2
б) свиноферма	141,2	141,2
в) цегельний завод	176,5	176,5
г) КЗС	176,5	176,5
Всього	2967,44	1479,4	1488,04

Загальна годинна витрата природного газу с. Козіївка складає 2967,44 м³/год.

2.3 Система газопостачання

1. Вибір і обґрунтування систем газопостачання

При виборі системи газопостачання я керувався слідуючими критеріями: економічність, надійність, безпечність та зручність в експлуатації. У дипломному проекті я запроектував одноступеневу систему газопостачання села Лутище. Газ до споживачів подається по газопроводам тільки середнього тиску Р = 400 кПа. Для підвищення надійності проектую змішану систему газопостачання, основні напрямки закільцьовані, а кінцеві ділянки – тупикові.

Для будівництва систем газопостачання я вибрав поліетиленові труби. Для зниження тиску газу із середнього до низького проектую встановлення комбінованих будинкових регуляторів тиску газу типу РДГК-6. Навантаження на мережу середнього тиску складається із рівномірно розподіленого навантаження (житлові будинки і невеликі комунально-побутові підприємства) і зосередженого (котельня, свиноферма, ферма ВРХ і т.д.).

2.3.2 Визначення оптимальної кількості КБРТ

Кількість РДГК-6, n, шт. визначаю за формулою

n =,

V_р.р – рівномірно розподілене навантаження на мережу середнього тиску (дивись таблицю 2.6)

V_опт – оптимальна витрата газу одним, м³ / год [12].

n = = 337 шт.

2.4 Гідравлічний розрахунок газопроводів

2.4.1 Гідравлічний розрахунок газопроводів середнього тиску

Мета розрахунку – визначення діаметрів труб для проходження необхідної кількості газу при допустимих втратах тиску, або навпаки – знаходження втрат тиску при транспортуванні необхідної кількості газу по трубам існуючого діаметру.

Джерелом газопостачання мереж середнього тиску є магістральний газопровід.

Гідравлічний режим роботи газопроводів призначаю виходячи з умов максимального використання розрахункового перепаду тиску. Розрахунок розподільчих мереж виконують у наступній послідовності:

1) Накреслюю розрахункову схему газопроводів на яку наносять:

а) місце розташування зосереджених споживачів з вказівкою їх шифрів і навантажень (годинна витрата газу);

б) схему газопроводів середнього тиску з поділом на ділянки. Нумерацію вузлів виконую починаючи від джерела газопостачання до найбільш віддаленого споживача;

в) розрахункові витрати газу та геометричні довжини ділянок.

В розрахункових схемах витрати газу спочатку наносять на відгалуження до кожного окремого споживача. На магістральних ділянках мережі витрати

газу визначають у вигляді суми витрат для всіх відгалужень починаючи з самого віддаленого споживача.

Спочатку знаходжу шляхові витрати газу на ділянках мереж згідно формули

V_шл= L_пр*V_п, (2.18)

V_шл= 90*0,41= 36,9 м³/год

де L_пр-приведена довжина ділянки, м;

V_п –питома витрата газу, м³/год.

Приведену довжину ділянки визначаю за формулою

L_пр= L_г*К_е*К_з, (2.19)

L_пр =90*1*1=90

де L_г – геометрична довжина ділянки, м;

К_е-коефіцієнт етажності (приймаю рівним одиниці);

К_з-коефіцієнт забудови (для двосторонньої забудови К_з=1, для односторон ньої забудови К_з=0,5; для магістрального газопроводу К_з=0).

Питому витрату газу визначаю за формулою

V_п = V_грп/ΣL_прі, (2.20)

V_п = 1488,04/3620 = 0,41

де V_грп-навантаження на ГРП, м³/год;

ΣL_прі-приведена довжина і-тої ділянки газопроводу, м.

Розрахунки веду в формі таблиці (дивись таблицю 2.7)

Сума шляхових витрат дорівнює рівномірно розподіленому навантаженню

еV_шл = V_р.р = 1488,04 м³/год

Таблиця 2.7-Шляхові витрати газу

№ ділянки		Геометрична довжина Lr, м	Коефіцієнт		Приведена довжина Lпр, м	Шляхова витрата Vшл, м3/год
поч	кін		етажності Ке	забудови Кз
1	2	30	1	0	0	0
2	3	90	1 1	1	90	36,9
3	12	160	1	0,5	80	32,8
3	4	150	1	1	150	61,5
4	13	160	1	0	0	0
4	5	20	1	0,5	10	4,1
5	15	260	1	1	260	106,6
5	6	80	1	0,5	40	17
6	7	80	1	0,5	40	17
15	16	200	1	0,5	100	41
7	8	250	1	1	250	103
7	16	180	1	1	180	73,84
8	17	280	1	1	280	114,8
17	16	660	1	1	660	270,6
12	13	150	1	1	150	62
13	14	240	1	1	240	99
14	9	250	1	1	250	103
8	9	110	1	1	110	45,1
9	10	380	1	1	380	155,8
10	11	50	1	0	0	0
11	17	350	1	1	350	144
∑					3620	1488,04

Визначаю вузлові витрати газу по формулі

V^j = 0,5 Ч е^mV_шлі, (2.14)

де V_шлі – шляхова витрата газу і-тою ділянкою, м³/год;

m – кількість ділянок, які збігаються в і-тому вузлі.

Вузлові витрати газу:

V² = 0,5 (V_1-2 + V_2-3) = 0,5 (0+36,9)=18,45 м³/год;

V³ = 0,5 (V_2-3 + V_3-4 + V_3-12) = 0,5 (36,9+61,5+32,8)=65,6 м³/год;

V⁴ = 0,5 (V_3-4 + V_4-5+V_4-13) = 0,5 (61,5+4,1+0)=32,8 м³/год;

V⁵ = 0,5 (V_4-5 + V_5-15+ V_5-6) = 0,5 (4,1+106,6+17)=63,85 м³/год;

V⁶ = 0,5 (V_5-6 + V_6-7) = 0,5 (17+17)=17 м³/год;

V⁷ = 0,5 (V_6-7 + V_7-16 + V_7-8) = 0,5 (17+73,84+103)=96,92 м³/год;

V⁸ = 0,5 (V_7-8+ V_8-17 +V_8-9) = 0,5 (103+114,8+45,1)=131,45 м³/год;

V⁹ = 0,5 (V_8-9 + V_14-9 +V_9-10) = 0,5 (45,1+103+155,8)=151,95 м³/год;

V¹⁰ = 0,5 (V_9-10 + V_10-11) = 0,5 (155,8+0)=77,9 м³/год;

V¹¹ = 0,5 (V_10-11 + V_11-17) =0,5 (0+144)=72 м³/год;

V¹² = 0,5 (V_3-12 V_12-13) =0,5 (32,8+62)=47,4 м³/год;

V¹³ = 0,5 (V_12-13 + V_4-13 V_13-14) = 0,5 (62+0+99)=80,5 м³/год;

V¹⁴ = 0,5 (V_13-14 + V_14-9) =0,5 (99+103)=101 м³/год;

V¹⁵ = 0,5 (V_5-15 + V_15-16) =0,5 (106,6+41)=73,8 м³/год;

V¹⁶ = 0,5 (V_15-16 +V_7-16 +V_17-16) =0,5 (41+73,84+270,6)=192,72 м³/год;

V¹⁷ = 0,5 (V_8-17 +V_11-17 +V_17-16) =0,5 (114,8+144+270,6)=264,7 м³/год.

Сума вузлових витрат дорівнює рівномірно розподіленому навантаженню:

еV^j = V_р.р = 1488,04 м³/год.

Знаходжу розрахункові витрати газу:

вузол 16: V_15-16 + V_7-16 + V_17-16 = V¹⁶ = 192,7 м³/год

V_15-16 = 50 м³/год V_7-16 = 50 м³/год V_17-16 = 92,72 м³/год

вузол 15: V_5-15 = V_15-16 + V¹⁵ = 50+73,8=123,8 м³/год

V_5-15 = 123,8 м³/год

вузол 17: V_8-17 + V_11-17 = V_17-16 + V¹⁷ = 92,72+264,7=357,42 м³/год

V_8-17 = 150 м³/год V_11-17 =207,42 м³/год

вузол 11: V_10-11 = V_11-17 + V_11-22 + V¹¹ = 207,42+176,5+72=455,92 м³/год

V_10-11 = 455,92 м³/год

вузол 10: V_9-10 = V_10-11 + V_10-21 + V¹⁰ = 455,92+141,2+77,9=675,02 м³/год

V_9-10 = 675,02 м³/год

вузол 9: V_8-9 + V_14-9 = V_9-10 + V⁹ = 675,02+151,95=826,97 м³/год

V_8-9 = 326,97 м³/год V_14-9 = 500 м³/год

вузол 8: V_7-8 =V_8-17 + V_8-9 + V⁸ = 150+326,97+131,45=608,42 м³/год

V_7-8 =608,42 м³/год

вузол 14: V_13-14 = V_14-9 + V_4-19+V¹⁴ = 500+141,2+101=742,2 м³/год

V_13-14 = 742,2 м³/год

вузол 13: V_12-13 +V_4-13 = V_13-14 + V¹³ = 742,2+80,5=822,7 м³/год

V_12-13 =322,7 м³/год V_4-13 =500 м³/год

вузол 12: V_3-12 = V_12-13 + V¹² = 322,7+47,4=370,1 м³/год

V_3-12 = 370,1 м³/год

вузол 7: V_6-7 = V_7-8 + V_7-16 + V⁷ =608,42+50+96,92=755,34 м³/год

V_6-7 = 755,34 м³/год

вузол 6: V_5-6 = V_6-7 + V_6-20 + V⁶ = 755,34+844+17=1616,34 м³/год

V_5-6 = 1616,34 м³/год

вузол 5: V_4-5 = V_5-6+ V_5-15 + V⁵ = 1616,34+123,8+63,85=1803,99 м³/год

V_4-5 = 1803,99 м³/год

вузол 4: V_3-4 = V_4-5 +V_4-13 + V⁴ = 1803,99+500+32,8=2336,79 м³/год

V_3-4 = 2336,79 м³/год

вузол 3: V_2-3 = V_3-12 + V_3-4 + V³ = 370,1+2336,79+65,6=2772,49 м³/год

V_2-3 = 2772,49 м³/год

вузол 2: V_1-2 = V_2-3 + V_2-18 + V² = 2772,49+176,5+18,45=2967,44 м³/год

V_1-2 = 2967,44 м³/год

2. Визначаю питому різницю квадратів тиску для головної магістралі, А, (кПа)²/м, по формулі

А = , (2.15)

де Р_n – абсолютний тиск газу на виході з ГРС;

Р_к – абсолютний тиск газу на вході у найбільш віддаленого споживача, кПа;

L_i – довжина і-ої ділянки головної магістралі, м.

А = = 88 кПа²/м

3. Орієнтуючись на різницю квадратів тиску по номограмі в залежності від витрати газу на ділянці та її довжини підбираю діаметр газопроводу, уточнюю дійсне значення величини Р².

Значення тиску в кінці ділянки визначаю по формулі

Р_к = , (2.16)

де Р_n – початковий тиск газу, кПа;

Р² – різниця квадратів тиску, (кПа)².

Р_к = = 398 кПа

Отриманий тиск є початковим для наступної, за напрямком руху газу, ділянки.

Нев’язка тисків у найбільш віддаленого споживача не повинна перевищувати 10%.

При ув’язуванні відгалужень у вузлових точках попередньо визначаю тиск газу, а потім знаходжу питому різницю квадратів тиску для даного відгалуження.

4. Нев’язка тисків у вузлових точках повинна бути не більше 10%.

Початковий тиск прийняла 400 кПа.

Мінімальний діаметр газопроводів мережі середнього тиску становить Д_з S = 57 3 мм.

Результати розрахунків зводжу в таблицю 2.8 (дивись таблицю 2.8)

Таблиця 2.8 - Гідравлічний розрахунок газопроводів середнього тиску

Ділянка		V, м3/год	Lгм, м	Lроз, М	А, (кПа)І/м	А*L, (кПа)І	DзЧS, мм	DРІ, (кПа)І	Рп, кПа	Рк, кПа
Поч	Кін.
Головна магістраль 1–2–3–4–5
1	2	2967,44	30	33	88	2904	133х4	1600	400	398
2	3	2772,49	90	99	88	8712	133х4	4000	398	393
3	4	2336,79	150	165	88	14520	133х4	7000	393	384
4	5	1803,99	20	22	88	1936	114х4	1800	384	382
5	6	1616,34	80	88	88	7744	108х4	8000	382	371
6	7	755,34	80	88	88	7744	76х3	10000	371	357
7	8	608,42	250	275	88	24200	76х3	20000	357	328
8	9	326,97	110	121	88	10648	57Ч3	14000	328	306
9	10	675,02	380	418	88	36784	57Ч3	40000	306	232
10	11	455,92	50	55	88	4840	57Ч3	8000	232	214
А = (Рп2-Pк2)/ΣLр = (4002-2002)/1364 = 88 (кПа)І
Магістраль 3–12–13–14–9
3	12	370,1	160	176	130	22880	57Ч3	16000	393	372
12	13	322,7	150	165	130	21450	57Ч3	14000	372	353
13	14	742,2	240	264	130	34320	57Ч3	70000	353	234
14	9	500	250	275	130	35750	57Ч3	10000	234	211
А = (Рп2-Pк2)/ΣLр = (3932-2002)/880 = 130 (кПа)І
Магістраль 5–15–16
5	15	123,8	260	286	218	62348	57Ч3	3000	382	378
15	16	50	200	220	218	47960	57Ч3	1600	378	376
А = (Рп2-Pк2)/ΣLр = (3822-2002)/486 =218 (кПа)І
Магістраль 8–17–16
8	17	150	280	308	65	20020	57Ч3	5000	328	320
17	16	92,72	660	726	65	47190	57Ч3	4500	320	313
А = (Рп2-Pк2)/ΣLр = (3282-2002)/1034 =65 (кПа)І
Відгалудження
2	18	176,5	220	242	489	118338	57Ч3	9000	398	387
А = (Рп2-Pк2)/ΣLр = (3982-2002)/242 =489 (кПа)І
6	20	844	30	33	2959	97647	57Ч3	16000	371	349
А = (Рп2-Pк2)/ΣLр = (3712-2002)/33 =2959 (кПа)І
11	17	207,42	350	385	15	5775	57Ч3	6000	214	200
А = (Рп2-Pк2)/ΣLр = (2142-2002)/385 =15 (кПа)І
10	21	141,2	30	33	419	13827	57Ч3	350	232	231
А = (Рп2-Pк2)/ΣLр = (2322-2002)/33 =419 (кПа)І
11	22	176,5	200	220	26	5720	57Ч3	44500	214	203
А = (Рп2-Pк2)/ΣLр = (2142-2002)/220 =26 (кПа)І
14	19	141,2	340	374	39	14586	57Ч3	5000	234	223
А = (Рп2-Pк2)/ΣLр = (2342-2002)/374 =39 (кПа)І

2.5 Газопостачання житлового будинку

2.5.1 Визначення витрат газу

Згідно завдання проектую і розраховую внутрішньобудинковий та газопровід для одноповерхового будинку. В кухні встановлена газова плита ПГ-4 та опалювальний котел HERMAN HABITAT 23E.

Ввід газопроводу передбачаю в кухні. План газозабезпечення індивідуального будинку приведений в графічній частині.

Визначаю витрати газу, V, м³/год, кожним газовим приладом по формулі

V=3,6*Q/Q_н^р *η, (2.22)

де Q – теплова потужність газового приладу, кВт;

η – коефіцієнт корисної дії.

V_пг = 3,6*11,165/34 = 1,18 м³/год.

V_к = 3,6 Ч 23,6 / 34*0,904 = 2,69 м³/год

Витрати газу квартирою, V_кв., м³/год, визначаю по формулі

V_б = V_пг+ V_к (2.23)

V_б= 1,18+2,69 =3,87 м³/год.

Розрахункову витрату газу визначаю по формулі

V_р= V_н *К_sim*n, (2.24)

де К_sim – коефіцієнт одночасності [21],

n – кількість квартир.

V_р = 3,87*0,85*1 = 3,3 м³/год

По витраті газу квартирою вибираємо лічильник: так як витрата газу квартирою складає 3,3 м³/год., тоді проектую встановлення лічильника типу G4

2.5.2 Гідравлічний розрахунок внутрішньобудинкових газопроводів

Гідравлічний розрахунок розпочинаю від точки підключення дворового газопроводу до вуличної мереж ΔPк=100Па і (точка 1). Кінцева точка розрахунку – останній газовий прилад найвіддаленішого прилада. Рекомендуємий перепад тиску згідно ДБН складає 600Па. Так як втрата тиску на газовий лічильник ΔP_л=200Па, опір пальника інфрачервоного випромінювання ΔPк=100 Па, Тоді допустимі втрати тиску будуть складати: ΔP = 200+100 = 300 Па.

Діаметри газопроводів визначаю, користуючись номограмою низького тиску, по розрахунковій витраті газу на питомих втратах тиску. Розрахункову витрату газу визначаю за формулою:

Vp = Vн Ksim, (2.25)

Питому втрату тиску визначаю за формулою

R = , (2.26)

R = 300/33,16 = 9,05 Па/м

де lp – сума розрахункових довжин по головній магістралі, м.

Розрахункову довжину визначаю за формулою

lp = L г (1 +), (2.27)

де L – дійсна довжина ділянки газопроводу;

α – надбавка на місцеві опори, %

Мінімальний діаметр для підземного газопроводу 50 мм, діаметр газового стояка 20 мм і для підводу до приладів 15 мм. Гідравлічний розрахунок виконую в формі таблиці (дивись таблицю 2.11)

2.11 Гідравлічний розрахунок внутрішньо- будинкових газопроводів

Ді- лян- ки	Кть ква-рти N чол	Ном. Вит- рата газу Vн м3/год	Коеф. Одно-часно-сті Кsim	Розрахункова витрата газу Vр м3/год	Геом. дов- жина Lг м	Над- бавка на місце- ві опори α%	Розрахун- кова дов- жина Lp м	Умов- ний діаметр dу мм	Пито- ма витра- та тиску R Па	Втра- ти тиску ΔP Па
1–2	1	3,87	0,85	3,3	3,6	10	3,96	32	1	3,96
2–3	1	3,87	0,85	3,3	12,3	25	15,4	20	3	46,2
3–4	1	2,69	0,85	2,3	2,5	450	13,8	15	6	82,8
Всього							33,16			132,96

Таким чином, загальні витрати тиску у внутрішньобудинкових газопроводах, Σ DР, Па будують складати

Σ DР = DР_пал + DР_л - DР_г;

Σ DР =200 + 100 +132,96 = 432,96 Па < 600 Па

Як видно, сумарні втрати тиску не перевищують рекомендованого перепаду.

3.Організаційно-будівельна частина

Проект виконання робіт розробляю по спорудженню підземного сталевого газопроводу по селищній вулиці при малоповерховій забудові; вулиця має рівнинний характер; геодезична відмітка початку будівництва 209; довжина газопроводу, на який виконується проект 250 м; геодезична відмітка останнього пікету газопроводу 208,1; переважна більшість ґрунтів по трасі віднесена до другої категорії. Виконання робіт ведеться сталевою трубою по ГОСТ 10705; довжина окремої труби – 10 м.

3.1 Організація будівництва вуличного газопроводу

Земляні роботи по риттю траншеї і котлованів повинні виконуватися після розбивки траси газопроводу, визначення меж розбивки і встановлення попереджуючих знаків про наявність на даній ділянці траси підземних комунікацій.

Згідно «Правил безпеки систем газопостачання України» газопроводи, які транспортують осушений газ, дозволяється прокладати в зоні промерзання ґрунту.

У відповідності до вимог [1] відстань від поверхні ґрунту до верху ізольованої труби складає 0,8 м. Для визначення глибини траншеї необхідно визначити діаметр ізольованої труби, який знаходжу згідно формули

D_ізл=D_зовн+2Т, (3.1)

де D_зовн – зовнішній діаметр труби, м;

Т – товщина шару ізоляції (для «дуже посиленої» ізоляції Т=9 мм), м.

D_ізл= 57+2*9=75 мм = 0,075 м

На підставі ДБН В.2.5–20–2001 визначаю глибину траншеї, Н_тр, м, по формулі

Н_тр=Н_закл+D_ізл, (3.2)

де Н_закл – глибина закладання (згідно вимог ДБН Н_закл=0,8 м), м;

D_ізл – діаметр ізольованої труби, м.

Н_тр=0,8+0,075=0,86 м

Остаточна глибина траншеї становить

Н_{тр ост}=Н_тр=0,86 м

Ширина дна траншеї для прокладання сталевих газопроводів залежить від способу вкладання та діаметра ізольованої труби і може бути визначена за формулою

В=D_ізл+0,3≥0,7, (3.3)

де D_ізл – діаметр ізольованої труби, м.

В=0,075+0,3=0,38<0,7 м

Але остаточно ширину низу траншеї приймаю по ширині ріжучої кромки ковша екскаватора, попередньо прийнявши пневмоколісний екскаватор з оберненою лопатою марки ЭО-2621 з ємкістю ковша 0,25 м³ та шириною ріжучої кромки (ШРК) 0,77 м. В процесі виконання роботи стінки траншеї обрушуються і величина цього обрушення визначається категорією ґрунту. Таким чином, остаточна ширина низу траншеї може бути визначена за формулою

В_ост=ШРК+δ (3.4)

де ШРК – ширина ріжучої кромки (ШРК=0,77 м), м;

δ – величина обрушення (для другої категорії ґрунту δ=0,1 м), м.

В_ост=0,77+0,1=0,87 м

Згідно вимог для другої категорії ґрунту максимальна глибина траншеї з вертикальними стінками і без кріплення становить 1,2 м, а тому після проведення необхідних розрахунків траншея буде виконана з прчмими стінками.

3.2 Підрахунок об’ємів робіт і вибір ведучого механізму, підрахунок об’ємів робіт і затрат праці

При будівництві підземних газопроводів розробка ґрунту полягає у копанні шурфів в місці врізання газопроводу та з метою виявлення місць перетину з іншими інженерними комунікаціями, риття траншеї, поширення приямків для зварювання неповоротних стиків. В процесі копання траншеї екскаватор не створює рівного дна, тому завжди необхідно робити ручну зачистку, величина якої по глибині для вибраного типу екскаватора становить 0,1 м. Для спрощення підрахунки веду на один метр траншеї.

Визначаю об’єм ґрунту, що розробляється при копанні шурфів, за формулою на 1 погонний метр

ν_шур=В*Н*λ, (3.5)

де В-ширина низу траншеї, м;

Н – глибина траншеї, м;

λ – довжина траншеї, м.

ν_шур=0,87*0,86*1=0,75 м³

Об’єм ґрунту, що розробляється при копанні траншеї екскаватором визначаю згідно формули

ν_екс=В*(Н-с)* λ, (3.6)

де В-ширина низу траншеї, м;

Н – глибина траншеї, м;

с – величина недобору (для екскаватора ЭО-2621 с=0,1 м), м;

λ – довжина траншеї (прийняла 1 м), м.

ν_екс=0,87*(0,86–0,1)*1=0,66 м³

Об’єм ґрунту, що розробляється при ручній зачистці дна траншеї визначаю за формулою на 1 погонний метр

ν_{руч зач}=В*с* λ (3.7)

де В-ширина низу траншеї, м;

с – величина недобору (для екскаватора ЭО-2621 с=0,1 м), м;

λ – довжина траншеї, м.

ν_{руч зач}=0,87*0,1*1=0,09 м³

Визначаю об’єм земляних робіт по поширенню приямків для зварювання неповоротних стиків. Згідно вимог приямок копається на 0,7 м нижче дна траншеї, а отже глибину приямка визначаю за формулою

Н_пр=Н_{тр ост}+0,7, (3.8)

де Н_{тр ост} – остаточна глибина траншеї, м.

Н_пр=0,86+0,7=1,56 м

Згідно вимог [1] ширину низу приямку визначаю за формулою

В_пр=D_ізл+1,2, (3.9)

де D_ізл – діаметр ізольованої труби, м.

В_пр=0,075+1,2=1,28 м

Ширину верху приямку визначаю за формулою

В′_пр= В_пр+2*m*Н_пр, (3.10)

де В_пр – ширина низу приямку, м;

m – величина крутизни відкосу (для другої категорії ґрунту m=0,5);

Н_пр – глибина приямка, м.

В′_пр=1,28+2*0,5*1,56=2,56 м

Об’єм розробленого ґрунту при поширенні приямків визначаю за формулою

ν_пр=_, (3.11)

де В_пр – ширина низу приямку, м;

В′_пр – ширина верху приямку, м;

Н_тр – глибина приямку, м;

l – довжина траншеї (прийняла 1 м), м;

ν_екс – об’єм ґрунту, що розробляється при копанні траншеї екскаватором, м³.

V_пр= (1,28+2,56)/2*1,56*1–0,66=2,34 м³

Форма і габарити приямку диктуються вимогами техніки безпеки, а також умовами зручності проведення зварювальних робіт.

З метою визначення робочої ширини будівельного майданчика розраховую ширину відвалу. Для її визначення необхідно врахувати збільшення об’єму після рихлення. Розрізняють два показники рихлення ґрунту: коефіцієнт початкового рихлення – К₁, який показує ступінь рихлення щойно розробленого ґрунту; коефіцієнт кінцевого рихлення – К₂, який показує ступінь рихлення злежаного або втрамбованого ґрунту після його засипання. Для даної категорії ґрунту К₁=1,2, К₂=1,04.

Таким чином загальний об’єм ґрунту у відвалі на один метр траншеї визначаю за формулою

ν΄_заг=ν_шур* К₁, (3.12)

де ν_шур – об’єм ґрунту, розробленого при копанні шурфу, м³;

К₁ – коефіцієнт початкового рихлення (К₁=1,2).

ν΄_заг=0,75*1,2=0,9 м³

Знаючи загальний об’єм землі по копанню шурфу, розраховую габаритні розміри відвалу згідно слідуючих формул

h_від=, (3.13)

де ν_заг – об’єм ґрунту у відвалі на один метр траншеї, м.

h_від=√0,9=0,81 м

Ширину відвалу визначаю згідно формули

В_від=2*h_від, (3.14)

де h_від – висота відвалу, м.

В_від=2*0,81=1,62 м

Визначивши всі об’єми по розробці ґрунту визначаю загальний об’єм робіт по копанню

ν_заг=ν_шур*l_шур*n_шур+ν_екс*(L-l_шур*n_шур)+ν_{руч зас}*(L-l_шур*n_шур)+ν_пр*l_пр*n, (3.15)

де ν_шур – об’єм ґрунту, що розробляється при копанні шурфів, м³;

ν_екс – об’єм ґрунту, що розробляється при копанні траншеї екскаватором, м³;

ν_{руч зас} – об’єм ґрунту, що розробляється при ручній зачистці дна траншеї, м³;

ν_пр – об’єм розробленого ґрунту при поширенні приямків, м³;

l_шур – довжина шурфу, м;

L – довжина траси газопроводу, м;

l_пр – довжина приямку, м;

n – кількість приямків, шт.;

n_шур – кількість шурфів, шт.

ν_заг=0,75*2*4+0,66*(250–8)+0,09*(250–8)+2,34*2*1=192,18 м³

Об’єм ґрунту у відвалі визначаю згідно формули

V₁=ν_заг*К₁, (3.16)

де ν_заг – загальний об’єм робіт по копанню, м³;

К₁ – коефіцієнт первинного рихлення, (К₁=1,2).

V₁=192,18*1,2=230,6 м³

Після вкладання газопроводу на постіль він спочатку засипається м’яким ґрунтом з відвалу на 0,2 м вище верхньої відмітки ізольованої труби, з пошаровим ущільненням ручною трамбівкою та підбивкою «пазух».

Об’єм ґрунту для присипки газопроводу визначається за формулою

ν_{руч пр}=, (3.17)

де D_ізл – діаметр ізольованої труби, м;

В-ширина низу траншеї, м.

ν_{руч пр}=0,87*(0,075+0,2)*1–3,14*0,075² /4*1=0,23 м³

Об’єм бульдозерної засипки визначаю за формулою

ν_бул=В*(Н-D_ізл-0,2)*l, (3.18)

де D_ізл – діаметр ізольованої труби, м;

В-ширина низу траншеї, м;

Н – глибина траншеї, м.

ν_бул=0,87*(0,86–0,075–0,2)*1=0,5 м³

Об’єм робіт по засипці приямків рівний об’єму робіт по поширенню приямків.

Визначаю об’єм робіт по зворотній засипці за формулою

V₂=(ν_{руч пр}*L+ν_бул*L+ν_пр*l_пр*n)*К₂, (3.19)

де ν_{руч пр} – об’єм ґрунту по ручній присипці газопроводу, м³;

ν_бул – об’єм ґрунту по бульдозерній засипці, м³;

ν_пр – об’єм ґрунту по засипці приямку;

L – довжина траси газопроводу, м;

l_пр – довжина приямку, м;

n – кількість приямків, шт.;

К₂ – коефіцієнт вторинного рихлення, (К₂=1,04).

V₂=(0,23*250+0,5*250+2,34*2*1)*1,04=195,92 м³

Визначаю об’єм робіт по вивезенню ґрунту

V₃=ν_заг*(К₁-К₂)+ν_труб*L, (3.20)

де ν_заг – загальний об’єм робіт по копанню, м³;

К₁ – коефіцієнт первинного рихлення, (К₁=1,2);

К₂ – коефіцієнт вторинного рихлення, (К₂=1,04);

ν_труб – об’єм ізольованої труби, м³;

L – довжина траси газопроводу, м.

V₃=192,18*(1,2–1,04)+0,004*250=31,75 м³

Складаю баланс земляних робіт. Нев’язка в підведенню балансу повинна становити не більше ±5%.

, (3.21)

де V₁ – об’єм ґрунту у відвалі, м³;

V₂ – об’єм робіт по зворотній засипці, м³;

V₃ – об’єм робіт по вивезенню ґрунту, м³.

(230,6 – (195,92+31,75))/230,6*100% = 0,1 < ±5%

Основним фактором, який забезпечує своєчасне виконання робіт при потоково-захватному методі є правильно визначена потокова швидкість будівництва. При спорудженні підземних газопроводів найбільш трудомістким є виконання земляних робіт, тому інтенсивність потоку визначається по погонній (умовній) швидкості руху екскаватора, яка може бути визначена по формулі

V = П / V*T_зм, (4=3.22)

де П – продуктивність екскаватору, м³/зміну;

V – середній об’єм ґрунту на даній ділянці, який приходиться на 1 м траншеї, м³;

Т_зм – час зміни, год (Т_зм=8 год).

V = 76,19/0,66*8=14,4 м/год

Для риття траншеї під газопровід мною попередньо прийнятий екскаватор ЭО-2621 з об’ємом ковша 0,25 м³ та оберненою лопатою, змінна продуктивність якого визначається за формулою

, (3.23)

де Т_зм – час зміни, год (Т_зм=8 год);

Н_час – норма часу в машино-годинах на розробку 1 м³ ґрунту в щільному стані (2); Н_час=0,105.

П=8/0,105=76,19 м³/зм

Згідно з завданням монтаж газопроводу буде виконуватись трубами довжиною 10 м. Таким чином загальна кількість труб, що підлягає монтажу визначається за формулою

, (3.24)

де L – довжина траси газопроводу, м;

l_тр – довжина окремої труби, м.

n_тр=250/10=25 шт.

Аналогічно можна визначити кількість стиків, які підлягають зварюванню

, (3.25)

де L – довжина траси газопроводу, м;

l_тр – довжина окремої труби, м;

1 – стик, що додається на врізання в діючий газопровід.

n_ст=250/10+1=26 шт.

З метою прискорення робіт по монтажу максимально можлива кількість стиків повинна зварюватися поворотними стиками, які при найменших затратах праці гарантують якість виконання робіт і потребують нижчу кваліфікацію зварювальника. Кількість поворотних стиків обмежується максимальною довжиною пліті, яка згідно [1] не повинна перевищувати 36 м (з метою запобігання пошкодження ізоляції при вкладанні в траншеї). Таким чином маю змогу визначити кількість неповоротних стиків за формулою

, (3.26)

де L – довжина траси газопроводу, м;

l_пл – довжина пліті, м;

1 – стик, що додається на врізання в діючий газопровід.

n_{н ст}=250/30+1=9 шт.

Кількість поворотних стиків визначаю за формулою

, (3.27)

де n_ст – кількість стиків, шт.;

n_нст – кількість неповоротних стиків, шт.

n_{п ст}=26–9=17 шт.

Для зварювання двох неповоротних стиків відриваються приямки в місці врізання та перетину з газопроводом, інші стики пропоную зварювати на бермі шляхом вкладання пліті на підставки з висотою 0,7 м від поверхні, що значно знизить затрати праці на поширення приямків.

Об’єм робіт по зняттю брукованої дороги визначаю згідно формули

V=(В+0,5)*L*h, (3.28)

де В-ширина низу траншеї, м;

L – довжина траси газопроводу, м.

V=(0,87 + 0,5)*250*0,2 = 68,5 м³

Таким чином, мінімальну ширину робочої зони визначаю згідно формули

ШРЗ=К+ШВ+2*Б+В+Зт+Т, (3.29)

де ШВ – ширина відвалу, м, ШВ=1,62 м;

Б – ширина берми, м, Б=0,5 м;

В-ширина траншеї, м, В=0,87 м;

Зт – зона розташування труби, м, Зт=0,375 м;

Т – зона руху технологічного транспорту, м, Т=3,5 м;

К – зона виконання робіт по огородженню, м, К=0,5 м.

ШРЗ=0,5+1,62+2*0,5+0,87+0,375+3,5=7,87 м

Довжину огорожі будівельного майданчику визначаю за формулою

L_огор=2*L, (3.30)

де L – довжина траси газопроводу, м.

L=2*250=500 м

Кількість стиків, що підлягають контролю фізичними методами слідуючим чином. Згідно вимог [1] для тиску 0,23 МПа повинно контролюватися 50% всіх стиків.

n_{ст ф к}=n_ст*0,5, (3.31)

де n_ст – кількість стиків, шт.

n_{ст ф к}=26*0,5=13 шт.

Визначаю фактичну довжину «захвату» за формулою

, (3.32)

де L – довжина траси газопроводу, м.

L=250/5=50 м

Визначивши основні об’єми робіт по спорудженню підземного газопроводу, приступаю до визначення затрат праці на виконання всіх робіт, враховуючи, що види робіт на «захваті» повинні бути закінчені за одну зміну. Знаючи загальний об’єм робіт даного виду, знаходжу норму часу на виконання одиниці, виконую розрахунки (перемножуючи їх) та отриманий результат заношу в таблицю 1. (дивись таблицю 4.1)

Таблиця 4.1 – Відомість затрат праці по всьому фронту робіт

№ п/п	Назва робіт	Група РЕКН	Один. виміру	Кількість	Норма часу		Трудомісткість
					будів.	машин	будів.	машин
1	Транспортування секцій і труб	25–122–1	100 м	2,5	5,75	27,98	14,38	69,95
2	Рекультивація грунту	1–24–2	1000 м3	0,01	-	19,55	-	0,2
3	Розробка ґрунту у відвал	1–13–5	1000 м3	0,16	18,53	84,66	2,96	13,5
4	Розробка ґрунту екскаватором з одночасним навантаженням на автосам.	1–18–5	1000 м3	0,032	45,9	131,58	1,47	4,2
5	Розробка ґрунту вручну	1–164–2	100 м3	0,11	261,8	-	28,79	-
6	Влаштування тимчасових переходів	20–2–1	100 м2	0,02	22,04	1,54	0,4	0,03
7	Зварювання, вкладання, пневматичне випробування труб	22–9–1	1 км	0,25	537,6	130,83	134,4	32,7
8	Влаштування КВП	16–75–2	1 шт.	1	4,5	0,6	4,5	0,6
9	Контроль якості зварних з'єднань (радіографування)	25–122–1	1 ст	13	1,52	3,35	19,76	43,55
10	Нанесення ізоляцій	22–17–3	1 км	0,25	111,84	10,57	27,96	2,64
11	Засипка вручну траншей	1–166–2	100 м3	0,57	165,24	-	94,2	-
12	Ущільнення засипки	1–134–1	100 м3	0,57	18,36	4,45	10,5	2,5
13	Засипка траншей бульдозером	1–71–5	1000 м3	0,13	-	1,7	-	0,2
∑							339,32	170,0 7
∑							509,39

Оскільки для виконання кожного виду робіт передбачено використання робітників відповідного фаху, то для зменшення кількості працівників роботи повинні виконуватися комплексною бригадою з максимально можливим суміщенням професій.

Визначаємо сумарні затрати праці по всьому фронту робіт за формулою

Т_заг = Т_б+Т_м, (3.33)

де Т_б – затрати праці будівельників,

Т_м-затрати праці машиністів.

Т_заг =339,32+170,07=509,39 люд/год.

Визначаємо строки будівництва газопроводу

N_д= Т_заг*К/n_бр*Н_зм, днів (3.34)

де Т_заг-сумарні затрати праці по всьому фронту робіт,

n_б-кількість чолоків у бригаді,

Н_зм – час зміни.

N_д=509,39*0,5/8*8=4 дні.

Вибір машин розпочинаю з вибору ведучого механізму, яким буде екскаватор з оберненою лопатою ЭО-2621, з об’ємом ковша 0,25 м³ та шириною ріжучої кромки 0,77 м. Вибраний екскаватор буде здійснювати копання траншеї і його буде можливо використати для виконання робіт по навантаженню надлишкового ґрунту.

Для виконання зварювальних робіт вибираю зварювальний апарат

АСД-500 та малогабаритний варочний котел для приготування бітумної мастики.

Попередньо для вивезення надлишкового ґрунту приймаю автосамоскид ММЗ-554 з об’ємом кузова 4 м³.

Визначаю кількість рейсів автомобіля для вивезення ґрунту за формулою

, (3.35)

де V₃ – загальний об’єм ґрунту, що підлягає вивезенню, м³;

ν_куз – об’єм кузова, м³;

К₁ – коефіцієнт, який враховує повноту заповнення кузова (К₁=0,9).

n_р=31,75/4*0,9=9 рейсів

Прийнятий самоскид разом з екскаватором забезпечують виконання робіт в ритмі потоку з заданою потоковою швидкістю. Для більш ефективного використання самоскида він повинен доставляти на будівельний майданчик матеріал для устрою постелі.

Вибір вантажозахватних пристроїв та машин для вкладання починаю з визначення ваги монтажної одиниці. Вагу пліті ізольованого газопроводу, котрий підлягає вкладанню визначаю згідно формули

Р_пл=р_тр*l_пл (3.36)

де р_тр – вага одного погонного метра труби, кг/м;

l_пл – довжина пліті, м.

1,1 – коефіцієнт який враховує вагу ізоляції

Р_пл=6,6*30=198 кг

Враховуючи те, що вага монтажної одиниці суттєва, то вкладання пліті буду здійснювати за допомогою пневматичного автокрану типу КС-1562, а для сропування труб вибираю полотнище ПМ-337.

Для будівництва газопроводу пропоную, згідно вимог, використовувати труби по ГОСТу 10705.

Кількість труб та інших матеріалів, необхідних для виконання даного об’єму будівництва визначаю згідно РЕКН.

3.3 Захист газопроводів від корозії

3.3.1 Захист газопроводів

Захист газопроводів від корозії класифікується на пасивний і активний. Пасивним захистом передбачається нанесення на поверхню труби відповідного типу ізоляційного покриття, тим самим запобігається взаємодія з електролітом. Конструкції ізоляційних покриттів трубопроводів приймаються згідно з

ГОСТ 9.6 02 – 89. Вони можуть бути виконані як у заводських умовах, так і в польових умовах (при будуванні трубопроводу). Перехідний електричний опір ізольованого трубопроводу після укладання і засипки має бути не нижче 10⁴ Ом-м².

Активний захист газопроводів від корозії містить три способи захисту залежно від умов, у яких знаходиться труба:

– катодний захист – катодна поляризація поверхні труби таким чином, що створюється одностороння провідність струму від джерела постійного струму через заземлювач (анод) у ґрунт до труби; так як винос електронів із поверхні труби неможливий, то виключається корозія металу.

– протекторний захист – застосовується для захисту ділянок труб невеликої протяжності, кожухів на переходах газопроводів через дороги, кабелів у тих випадках, коли немає джерела живлення і не може бути застосований катодний захист. Принцип роботи протекторного захисту полягає в тому, що при замкненні двох електродів («труба-протектор»), поміщених у ґрунт (електроліт), між ними виникає різниця потенціалів, зумовлена різною електрохімічною активністю матеріалів труби і протектора. Причому струм направляється від електрода з більш від'ємним потенціалом (анода) до електрода з менш від'ємним потенціалом (катода). Аноди виготовляються зі сплаву на основі магнію чи алюмінію, рідше цинку, який має більш від'ємний потенціал, ніж сталь.

– електродренажний захист призначений для відведення блукаючих струмів із газопроводу через рельсову частину ланцюга електротяги на від'ємну шину трансформаторної підстанції.

Надземні газопроводи слід захищати від атмосферної корозії покриттям, що складається з двох шарів грунтовки та двох шарів фарби, лаку або емалі, призначених для зовнішніх робіт при розрахунковій температурі зовнішнього повітря в районі будівництва відповідно ГОСТ 14202.

Останніми директивними документами корпорації Укргаз та ДБН В.2.5–20–2001 заборонено прийняття в експлуатацію об’єктів газифікації без наявності катодного захисту мереж підземних газопроводів.

3.3.2 Розрахунок електрозахисту

Поверхня захищаємих трубопроводів S_r, м², визначаю за формулою

, (3.37)

де d_і – зовнішній діаметр ізольованого газопроводу, мм;

ℓ_і – довжина ізольованого газопроводу, м;

n – кількість діаметрів газопроводів мережі, яку захищаємо.

S_r = 3,14·(133·270+114·20+108·80+76·330+57·4250)·10^-3= 986,5 м²

Визначаю щільність поверхні газопроводу f, м²/га, на одиницю площі території за формулою

, (3.38)

де S_сел – селищна територія мікрорайону, га.

м²/га

Визначаю середню щільність захисного струму j, мА/м², за формулою

, (3.39)

де ГВ – середня геодезична відмітка місцевості;

ρ – середній питомий опір ґрунту в зоні прокладання, Ом/м;

20,1; 33,9; 4,96 – коефіцієнти прийняті на основі досліджень.

j = 20,1+(209 – 4,96·16,4 + 33,9 · 60)·10^-3 = 22,3 мА/м²

Сумарну величину захисного струму I, A, визначаю за формулою

I = 1,2·j·S_r, (3.40)

І = 1,2·0,02· 986,5 = 23,7 А

Визначаю кількість катодних станцій n_с, шт., згідно формули

, (3.41)

де І – сумарна величина захисного струму, A.

Визначаю оптимальний радіус захисту R, м, за формулою

, (3.42)

де І – сумарна величина захисного струму, A;

j – середня щільність захисного струму, мА/м²;

f – щільність поверхні газопроводу на одиницю площі території, м²/га.

R=

Анодне заземлення з 4 чавунних труб, діаметром 150 з опором розтікання струму 0,63

F_к.с = πR² *10^-4 (3.43)

F_к.с = 3,14 * 510² *10^-4 = 81,7 га

Переріз кабельної лінії S, мм², визначаю за формулою

, (3.44)

де ρ – питомий опір матеріалу кабелю, Ом/мм²·м;

ℓ – довжина кабелю, м;

U – різниця потенціалів, 1V.

S = мм²

Опір кабельної лінії R_каб, Ом, визначаю за формулою

, (3.45)

R _каб = _Ом

Необхідна вихідна напруга катодної станції U_вих, В, визначається за формулою

U_вих = І_кс·(R_{анод.зах} +R_каб), (3.46)

U_вих = 23,7·(0,63+0,04) = 15,88 В

Для забезпечення нормальної роботи захисту приймаю одну катодну станцію типу КСС-600 з номінальною випрямляючою напругою 24/48 В і номінальним випрямляючим струмом 25/12,5 В;.

3.4 Організація експлуатації систем газопостачання

На всіх підприємствах, які використовують газ, повинен забезпечуватися комплекс заходів по безпечній експлуатації газового господарства згідно до вимог «Правил безпеки в системах газопостачання України».

Забезпечення безпечної експлуатації газового господарства покладається на перших керівників підприємств, які організовують і періодично проводять відомчий контроль за станом газового господарства і виконанням правил, норм і інструкцій газового обладнання.

На всіх підприємствах з числа ІТП, наказом, призначаються працівники на яких накладається персональна відповідальність за забезпечення безпечних умов експлуатації газового господарства.

Керівні інженерно-механічні працівники пов’язані з експлуатацією газового господарства повинні здавати екзамен на знання «Правил безпеки в газовому господарстві» один раз в три роки. Перевірка ІТП проводиться комісією за участю газотехнічного інспектора.

Робітники, пов’язані з обслуговуванням і ремонтом газового господарства, повинні бути навчені безпечним методом роботи в газовому господарстві і проходити перевірку знань в комісіях з участю газо технічного інспектора.

Кожне газифіковане підприємство повинно мати комплект виконавчо-технічної документації. Порядок її збереження визначається першим керівником і оформляється наказом.

Інженерно-технічні працівники і робітники, які зв’язані з будівництвом і експлуатацією об’єктів газового господарства повинні мати посадові інструкції, в яких визначені їх конкретні обов’язки.

Підприємство повинно мати, складені відповідно до місцевих умов з вимогами правил безпеки і затверджені керівником підприємства, інструкції по експлуатації, а також схеми газопроводів. Інструкції вивішуються на робочих місцях. В цехах повинні бути вивішені застерігаючи надписи і плакати по безпечному користуванню газом.

На підприємстві повинні бути розроблені і затверджені керівником плани попередження і ліквідації аварій, повинна бути забезпечена система виклику персоналу для проведення аварійних робіт.

Інструкції по експлуатації газового господарства і плани попередження аварій повинні переглядатися не рідше одного разу в два роки.

Газові мережі і газове обладнання підприємств повинні проходити технічне обслуговування і ремонт. Відповідальність за виконання графіку технічного обслуговування несе головний інженер. По всіх проведених роботах та технічному обслуговуванню повинна складатися документація.

Підприємство повинно бути оснащене інструментами, обладнанням і матеріалами, а також засобами захисту робітників, необхідних для виконання ремонтних і аварійних робіт. Технічне обслуговування газопроводів і газового обладнання на підприємствах повинно проводитися силами і засобами самого підприємства.

Для забезпечення нагляду за технічним станом газового господарства і проведення його ремонту на підприємствах створюється газова служба. Доцільність створення спеціальних газових служб в кожному випадку вирішується керівником підприємства. Посадові особи винні в порушенні правил безпеки несуть персональну відповідальність, незалежно від того чи призвело це порушення до аварії, чи нещасного випадку, чи ні. В залежності від характеру порушення їх наслідків, всі посадові особи несуть відповідальність в адміністративному чи кримінальному порядку.

Експлуатацію газового господарства м. Охтирки здійснює Охтирське управління експлуатації газового господарства, яке обслуговує житлові будинки, дрібних комунально-побутових споживачів, виконують ремонтні роботи на газопроводах та газовому обладнанні, контролює якість будівництва газопроводів, виконує роботи по попередженню і ліквідації аварій, пропагує безпечні методи використання газу.

Для виконання цих функцій в ньому створені наступні підрозділи:

– аварійно-диспетчерська служба, завдання якої – це управління режимом роботи системи газопостачання, виконання робіт по локалізації аварій на об’єктах;

– служба підземних мереж, основна функція якої забезпечення безперебійної подачі газу споживачам;

– служба внутрішньо будинкового газового обладнання, основна задача це організація робіт по безперебійному постачанню газу житловим будинкам;

• служба зрідженого газу, основне завдання якої безперебійне постачання зрідженого газу промисловим та побутовим споживачам.

3.5 Енергоресурсозбереження при експлуатації газового обладнання

З метою зниження витрат паливно-енергетичних ресурсів в відповідності до законодавства України, Державний комітет України у справах містобудування і архітектури розробив ряд заходів по економічному їх використанню і зобов’язав місцеві органи архітектури та містобудування їх суворо дотримуватися, а саме:

– затвердив нові нормативи, коефіцієнти теплопередачі огороджуючи конструкцій житлових і громадських будівель та споруд;

– затвердив контрольні показники питомих витрат теплоти на опалення житлових будинків;

– зобов’язав проектні і будівельні організації забезпечити проектування і введення в дію об’єктів нового будівництва та реконструкції житлових будинків, споруд соціально-комунального і виробничого призначення з обов’язковим оснащенням, засобами обліку і приладами регулювання систем – вода, теплота газопостачання

Для забезпечення належного контролю за дотриманням вимог енерго – зберігаючих технологій, експертиз і державного архітектурного та будівельного контролю підлягають проекти будівництва, реконструкції будинків, споруд незалежно від відомчої підпорядкованості та форми власності.

Державним приймальним комісіям заборонено приймати в експлуатацію закінчені будівництвом об’єкти, які не відповідають вимогам енергозбереження.

Для досягнення економії газового палива при експлуатації газового обладнання необхідно виконувати такі заходи:

– зменшити теплопередачу огороджуючи конструкцій. Для цього збільшують товщину зовнішніх стін, виконують трійне остеклення вікон, установлення перекриття та стін житлових будинків;

– обов’язкове встановлення лічильників газу, регулювання систем теплопостачання;

– поширити використання тепла відведених продуктів згорання, шляхом встановлення в димових каналах та димоходах пристосувань для нагріву води за рахунок тепла продуктів згорання;

– для підвищення коефіцієнту корисної дії опалювальних котлів на димоходах встановлюють регулюючі засувки, а в топковому просторі встановлюють роз сікачі полум’я над пальниками.

При проведенні пусконалагоджувальних робіт опалювальних пристроїв особливу увагу потрібно звертати на процес спалювання газу, на відповідність співвідношення подачі газу та повітря на пальники. Постійно слідкувати за станом опалювальних пристроїв, своєчасно очищати їх від сажі. Дотримання цих вимог та проведення перелічених заходів дозволить значно зменшити витрати газу.

3.6 Питання отримання біогазу

Один із способів економії природних та зріджених газів є отримання в господарстві біогазу.Біогаз отримується при анаеробному (без доступу повітря) переброжувані біологічної маси (навозу, відходів сільськогосподарського виробництва, покидьків.)

Газ, що утворюється в результаті бродіння містить 50–80% метану, 20–50% двооксиду вуглецю, і менш ніж 1% сірководню та сліди аміаку. Ефективність зброджування біологічної маси залежить від герметичності резервуарів, концентрації поживних речовин, а також температурного режиму його тривалості. Зброджування навозу можливе при температурі 5–80 С, але найбільш вдало проходе при температурі 30–35о С і 50–60о С. Тривалість зброджування навозу залежить від субстрату біомаси. Для навозу великої рогатої худоби та курячого посліду тривалість зброджування складає 20діб, а навозу свиней –10 діб.

За добу із однієї тварини можна отримати слідуючи кількість біогазу: велика рогата худоба (жива вага 500 кг) – 1,5 м ³, свині (жива вага 80–100 кг) –0,2 м³, кури, кролики –0,015м³.

Субстратом для анаеробної ферментації є не тільки відходи тваринництва. Для отримання біогазу можуть бути використанні залишки сільськогосподарських рослин (силос, солома), а також комиш, відходи льону, коноплі, водорості, що отримують при скошені та очищення каналів та мул. З одного кілограму мулу можна отримати до 700 літрів біогазу. В середньому 1 м³ біогазу може дати 21–29МДж енергії. Біогаз в основному використовують як правило на опалення та отримання гарячої води, для приготування їжі та отримання електроенергії.

З 1 м ³ біогазу з допомогою приводного газовим двигуном внутрішнього згорання електричного генератора можна отримати 1.6 кВт електроенергії

Біогаз можна спалювати як паливо в пальниках отоплюючи приладів, газових плит, водонагрівальних приладів. Також можна перевести дизельний двигун на газ. При цьому потужність двигуна буде знижена з дизельного палива на зріджений газ на 20%, а зрідженого на біогаз – на 10%. Витрата біогазу в середньому складає 0.65 м³ (кВтгод). Тиск газу перед двигуном повинен бути не менше 0,4 кПа.

В тваринництві для підігріву води споживання біогазу на одну тварину складає: корови-21–30 м³; свині-1,4–4,9 м³.

Біогазові установки в залежності від особливостей технологічної схеми бувають трьох типів: безперервної дії, періодичного та акумулятивного зброджування.

При безперервній схемі свіжий субстрат завантажується в камеру зброджування, безперервно або через деякі проміжки часу (від 2 до 10 разів на добу), виділяє ту ж саму кількість зароджуваної маси. Ця система дозволяє отримувати максимальну кількість біогазу, але потрібно більше матеріальних затрат.

При періодичній схемі маються дві камери зброджування, які завантажуються по черзі. В даному випадку корисний об’єм камер використовується менше ефективно, чим при безперервній схемі. Крім цього потрібні значні запаси навозу або іншого субстрату для їх наповнення.

При акумулятивній схемі сховище для навозу слугує одночасно камерою зброджування і сховищем переброженого навозу та його вивантаження.

Біогазові установки складаються із слідуючи елементів:

• камери зброджування (реактора, метанетки);

• пристрою для нагрівання субстрату;

• пристрою для перемішування субстрату;

• газгольдера та ємності для шламу.

Метанетки виконують наземними напівзаглибленими і заглибленими в ґрунт.

В жарких та теплих районах встановлюють наземні метанетки, пофарбовані в чорний колір для використання сонячної радіації, в холодних районах віддають перевагу заглибленим метанеткам для зберігання теплоти.

Камери для зброджування виготовляють різної геометричної форми, але найдоцільнішою є циліндр. Метанетки виготовляють з металу, поліетилену або залізобетону.

Для дотримання необхідної температури для зброджування використовують пристрої для підігріву субстрату. Підігрів рідкого субстрату виконується перед завантаженням або в камері зброджування. В залежності від ступеня ізоляції камер і трубопроводів в теплоті може досягнути 30% енергії, яку виділяє біогазова установка. Пристрої для нагрівання як правило з’єднують з перемішуючими пристроями.

Для перемішування субстрату використовують механічні, гідравлічні та газові пристрої.

Газгольдери призначені для збору і зберігання біогазу.

Компоненти, які входять до складу біогазу (двооксид вуглецю та сірководню) визивають корозію обладнання. Одним із найбільш розповсюджених і простих методів очищення від домішок є «мокрий метод». Найбільш прості газгольдери з’єднуються з метанетками.

Газгольдери високого тиску (0,8 – 1 МПа) мають сферичну форму. В мокрих

газгольдерах тиск газу невисокий (менш 5кПа). Крім того газгольдери можуть бути суміщенні з реактором.

Схема біогазової установки для ферми на 400 голів великої рогатої худоби, розроблена в нашій країні, зображена на 4 листі графічної частини. Технологічний процес проточний з циклічним виповненням операцій. Навоз із тваринницької ферми попередньо виділяється від сторонніх домішок. Для цього є пристрій для виділення від сторонніх домішок продуктивністю 100 м³. Із приймача 1 насосом марки НЖ Н-200 початкова маса подається в ємкість 53 м³, де проходе попередній нагрів субстрату до 35 С^о. Теплоносієм слугує гаряча вода або пар, отриманий в котлі, працюючим на біогазові. Із ємкості 1 субстрат перекачується в метанетку 4 ємкістю 1000 м³, де проходе анаеробне зброджування навозу. Температуру підтримує теплообмінник 8. Із метанетки 4 біогаз потрапляє до газгольдера 5.

Період зброджування 20–22 доби, добовий вихід біогазу 710 м³. Із цієї кількості 415 м³ йде на особисті потреби, а на продаж – 245 м³.

4. Економічна частина

4.1 Розрахунок кошторисної вартості об’єкту газифікації

Паспорт проекту по газопостачанню

• Характеристика системи:

• тип системи:

• середній тиск – тупикова;

• параметри проекту:

  • РДГК-6 – 248 шт.;

  • катодна станція – 1 шт.;

• тип прокладки газових мереж – підземний

• розрахункові рівні споживання газу по категоріям споживачів:

• житлово-комунальне споживання населенням – 700 тис. м³/рік;

• комунально-побутові споживачі – 190 тис. м³/рік;

• промислові і сільськогосподарські споживачі – 3400 тис. м³/рік;

• теплопостачання – 4220 тис. м³/рік.

Загальний об’єм споживання газу (Q_річ) = 8510 тис. м³/рік.

Загальна довжина газопроводу – 4950 м

• Техніко-економічні показники:

• потужність системи – подача газу за рік при оптимальному використанні основних фондів (мереж і устаткування) повинна встановлюватись по брутто-споживанню, тобто враховуючи втрати газу і його витрати на власні потреби.

Потужність системи Q_под, тис. м³/рік, визначаю згідно формули

Q_под = Q_брутто = (Q_річ ∙ 0,8%)+Q_річ = Q_річ ∙ 1,008, (4.1)

де Q_річ–загальний об’єм споживання газу, тис м³/рік.

Q_под = 8510 ∙ 1,008 = 8578,8 тис. м³/рік

Коефіцієнт використання потужності газопроводу К_п, визначаю згідно формули

, (4.2)

де Q_под – потужність системи, тис. м³/рік;

Q_річ – загальний об’єм споживання газу, тис. м³/рік.

Питомі капітальні вкладення К_пит, грн., визначаю згідно формули

, (4.3)

де К_заг – базисна кошторисна вартість газопроводу (БКВ), тис. грн.;

Q_річ – загальний об’єм споживання газу, тис. м³/рік.

грн.

В суму капітальних витрат входять всі витрати по улаштуванню систем газопостачання, до складу яких входять будівельні роботи, безпосередньо пов'язані з будівництвом газопроводу (земляні, монтажні, ізоляційні роботи, випробування, тощо). Сума капітальних витрат визначається на основі кошторисів по укрупненим показникам кошторисної вартості (УПСС) або по збірникам ресурсних елементних кошторисних норм (РЕКН).

Територіальний район виробництва робіт приймається відповідно з населеним пунктом, де буде зводитися запроектований об’єкт.

Складання кошторисної документації починають з розробки локальних кошторисів на окремі види робіт і витрати по кожному об’єкту будівництва, а потім складають кошторис, в якому визначається кошторисна вартість будівництва об’єктів, які входять до складу системи газопостачання.

В об’єктному кошторисі розраховують кошторисну вартість загальнобудівельних і спеціальних будівельних та монтажних робіт, технологічного обладнання, його монтаж і наладку, пристосування.

Базисна кошторисна вартість будівництва газопроводу визначається по зведеному кошторисному розрахунку до проекту і являється незмінним документом, у відповідності з яким здійснюється фінансування будівництва.

4.2 Техніко-економічні показники газифікації

4.2.1 Розрахунок експлуатаційних витрат

Річні експлуатаційні витрати системи газопостачання складаються з витрат:

• на матеріали (купівля газу);

• на заробітну плату з відрахуванням на соціальні заходи;

• на амортизацію;

• на поточний ремонт та інші витрати.

Загальну суму собівартості реалізації газу С_о, тис. грн., визначаю згідно формули

С_о = З_к.г. + З_а + З_п.р. + З_о.п. + З_інші, (4.4)

де З_к.г. – витрати на купівлю газу, тис. грн.;

З_о.п. – витрати на оплату праці, тис. грн.;

З_а – витрати на амортизацію, тис. грн.;

З_п.р – витрати на технічне обслуговування і поточний ремонт, тис. грн.;

З_інші – інші витрати, тис. грн.

а) витрати на купівлю газу З_к.г., тис. грн., визначаю згідно формули

З_к.г. = Q_брутто ∙ Ц_1000 м³, (4.5)

де Q_брутто – об’єм подачі газу споживачам з урахуванням витрат газу;

Ц_1000 м³ – ціна купівлі 1000 м³ газу – 561 грн.

З_к.г. = 8578,08 ∙ 981,91 = 8422,9 тис. грн.

б) витрати на оплату праці З_о.п., тис. грн., визначаю згідно формули

З_о.п. = З_ср. ∙ Ч_заг ∙ К_відр ∙ n, (4.6)

де З_о.п. – витрати на оплату праці, тис. грн.;

З_ср. – середньомісячна заробітна плата одного працюючого.;

Ч_заг – загальна чисельність виробничого персоналу, чол.;

К_відр – коефіцієнт відрахувань на соціальні потреби;

n – кількість місяців за рік – 12.

Загальна чисельність виробничого персоналу становить

Ч_заг = Ч_ауп + Ч_{вироб.персонал.}, (4.7)

Чисельність адміністративного персоналу по нормативній трудоємкості обслуговування квартир, мереж газопроводів і подачі 1 млн. м³ газу в рік.

Трудоємкість обслуговування 1 квартири Т_{р кв}, у.о., дорівнює 1 умовній одиниці (у.о.), визначаю згідно формули

Т_{р кв} = К_кв ∙ 1, (4.8)

де К_кв – кількість квартир, шт.

Т_{р кв} =665 ∙ 1 = 665 у.о.

Трудоємкість обслуговування 1 км мережі газопроводу Т_{р км}, у.о., дорівнює 10 умовних одиниць (у.о.), визначаю згідно формули

Т_{р км} = L_км ∙ 10, (4.9)

де L_км – довжина газопроводу, км.

Т_{р км} =4,95 ∙ 10 = 49,5 у.о.

Трудоємкість обслуговування подачі 1 млн. м³ газу в рік Т_{р 1 млн. м}³, у.о., дорівнює 2 умовним одиницям (у.о.), визначаю згідно формули

Т_{р 1 млн. м}³ = Q_{брутто млн. м}³ ∙ 2, (4.10)

де Q_{брутто млн. м}³ – потужність системи, тис. м³/рік.

Т_{р 1 млн. м}³ = 8,578 ∙ 2 = 17,16 у.о.

Чисельність адміністративного персоналу Ч_адп, чол., знаходжу по формулі

, (4.11)

де g – чисельність адміністративного персоналу в залежності від суми трудоємкості, в умовних одиницях.

чол.

SТ = 731,66 ум. од.

Чисельність виробничого персоналу по основним службам сільського газового господарства визначається на основі нормативів чисельності чоловік, виходячи з кількості газифікованих квартир, протяжності газопроводів.

Чисельність служби будинкових мереж Ч_б.м., чол., визначаю згідно формули

Ч_б.м. = К_кв.∙ 0,00035, (4.12)

де К_кв–загальна кількість квартир, шт.

Ч_б.м. = 665 ∙ 0,00035 = 0,23 чол.

Чисельність служби по експлуатації підземних газопроводів Ч_в.м., чол., визначаю згідно формули

Ч_в.м. = L_км ∙ 0,3, (4.13)

Ч_в.м. = 4,95 ∙ 0,3 = 1,49 чол.

Чисельність аварійно-диспетчерської служби Ч_адс, чол., визначаю згідно формули

Ч_адс = 0,0005 ∙ SТ_р, (4.14)

де SТ_р – загальна трудоємкість в умовних одиницях.

Ч_адс = 0,0005 ∙ 731,66 = 0,37 чол.

Чисельність ремонтної служби Ч_р.с, чол., визначаю згідно формули

Ч_р.с = 0,0007 ∙ SТ_р, (4.15)

де SТ_р – загальна трудоємкість в умовних одиницях.

Ч_р.с = 0,0007 ∙ 731,66 =0,51 чол.

Загальна чисельність виробничого персоналу Ч_заг, чол., визначаю згідно формули

Ч_заг = Ч_адп + Ч_б.м. + Ч_в.м. + Ч_адс + Ч_р.с, (4.16)

де Ч_АДП – чисельність адміністративного персоналу, чол.;

Ч_б.м. – чисельність служби будинкових мереж, чол.;

Ч_в.м. – чисельність служби по експлуатації підземних газопроводів, чол.;

Ч_АДС – чисельність аварійно-диспетчерської служби, чол.;

Ч_р.с – чисельність ремонтної служби, чол.

Ч_заг = 0,95+0,23+1,49+0,37+0,51 = 3,55 ≈ 4 чол.

Виплати на оплату праці З_оп, тис. грн., визначаю згідно формули

З_оп = 792 ∙ Ч_заг ∙ 1,36 ∙ 12,7, (4.17)

де Ч_заг – загальна чисельність виробничого персоналу, чол.

З_оп = 792 ∙ 4 ∙ 1,36 ∙ 12,7 = 54,72 тис. грн.

в) витрати на амортизацію З_а, тис. грн., визначаю згідно формули

, (4.18)

де Н_а – норма амортизації – 5%;

К – сума капітальних вкладень, яка дорівнює базисній кошторисній вартості будівництва газопроводу, тис. грн.

тис. грн.

г) витрати на технічне обслуговування і поточний ремонт З_п.р., тис. грн., визначаю згідно формули

З_п.р. = 40% ∙ З_а, (4.19)

де З_а – витрати на амортизацію, тис. грн.

З_п.р. = 0,4 ∙ 31,72 = 12,69 тис. грн.

д) інші витрати З_інші, тис. грн., визначаю згідно формули

З_інші = 10% ∙ (З_а + З_оп), (4.20)

де З_а – витрати на амортизацію, тис. грн.

З_оп – виплати на оплату праці, тис. грн.

З_інші = 0,1 ∙ (31,72+54,72) = 8,64 тис. грн.

Тоді загальна сума собівартості реалізації газу С_о, тис. грн., дорівнює

С_о = 8422,9 + 54,72 + 31,72 + 12,69 + 8,64 = 8530,67 тис. грн.

Собівартість реалізації 1000 м³ газу С_1000 м³, грн./1000 м³, визначаю згідно формули

, (4.21)

де С_о – загальна собівартість реалізації газу, тис. грн;

Q_нетто – об’єм реалізованого газу споживачам, тис. м³/рік.

грн./1000 м³

Тариф реалізації споживачам Т_сер, грн./1000 м³, представляє собою ціну реалізації газу для даного газового господарства (підприємства), визначаю згідно формули

Т_сер = 1,2 ∙Ц_підпр, (4.22)

де Ц_підпр – ціна реалізації газу для підприємства, грн./1000 м³.

Ціну реалізації газу для підприємства Ц_підпр, грн./1000 м³, визначаю згідно формули

Ц_підпр = С_1000 м³ ∙(1+) = С_1000 м³ ∙(1+) = С_1000 м³ ∙ 1,1, (4.23)

де С_1000 м³ – собівартість реалізації 1000 м³ газу, грн./1000 м³

Ц_підпр =1002,43 ∙ 1,1 = 1102,67 грн./1000 м³

Визначаю тариф реалізації споживачам

Т_сер = 1,2 ∙ 1102,67 = 1323,2 грн./1000 м³

4.2.2 Розрахунок прибутку і рентабельності

Балансовий прибуток П_б, тис. грн., визначаю згідно формули

П_б = Д – С_о, (4.24)

де Д – сума доходу від реалізації газу, тис. грн.;

С_о – загальна собівартість реалізації газу, тис. грн.

Суму доходу Д, тис. грн., визначаю згідно формули

Д = Q_{нетто реаліз. газу} ∙ Т_сер, (4.25)

Д = 8510 ∙ 1323,2 = 11260,43 тис. грн.

Визначаю балансовий прибуток, тис. грн.

П_б = 11260,43 – 8530,67 = 2729,76 тис. грн.

Визначаю чистий прибуток П_ч, тис. грн., згідно формули

П_ч = П_б – Н_п, (4.26)

де П_б – балансовий прибуток, тис. грн.;

Н_п – обов’язкові державні платежі (Н_п = 0,85*П_б), тис. грн.

П_ч = 2729,76 ∙ 0,15 = 409,46 тис. грн.

Визначаю рівень рентабельності Р_р, %:

– по балансовому прибутку згідно формули

, (4.27)

де П_б – балансовий прибуток, тис. грн;

С_о – загальна собівартість реалізації газу, тис. грн.

а) балансовий

– по чистому прибутку згідно формули

де П_ч–чистий прибуток, тисгрн;

б) чистий

4.2.3 Розрахунок терміну окупності капітальних вкладень

Т_окуп = , (4.28)

Т_окуп = = 2,43 роки

де К – капітальні вкладення в спорудження системи газопостачання, тис. грн.;

П_ч – чистий прибуток, тис. грн.

Таблиця 5.1 – Основні техніко-економічні показники

№ п/п	Назва показників	Одиниця виміру	Формула	Кількість
1	Річний об’єм подачі газу в мережу	тис. м3	Qбрутто	8578
2	Річний об’єм реалізації газу	тис. м3	Qріч	8510
3	Капітальні вкладення в спорудження системи газопостачання	тис. грн.	БКВ	996,83
4	Питомі капітальні вкладення	грн./1000м3	Кпит	117,14
5	Загальна собівартість реалізації газу	тис. грн.	С0	8530,67
6	Собівартість реалізації 1000 м3 газу	грн.	С1000	1002,43
7	сума прибутку	грн.	Дпрг	11260,43
8	Прибуток: – балансовий – чистий	тис. грн.	Пбаланс Пчп	2729,76 409,46
9	Рівень рентабельності: – по балансовому прибутку – по чистому прибутку	%	Ррб Рчп	32 4,8
10	Відпускна ціна 1000м3 газу	грн.	ЦП	1102,67
11	Середній тариф реалізації 1000м3 газу споживачам	тис. грн.	Трг	1323,2
12	Термін окупності капітальних вкладень	роки	Токуп	2,43

Висновок

Працюючи над дипломним проектом на тему: Газифікація с. Слободка Сумської області природним газом одноступеневою системою з розробкою газифікації двохповерхового житлового будинку та питання отримань біогазу, я покращив теоретичні знання по розрахунку газопроводів середнього тиску.

Також покращив знання по організації будівництва газопроводів, їх експлуатації.

Навчився проводити розрахунок кошторисної вартості газопроводів та розрахунок окупності капітальних вкладень.

Я вважаю, що отримані мною знання допоможуть мені в практичній діяльності по будівництву і обслуговуванню систем газопостачання.

Література

1. ДБН В 2.5 – 20 – 2001. «Газопостачання». – К.: Держбуд України, 2001.

2. Г.Г. Шишко, О.М. Скляренко, К.М. Предун, В.Л. Молодих «Газопостачання». Частина 1. Газопостачання населених пунктів. – К.: 1997.

3. Енин П.М. «Газификация сельской местности». – К.: Урожай, 1991.

4. Ионин А.А. «Газоснабжение». – К.: Урожай, 1991.

5. Т.В. Гулько, Б.Х. Драганов, Г.Г. Шишко «Газификация и газоснабжение сельского хозяйства». – М.: ИРИЦ «Фермер», 1994.

6. СНиП 2.04.05–91^*. «Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха». Госстрой СССР. – М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1991.

7. СНиП 11 – 3 – 79^*. «Строительная теплотехника». Госстрой СССР. – М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1986.

8. СНиП 2.01.01–82. «Строительная климатология и геофизика». – М.: Стройиздат, 1983.

9. «Правила будови ра безпечної експлуатації посудин, що працюють під тиском». –:

10. Варфоломєєв В.А. «Справочник по проектированию, строительству и эксплуатации систем газоснабжения». – К.: Будівельник, 1988.

11. ДБН А. 3.1 – 5 – 96. «Організація будівельного виробництва». – К., 1996.

12. «Правила безпеки систем газопостачання України». – К.: Основа, 1998.

13. Закон України «Про енергозбереження», від 1 липня 1994 року. 74–94-ВР. – К., 1994.

14. Ашмаріна Н.А. «Методичні вказівки до виконання економічної частини дипломного проекту».