Пояснювальна записка додипломного проекту
На тему: «Газифікаціяс. Козіївка Харківської області природним газом одноступеневою системою, зрозробкою газифікації житлового будинку та рекомендацій по забезпеченнюводопостачання, водовідведення та опалення будинку»
1.Загальна частина
1.1Вступ
Історіягазопостачання Харківського регіону починається з 1871 року, коли в містіХаркові було прокладено перші газопроводи з метою освітлення вулиць газовимиліхтарями.
Суцільнагазифікація Харкова та області почалась 1956 року, коли було подано впершеприродний газ з Шебелинського родовища. З цього моменту державне підприємствопостійно розвивалось і 1994 року було реорганізоване у відкрите акціонернетовариство «Харківгаз», де акціонерами є службовці, робітники підприємства тачлени їх сімей, а частка держави складає лише 4,4%.
Заразце найбільше виробничо-експлуатаційне підприємство області, діяльність якогоспрямована на забезпечення безперебійного та безаварійного газопостачанняспоживачів області, на підвищення безпеки системи газопостачання та технічногорівня газового господарства.
Наобслуговуванні ВАТ «Харківгаз» знаходиться понад 13,0 тис. км. розподільчихгазопроводів та дворових вводів, 600 тис. газифікованих квартир, більше ніж 3тисячі газифікованих комунально-побутових об’єктів і 300 промислових підприємств.
Длявирішення питань безпечного та безперебійного постачання зрідженимвуглеводневим газом населення та підприємств Харківської області, створена Дочірнякомпанія ВАТ «Харківгаз» – «Регіонгаз»
Вобласті працюють газонаповнювальні станції і газонаповнювальні пунктизрідженого газу з загальним парком для зберігання до 5000 кубічних метрів.
Застосування газового палива в умовах сільської місцевостідозволяє досягти інтенсифікації виробництва завдяки збільшення газифікованогообладнання, покращення якості продукції, зменшення затрат праці і покращення їїумов. Максимальний ефект досягається при комплексному використанні газу длятеплопостачання житлових будинків, об’єктів комунально-побутовогообслуговування і виробничих приміщень.
Газоподібне паливо за багатьма показниками переважає іншівиди палива: виділяє велику кількість теплоти при спалюванні; легкотранспортується по газопроводам на великі відстані. Застосування газовогопалива дозволяє:
1) поліпшити побутові умови населення;
2) зменшити затрати при використанні газу в порівнянні з іншимивидами палива;
3) покращення екологічних умов навколишнього середовища;
4) інтенсифікувати виробничі процеси.
Процеси подачі газу в розподільчі мережі і використанняйого взаємопов′язано і відбувається безперервно. Проте зміни режимуроботи систем газопостачання інколи неможливо передбачити, особливо під часаварії.
Важливе значення при розрахунках і будівництві газовихмереж і обладнання має вибір раціональних систем газопостачання і умови для їхбезаварійної експлуатації.
Під час проходження переддипломної практики, я звернулаувагу на той факт, що газифікація комунально-побутових споживачів виконана не вповному обсязі, тому з метою підвищення економічної ефективності, я проводжугазифікацію села Козіївка з урахуванням більш широкого використання газу. Для поглибленнятеоретичних знань, отриманих мною в період навчання, а також їх практичногозастосування вибираю тему: «Газифікація с. Козіївка Харківської областіприродним газом одноступеневою системою з розробкою газифікації житловогобудинку та рекомендацій по забезпеченню водопостачання, водовідведення таопалення будинку».
1.2Вихідні дані, опис проектованих об’єктів
Увідповідності з завданням на проектування, необхідно запроектувати системугазопостачання населеного пункту, розміщеного в Сумській області.
Кліматичнідані для населеного пункту є такі: [21]
– тривалістьопалювального періоду, n, 195 діб;
– середнятемпература зовнішнього повітря за опалювальний період,
toc,складає – 2,5 оС;
– розрахунковатемпература зовнішнього повітря для проектування системи опалення, tо,– 24 оС;
– розрахунковатемпература зовнішнього повітря для проектування систем вентиляції, tвент,– 12 оС.
У с.Лутище ґрунти переважно чорноземи і відносяться до II категорії.
Газ,який надходить в село, видобувається із Качанівського родовища, так якпроцентний склад газу може змінюватись то при розрахунках витрат газу приймаю нижчутеплоту згорання газу Q/>=34 Дж/м2.[8]
Газифікованесело займає територію 64 га.
Забудовасела складається з індивідуальних одноповерхових житлових будинків з землянимиділянками, в яких встановлено:
- для приготування їжі приготування гарячої води і харчів для худобигазові плити типу – ПГ-4;
- для опалення будинків побутові котли;
тадвохповерхових житлових будинків, в яких встановлено:
- для приготування їжі – ПГ-4;
- для опалення і приготування гарячої води двохконтурні побутовікотли.
Віндивідуальному користуванні жителів села знаходиться 1200 свиней і 600 корів.
Основнимиспоживачами газу є ферма ВРХ, цегельний завод.
ФермаВРХ витрачає 0,7 млн. м3/рік газу на технологічні потреби і для опаленнясвого приміщення.
Цегельнийзавод споживає 1 млн. м3/рік газу на технологічні потреби і дляопалення приміщення.
Проектомпередбачається також газифікація комунально-побутових споживачів – середняшкола, дитсадок, адміністративна споруда, будинок культури, кафе та інше. Тавеликих комунально-побутових підприємств: немеханізованої пральні, лазні,лікарні, хлібопекарні, підприємства громадського харчування.
2.Розрахунково-технічна частина
2.1Загальні положення по підрахунках витрат газу
Прирозроблені проекту газопостачання населеного пункту визначаю річну і годиннувитрати газу на розрахунковий період з урахуванням перспективи розвиткуоб’єктів-споживачів природного газу. Розрахунковий період визначається планомперспективного розвитку населеного пункту і складає 20…25 років.
Витратигазу знаходжу окремо для кожної категорії споживачів: на комунально-побутові ісанітарно-гігієнічні потреби населення, на опалення, вентиляцію і гарячеводопостачання житлових і громадських будинків, на потреби промисловихпідприємств.
Споживаннягазу в населеному пункті в основному залежить від кількості жителів, ступенюблагоустрою житла, кількості і потужності промислових підприємств, кліматичнихумов.
2.2Розрахунок газопостачання
2.2.1Визначення кількості жителів
Витратигазу на комунально-побутові та теплофікаційні потреби села Олександрівка залежатьвід кількості жителів. Кількість жителів N, чол., може бути визначена по данимстатистичного обліку. Якщо їх кількість невідома, то її визначаю окремо длякожного з районів населеного пункту згідно формули
N = Fж/ f, (2.1)
де Fж — загальна площа житлових будинків у районі, м2
f –норма забезпеченості загальною площею, м2 / чол. (залежить відступеню благоустрою населеного пункту і може бути прийнята для малоповерховоїзабудови – 18 м2 / чол., для багатоповерхової – 15 м2/ чол., для перспективної – 21 м2 / чол.).
Fж= Fз * В, (2.2)
де Fз– площа забудови у районі, га (визначається по генплану);
В-густинажитлового фонду, м2 / га [21] (знаходиться взалежності від панівної етажності житлових будинків).
Длярайонів змішаної забудови густина житлового фонду знаходиться усередненопропорційно частці будинків даної етажності в загальній їх кількості у районі.
Приводжуприклад розрахунку першого району
Fж= 53,6 * 500 = 26800 м2
N =26800 / 18 = 1489 чол
Розрахунокведу у формі таблиці (дивись таблицю 2.1)
Таблиця2.1-Кількість жителівРайон
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
2.2.2Визначення витрати газу на комунально-побутові потреби
Витратагазу на комунально-побутові потреби складає 10…15% загальної витрати газу внаселеному пункті. До комунально-побутових споживачів належать квартирижитлових будинків, лікувальні заклади, підприємства побутового обслуговуваннянаселення і хлібозаводи.
Річнавитрата газу на комунально-побутові потреби Vрк-п, млн. м³/рік,визначається в залежності від кількості споживачів, норм витрати теплоти з урахуваннямступеню забезпеченості газопостачанням комунально-побутових потреб населеннямза формулою
Vрк-п=N*S*x*qн/Qнр*10–6,(2.3)
де N– чисельність населення, чол.;
S –розрахункова кількість комунальних послуг, [21];
x – ступіньзабезпечення газопостачанням побутових потреб (приймається в межах від 0 до 1згідно вихідних даних);
qн– норма витрати теплоти на даний вид комунальних послуг, МДж/рік, [1];
Qнр– нижча теплота згорання палива, МДж/м³.
Витратигазу на потреби підприємств торгівлі, побутового обслуговування населенняневиробничого характеру необхідно приймати в розмірі 5% від витрат газужитловими будинками.
Таблиця 2.2-Річні витрати газу накомунально-побутові потребиСпожи-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. м³/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
Сумарнірічні витрати газу на комунально-побутові потреби населеного пункту складають Vрк-п =0,89 млн. м³/рік.
Максимальнугодинну витрату газу Vгодк-п, м³/год, визначаю як
часткурічної витрати за формулою
Vгодк-п=Vрк-п*Kmax*106,(2.4)
де Vрк-п– річна витрата газу споживачем, млн. м ³/рік (дивись таблицю 2.2);
Кmax– коефіцієнт годинного максимуму, рік/год, [8].
Vгодк-п=1,09*(1/2070)*106=526,6 м3
Таблиця2.3-Годинні витрати газу на комунально-побутові потребиСпоживач, послуга
Річні
витрати газу
Vрк-п,
млн. М³/рік
Коефіцієнт
годинного
максимуму
Kmax, рік/год
Кількість
споживачів
N, чоловік
Годинна
Витрата
газу Vгодк-п,
м ³/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
Сумарнігодинні витрати газу на комунально-побутові потреби населеного пунктустановлять Vгодк-п = 417,04 м ³/год.
Порезультатам розрахунків годинних витрат газу на великі комунально-побутовіпідприємства розміщую одну лазню, одну лікарню, одну немеханізовану пральню,одну хлібопекарню.
2.2.3Витрати газу на потреби теплопостачання
Годинну витрату газу, наопалення і вентиляцію житлових і громадських
будинків Vгодов,м ³/год, визначаю за формулою
Vгодов =3600 * [1 + К * (1 + К1)] * />, (2.5)
де К – коефіцієнт, якийвраховує 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 – укрупненийпоказник mах теплового потоку на опалення 1м2 загальної площі, Вт/м2,[21];
h – коефіцієнт корисноїдії системи теплопостачання (0,8);
Fж-площа житлової забудови,м2, (дивись табл. 2.1).
Vгодов =3600 * [1 + 0,25 * (1 + 0,4)] * />=1071
Річну витрату газу напотреби теплопостачання, Vров, млн. м ³/рік, визначаюза формулою
Vpов =mов*Vгодов *10-6, (2.6)
де mов –кількість годин використання максимуму системи опалення і вентиляції, год/рік.
Vpов =2256,66*1071*10-6=2,42 м ³/рік
Значення mовзнаходжу по формулі
mов =n0[24/>], (2.7)
де n0– тривалість опалювального періоду, діб/рік, [19];
tв– температура внутрішнього повітря = 200С;
tо– розрахункова температура за опалювальний період,0С, [19];
tс– середня температура для розрахунку системи опалення, 0С, [19];
tвен– розрахункова температура для проектування системи вентиляції,0С, [19];
tоc– середня розрахункова температура зовнішнього повітря за опалювальний період, 0С,[19];
Z-кількістьгодин роботи систем вентиляції (приймаю 8 год/добу).
mов =189 [24/>]=2256,66
Розрахунки веду в формітаблиці (дивись таблицю 2.4)
Таблиця2.4 – Витрати газу на потреби теплопостачанняРайон 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
Витратигазу на місцеве теплопостачання складають
– годинні– Vгод = 1071 м3/год;
– річні– Vр= 2,42 млн. м3/рік.
Витратигазу на централізоване теплопостачання з урахуванням витрат газу на власніпотреби 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 напотреби промислових підприємств
Кількість газу, спожитогопромисловими підприємствами, знаходяться на основі теплотехнічних характеристиквстановленого обладнання, яке забезпечує технологічні процеси іопалювально-вентиляційні потреби.
Годиннувитрату газу визначаю окремо Vгод, м ³/год, для кожного ізпромислових підприємств по формулі
Vгодп-п= 3600*Q å/Qнр*h, (2.8)
де Qå – потужність встановленого обладнання, МВт;
h – коефіцієнт корисноїдії обладнання (η= 0,8).
Річнівитрати газу на потреби промислових підприємств, Vрікп-п,
млн.м ³/рік, визначаю по формулі
Vгодп-п= 3600*0,8/34*0,6= 141,2 м3
Vрікп-п= Vгодп-п /Кмах*10-6, (2.9)
де Кмах– коефіцієнт годинного максимуму витрати газу вцілому по підприємству,приймається в залежності від виду виробництва, [1].
Vрікп-п= 141,2/(1/4860)*10-6=0,7 млн. м3/год
Таблиця2.5 – Витрати газу на потреби промислових підприємств
Назва
підприємства
Потужність встановленого обладнання Qå, 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
2.2.5Розрахункові витрати
За результатами розрахунківвитрат газу різними категоріями споживачів з урахуванням рекомендацій попідключенню споживачів до газових мереж складаю зведену таблицю розрахунковихвитрат газу. На основі даних визначаю навантаження на мережі низького і високоготисків.
Розрахунки веду в формітаблиці (дивись таблицю 2.6).
Таблиця2.6 – Зведена таблиця розрахункових витрат газуСпоживачі
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
Загальнагодинна витрата природного газу с. Козіївка складає 2967,44 м3/год.
2.3Система газопостачання
2.3.1 Вибір і обґрунтування систем газопостачання
Привиборі системи газопостачання я керувався слідуючими критеріями: економічність,надійність, безпечність та зручність в експлуатації. У дипломному проекті язапроектував одноступеневу систему газопостачання села Лутище. Газ доспоживачів подається по газопроводам тільки середнього тиску Р = 400 кПа. Дляпідвищення надійності проектую змішану систему газопостачання, основні напрямкизакільцьовані, а кінцеві ділянки – тупикові.
Длябудівництва систем газопостачання я вибрав поліетиленові труби. Для зниженнятиску газу із середнього до низького проектую встановлення комбінованихбудинкових регуляторів тиску газу типу РДГК-6. Навантаження на мережусереднього тиску складається із рівномірно розподіленого навантаження (житловібудинки і невеликі комунально-побутові підприємства) і зосередженого (котельня,свиноферма, ферма ВРХ і т.д.).
2.3.2Визначення оптимальної кількості КБРТ
КількістьРДГК-6, n, шт. визначаю за формулою
n =/>,
Vр.р– рівномірно розподілене навантаження на мережу середнього тиску (дивисьтаблицю 2.6)
Vопт– оптимальна витрата газу одним, м3 / год [12].
n = /> = 337 шт.
2.4Гідравлічний розрахунок газопроводів
2.4.1Гідравлічний розрахунок газопроводів середнього тиску
Мета розрахунку –визначення діаметрів труб для проходження необхідної кількості газу придопустимих втратах тиску, або навпаки – знаходження втрат тиску притранспортуванні необхідної кількості газу по трубам існуючого діаметру.
Джерелом газопостачаннямереж середнього тиску є магістральний газопровід.
Гідравлічний режим роботигазопроводів призначаю виходячи з умов максимального використаннярозрахункового перепаду тиску. Розрахунок розподільчих мереж виконують унаступній послідовності:
1) Накреслюю розрахунковусхему газопроводів на яку наносять:
а) місце розташуваннязосереджених споживачів з вказівкою їх шифрів і навантажень (годинна витратагазу);
б) схему газопроводів середньоготиску з поділом на ділянки. Нумерацію вузлів виконую починаючи від джерелагазопостачання до найбільш віддаленого споживача;
в) розрахункові витратигазу та геометричні довжини ділянок.
В розрахункових схемахвитрати газу спочатку наносять на відгалуження до кожного окремого споживача.На магістральних ділянках мережі витрати
газу визначають у виглядісуми витрат для всіх відгалужень починаючи з самого віддаленого споживача.
Спочаткузнаходжу шляхові витрати газу на ділянках мереж згідно формули
Vшл= Lпр*Vп, (2.18)
Vшл= 90*0,41=36,9 м3/год
де Lпр-приведенадовжина ділянки, м;
Vп–питомавитрата газу, м3/год.
Приведену довжину ділянкивизначаю за формулою
Lпр= Lг*Ке*Кз,(2.19)
Lпр =90*1*1=90
де Lг – геометричнадовжина ділянки, м;
Ке-коефіцієнтетажності (приймаю рівним одиниці);
Кз-коефіцієнтзабудови (для двосторонньої забудови Кз=1, для односторонньої забудови Кз=0,5; для магістрального газопроводу Кз=0).
Питому витрату газувизначаю за формулою
Vп = Vгрп/ΣLпрі,(2.20)
Vп = 1488,04/3620 = 0,41
де Vгрп-навантаженняна ГРП, м3/год;
ΣLпрі-приведенадовжина і-тої ділянки газопроводу, м.
Розрахункиведу в формі таблиці (дивись таблицю 2.7)
Сумашляхових витрат дорівнює рівномірно розподіленому навантаженню
åVшл = Vр.р = 1488,04 м3/год
Таблиця2.7-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 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 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 11 17 350 1 1 350 144 ∑ 3620 1488,04 /> /> /> /> /> /> /> /> />
Визначаювузлові витрати газу по формулі
Vj= 0,5 × åmVшлі, (2.14)
де Vшлі– шляхова витрата газу і-тою ділянкою, м3/год;
m – кількістьділянок, які збігаються в і-тому вузлі.
Вузловівитрати газу:
V2= 0,5 (V1-2 + V2-3) = 0,5 (0+36,9)=18,45 м3/год;
V3= 0,5 (V2-3 + V3-4 + V3-12) = 0,5 (36,9+61,5+32,8)=65,6 м3/год;
V4= 0,5 (V3-4 + V4-5+V4-13) = 0,5 (61,5+4,1+0)=32,8 м3/год;
V5= 0,5 (V4-5 + V5-15+ V5-6) = 0,5 (4,1+106,6+17)=63,85 м3/год;
V6= 0,5 (V5-6 + V6-7) = 0,5 (17+17)=17 м3/год;
V7= 0,5 (V6-7 + V7-16 + V7-8) = 0,5 (17+73,84+103)=96,92 м3/год;
V8= 0,5 (V7-8+ V8-17 +V8-9) = 0,5 (103+114,8+45,1)=131,45 м3/год;
V9= 0,5 (V8-9 + V14-9 +V9-10) = 0,5 (45,1+103+155,8)=151,95 м3/год;
V10= 0,5 (V9-10 + V10-11) = 0,5 (155,8+0)=77,9 м3/год;
V11= 0,5 (V10-11 + V11-17) =0,5 (0+144)=72 м3/год;
V12= 0,5 (V3-12 V12-13) =0,5 (32,8+62)=47,4 м3/год;
V13= 0,5 (V12-13 + V4-13 V13-14) = 0,5 (62+0+99)=80,5 м3/год;
V14= 0,5 (V13-14 + V14-9) =0,5 (99+103)=101 м3/год;
V15= 0,5 (V5-15 + V15-16) =0,5 (106,6+41)=73,8 м3/год;
V16= 0,5 (V15-16 +V7-16 +V17-16) =0,5 (41+73,84+270,6)=192,72 м3/год;
V17= 0,5 (V8-17 +V11-17 +V17-16) =0,5 (114,8+144+270,6)=264,7 м3/год.
Сумавузлових витрат дорівнює рівномірно розподіленому навантаженню:
åVj = Vр.р = 1488,04 м3/год.
Знаходжурозрахункові витрати газу:
вузол16: V15-16 + V7-16 + V17-16 = V16 =192,7 м3/год
V15-16= 50 м3/год V7-16 = 50 м3/год V17-16= 92,72 м3/год
вузол15: V5-15 = V15-16 + V15 = 50+73,8=123,8 м3/год
V5-15= 123,8 м3/год
вузол17: V8-17 + V11-17 = V17-16 + V17 =92,72+264,7=357,42 м3/год
V8-17= 150 м3/год V11-17 =207,42 м3/год
вузол11: V10-11 = V11-17 + V11-22 + V11= 207,42+176,5+72=455,92 м3/год
V10-11= 455,92 м3/год
вузол10: V9-10 = V10-11 + V10-21 + V10 =455,92+141,2+77,9=675,02 м3/год
V9-10= 675,02 м3/год
вузол9: V8-9 + V14-9 = V9-10 +V9= 675,02+151,95=826,97 м3/год
V8-9= 326,97 м3/год V14-9 = 500 м3/год
вузол8: V7-8 =V8-17 + V8-9 + V8 = 150+326,97+131,45=608,42 м3/год
V7-8=608,42 м3/год
вузол14: V13-14 = V14-9 + V4-19+V14 = 500+141,2+101=742,2 м3/год
V13-14= 742,2 м3/год
вузол13: V12-13 +V4-13 = V13-14 + V13 = 742,2+80,5=822,7 м3/год
V12-13=322,7 м3/год V4-13 =500 м3/год
вузол12: V3-12 = V12-13 + V12 = 322,7+47,4=370,1 м3/год
V3-12= 370,1 м3/год
вузол7: V6-7 = V7-8 + V7-16 + V7 =608,42+50+96,92=755,34 м3/год
V6-7= 755,34 м3/год
вузол6: V5-6 = V6-7 + V6-20 + V6 =755,34+844+17=1616,34 м3/год
V5-6= 1616,34 м3/год
вузол5: V4-5 = V5-6+ V5-15 + V5 =1616,34+123,8+63,85=1803,99 м3/год
V4-5= 1803,99 м3/год
вузол4: V3-4 = V4-5 +V4-13 + V4 = 1803,99+500+32,8=2336,79 м3/год
V3-4= 2336,79 м3/год
вузол3: V2-3 = V3-12 + V3-4 + V3 = 370,1+2336,79+65,6=2772,49 м3/год
V2-3= 2772,49 м3/год
вузол2: V1-2 = V2-3 + V2-18 + V2 = 2772,49+176,5+18,45=2967,44 м3/год
V1-2= 2967,44 м3/год
2. Визначаюпитому різницю квадратів тиску для головної магістралі, А, (кПа)2/м,по формулі
А = />, (2.15)
де Рn– абсолютний тиск газу на виході з ГРС;
Рк– абсолютний тиск газу на вході у найбільш віддаленого споживача, кПа;
Li– довжина і-ої ділянки головної магістралі, м.
А = /> = 88 кПа2/м
3. Орієнтуючисьна різницю квадратів тиску по номограмі в залежності від витрати газу наділянці та її довжини підбираю діаметр газопроводу, уточнюю дійсне значеннявеличини />Р2.
Значеннятиску в кінці ділянки визначаю по формулі
Рк= />, (2.16)
де Рn– початковий тиск газу, кПа;
/> Р2 –різниця квадратів тиску, (кПа)2.
Рк= />= 398 кПа
Отриманийтиск є початковим для наступної, за напрямком руху газу, ділянки.
Нев’язкатисків у найбільш віддаленого споживача не повинна перевищувати 10%.
Приув’язуванні відгалужень у вузлових точках попередньо визначаю тиск газу, апотім знаходжу питому різницю квадратів тиску для даного відгалуження.
4. Нев’язкатисків у вузлових точках повинна бути не більше 10%.
Початковийтиск прийняла 400 кПа.
Мінімальнийдіаметр газопроводів мережі середнього тиску становить Дз/> S = 57 /> 3 мм.
Результатирозрахунків зводжу в таблицю 2.8 (дивись таблицю 2.8)
Таблиця 2.8 — Гідравлічний розрахунок газопроводів середнього тискуДілянка
V,
м3/год
Lгм, м
Lроз, М
А,
(кПа)²/м А*L, (кПа)²
Dз×S,
мм
DР²,
(кПа)²
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 57×3 14000 328 306 9 10 675,02 380 418 88 36784 57×3 40000 306 232 10 11 455,92 50 55 88 4840 57×3 8000 232 214
А = (Рп2-Pк2)/ΣLр = (4002-2002)/1364 = 88 (кПа)² Магістраль 3–12–13–14–9 3 12 370,1 160 176 130 22880 57×3 16000 393 372 12 13 322,7 150 165 130 21450 57×3 14000 372 353 13 14 742,2 240 264 130 34320 57×3 70000 353 234 14 9 500 250 275 130 35750 57×3 10000 234 211
А = (Рп2-Pк2)/ΣLр = (3932-2002)/880 = 130 (кПа)² Магістраль 5–15–16 5 15 123,8 260 286 218 62348 57×3 3000 382 378 15 16 50 200 220 218 47960 57×3 1600 378 376
А = (Рп2-Pк2)/ΣLр = (3822-2002)/486 =218 (кПа)² Магістраль 8–17–16 8 17 150 280 308 65 20020 57×3 5000 328 320 17 16 92,72 660 726 65 47190 57×3 4500 320 313
А = (Рп2-Pк2)/ΣLр = (3282-2002)/1034 =65 (кПа)² Відгалудження 2 18 176,5 220 242 489 118338 57×3 9000 398 387
А = (Рп2-Pк2)/ΣLр = (3982-2002)/242 =489 (кПа)² 6 20 844 30 33 2959 97647 57×3 16000 371 349
А = (Рп2-Pк2)/ΣLр = (3712-2002)/33 =2959 (кПа)² 11 17 207,42 350 385 15 5775 57×3 6000 214 200
А = (Рп2-Pк2)/ΣLр = (2142-2002)/385 =15 (кПа)² 10 21 141,2 30 33 419 13827 57×3 350 232 231
А = (Рп2-Pк2)/ΣLр = (2322-2002)/33 =419 (кПа)² 11 22 176,5 200 220 26 5720 57×3 44500 214 203
А = (Рп2-Pк2)/ΣLр = (2142-2002)/220 =26 (кПа)² 14 19 141,2 340 374 39 14586 57×3 5000 234 223
А = (Рп2-Pк2)/ΣLр = (2342-2002)/374 =39 (кПа)²
2.5Газопостачання житлового будинку
2.5.1Визначення витрат газу
Згіднозавдання проектую і розраховую внутрішньобудинковий та газопровід для одноповерховогобудинку. В кухні встановлена газова плита ПГ-4 та опалювальний котел HERMANHABITAT 23E.
Ввідгазопроводу передбачаю в кухні. План газозабезпечення індивідуального будинкуприведений в графічній частині.
Визначаювитрати газу, V, м3/год, кожним газовим приладом по формулі
V=3,6*Q/Qнр*η, (2.22)
де Q– теплова потужність газового приладу, кВт;
η– коефіцієнт корисної дії.
Vпг= 3,6*11,165/34 = 1,18 м3/год.
Vк= 3,6 × 23,6 / 34*0,904 = 2,69 м3/год
Витратигазу квартирою, Vкв., м3/год, визначаю по формулі
Vб= Vпг+ Vк (2.23)
Vб=1,18+2,69 =3,87 м3/год.
Розрахунковувитрату газу визначаю по формулі
Vр=Vн *Кsim*n, (2.24)
де Кsim– коефіцієнт одночасності [21],
n –кількість квартир.
Vр= 3,87*0,85*1 = 3,3 м3/год
Повитраті газу квартирою вибираємо лічильник: так як витрата газу квартироюскладає 3,3 м3/год., тоді проектую встановлення лічильника типуG4
2.5.2Гідравлічний розрахунок внутрішньобудинкових газопроводів
Гідравлічнийрозрахунок розпочинаю від точки підключення дворового газопроводу до вуличноїмереж ΔPк=100Па і (точка 1). Кінцева точка розрахунку – останній газовийприлад найвіддаленішого прилада. Рекомендуємий перепад тиску згідно ДБН складає600Па. Так як втрата тиску на газовий лічильник ΔPл=200Па,опір пальника інфрачервоного випромінювання ΔPк=100 Па, Тоді допустимівтрати тиску будуть складати: ΔP = 200+100 = 300 Па.
Діаметригазопроводів визначаю, користуючись номограмою низького тиску, по розрахунковійвитраті газу на питомих втратах тиску. Розрахункову витрату газу визначаю заформулою:
Vp= Vн Ksim, (2.25)
Питомувтрату тиску визначаю за формулою
R= />,(2.26)
R =300/33,16 = 9,05 Па/м
де lp– сума розрахункових довжин по головній магістралі, м.
Розрахунковудовжину визначаю за формулою
lp= L г (1 +/>), (2.27)
де L– дійсна довжина ділянки газопроводу;
α– надбавка на місцеві опори, %
Мінімальнийдіаметр для підземного газопроводу 50 мм, діаметр газового стояка 20 ммі для підводу до приладів 15 мм. Гідравлічний розрахунок виконую в формітаблиці (дивись таблицю 2.11)
2.11Гідравлічнийрозрахунок 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
Такимчином, загальні витрати тиску у внутрішньобудинкових газопроводах, Σ DР, Па будуютьскладати
ΣDР = DРпал + DРл — DРг;
ΣDР =200 + 100 +132,96 = 432,96 Па
Яквидно, сумарні втрати тиску не перевищують рекомендованого перепаду.
3. Організаційно-будівельначастина
Проект виконання робіт розробляю по спорудженню підземногосталевого газопроводу по селищній вулиці при малоповерховій забудові; вулицямає рівнинний характер; геодезична відмітка початку будівництва 209; довжинагазопроводу, на який виконується проект 250 м; геодезична відміткаостаннього пікету газопроводу 208,1; переважна більшість ґрунтів по трасівіднесена до другої категорії. Виконання робіт ведеться сталевою трубою по ГОСТ10705; довжина окремої труби – 10 м.
3.1Організація будівництва вуличного газопроводу
Земляні роботи по риттю траншеї і котлованів повиннівиконуватися після розбивки траси газопроводу, визначення меж розбивки івстановлення попереджуючих знаків про наявність на даній ділянці трасипідземних комунікацій.
Згідно «Правил безпеки систем газопостачання України»газопроводи, які транспортують осушений газ, дозволяється прокладати в зоніпромерзання ґрунту.
У відповідності до вимог [1] відстань від поверхні ґрунтудо верху ізольованої труби складає 0,8 м. Для визначення глибини траншеїнеобхідно визначити діаметр ізольованої труби, який знаходжу згідно формули
Dізл=Dзовн+2Т, (3.1)
де Dзовн – зовнішній діаметр труби, м;
Т – товщина шару ізоляції (для «дуже посиленої» ізоляції Т=9 мм),м.
Dізл= 57+2*9=75 мм = 0,075 м
Напідставі ДБН В.2.5–20–2001 визначаю глибину траншеї, Нтр, м, по формулі
Нтр=Нзакл+Dізл, (3.2)
де Нзакл – глибина закладання (згідно вимог ДБННзакл=0,8 м), м;
Dізл – діаметр ізольованої труби, м.
Нтр=0,8+0,075=0,86 м
Остаточна глибина траншеї становить
Нтр ост=Нтр=0,86 м
Ширина дна траншеї для прокладання сталевих газопроводівзалежить від способу вкладання та діаметра ізольованої труби і може бутивизначена за формулою
В=Dізл+0,3≥0,7, (3.3)
де Dізл – діаметр ізольованої труби, м.
В=0,075+0,3=0,38
Але остаточно ширину низу траншеї приймаю по ширині ріжучоїкромки ковша екскаватора, попередньо прийнявши пневмоколісний екскаватор зоберненою лопатою марки ЭО-2621 з ємкістю ковша 0,25 м3 та шириноюріжучої кромки (ШРК) 0,77 м. В процесі виконання роботи стінки траншеїобрушуються і величина цього обрушення визначається категорією ґрунту. Такимчином, остаточна ширина низу траншеї може бути визначена за формулою
Вост=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.
Вост=0,77+0,1=0,87 м
Згідно вимог для другої категорії ґрунту максимальнаглибина траншеї з вертикальними стінками і без кріплення становить 1,2 м,а тому після проведення необхідних розрахунків траншея буде виконана з прчмимистінками.
3.2Підрахунок об’ємів робіт і вибір ведучого механізму, підрахунок об’ємів робіт ізатрат праці
Прибудівництві підземних газопроводів розробка ґрунту полягає у копанні шурфів вмісці врізання газопроводу та з метою виявлення місць перетину з іншимиінженерними комунікаціями, риття траншеї, поширення приямків для зварюваннянеповоротних стиків. В процесі копання траншеї екскаватор не створює рівногодна, тому завжди необхідно робити ручну зачистку, величина якої по глибині длявибраного типу екскаватора становить 0,1 м. Для спрощення підрахунки ведуна один метр траншеї.
Визначаюоб’єм ґрунту, що розробляється при копанні шурфів, за формулою на 1 погоннийметр
νшур=В*Н*λ, (3.5)
де В-ширинанизу траншеї, м;
Н –глибина траншеї, м;
λ– довжина траншеї, м.
νшур=0,87*0,86*1=0,75 м3
Об’ємґрунту, що розробляється при копанні траншеї екскаватором визначаю згідноформули
νекс=В*(Н-с)*λ, (3.6)
де В-ширинанизу 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.
νекс=0,87*(0,86–0,1)*1=0,66 м3
Об’ємґрунту, що розробляється при ручній зачистці дна траншеї визначаю за формулою на1 погонний метр
νручзач=В*с* λ (3.7)
де В-ширинанизу траншеї, м;
с –величина недобору (для екскаватора ЭО-2621 с=0,1 м), м;
λ– довжина траншеї, м.
νручзач=0,87*0,1*1=0,09 м3
Визначаюоб’єм земляних робіт по поширенню приямків для зварювання неповоротних стиків.Згідно вимог приямок копається на 0,7 м нижче дна траншеї, а отже глибинуприямка визначаю за формулою
Нпр=Нтрост+0,7, (3.8)
де Нтрост – остаточна глибина траншеї, м.
Нпр=0,86+0,7=1,56 м
Згідно вимог [1] ширину низу приямку визначаю за формулою
Впр=Dізл+1,2,(3.9)
де Dізл– діаметр ізольованої труби, м.
Впр=0,075+1,2=1,28 м
Ширину верху приямку визначаю за формулою
В′пр=Впр+2*m*Нпр, (3.10)
де Впр– ширина низу приямку, м;
m –величина крутизни відкосу (для другої категорії ґрунту m=0,5);
Нпр– глибина приямка, м.
В′пр=1,28+2*0,5*1,56=2,56 м
Об’ємрозробленого ґрунту при поширенні приямків визначаю за формулою
νпр=/>, (3.11)
де Впр– ширина низу приямку, м;
В′пр– ширина верху приямку, м;
Нтр– глибина приямку, м;
l – довжина траншеї (прийняла 1 м), м;
νекс– об’єм ґрунту, що розробляється при копанні траншеї екскаватором, м3.
Vпр=(1,28+2,56)/2*1,56*1–0,66=2,34 м3
Форма і габаритиприямку диктуються вимогами техніки безпеки, а також умовами зручностіпроведення зварювальних робіт.
Зметою визначення робочої ширини будівельного майданчика розраховую ширинувідвалу. Для її визначення необхідно врахувати збільшення об’єму післярихлення. Розрізняють два показники рихлення ґрунту: коефіцієнт початковогорихлення – К1, який показує ступінь рихлення щойно розробленогоґрунту; коефіцієнт кінцевого рихлення – К2, який показує ступіньрихлення злежаного або втрамбованого ґрунту після його засипання. Для даноїкатегорії ґрунту К1=1,2, К2=1,04.
Такимчином загальний об’єм ґрунту у відвалі на один метр траншеї визначаю заформулою
ν΄заг=νшур*К1, (3.12)
де νшур– об’єм ґрунту, розробленого при копанні шурфу, м3;
К1– коефіцієнт початкового рихлення (К1=1,2).
ν΄заг=0,75*1,2=0,9 м3
Знаючизагальний об’єм землі по копанню шурфу, розраховую габаритні розміри відвалузгідно слідуючих формул
hвід=/>, (3.13)
де νзаг– об’єм ґрунту у відвалі на один метр траншеї, м.
hвід=√0,9=0,81 м
Ширину відвалу визначаю згідно формули
Ввід=2*hвід,(3.14)
де hвід– висота відвалу, м.
Ввід=2*0,81=1,62 м
Визначившивсі об’єми по розробці ґрунту визначаю загальний об’єм робіт по копанню
νзаг=νшур*lшур*nшур+νекс*(L-lшур*nшур)+νруч зас*(L-lшур*nшур)+νпр*lпр*n, (3.15)
де νшур– об’єм ґрунту, що розробляється при копанні шурфів, м3;
νекс– об’єм ґрунту, що розробляється при копанні траншеї екскаватором, м3;
νручзас – об’єм ґрунту, що розробляється при ручній зачистці дна траншеї, м3;
νпр– об’єм розробленого ґрунту при поширенні приямків, м3;
lшур – довжина шурфу, м;
L –довжина траси газопроводу, м;
lпр – довжина приямку, м;
n –кількість приямків, шт.;
nшур– кількість шурфів, шт.
νзаг=0,75*2*4+0,66*(250–8)+0,09*(250–8)+2,34*2*1=192,18 м3
Об’ємґрунту у відвалі визначаю згідно формули
V1=νзаг*К1, (3.16)
де νзаг– загальний об’єм робіт по копанню, м3;
К1– коефіцієнт первинного рихлення, (К1=1,2).
V1=192,18*1,2=230,6 м3
Післявкладання газопроводу на постіль він спочатку засипається м’яким ґрунтом звідвалу на 0,2 м вище верхньої відмітки ізольованої труби, з пошаровимущільненням ручною трамбівкою та підбивкою «пазух».
Об’ємґрунту для присипки газопроводу визначається за формулою
νручпр=/>, (3.17)
деDізл – діаметр ізольованої труби, м;
В-ширинанизу траншеї, м.
νручпр=0,87*(0,075+0,2)*1–3,14*0,0752 /4*1=0,23 м3
Об’ємбульдозерної засипки визначаю за формулою
νбул=В*(Н-Dізл-0,2)*l, (3.18)
деDізл – діаметр ізольованої труби, м;
В-ширинанизу траншеї, м;
Н –глибина траншеї, м.
νбул=0,87*(0,86–0,075–0,2)*1=0,5 м3
Об’ємробіт по засипці приямків рівний об’єму робіт по поширенню приямків.
Визначаюоб’єм робіт по зворотній засипці за формулою
V2=(νручпр*L+νбул*L+νпр*lпр*n)*К2,(3.19)
де νручпр – об’єм ґрунту по ручній присипці газопроводу, м3;
νбул– об’єм ґрунту по бульдозерній засипці, м3;
νпр– об’єм ґрунту по засипці приямку;
L –довжина траси газопроводу, м;
lпр – 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=νзаг*(К1-К2)+νтруб*L,(3.20)
де νзаг– загальний об’єм робіт по копанню, м3;
К1– коефіцієнт первинного рихлення, (К1=1,2);
К2– коефіцієнт вторинного рихлення, (К2=1,04);
νтруб– об’єм ізольованої труби, м3;
L –довжина траси газопроводу, м.
V3=192,18*(1,2–1,04)+0,004*250=31,75 м3
Складаюбаланс земляних робіт. Нев’язка в підведенню балансу повинна становити небільше ±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
Основнимфактором, який забезпечує своєчасне виконання робіт при потоково-захватномуметоді є правильно визначена потокова швидкість будівництва. При спорудженніпідземних газопроводів найбільш трудомістким є виконання земляних робіт, томуінтенсивність потоку визначається по погонній (умовній) швидкості рухуекскаватора, яка може бути визначена по формулі
V = П/ V*Tзм, (4=3.22)
де П– продуктивність екскаватору, м3/зміну;
V –середній об’єм ґрунту на даній ділянці, який приходиться на 1 м траншеї, м3;
Тзм– час зміни, год (Тзм=8 год).
V =76,19/0,66*8=14,4 м/год
Дляриття траншеї під газопровід мною попередньо прийнятий екскаватор ЭО-2621 зоб’ємом ковша 0,25 м3 та оберненою лопатою, зміннапродуктивність якого визначається за формулою
/>, (3.23)
де Тзм– час зміни, год (Тзм=8 год);
Нчас– норма часу в машино-годинах на розробку 1 м3 ґрунту вщільному стані (2); Нчас=0,105.
П=8/0,105=76,19 м3/зм
Згідноз завданням монтаж газопроводу буде виконуватись трубами довжиною 10 м.Таким чином загальна кількість труб, що підлягає монтажу визначається заформулою
/>,(3.24)
де L– довжина траси газопроводу, м;
lтр – довжина окремої труби, м.
nтр=250/10=25шт.
Аналогічно можна визначити кількість стиків, які підлягаютьзварюванню
/>, (3.25)
де L– довжина траси газопроводу, м;
lтр – довжина окремої труби, м;
1 –стик, що додається на врізання в діючий газопровід.
/>nст=250/10+1=26шт.
Зметою прискорення робіт по монтажу максимально можлива кількість стиків повинназварюватися поворотними стиками, які при найменших затратах праці гарантуютьякість виконання робіт і потребують нижчу кваліфікацію зварювальника. Кількістьповоротних стиків обмежується максимальною довжиною пліті, яка згідно [1] неповинна перевищувати 36 м (з метою запобігання пошкодження ізоляції привкладанні в траншеї). Таким чином маю змогу визначити кількість неповоротнихстиків за формулою
/>, (3.26)
де L– довжина траси газопроводу, м;
lпл – довжина пліті, м;
1 –стик, що додається на врізання в діючий газопровід.
nнст=250/30+1=9 шт.
Кількість поворотних стиків визначаю за формулою
/>, (3.27)
де nст– кількість стиків, шт.;
nнст– кількість неповоротних стиків, шт.
nпст=26–9=17 шт.
Длязварювання двох неповоротних стиків відриваються приямки в місці врізання таперетину з газопроводом, інші стики пропоную зварювати на бермі шляхомвкладання пліті на підставки з висотою 0,7 м від поверхні, що значно знизитьзатрати праці на поширення приямків.
Об’ємробіт по зняттю брукованої дороги визначаю згідно формули
V=(В+0,5)*L*h, (3.28)
де В-ширинанизу траншеї, м;
L –довжина траси газопроводу, м.
V=(0,87+ 0,5)*250*0,2 = 68,5 м3
Такимчином, 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-ширинатраншеї, 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 заформулою
Lогор=2*L,(3.30)
де L– довжина траси газопроводу, м.
L=2*250=500 м
Кількість стиків, що підлягають контролюфізичними методами слідуючим чином. Згідно вимог [1] для тиску 0,23 МПа повинноконтролюватися 50% всіх стиків.
nстф к=nст*0,5, (3.31)
де nст– кількість стиків, шт.
nстф к=26*0,5=13 шт.
Визначаюфактичну довжину «захвату» за формулою
/>, (3.32)
де L– довжина траси газопроводу, м.
L=250/5=50 м
Визначивши основні об’єми робіт по спорудженню підземногогазопроводу, 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 виконанняодиниці, виконую розрахунки (перемножуючи їх) та отриманий результат заношу втаблицю 1. (дивись таблицю 4.1)
Таблиця4.1 – 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
Оскількидля виконання кожного виду робіт передбачено використання робітниківвідповідного фаху, то для зменшення кількості працівників роботи повиннівиконуватися комплексною бригадою з максимально можливим суміщенням професій.
Визначаємо сумарні затрати праці по всьому фронтуробіт за формулою
Тзаг= Тб+Тм, (3.33)
де Тб– затрати праці будівельників,
Тм-затратипраці машиністів.
Тзаг=339,32+170,07=509,39 люд/год.
Визначаємостроки будівництва газопроводу
Nд=Тзаг*К/nбр*Нзм, днів (3.34)
де Тзаг-сумарнізатрати праці по всьому фронту робіт,
nб-кількістьчолоків у бригаді,
Нзм– час зміни.
Nд=509,39*0,5/8*8=4дні.
Вибірмашин розпочинаю з вибору ведучого механізму, яким буде екскаватор з оберненоюлопатою ЭО-2621, з об’ємом ковша 0,25 м3 та шириною ріжучоїкромки 0,77 м. Вибраний екскаватор буде здійснювати копання траншеї і йогобуде можливо використати для виконання робіт по навантаженню надлишковогоґрунту.
Длявиконання зварювальних робіт вибираю зварювальний апарат
АСД-500та малогабаритний варочний котел для приготування бітумної мастики.
Попередньодля вивезення надлишкового ґрунту приймаю автосамоскид ММЗ-554 з об’ємом кузова4 м3.
Визначаюкількість рейсів автомобіля для вивезення ґрунту за формулою
/>, (3.35)
де V3– загальний об’єм ґрунту, що підлягає вивезенню, м3;
νкуз– об’єм кузова, м3;
К1– коефіцієнт, який враховує повноту заповнення кузова (К1=0,9).
nр=31,75/4*0,9=9рейсів
Прийнятийсамоскид разом з екскаватором забезпечують виконання робіт в ритмі потоку ззаданою потоковою швидкістю. Для більш ефективного використання самоскида вінповинен доставляти на будівельний майданчик матеріал для устрою постелі.
Вибірвантажозахватних пристроїв та машин для вкладання починаю з визначення вагимонтажної одиниці. Вагу пліті ізольованого газопроводу, котрий підлягаєвкладанню визначаю згідно формули
Рпл=ртр*lпл (3.36)
де ртр– вага одного погонного метра труби, кг/м;
lпл – довжина пліті, м.
1,1 –коефіцієнт який враховує вагу ізоляції
Рпл=6,6*30=198кг
Враховуючите, що вага монтажної одиниці суттєва, то вкладання пліті буду здійснювати задопомогою пневматичного автокрану типу КС-1562, а для сропування труб вибираюполотнище ПМ-337.
Длябудівництва газопроводу пропоную, згідно вимог, використовувати труби по ГОСТу10705.
Кількістьтруб та інших матеріалів, необхідних для виконання даного об’єму будівництва визначаюзгідно РЕКН.
3.3Захист газопроводів від корозії
3.3.1Захист газопроводів
Захист газопроводів від корозії класифікується на пасивний іактивний. Пасивним захистом передбачається нанесення на поверхню трубивідповідного типу ізоляційного покриття, тим самим запобігається взаємодія зелектролітом. Конструкції ізоляційних покриттів трубопроводів приймаютьсязгідно з
ГОСТ 9.6 02 – 89. Вони можуть бути виконані як у заводськихумовах, так і в польових умовах (при будуванні трубопроводу). Перехіднийелектричний опір ізольованого трубопроводу після укладання і засипки має бутине нижче 104 Ом-м2.
Активний захист газопроводів від корозії містить три способизахисту залежно від умов, у яких знаходиться труба:
– катодний захист – катодна поляризація поверхні трубитаким чином, що створюється одностороння провідність струму від джерелапостійного струму через заземлювач (анод) у ґрунт до труби; так як виноселектронів із поверхні труби неможливий, то виключається корозія металу.
– протекторний захист – застосовується для захистуділянок труб невеликої протяжності, кожухів на переходах газопроводів черездороги, кабелів у тих випадках, коли немає джерела живлення і не може бутизастосований катодний захист. Принцип роботи протекторного захисту полягає втому, що при замкненні двох електродів («труба-протектор»), поміщених у ґрунт(електроліт), між ними виникає різниця потенціалів, зумовлена різноюелектрохімічною активністю матеріалів труби і протектора. Причому струмнаправляється від електрода з більш від'ємним потенціалом (анода) до електродаз менш від'ємним потенціалом (катода). Аноди виготовляються зі сплаву на основімагнію чи алюмінію, рідше цинку, який має більш від'ємний потенціал, ніж сталь.
– електродренажнийзахист призначений для відведення блукаючих струмів із газопроводу черезрельсову частину ланцюга електротяги на від'ємну шину трансформаторноїпідстанції.
Надземнігазопроводи слід захищати від атмосферної корозії покриттям, що складається здвох шарів грунтовки та двох шарів фарби, лаку або емалі, призначених длязовнішніх робіт при розрахунковій температурі зовнішнього повітря в районібудівництва відповідно ГОСТ 14202.
Останнімидирективними документами корпорації Укргаз та ДБН В.2.5–20–2001 забороненоприйняття в експлуатацію об’єктів газифікації без наявності катодного захистумереж підземних газопроводів.
3.3.2Розрахунок електрозахисту
Поверхнязахищаємих трубопроводів Sr, м2, визначаю за формулою
/>, (3.37)
де dі– зовнішній діаметр ізольованого газопроводу, мм;
ℓі– довжина ізольованого газопроводу, м;
n –кількість діаметрів газопроводів мережі, яку захищаємо.
Sr= 3,14·(133·270+114·20+108·80+76·330+57·4250)·10-3= 986,5 м2
Визначающільність поверхні газопроводу f, м2/га, на одиницю площі територіїза формулою
/>, (3.38)
де Sсел– селищна територія мікрорайону, га.
/> м2/га
Визначаюсередню 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
Сумарнувеличину захисного струму I, A, визначаю за формулою
I =1,2·j·Sr, (3.40)
І =1,2·0,02· 986,5 = 23,7 А
Визначаюкількість катодних станцій nс, шт., згідно формули
/>, (3.41)
де І– сумарна величина захисного струму, A.
/>
Визначаюоптимальний 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=/>
Аноднезаземлення з 4 чавунних труб, діаметром 150 з опором розтікання струму 0,63
Fк.с= πR2 *10-4 (3.43)
Fк.с= 3,14 * 5102 *10-4 = 81,7 га
Перерізкабельної 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
Опіркабельної лінії Rкаб, Ом, визначаю за формулою
/>, (3.45)
R каб= />Ом
Необхіднавихідна напруга катодної станції Uвих, В, визначається за формулою
Uвих= Ікс·(Rанод.зах +Rкаб), (3.46)
Uвих= 23,7·(0,63+0,04) = 15,88 В
Для забезпечення нормальної роботи захиступриймаю одну катодну станцію типу КСС-600 з номінальною випрямляючою напругою24/48 В і номінальним випрямляючим струмом 25/12,5 В;.
3.4Організація експлуатації систем газопостачання
Навсіх підприємствах, які використовують газ, повинен забезпечуватися комплексзаходів по безпечній експлуатації газового господарства згідно до вимог «Правилбезпеки в системах газопостачання України».
Забезпеченнябезпечної експлуатації газового господарства покладається на перших керівниківпідприємств, які організовують і періодично проводять відомчий контроль застаном газового господарства і виконанням правил, норм і інструкцій газовогообладнання.
Навсіх підприємствах з числа ІТП, наказом, призначаються працівники на якихнакладається персональна відповідальність за забезпечення безпечних умов експлуатаціїгазового господарства.
Керівніінженерно-механічні працівники пов’язані з експлуатацією газового господарстваповинні здавати екзамен на знання «Правил безпеки в газовому господарстві» одинраз в три роки. Перевірка ІТП проводиться комісією за участю газотехнічногоінспектора.
Робітники,пов’язані з обслуговуванням і ремонтом газового господарства, повинні бутинавчені безпечним методом роботи в газовому господарстві і проходити перевіркузнань в комісіях з участю газо технічного інспектора.
Кожнегазифіковане підприємство повинно мати комплект виконавчо-технічноїдокументації. Порядок її збереження визначається першим керівником іоформляється наказом.
Інженерно-технічніпрацівники і робітники, які зв’язані з будівництвом і експлуатацією об’єктівгазового господарства повинні мати посадові інструкції, в яких визначені їхконкретні обов’язки.
Підприємствоповинно мати, складені відповідно до місцевих умов з вимогами правил безпеки ізатверджені керівником підприємства, інструкції по експлуатації, а також схемигазопроводів. Інструкції вивішуються на робочих місцях. В цехах повинні бутививішені застерігаючи надписи і плакати по безпечному користуванню газом.
Напідприємстві повинні бути розроблені і затверджені керівником планипопередження і ліквідації аварій, повинна бути забезпечена система виклику персоналудля проведення аварійних робіт.
Інструкціїпо експлуатації газового господарства і плани попередження аварій повинніпереглядатися не рідше одного разу в два роки.
Газовімережі і газове обладнання підприємств повинні проходити технічнеобслуговування і ремонт. Відповідальність за виконання графіку технічного обслуговуваннянесе головний інженер. По всіх проведених роботах та технічному обслуговуваннюповинна складатися документація.
Підприємствоповинно бути оснащене інструментами, обладнанням і матеріалами, а такожзасобами захисту робітників, необхідних для виконання ремонтних і аварійнихробіт. Технічне обслуговування газопроводів і газового обладнання напідприємствах повинно проводитися силами і засобами самого підприємства.
Длязабезпечення нагляду за технічним станом газового господарства і проведенняйого ремонту на підприємствах створюється газова служба. Доцільність створенняспеціальних газових служб в кожному випадку вирішується керівникомпідприємства. Посадові особи винні в порушенні правил безпеки несутьперсональну відповідальність, незалежно від того чи призвело це порушення доаварії, чи нещасного випадку, чи ні. В залежності від характеру порушення їхнаслідків, всі посадові особи несуть відповідальність в адміністративному чикримінальному порядку.
Експлуатаціюгазового господарства м. Охтирки здійснює Охтирське управління експлуатаціїгазового господарства, яке обслуговує житлові будинки, дрібнихкомунально-побутових споживачів, виконують ремонтні роботи на газопроводах тагазовому обладнанні, контролює якість будівництва газопроводів, виконує роботипо попередженню і ліквідації аварій, пропагує безпечні методи використаннягазу.
Длявиконання цих функцій в ньому створені наступні підрозділи:
– аварійно-диспетчерськаслужба, завдання якої – це управління режимом роботи системи газопостачання,виконання робіт по локалізації аварій на об’єктах;
– службапідземних мереж, основна функція якої забезпечення безперебійної подачі газуспоживачам;
– службавнутрішньо будинкового газового обладнання, основна задача це організація робітпо безперебійному постачанню газу житловим будинкам;
- служба зрідженого газу, основне завдання якої безперебійнепостачання зрідженого газу промисловим та побутовим споживачам.
3.5Енергоресурсозбереження при експлуатації газового обладнання
Зметою зниження витрат паливно-енергетичних ресурсів в відповідності дозаконодавства України, Державний комітет України у справах містобудування іархітектури розробив ряд заходів по економічному їх використанню і зобов’язавмісцеві органи архітектури та містобудування їх суворо дотримуватися, а саме:
– затвердивнові нормативи, коефіцієнти теплопередачі огороджуючи конструкцій житлових ігромадських будівель та споруд;
– затвердивконтрольні показники питомих витрат теплоти на опалення житлових будинків;
– зобов’язавпроектні і будівельні організації забезпечити проектування і введення в діюоб’єктів нового будівництва та реконструкції житлових будинків, споруд соціально-комунальногоі виробничого призначення з обов’язковим оснащенням, засобами обліку іприладами регулювання систем – вода, теплота газопостачання
Для забезпеченняналежного контролю за дотриманням вимог енерго – зберігаючих технологій,експертиз і державного архітектурного та будівельного контролю підлягаютьпроекти будівництва, реконструкції будинків, споруд незалежно від відомчоїпідпорядкованості та форми власності.
Державнимприймальним комісіям заборонено приймати в експлуатацію закінчені будівництвомоб’єкти, які не відповідають вимогам енергозбереження.
Длядосягнення економії газового палива при експлуатації газового обладнаннянеобхідно виконувати такі заходи:
– зменшититеплопередачу огороджуючи конструкцій. Для цього збільшують товщину зовнішніхстін, виконують трійне остеклення вікон, установлення перекриття та стінжитлових будинків;
– обов’язковевстановлення лічильників газу, регулювання систем теплопостачання;
– поширитивикористання тепла відведених продуктів згорання, шляхом встановлення в димовихканалах та димоходах пристосувань для нагріву води за рахунок тепла продуктівзгорання;
– дляпідвищення коефіцієнту корисної дії опалювальних котлів на димоходахвстановлюють регулюючі засувки, а в топковому просторі встановлюють роз сікачіполум’я над пальниками.
Припроведенні пусконалагоджувальних робіт опалювальних пристроїв особливу увагупотрібно звертати на процес спалювання газу, на відповідність співвідношенняподачі газу та повітря на пальники. Постійно слідкувати за станом опалювальнихпристроїв, своєчасно очищати їх від сажі. Дотримання цих вимог та проведенняперелічених заходів дозволить значно зменшити витрати газу.
3.6Питання отримання біогазу
Один із способів економії природних та зрідженихгазів є отримання в господарстві біогазу.Біогаз отримується при анаеробному(без доступу повітря) переброжувані біологічної маси (навозу, відходів сільськогосподарськоговиробництва, покидьків.)
Газ, що утворюється в результаті бродіння містить50–80% метану, 20–50% двооксиду вуглецю, і менш ніж 1% сірководню та слідиаміаку. Ефективність зброджування біологічної маси залежить від герметичностірезервуарів, концентрації поживних речовин, а також температурного режиму йоготривалості. Зброджування навозу можливе при температурі 5–80 С, але найбільшвдало проходе при температурі 30–35о С і 50–60о С. Тривалість зброджуваннянавозу залежить від субстрату біомаси. Для навозу великої рогатої худоби такурячого посліду тривалість зброджування складає 20діб, а навозу свиней –10 діб.
За добу із однієї тварини можна отримати слідуючикількість 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 тількивідходи тваринництва. Для отримання біогазу можуть бути використанні залишкисільськогосподарських рослин (силос, солома), а також комиш, відходи льону,коноплі, водорості, що отримують при скошені та очищення каналів та мул. Зодного кілограму мулу можна отримати до 700 літрів біогазу. В середньому 1 м3біогазу може дати 21–29МДж енергії. Біогаз в основному використовують якправило на опалення та отримання гарячої води, для приготування їжі та отриманняелектроенергії.
З 1 м3 біогазу з допомогоюприводного газовим двигуном внутрішнього згорання електричного генератора можнаотримати 1.6 кВт електроенергії
Біогаз можна спалювати як паливо в пальникахотоплюючи приладів, газових плит, водонагрівальних приладів. Також можнаперевести дизельний двигун на газ. При цьому потужність двигуна буде знижена здизельного палива на зріджений газ на 20%, а зрідженого на біогаз – на 10%.Витрата біогазу в середньому складає 0.65 м3 (кВт/>год). Тиск газу переддвигуном повинен бути не менше 0,4 кПа.
В тваринництві для підігріву води споживаннябіогазу на одну тварину складає: корови-21–30 м3; свині-1,4–4,9 м3.
Біогазові установки в залежності від особливостейтехнологічної схеми бувають трьох типів: безперервної дії, періодичного таакумулятивного зброджування.
При безперервній схемі свіжий субстрат завантажуєтьсяв камеру зброджування, безперервно або через деякі проміжки часу (від 2 до 10разів на добу), виділяє ту ж саму кількість зароджуваної маси. Ця системадозволяє отримувати максимальну кількість біогазу, але потрібно більшематеріальних затрат.
При періодичній схемі маються дві камеризброджування, які завантажуються по черзі. В даному випадку корисний об’ємкамер використовується менше ефективно, чим при безперервній схемі. Крім цьогопотрібні значні запаси навозу або іншого субстрату для їх наповнення.
При акумулятивній схемі сховище для навозу слугуєодночасно камерою зброджування і сховищем переброженого навозу та йоговивантаження.
Біогазові установки складаються із слідуючиелементів:
- камери зброджування (реактора, метанетки);
- пристрою для нагрівання субстрату;
- пристрою для перемішування субстрату;
- газгольдера та ємності для шламу.
Метанетки виконують наземними напівзаглибленими ізаглибленими в ґрунт.
В жарких та теплих районах встановлюють наземніметанетки, пофарбовані в чорний колір для використання сонячної радіації, вхолодних районах віддають перевагу заглибленим метанеткам для зберіганнятеплоти.
Камери для зброджування виготовляють різноїгеометричної форми, але найдоцільнішою є циліндр. Метанетки виготовляють зметалу, поліетилену або залізобетону.
Для дотримання необхідної температури длязброджування використовують пристрої для підігріву субстрату. Підігрів рідкогосубстрату виконується перед завантаженням або в камері зброджування. Взалежності від ступеня ізоляції камер і трубопроводів в теплоті може досягнути30% енергії, яку виділяє біогазова установка. Пристрої для нагрівання якправило з’єднують з перемішуючими пристроями.
Для перемішування субстрату використовуютьмеханічні, гідравлічні та газові пристрої.
Газгольдери призначені для збору і зберіганнябіогазу.
Компоненти, які входять до складу біогазу(двооксид вуглецю та сірководню) визивають корозію обладнання. Одним ізнайбільш розповсюджених і простих методів очищення від домішок є «мокрий метод».Найбільш прості газгольдери з’єднуються з метанетками.
Газгольдери високого тиску (0,8 – 1 МПа) маютьсферичну форму. В мокрих
газгольдерахтиск газу невисокий (менш 5кПа). Крім того газгольдери можуть бути суміщенні зреактором.
Схемабіогазової установки для ферми на 400 голів великої рогатої худоби, розробленав нашій країні, зображена на 4 листі графічної частини. Технологічний процеспроточний з циклічним виповненням операцій. Навоз із тваринницької фермипопередньо виділяється від сторонніх домішок. Для цього є пристрій длявиділення від сторонніх домішок продуктивністю 100 м3. Ізприймача 1 насосом марки НЖ Н-200 початкова маса подається в ємкість 53 м3,де проходе попередній нагрів субстрату до 35 Со. Теплоносієм слугуєгаряча вода або пар, отриманий в котлі, працюючим на біогазові. Із ємкості 1субстрат перекачується в метанетку 4 ємкістю 1000 м3, депроходе анаеробне зброджування навозу. Температуру підтримує теплообмінник 8.Із метанетки 4 біогаз потрапляє до газгольдера 5.
Періодзброджування 20–22 доби, добовий вихід біогазу 710 м3. Із цієїкількості 415 м3 йде на особисті потреби, а на продаж – 245 м3.
4. Економічна частина
4.1 Розрахунок кошторисної вартості об’єкту газифікації
Паспортпроекту по газопостачанню
· Характеристика системи:
ü тип системи:
v середній тиск – тупикова;
ü параметри проекту:
v РДГК-6 – 248 шт.;
v катодна станція – 1 шт.;
ü тип прокладки газових мереж – підземний
ü розрахункові рівні споживання газу по категоріям споживачів:
v житлово-комунальне споживання населенням – 700 тис. м3/рік;
v комунально-побутові споживачі – 190 тис. м3/рік;
v промислові і сільськогосподарські споживачі – 3400 тис. м3/рік;
v теплопостачання – 4220 тис. м3/рік.
Загальнийоб’єм споживання газу (Qріч) = 8510 тис. м3/рік.
Загальнадовжина газопроводу – 4950 м
· Техніко-економічні показники:
ü потужність системи – подача газу за рік при оптимальномувикористанні основних фондів (мереж і устаткування) повинна встановлюватись побрутто-споживанню, тобто враховуючи втрати газу і його витрати на власні потреби.
Потужністьсистеми Qпод, тис. м3/рік, визначаю згідно формули
Qпод= Qбрутто = (Qріч ∙ 0,8%)+Qріч = Qріч∙ 1,008, (4.1)
де Qріч–загальнийоб’єм споживання газу, тис м3/рік.
Qпод= 8510 ∙ 1,008 = 8578,8 тис. м3/рік
Коефіцієнтвикористання потужності газопроводу Кп, визначаю згідно формули
/>, (4.2)
де Qпод– потужність системи, тис. м3/рік;
Qріч– загальний об’єм споживання газу, тис. м3/рік.
/>
Питомікапітальні вкладення Кпит, грн., визначаю згідно формули
/>, (4.3)
де Кзаг– базисна кошторисна вартість газопроводу (БКВ), тис. грн.;
Qріч– загальний об’єм споживання газу, тис. м3/рік.
/> грн.
Всуму капітальних витрат входять всі витрати по улаштуванню систем газопостачання,до складу яких входять будівельні роботи, безпосередньо пов'язані збудівництвом газопроводу (земляні, монтажні, ізоляційні роботи, випробування,тощо). Сума капітальних витрат визначається на основі кошторисів по укрупненимпоказникам кошторисної вартості (УПСС) або по збірникам ресурсних елементнихкошторисних норм (РЕКН).
Територіальнийрайон виробництва робіт приймається відповідно з населеним пунктом, де будезводитися запроектований об’єкт.
Складаннякошторисної документації починають з розробки локальних кошторисів на окремівиди робіт і витрати по кожному об’єкту будівництва, а потім складаютькошторис, в якому визначається кошторисна вартість будівництва об’єктів, яківходять до складу системи газопостачання.
Воб’єктному кошторисі розраховують кошторисну вартість загальнобудівельних іспеціальних будівельних та монтажних робіт, технологічного обладнання, йогомонтаж і наладку, пристосування.
Базиснакошторисна вартість будівництва газопроводу визначається по зведеномукошторисному розрахунку до проекту і являється незмінним документом, увідповідності з яким здійснюється фінансування будівництва.
4.2Техніко-економічні показники газифікації
4.2.1Розрахунок експлуатаційних витрат
Річніексплуатаційні 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.
Загальнусуму собівартості реалізації газу Со, тис. грн., визначаю згідноформули
Со= Зк.г. +За +Зп.р. +Зо.п. +Зінші, (4.4)
де Зк.г.– витрати на купівлю газу, тис. грн.;
Зо.п.– витрати на оплату праці, тис. грн.;
За– витрати на амортизацію, тис. грн.;
Зп.р– витрати на технічне обслуговування і поточний ремонт, тис. грн.;
Зінші– інші витрати, тис. грн.
а)витрати на купівлю газу Зк.г., тис. грн., визначаю згідно формули
Зк.г.= Qбрутто ∙ Ц1000 м3, (4.5)
де Qбрутто– об’єм подачі газу споживачам з урахуванням витрат газу;
Ц1000 м3– ціна купівлі 1000 м3 газу – 561 грн.
Зк.г.= 8578,08 ∙ 981,91 = 8422,9 тис. грн.
б)витрати на оплату праці Зо.п., тис. грн., визначаю згідно формули
Зо.п.= Зср. ∙ Чзаг ∙Квідр ∙n, (4.6)
де Зо.п.– витрати на оплату праці, тис. грн.;
Зср.– середньомісячна заробітна плата одного працюючого.;
Чзаг– загальна чисельність виробничого персоналу, чол.;
Квідр– коефіцієнт відрахувань на соціальні потреби;
n –кількість місяців за рік – 12.
Загальначисельність виробничого персоналу становить
Чзаг= Чауп +Чвироб.персонал., (4.7)
Чисельністьадміністративного персоналу по нормативній трудоємкості обслуговування квартир,мереж газопроводів і подачі 1 млн. м3 газу в рік.
Трудоємкістьобслуговування 1 квартири Тр кв, у.о., дорівнює 1 умовнійодиниці (у.о.), визначаю згідно формули
Тркв = Ккв ∙ 1, (4.8)
деКкв – кількість квартир, шт.
Тркв =665 ∙ 1 = 665 у.о.
Трудоємкістьобслуговування 1 км мережі газопроводу Тр км, у.о., дорівнює 10умовних одиниць (у.о.), визначаю згідно формули
Тркм = Lкм ∙ 10, (4.9)
деLкм – довжина газопроводу, км.
Тркм =4,95 ∙ 10 = 49,5 у.о.
Трудоємкістьобслуговування подачі 1 млн. м3 газу в рік Тр 1 млн. м3,у.о., дорівнює 2умовним одиницям (у.о.), визначаю згідно формули
Тр1 млн. м3 = Qбрутто млн. м3 ∙ 2, (4.10)
де Qбруттомлн. м3 – потужність системи, тис. м3/рік.
Тр1 млн. м3 = 8,578 ∙ 2 = 17,16 у.о.
Чисельністьадміністративного персоналу Чадп, 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.
Чисельністьвиробничого персоналу по основним службам сільського газового господарствавизначається на основі нормативів чисельності чоловік, виходячи з кількостігазифікованих квартир, протяжності газопроводів.
Чисельністьслужби будинкових мереж Чб.м., чол., визначаю згідно формули
Чб.м.= Ккв.∙ 0,00035, (4.12)
де Ккв–загальнакількість квартир, шт.
Чб.м.= 665 ∙ 0,00035 = 0,23 чол.
Чисельністьслужби по експлуатації підземних газопроводів Чв.м., чол., визначаюзгідно формули
Чв.м.= Lкм ∙ 0,3, (4.13)
Чв.м.= 4,95 ∙ 0,3 = 1,49 чол.
Чисельністьаварійно-диспетчерської служби Чадс, чол., визначаю згідно формули
Чадс= 0,0005 ∙ SТр, (4.14)
де SТр –загальна трудоємкість в умовних одиницях.
Чадс= 0,0005 ∙ 731,66 = 0,37 чол.
Чисельністьремонтної служби Чр.с, чол., визначаю згідно формули
Чр.с= 0,0007 ∙ SТр, (4.15)
де SТр –загальна трудоємкість в умовних одиницях.
Чр.с= 0,0007 ∙ 731,66 =0,51 чол.
Загальначисельність виробничого персоналуЧзаг, чол., визначаю згідноформули
Чзаг= Чадп + Чб.м. + Чв.м. + Чадс + Чр.с, (4.16)
де ЧАДП– чисельність адміністративного персоналу, чол.;
Чб.м.– чисельність служби будинкових мереж, чол.;
Чв.м.– чисельність служби по експлуатації підземних газопроводів, чол.;
ЧАДС– чисельність аварійно-диспетчерської служби, чол.;
Чр.с– чисельність ремонтної служби, чол.
Чзаг= 0,95+0,23+1,49+0,37+0,51 = 3,55 ≈ 4 чол.
Виплатина оплату праці Зоп, тис. грн., визначаю згідно формули
Зоп= 792 ∙ Чзаг ∙ 1,36 ∙ 12,7, (4.17)
де Чзаг– загальна чисельність виробничого персоналу, чол.
Зоп= 792 ∙ 4 ∙ 1,36 ∙ 12,7 = 54,72 тис. грн.
в)витрати на амортизацію За, тис. грн., визначаю згідно формули
/>, (4.18)
де На– норма амортизації – 5%;
К –сума капітальних вкладень, яка дорівнює базисній кошторисній вартостібудівництва газопроводу, тис. грн.
/> тис. грн.
г)витрати на технічне обслуговування і поточний ремонт Зп.р., тис.грн., визначаю згідно формули
Зп.р.= 40% ∙ За, (4.19)
де За– витрати на амортизацію, тис. грн.
Зп.р.= 0,4 ∙ 31,72 = 12,69 тис. грн.
д)інші витрати Зінші, тис. грн., визначаю згідно формули
Зінші= 10% ∙ (За + Зоп), (4.20)
де За– витрати на амортизацію, тис. грн.
Зоп– виплати на оплату праці, тис. грн.
Зінші= 0,1 ∙ (31,72+54,72) = 8,64 тис. грн.
Тодізагальна сума собівартості реалізації газу Со, тис. грн., дорівнює
Со= 8422,9 + 54,72 + 31,72 + 12,69 + 8,64 = 8530,67 тис. грн.
Собівартістьреалізації 1000 м3 газу С1000 м3,грн./1000 м3, визначаю згідно формули
/>, (4.21)
де Со– загальна собівартість реалізації газу, тис. грн;
Qнетто– об’єм реалізованого газу споживачам, тис. м3/рік.
/> грн./1000 м3
Тарифреалізації споживачам Тсер, грн./1000 м3,представляєсобою ціну реалізації газу для даного газового господарства (підприємства),визначаю згідно формули
Тсер= 1,2 ∙Цпідпр, (4.22)
де Цпідпр– ціна реалізації газу для підприємства, грн./1000 м3.
Цінуреалізації газу для підприємства Цпідпр, грн./1000 м3,визначаю згідно формули
Цпідпр= С1000 м3 ∙(1+/>)= С1000 м3 ∙(1+/>)= С1000 м3 ∙ 1,1, (4.23)
де С1000 м3– собівартість реалізації 1000 м3 газу, грн./1000 м3
Цпідпр=1002,43 ∙ 1,1 = 1102,67 грн./1000 м3
Визначаютариф реалізації споживачам
Тсер= 1,2 ∙ 1102,67 = 1323,2 грн./1000 м3
4.2.2Розрахунок прибутку і рентабельності
Балансовийприбуток Пб, тис. грн., визначаю згідно формули
Пб= Д – Со, (4.24)
де Д– сума доходу від реалізації газу, тис. грн.;
Со– загальна собівартість реалізації газу, тис. грн.
Сумудоходу Д, тис. грн., визначаю згідно формули
Д = Qнеттореаліз. газу ∙ Тсер, (4.25)
Д =8510 ∙ 1323,2 = 11260,43 тис. грн.
Визначаюбалансовий прибуток, тис. грн.
Пб= 11260,43 – 8530,67 = 2729,76 тис. грн.
Визначаючистий прибуток Пч, тис. грн., згідно формули
Пч= Пб – Нп, (4.26)
де Пб– балансовий прибуток, тис. грн.;
Нп– обов’язкові державні платежі (Нп = 0,85*Пб), тис. грн.
Пч= 2729,76 ∙ 0,15 = 409,46 тис. грн.
Визначаюрівень рентабельності Рр, %:
– побалансовому прибутку згідно формули
/>, (4.27)
де Пб– балансовий прибуток, тис. грн;
Со– загальна собівартість реалізації газу, тис. грн.
а)балансовий
/>
– почистому прибутку згідно формули
/>
де Пч–чистийприбуток, тисгрн;
б)чистий
/>
4.2.3Розрахунок терміну окупності капітальних вкладень
Токуп= />, (4.28)
Токуп= />= 2,43 роки
де К –капітальні вкладення в спорудження системи газопостачання, тис. грн.;
Пч– чистий прибуток, тис. грн.
Таблиця5.1 – 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
Працюючинад дипломним проектом на тему: Газифікація с. Слободка Сумської областіприродним газом одноступеневою системою з розробкою газифікації двохповерховогожитлового будинку та питання отримань біогазу, я покращив теоретичні знання порозрахунку газопроводів середнього тиску.
Такожпокращив знання по організації будівництва газопроводів, їх експлуатації.
Навчивсяпроводити розрахунок кошторисної вартості газопроводів та розрахунок окупностікапітальних вкладень.
Явважаю, що отримані мною знання допоможуть мені в практичній діяльності побудівництву 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 «Газификацияи газоснабжение сельского хозяйства». – М.: ИРИЦ «Фермер», 1994.
6. СНиП 2.04.05–91*. «Отопление, вентиляция икондиционирование 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 підтиском». –:
10. Варфоломєєв В.А. «Справочникпо проектированию, строительству и эксплуатации систем газоснабжения». – К.:Будівельник, 1988.
11. ДБН А. 3.1 – 5 –96. «Організація будівельного виробництва». – К., 1996.
12. «Правила безпекисистем газопостачання України». – К.: Основа, 1998.
13. Закон України «Проенергозбереження», від 1 липня 1994 року. 74–94-ВР. – К., 1994.
14. Ашмаріна Н.А. «Методичнівказівки до виконання економічної частини дипломного проекту».