Газове господарство

Разделы	Технология
Тип	Диплом и связанное с ним
Формат	Microsoft Word
Язык	Украинский
	Загрузить архив:
	Файл: ref-25964.zip (143kb [zip], Скачиваний: 371) скачать

1. Загальна частина

1.1. Задачі експлуатаційної служби

Основна задача газового господарства;

- це надійна і без перебійна газифікація споживачів, при цьому виконуються слідуючі роботи:

- технічне обслуговування,

- плановий поточний і капітальний ремонт,

- аварійно відновлювальні роботи.

-

Основною задачею технічного обслуговування являється провірка герметичності газопроводів.

         До технічного обслуговування відносяться слідуючі роботи:

1.Обхід траси,

2.Періодичний огляд арматури,

3.Вимірювання потенціалів на газопровід,

4.Провірка технічного стану газопроводу приладним методом,

5.Вимірювання тиску газу,

6.Визначення кількості газу в резервуарі,

7.Злив газу в резервуар,

8.Фарбування газопроводів арматури та огорожі.

Газова служба виконує слідуючі роботи:

1.Виконання газонебезпечних монтажних та аварійних робіт,

2.Проведення технічного нагляду,

3.Інструктаж населення по безпечним методам використання газу.

1.2 Структура і оснащення АДС

         Аварійні бригади створюються при міжрайонних і міських трестах

газового господарства. У великих містах аварійні служби представляють собою самостійну службу із адміністративним управлінням і виробничо-технічним персоналом. В інших газових господарствах аварійні служби організовуються як відділ або служба і мають тільки виробничо-технічний персонал.

1.3 Характеристика міста аварії

Місце розташування села Красний кут Волинської області.

Село знаходиться 21 будинків з них 18 з плитами та опалюючими пристроями та водопроводом.

Середня температура зовнішнього повітря за грудень місяць -2,1С;

Абсолютна мінімальна температура -34С;

Середньо максимальна температура найбільш жаркого місяця +24,4С;

Глибина промерзання 0,9м;

Середня температура найбільш холодних 5 днів за безпечністю 0,98-22С;

Середня температура найбільш холодного періоду -8С;

Середня відносна вологість повітря найбільш холодного місяця 82%;

Кількість опадів за рік 666 мм;

Грунти середня рухливість з зсувним процесом, лісоподібні ґрунти з великої потужності і деформацією при додатковому просіданні.

2. Розрахунково-технічна частина

2.1 Дії АДС по заявці «Запах газу на вулиці»

     Можливі причини аварії: розрив стика, утворення свисту в результаті корозії газопроводу, негерметичність різьбовихз’єднань запірних пристроїв, оголовків конденсатозбірників та гідрозатворів. 

     Послідовність проведення робіт по локалізації і ліквідації аварії:    

    - Прийняття заявки та інструктаж особи яка подає заявку по виконанні заходівбезпеки до прибуття аварійної бригади;

     - Реєстрація аварійної заявки та виписка заявки аварійної бригади;

     - Доведення до складу аварійної бригади складу заявки. Короткий інструктаж робітників попорядку виконання газонебезпечних робіт на аварійному об’єкті іпідготовка необхідної документації. Виїзд на об’єкт.

     - Розстановка попереджувальних знаків в містах підходу до аварійної зони іохорона зони з ціллю недопускання відкритого полум’я;

     - Огляд траспідземних газопроводів якізнаходяться в  загальній зоні;

     - Провірка на загазованістьгазоаналізатором приміщень, колодязів, підвалів та інших споруд які розміщенів радіусі до 50 м відзагазованої зони;

     - Пошук міставитікання газу приладним методом абобуровим способом;

     - Усунення порушення і відновлення газопостачання.

2.2 Обслідування газопроводу за допомогою апаратури АЗПІ

         Основним прибором використання в теперішній час для перевірки ізоляції підземного газопроводу, для обслуговування його на належність контакту «труба-земля», не залежно від типу дорожнього покриття, являється апаратура находження пошкодженої ізоляції (АНПІ) розроблена Гипроженгазом.

         Ця апаратура дозволяє без скриття грунту знаходить не тільки місця пошкодження ізоляційних покрить але й місця розташування і глибину закладання газопроводу.

         Визначення мість пошкодження ізоляційних покриттів газопроводів з допомогою АНПІ обґрунтовано на принципі уловлювання характеру змінюючих потенціалів, виникаючих на поверхні землі над місцем пошкодження ізоляційного покриття, при підключення генератора до апаратури до газопроводу, а місце знаходження газопроводу і глибина його закладання- по принципу фіксації магнітного поля, індуктуєм навколо газопроводу, при підключенні до нього генератора.

         В городських умовах надають перевагу паралельному розположенню електродів, при якому пошкодження виявляють по мінімальному значенню.

         Для оточення місцеположення дефектів ізоляції потрібно перемінять перпендикулярне роз положення електродів.

         Апаратура АНПІ із генератора, приймача і пошукового контура. Обстеження газопроводу за допомогою АНПІ потрібно проводить тільки після відключення електризації на перевіряючій ділянці газопроводу. Для знаходження мість пошкоджень ізоляції генератор апаратури підключають до газопроводу і заземляють.

         При обслідуванні ізоляції газопроводів апаратура обслуговується двома операторами. Перший оператор переміщується вздовж траси з приймачем в руках, другий із спеціальною ізольованою пластиною, з’єднаною з приймачем поводом довженою 4 м. Величина сигналу визначається різницею потенціалів на поверхні землі, виникаючих при проходженні першої напруги по ланцюгу «генератор-труба-ізоляція-земля-заземлювач-генератор». Оцінка змінення потенціалу проводиться без контакту з грунтом.

         Дослідження використання апаратури АНПІ в газових господарствах свідчить про те, що по характеру змінення сигналу можна провести приблизну оцінку величини дефекту ізоляції газопроводу:

         -якщо площа пошкодження ізоляції більше 10 см, то при приближенні до дефекту сигнал змінюється в 2 і більше раз;

         -якщо площа пошкодження ізоляції менша 10 смто сигнал змінюється не значно.

         При приближенні до повороту газопроводу на відстані 4-5 м від нього потрібно переключити приймач в положення «режим опре ділення траси» і точно оприділити місце повороту. Потім вернутися на попереднє місце і пройти прибором по напрямку стрілки «Б» перейшовши на 3 м точку повороту. Якщо пошкодження ізоляції більше немає, то більше змінних сигналів не буде.

         В містах пошкодження ізоляційного покриття потрібно перевіряти глибину закладання газопроводу. Це необхідно для визначення об’єму земляних робіт їх вартості і продовженості ремонтних робіт.

         Оператори виконуючі приборне обстеження повинні бути забезпечені маршрутними картами. В кожній маршрутній карті повинні бути вказані:

- схема траси газопроводу і її довжина

- колодязі газопроводів та другі комунікації, а також підвали споруд розташовані на відстані до 15 м по обидві сторони газопроводу

- всі перетини газопроводів другими підземними комунікаціями.

Для підвищення єфективнрсті обстежування ізоляційного покриття газопроводів потрібно попередньо помітить місця підключення до газопроводу генератора приборів для відшукання мість пошкодженої ізоляції. Вибір мість підключення генератора до газопроводу потрібно проводити з розрахунком можливості обстеження з найбільшої протяжності газопроводу з одного підключення. Для цього потрібно використати підземні вводи газопроводу, контрольні провідники, гідро затвори, конденсатозбірники. Підключення генератора до газопроводу в газових колодязях допускається лише в крайніх випадках, при цьому особливо увагу повино бути звернуто на всі потреби безпеки. Вибір мість підключення генератора повинен проводитися також з урахуваннямтого щоб технологічні заземлення газопроводів знаходяться від них на відстані не менше 200 м.

При кожному підключенні генератора АНПІ до газопроводу необхідно:

- провести перевірку на наявність частоти генератора і приймача

- перевірить напругу джерела.

2.3 Визначення зони аварії, за допомогою бурового огляду газопроводу

         При буровому огляді газопроводу виконується буріння свердловини вздовж траси газопроводу і визначаеться наявність газу в них. Свердловини буряться пневмобуром, або електровібраторами. Буріння свердловини виконують на відстані0,3-0,5 м від стінки газопроводу глибиною, яка відповідає глибині закладання трубопроводу до верха труби. А в зимовий час не менше глибини промерзання грунту. На розподільчих газопроводах свердловини буряться біля стиків газопроводу, якщо стик важко знайти то свердловини буряться через кожні 2 м. Якщо свердловини розміщені на відстані більше 3 м від будинку то для перевірки загазованості використовується вогонь. Перед перевіркою на загазованість оголовок свердловини закривають і тримають у закритому положенні 5-10 хв. Для того, щоб газ у випадку витікання зміг потрапити у свердловину. Вмістах встановлення контрольних трубок буріння свердловини можна не виконувати. Розпорна мурфа на газопроводі для ліквідації загазованості виконується на ділянці бурової свердловини яка має найбільшу концентрацію газу. Робітники які ведуть ці роботи повинні мати з собою протигази готові до застосування. При ручному забиванні колів робітники не повинні становитися один проти одного, а такж тримати коли руками. Коли тримають спеціальними утримувачами. При провірці свердловини за допомогою вогню, спочатку випробовують оголовоксвердловини на відстані витягнутої руки, тільки при відсутності вспишки опускають факел у ссвердловину.

2.4 Технологія проведення шурфового огляду

         Шуровий огляд газопроводів виконують шляхом відривання ділянки газопроводу довжиною 1,5-2 м на кожен кілометр магістрального газопроводу і на кожні 200 м дворового газопроводу. Перед початком земляних робіт необхідно визначити які підземні комунікації прокладені в зоні розриття і визвати їх представника для уточнення місця знаходження комунікацій. Земляні роботи ведуться під наглядом представника комунікацій. Виритий котлован повинен бути огорожений, вивішується попередній знак і напис «вогненебезпечно». В темні періоди доби встановлюють спеціальні червоні фон арі. Увесь грунт з котловану викидається на відстань не менше 0,5 м від краю траншеї, камінь, асфальт і бетон складаються окремо і не засипаються.

         Механічні транспортні засоби розміщуються на відстані не менше 1 м від краю траншеї. Для спуску працівників у котлован або траншею встановлюються стеменні лази шириною 0,6 м із перилами або пересувальні драбини. Для переходу працівників через траншеї використовуються переносні мостики із перилами, або щільний настил, шириною не менше 0,5м. В містах перетину з іншими комунікаціями роботи потрібно вести обережно. При відсутності інвентарних деталей для кріплення траншеї глибиною до 3 м застосовують:

         -доски товщиною 4 см

         -встановлюють стійки через 1,5м

         -розміщуються розпорки кріплень на відстань 1,4м

         -виступ верхніх досок кріплень над краєм траншеї повинен бути не менше ніж 15 см.

         Розбирання кріплень виконується зверху вниз, кількість одночасно вийнятих досток повинно бути не менше 3. При прийняті досток встановлюють розпорки.

         При розробці траншеї екскаватором останній шар ґрунту 20-30 см згрібається вручну. Розігрівання виконується на відстані віддаленій від вогнестійких будинків.на 50 м. Бітум розігрівають на відстані 15 м від шурфа, подають бітум у циліндричному відрі з кришкою. Робітники повинні брати відро після того як воно стане на дно траншеї.

2.5 Вибір методу виконання робіт

        

         При виборі методу виконання робіт для будівництва підземного газопроводу орієнтується на термін виконання робіт, оскільки саме проценс створює тимчасові незручності для жителів даного району.

         Найбільш ефективним є потоко-захватний метод виконання робіт.Суть його зводиться до того, що будівництво розділене на однакові ділянки (захватки), довжиною яка становить 70-80 м, іколи 100-150 м.Назахватках одночасно виконуються взаємозв’язані комплексні роботи з однаковою швидкістю. Це створює умови, за яких роботу можна закінчити швидше. Будівництво розділене на 5 захваток, які мають свій перелік робіт.

1. Захватка «Підготовчі роботи»

1.Геодезична розбивка газопроводу на місцевості

2.Зняття покриття бруківки

3.Захист оголених комунікацій

4.Відкриття шурфів у містях перетину газопроводів

5.Огородження будівельного майданчика

6.Завезення труб із розкладанням

7.Підготовка стиків до зварювання

8.Зварювання труб у пліті повторними стиками

9.Перевірка і ізоляція поворотних стиків

2.Захватка «земляні роботи»

10. Риття траншеї екскаватором

11. Риття траншеї вручну

12. Риття приямків

13. Вкладення аостелі

14. Встановлення містків

3. Захватка «Монтажно вкладальні-роботи»

15. Вкладання окремих плітей в траншею

16. Підготовка стиків до зварювання

17. Зварювання неповоротніх стиків

18. Ізоляція неповоротніх стиків

19. Ручна присипка газопроводу

4.Захватка «Випаробування»

20. Перевірка стиків фізичним методом

21. Проведення випробування на міцність

22. Проведення випробування на герметичність

5.Захватка «Заключні роботи»

23. Ручна присипка, ущільнення ґрунту.

24. Зняття захисних комунікацій

25. Розмір тимчасових огороджень

26. Бульдозерне засипання траншеї

27. Вивезення надлишкового ґрунту

28. Ущільнення грунту бульдозером, катком.

2.6 Обгрунтування форм і габаритів траншеї

         Глибина траншеї визначається із глибини закладання газопроводу Нз і діаметру із ізоляційним покриттямDіз.

Н_тр.= Н_з+D_із(1)

Де - Н_зглибини закладання газопроводу

D_із- - Зовнішній діаметр газопроводу із ізоляційним покриттям м,

Н_тр.=0,8+0,105=0,905 м^{3            (2)}

Діаметр газопроводу із ізоляційним покриттям визначається за формулою:

D_із= D_зов +2*Т, м^{3                               (3)}          

Де - D_зовЗовнішній діаметр газопроводу 0,089 м

Т- Товщина ізоляційного покриття, яка є бітумно-гумова дуже посилена, 0,008 м³

D_із=0,089+2*0,008=0,105 м^{3(4 )}

Підбираємо екскаваторЭО- 2621, ширина ковша 0,65 м, місткість ковша 0,25 м.

Ширина траншеї по низу визначається по формулі;

В= Вков + S, м^{3    (5)}

Де –   Sнадбавка на осипання грунту, 0,1 м,

         Вков- ширина ковша екскаватора, 0,65 м,

В=0,65+0,1=0,75 м^{3        (6)}

2.7 Підрахунок об’ємів робіт і вибір ведучого механізму

         Земляні роботи відносяться до найбільш трудоємких робіт і мають виконуватись механізованим способом. При цьому від раціональному вибору машин залежить якість і термін виконання комплексних робіт.

         Після визначення розмірів траншеї приступають до підрахунку визначення обсягів по розробці, засипці і визову грунту. Розрахунки проводять окремо для механізованих і окремо ручних робіт.

         Розробка грунту

         Обсяг робіт при розробці грунту екскаватором визначається по формулі:

, м^{3          (7)}

         Де – В,В1- ширина траншеї поверху і понизу, 0,75;

                   Нз – глибина закладання газопроводу, 0,8;

                   С – величина ручного добору грунту, яка залежить від типу екскаватората ковша 0,1;

                   L – довжина газопроводу, 195 м.

м^{3     (8)}

         Обсяг ручного добору грунту визначається:

                                                     , м^{3     (9)}

Де В – ширина траншеї понизу, 0,75:

м³

Крім вказаних вище робіт потрібно влаштовувати приямки для зварювання стиків. Найбільш зручними є приямки довжиною 1,5 м, шириною Dіз+1,2 м, глибиною 0,7 м. При цьому поводиться також додаткове зрізання відкосів.

Для визначення обсягу робіт по влаштуванню приямків користуються формулою.

,м^{3             (10)}

м³

        

         Загальний обсяг земляних робіт становить

Vзаг=Vруч.роб+Vуш.пр      ⁽¹¹⁾

Vзаг=14,63+6,6=138,93 м^{3     (12)}

Засипка грунтом.

         Для засипки траншеї необхідно присипати газопровід вручну. Присипка виконується м’яким ґрунтом без твердих домішок і твердих включень на висоту 20 см над верхом труби. При вкладенні газопроводу у траншею згідно вимог БНІП повинна виготовлятися постіль з піску або мілкого щебіню.

         Об’єм матеріалу для влаштування постелі визначається за формулою:

V пос = B*Dіз/2*L-П* Dіз*L, м³,   ⁽¹³⁾

V пос =0,75*0,105/2*195-3,14*0,105/8*195=6,8 м³,

         Після вкладання газопроводу влаштовують постіль, газопровід присипається, за винятком зварних стиків, вручну на 0,2 м.

V руч.пр= B*(Dіз/2+0,2)*L-П* Dіз/8*L, м³,     ⁽¹⁴⁾

V руч.пр=0,75*(0,105/2+0,2)*195-(3,14*0,105)/8*195=28,9 м³

         Обсяг робіт по засипці траншеї бульдозером становить:

Vбулд = В*(НТР*Dіз-0,2)*L, м³,⁽¹⁵⁾

Vбулд=0,75(0,905-0,105-0,2)*195=87,75 м³,

         Обсяг робіт по присипці газопроводу потрібно зменшити на об’єм, який займає газопровід.

Vтруб = П*Dіз/4                  ⁽¹⁶⁾

Vтруб = 3,14*0,105/4=1,69 м³

         Загальний об’єм по присипці траншеї становить:

Vзас=Vр.пр        ⁽¹⁷⁾

Vзас=28,9 м³

         Об’єм грунту у відвалі:

Vвід=Vзаг*(100+к1)/100 м³,⁽¹⁸⁾

         Де – к1, коефіцієнт початкового рихлення грунту, 24%,

Vвід=138,93*(100+24)/100=172,3 м³,

         Об’єм вивезення надлишкового грунту:

Vвив=Vтр+Vкін.рих. м³,      ⁽¹⁹⁾

         Де - Vкін.рих. об’єм кінцевого рихлення, 7,9 м

Vвив=1,69+7,9=9,6м .

         Об’ємкінцевого рихлення

Vкін.рих = Vзаг*К2/100, м³,          ⁽²⁰⁾

         Де – К2 – коефіцієнт кінцевого рихлення грунту, 5%

Vкін.рих = 138,93*5/100=7,9 м³,

Розрахунок обсягів земляних робіт по розробці траншеї та вкладання газопроводу.

         Загальний обсяг розробленого грунту, 138,93 м²

         Загальний обсяг засипки грунту, 123,45 м²

         Обсяг робіт по уширенню приямків, 6,6 м²

         Обсяг кінцевого рихлення грунту, 6,9 м²

         Кількість грунту що підлягає вивезенню, 9,6 м²

Розрахунок обсягу земляних робіт по розробці траншеї

та вкладання газопроводу.

Таблиця 1                                            

Dіз,м	Нтр,м	В,м	а,м	В1,м	Vекс,м	Vруч,м	Vтр,м	В,м	Vзас,м	Vвід,м
0,105	0,905	0,75	-	0,75	117,7	14,63	1,69	-	123,45	172,3

         Баланс земляних робіт становить:

       ⁽²¹⁾

138,93-(1123,45+9,6)/(123,45+9,6)=4,4%

Вибір ведучого механізму

         Ведучим механізмом при будівництві газопроводу до споживача є екскаватор. Він виконує найбільш трудоємку роботу – риття траншеї, а вже за його продуктивністю й інтенсивністю визначають інші машини і механізми.

         Радіус вивантаження грунту визначається за формулою:

⁽²²⁾

         Де – В1- ширина траншеї поверху, 0,75 м,

                   В – ширина відвалу грунту, м

         Об’єм відвалу грунту визначається за формулою:

         ⁽²³⁾

Vвід=138,93*(100+24)/100=172,3 м³

         Площа попереднього січення відвалу

    ⁽²⁴⁾

м²

         Поперечне січення відвалу являє собою рівнобедрений прямокутний трикутник.

         Визначаю висоту відвалу;

h = Fвідв,м          ⁽²⁵⁾

h = 0.88 = 0.94 м²,

         Ширина відвалу становить:

В= 2*h , м^{2                (26)}

В=2*0,94=188 м²

         До прийнятому рішенню об’єму ковша, глибини траншеї, радіусу і висоти вивантаження грунту підбираю екскаватор ЭО – 2621, який підходить до роботи з вище вказаними вимогами.

2.8 Підрахунок затрат праці

Підрахунок обсягів будівельно-монтажних робіт при будівництві газопроводу

    Таблиця 2                                         

Найменування	Од виміру	Розрахункова формула	кількість
1.Нівелювання	М	L	195
2.Розвантаження труб з трубовозу	Шт.	L*10	20
3.Влаштування огородження	М	L*2	390
4.Збір і центрування труб	М	L	195
5.Зварювання труб в секції	Стик	Ntr*2/3	13
6.Ізоляція поворотніх стиків	Стик	Ntr*2/3	13
7.Вскриття шурфів	М	L*5/1000	0.98
8.Підвіска комунікації	М	Nшур*3	2.94
9.Розробка траншеї екскаватором	М	B*(H-c)*L	117.7
10. Ручний добір грунту	М	B*c*L	14.63
11. Розробка приямків	М	(Vek+Kpy)*0.05	6.6
12. Влаштування містків	Шт.	L/60	13
13. Вкладання секцій в траншею	М	L	195
14. Зварювання секцій	Шт.	Ntr*1/3	7
15. Радіографічний контроль	Шт.	Nct*0.1	2
16. Ізоляція неповоротніх стиків	Стик	Lтруб/10	7
17. Присипка газопроводу	М	B*(Dіз+0,2)*L	28.9
18. Випробування на міцність	М	L	195
19. Засипка газопроводу бульдозером	М	B*(H-Dіз+0,2)*L	87.75
20. Ущільнення грунту	М	Vзаг	87.75
21. Вивіз зайвого грунту	М	Vтр+Vкін.рих	9.6
22. Випробування на герметичність	М	L	195
23. Зняття огороджень	М	L*2	390
24. Зняття містків	Шт.	L/60	3
25. Зняття підвісок комунікацій	М	Nшур*3	2.94

Підрахунок затрат праці при будівництві газопроводу

      Таблиця 3                                       

Найменування	Обгр. ЕНиР	Од Вимі ру	Спеціаль- ність	Розряд	Кіл Ькіс ть	Норма часу	Трудоміст кість
1.Нівелювання	2-59-5	М	Геодезист	1чол-2р	195	0,07 48	14,6
2.Розвантаження труб з трубовозу	25-14	Шт.	Слюсар	1чол-3р 1чол-2р	20	0,1	2
3.Влаштування огородження	25-14	М	Тесляр	1чол-3р	390	0,06	23,4
4.Збір і Центрування Труб	9-2-1	М	Монтажник	1чол-6р	195	0,04	7,8
5.Зварювання Труб в секції	22-2-2	Ст..	Зварювальник	1чол-5р 1чол-4р	13	0,26	3,4
6.Ізоляція поворотніх Стиків	9-2-12	Ст..	Ізолювальник	1чол-4р 1чол-3р	13	1,02	13,3
7.Вскриття Шурфів	2-1-47	М	Землекоп	1чол-2р	0,98	1,5	1,47
8.Підвіска Комунікації	9-2-35	М	трубовкладчик	1чол-4р	2,94	0,75	2,2
9.Розробка траншеї екскаватором	2-1-11	М	Машиніст	1чол-4р	117	0,105	12,4
10.Ручний добір грунту	2-1-47	М	Землекоп	1чол-2р	14,6	1,5	21,9
11.Розробка Приямків	2-1-47	М	Землекоп	1чол-2р	6,6	1,5	9,9
12.Влаштування містків	9-2-34	Шт.	тесляр	1чол-3р 1чол-2р	13	0,6	11,8
13.Вкладання Секцій в Траншею	9-2-8	М	Водій	1чол-6р 1чол-4р 1чол-3р	195		19,5
14.Зварювання секцій	22-2-1	Шт.	Зварник	1чол-4р 1чол-5р	7	0,16	1,12
15.Радіографічний контроль	11-5-80	Шт.	Майстер	1чол-2р	2	1,7	3,4
16.Ізоляція Неповоротніх Стиків	9-2-12	Ст..	Ізолювальник	1чол-4р 2чол-3р	7	0,39	2,3
17.Присипка Газопроводу з Трамбуванням	2-1-58	М	Землекоп	1чол-2р 1чол-1р	28,9	0,79	22,8
18.Випробування На міцність	9-2-9	М	Монтажник	1чол-6р 1чол-4р	195	0,12	23,4
19.Засипка Газопроводу Бульдозером	2-1-31	М	Машиніст	1чол-5р	87,8	0,075	6,8
20.Ущільнення Грунту	2-1-29	М	тракторист	1чол-6р	87,8	0,0058	0,5
21.Навантаження Зайвого грунту На самоскид	2-1-54	М	Землекоп	1чол-2р 1чол-1р	9,6	0,6	5,8
22.Випробува ння На герметичність	9-2-9	М	Монтажник	1чол-6р 1чол-4р 2чол-3р	195	0,06	11,7
23.Зняття огороджень	9-2-33	М	тесляр	1чол-3р	390	0,04	15,6
24.Зняття Містків	9-2-37	Шт.	тесляр	1чол-3р 1чол-2р	3	0,3	0,9
25.Зняття підвісоккомунікацій	9-2-35	М	Трубовкладчик	1чол-4р	2,94	0,38	1,1
Всього

2.9Вибір і обґрунтування будівельних машин і механізмів

         Для вкладення труб у траншею використовують самохідні стрілові крани різних типів. Вони бувають на гусеничному, автомобільному, пневматичному ходу і тракторному.

         В траншею вкладається секція, яка складається з 3 труб, по 10 м кожна. Секція вкладається двома автокранами.

         Попередньо підбираємо марку крана КС-4361

         Вантажопідйомність крана 9 тон

         Мінімальний виліт стріли 3,75 м

         Максимальний виліт стріли 10 м

         Виліт стріли крана визначається за формулою:

Rроз=Rмін+1,5+Dіз+(В1/2)⁽²⁷⁾

         Де – 1,5 – відстань від краю траншеї до трубної секції, м

                   Dіз – Діаметр газопроводу з ізольованим покриттям, 0,105 м

                   В1 – Ширина траншеї поверху, 0,75 м

Rроз=3,75+1,5+0,105+(0,75/2)=5,73 м

         З розрахунку можна зробити висновок, що розрахунковий виліт стріли крана менший за максимальний виліт стріли, 5,73менше10 м.

         Вантажопідйомність крана на розрахунковому вильоті стріли визначається

За формулою:

Ррозр = Р*Rмін/Rроз, т                 ⁽²⁸⁾

         Де – Р – вантажопідйомність крана 9 тон

                   Rмін – мінімальний виліт стріли, 3,75,

                   Rроз – виліт стріли крана, 5,73,

Рроз=9*3,75/5,73=5,9 т,

         Вага трубної секції визначається за формулою:

Q=Qпог.м*L*1,1 т,      ⁽²⁹⁾

         Де - Qпог.м – вага одного погонного метра труби, 0,00636 т,

                   L – довжина трубної секції, 30 м,

                   1,1 – коефіцієнт маси ізоляційного покриття

Q=0,00636*30*1,1=0,21 т

         Оскільки підібрано 2 крани, то навантаження на 1 кран сановить:

Р1кр=Q/2, т       ⁽³⁰⁾

         Де – Q – вага трубної секції, 0,21 т

Р1кр=0,21/2=0,105 т,

         Крани марки КС-4361 підібрані вірно, оскільки навантаження на 1 кран не перевищує вантажопідйомність на розрахунковому вильоті стріли, тобто справджується вираз, що вантажопідйомність крана на розрахунковому вильоті стріли більша за вагу трубної секції, 5,9 більше 0,105 т

         Для транспортування труб підбираю трубовіз марки  ЗиЛ- 130, вантажопідйомність якого становить 8 тон.

         Для розвантаження труб зтрубовозу використовую двовітковий строп, а для викладання секції в траншею – два м якихстропа (полотнища).

         Розривне зусилля в канаті визначається за формулою:

R=S*K, кг*с        ⁽³¹⁾

         Де – S – зусилля на одну вітку канату, кг*с

                   К – коефіцієнт запасу міцності,6

R=49, 63*6=297,8 кг*с

         Зусилля на одну вітку стропа визначаю за формулою:

S=(1/cosa)*(Q/n)=m*(Q/n), кг*с      ⁽³²⁾

         Де – Q – маса вантажу,69,9 кг,

                   n – Число віток стропу, 2,

                   m – розмірний   коефіцієнт, 1,42,

                   a – кут нахилу вітки стропу по вертикалі, 45,

S=1,42*(69,9/2)=49,63 кг*с

         Довжина вітки стропу визначається за формулою:

С= а+b, м   ⁽³³⁾

         Де – а, b –довжина катетів 5метрів.

С=7 м,

         По підрахунках підбираю кран ТК 6*37(1+6+12+18)+1о.с.. Його діаметр 8,5мм, розривне зусилля 3310 кг*с

         Для вкладання секції 30 м в траншею використовую 2 автокрани, а також 2 полотнища, які підбираю по розрахунковому зусиллю В залежності від вантажопідйомності полотнища шести тон і діаметру газопроводу 89*3,0 мм підбираю 2полотнища типу ПМ-377.

         Для роботи в комплексі з екскаватором рекомендую наступні типи машин і механізми.

        

         Кількість автосамоскидів визначаю за формулою:

N=Пе/Па, шт.      ⁽³⁴⁾

         Де – Пе – експлуатаційна продуктивність екскаватора, м/зміна,

                   Па - експлуатаційна продуктивність автосамоскиду, м/зміна,

N=76,02/572=0,13=1 автосамоскид

         Експлуатаційна продуктивність екскаватора визначаю за формулою:

Пе=Тзм/Нч м²/зміна,   ⁽³⁵⁾

         Де – Тзм –тривалість зміни 8 годин

                   Нч – норма машинного часу екскаватора на розробку одного кубометру грунту з навантаженням на транспортні засоби, 0,10523 маш*год/м

Пе=8/0,10523=76,02 м²/зміна,

         Підбираю автосамоскид типу ЗиЛ ММЗ 555

         Експлуатаційна продуктивність автосамоскиду визначається за формулою:

Па=Пц*n, м²/зміна,      ⁽³⁶⁾

         Де – Пц – циклічна продуктивність одного самоскида ,м/зміна,

                   N – кількість циклу у зміну, 40,

14,3*40=572 м²/зміна,

         Циклічна продуктивність одного самоскиду визначаю за формулою:

Пц=Q/Тц , м²/цикл     ⁽³⁷⁾

         Де – Q – вантажопідйомні самоскиду, 2,88 м

                   Тц – тривалість циклу автосамоскида, 0,2 год при відвозі 500 м,

Пц=2,86/0,2=14,3 м²/цикл

         Вантажопідйомність самоскида визначається за формулою:

Q=Q1/Vгр, м^{2         (38)}

         Де - Q1 – вантажопідйомність самоскида 5 тон,

                   Vгр – обємна вага грунтув щільному стані, 1,75 т/м,

Q=5/1,75=2,86 м²,

Кількість циклів у зміні визначається за формулою:

n=Тзм/Тч, шт.     ⁽³⁹⁾

n=8/0,2=40 шт,

         Автосамоскид ЗиЛ ммз 555 підібрано вірно.

         Умовна швидкість екскаватора визначається по формулі:

Uекс=П/(V*Тзм), м²/год        ⁽⁴⁰⁾

         Де – П – продуктивність екскаватору, 76,02 м²/зміна,

                   V – середній об’єм грунту, що проходить на 1 метер траншеї 0,85м/м

Uекс=76,02/(0,85*8)=11,2, м²/год,

         Продуктивність бульдозера визначається за формулою:

Пб=Тзм/Нвр, м²/зміна⁽⁴¹⁾

         Де – Нвр –норма машинного часу на розробку одного метра кубічного грунту в щільному стані, 0,02635 маш/год,

Пб=8/0,02635=303,6 м²/зміна

         Швидкість бульдозера визначається за формулою:

        

Uб=П/(V*Тзм), м²/год,          ⁽⁴²⁾

         Де – V – середній об’єм грунту,що приходиться на один метер траншеї, 0,6 м/м

Uб=303,6/(0,6*8)=63,3 м²/год

         По прибутковості і швидкості підбираю бульдозер ДЗ-42, марка трактора, ДТ-75.

         Трамбівку вибираю по продуктивності. Підбираю ручну електричну трамбівку ИЄ-4502. Умовна швидкість руху трамбівки – 4,5 м/год.

         Для ущільнення грунту використовуюкаток, який підбираю по ширині ватної полоси і продуктивності. Підбираю каток Д-130.

         Список підібраних машин і механізмів:

         Екскаватор                            ЄО-2621

         Автокан                        КС-4361

         Трубовіз                       ЗиЛ-130

         Канат                                     ТК 6*37 (1+6+12+18)+1о.с.

         Полотнище                            ПМ-377

         Бульдозер                    Дз-42

         Трамбівка                    ИЄ-4502

Каток                            Д-130

Автосамоскид              ЗиЛ ММЗ 555

2.10 Вибір матеріалів для будівництва

Загальні витрати матеріалів для будівництва газопроводу

1.Вкладання піску і щебеню в постіль з вирівнюванням і ущільненням.

195,*0,75*6,36/100=9,3 м.

2.Вкладання сталевих труб прямих ділянок трубопроводу,

195*100,4/100=195,78 м

3.Зварювання труб при допомозі ручного електродугового зварювання з застосуванням електродів типу Є-42 УОНИ 12/45.

20*1/10=2 кг

4.Гідроізоляція стиків сталевих трубопроводів газопроводу.

Матеріали для ізоляції стиків

Таблиця 4

Матеріал	Кількість
Бітум марки БН-ІV,кг	0,33
Бензин Б-70, л	0,5
Мастика бітумна, кг	29
Крафт-папір, м2	5,5
Склотканина, м2	7,8
Гумові крихти, кг	1,4
Дрова, м2	0,1

2.11 Опис генерального плану виконання робіт

         Ділянка відведина під будівництво, газопровід знаходиться у зеленій зоні. Рельєф спокійний. Рівень залягання ґрунтових вод 11м. що не впливає на будівництво. Переважна кількість грунту – суглинок.

         Весь будівельний майданчик відокремити канатнтно - стійковою огорожею. Труби завозяться на трасу трубовозами по існуючій дорозі. Їх будуть розкладати вздовж осі прокладання газопроводу на відстані 1,5 м краю траншеї. Будівництво пропоную виконувати в одну зміну. Через траншею будуть встановлюватись перехідні містки. Освітлення будівельного майданчика здійснюється прожекторами ПЗЗ-55, використовуючи при цьому існуючу електромережу ВЛ-0,38 кВт. Освітлювану проводку виконую ізольованими проводами АПР-4, перерізом 16 мм на висоті не менше 2,5 м над робочим місцем, 3,5м – над проходом, 5 – над проїздами.

         Для риття траншеї використовую екскаватор ЄО-2621, для монтажу газопроводів автокрани КС-4361. Трубовіз підбираю марки ЗиЛ-130. Для засипки грунту використовують бульдозер ДЗ-42. Також на будівельному майданчику знаходиться майданчик для складання матеріалів, бітумоварочний котел, зварювальний апарат, компресор, прокладено тимчасовий водопровід і каналізацію.

2.12 Поопераційний контроль якості

         Контроль якості окремих видів виконаних робіт проводять:

1.Інженерно-технічний персонал будівництва.

2.Технічний нагляд замовника.

3.Авторський нагляд проектної організації.

4.Державний архітектурно-будівельний контроль.

5.Банківський контроль.

6.Державна сан інспекція.

7.Операційний контроль.

8.Техінспекція, лабораторії, геодезичний нашляд.

Операційний контроль – провірка виконаних будівельно-монтажних і спеціальних робіт по операціях з метою попередження та своєчасного усунення браку, недоробок.. Операційному контролю передує вхідний контроль. За спеціальним слідує прийомний контроль з оцінкою якості виконання бригадою будівельно-монтажних і спеціальних робіт.

Операційний контроль прокладається на майстрів та виробників, які здійснюють керівництво будівництвом. До операційного контролю  залучаютьсябудівельні лабораторії і геодезичні служби і спеціалісти, які контролюють окремі види робіт.

На кожному будівництві є журнал проведення робіт, який є певним документом, в якому відображається хід виконання будівельно-монтажних робіт, термін виконання та якість робіт. Записи в журналі проводить особа, яка відповідає за будівництво об’єкта (виконроб, майстер). В журналі є перелік скритих робіт. На кожен вид потайних робіт складається акт прийомки цих робіт, який підписується виконробом даної організації та інженером по тех.нагляду замовника.

В журналі є відомість прийомки потайних робіт, куди записують вас акти на потайні роботи від земляних робіт до покрівлі на зовнішніх і внутрішніх газових мережах.

По закінченню будівництва, журнал майстром передається в планово-виробничий відділ буд організації для послідовного його показу Державній комісії по прийомці об’єкта в експлуатацію.

2.13 Технологічна карта та її застосування

     Дана технологічна карта поширюється на роботи по очисткі порожнини газопроводів.

     Очистку порожнини газопроводів виконують по спеціальній інструкції і під наглядом комісії, яка складається з представників генерального підрядника, субпідрядних організацій, заказника та органів технадзору.

         Спецінструкція складається заказником і будівельно-монтажною організацією і затверджується представником комісії.

         Спецінструкція на очистку порожнини газопроводів має включати:

1.Способи і послідовність виконання робіт.

2.Методи і засоби виявлення та ліквідації несправностей.

3.Схема організації зв’язку.

4.Вимоги попарної, газової, технічної безпеки.

Очистку газопроводів дозволяють виконувати одним із даних способів:

1.Промивкою з пропусканням очисних поршнів.

2.Продувкою з пропусканням очисних поршнів.

3.Продувкоюбез пропусканням очисних поршнів.

Очистка порожнини підземного газопроводу повинна виконуватись після вкладання і записки. Після очистки на відкритих кінцях газопроводу потрібно встановити тимчасові заглушки, які дадуть змогу ділянці газопроводу не забруднюватися.

Продувка підземного газопроводу з пропусканням очисних поршнів повинна проводитися стисненим повітрям. В деяких випадках із затвердженням з газовою інспекцією продувку можуть виконувати природнім газом.

При продувці газопроводу природнім газом із нього попередньо має бути витіснено повітря. Газ із витісненим повітрям має подаватися із тиском не більше 0,2МПа. Витіснення повітря являється закінченим, якщо кисню в газі, який виходить із продув очного газопроводу складає не більше 2 %.Склад кисню повинен аналізуватися газоаналізатором.

Грошові і трудові затрати на очистку порожнини газопроводу встановлюється проектом конкретно для кожного газопроводу, включати місцеві умови і вибраного способу робіт по очисткі.

Основне обладнання для виконання робіт і витрата матеріалів встановлюється для кожного газопроводу окремо.

3. Експлуатаційна частина

Ремонт аварійної ділянки

Витікання газу які виявлені при буровому і шурфовому огляді газопроводів необхідно ремонтувати. Найпоширенішим методом руйнування газопроводу є руйнування стика і корозія труб. При розриві стиків газопровід ремонтується за допомогою наварки муфти, або вирізання або вварювання котушки.

При встановленні муфти наложується бинт із тонкого брезенту або мішка густо змазаний глиною, щоб запобігти виходу газу із тріщини. Зварюють муфту із двох половинок швом на відстані 1 м відстика і надівають зварену муфту на стик. При ремонту розриву стикана газопроводах високого і середнього тиску замість бинта використовують бандажу а потім наварюють муфту.

Ізоляційні роботи

Способи захисту підземних газопроводів слідуючі:

- нанесення ізоляції на газопроводи рекомендується, полімерні, бітумно-резинові, бітумно-полімерні покриття.

- Катодна поляризація.

Перед нанесенням ізоляції на стики, стики зачищають від ржав чини, землі пилу ,вологи. Поверхня очищеного трубопроводу повинна мати сірий колір із проблисками металу. Очищену поверхню грунтують. Грунтовку наносять на суху поверхню рівним шаром. Далі накладають мастину суцільним шаром відповідної товщини , вона забезпечує необхідне зчеплення з трубопроводом і ізоляцією. Далі накладають обертові рулонні матеріали із накладкою. Накладка при одношаровій намотці становить 2-2,5см. При двошаровій намотці рулонній намотці накладена перекриває раніше накладений шар на половину його ширини +2-2,5 см. Стики ізолюють тим же матеріалом, що і труби.

Якість нанесення ізоляції провіряють двічі

- на траншеї

- після опускання трубопроводу в траншею і засипання на 20-25 см.

Дефекти виправляють до остаточної засипки.

Якість ізоляції провіряють і ремонтують у присутності замовника.

Рівномірність товщини ізоляційного покриття провіряють товщиноміром, не менше ніж через кожні 100 м в чотирьох точках по окружності труби.

Повірку суцільності ізоляційного покриття провіряють іскровим електричним дефектоскопом .

Присипання ізоляції до труби являється одним із основних показників якості ізоляції. Зчеплення ізоляції із металом провіряють шляхом надрізання ізоляції по двом лініям під кутом 45-60 через кожні 500 м. Добре прилипнута ізоляція відривається окремими шматками, а частина залишається на трубі.

Прийняття газопроводу в експлуатацію

Системи газопостачання міст, селищ, підприємств, піся закінчення їх монтажу, або капітального ремонту, повинні прийматися в експлуатацію комісією. Забороняється приймати в експлуатацію об’єкти із незакінченими монтажними роботами, або не прийнятий комісією.

Для прийняття в експлуатацію систем газопостачання замовникам призначається приймальна комісія до складу якої входить представники замовника, будівельно-монтажної організації і підприємств газового господарства. Представники держ технагляду беруть участь у прийнятті місцевих, магістральних, розподільчих газопроводів , ГРП, систем газопостачання промислових підприємств, котельних, Гнс, резервуарних установок зрідженого газу.

Представники приймальної комісії повинні бути повідомлені пор день і місце прийняття об’єкту в експлуатацію не менше ніж за 2 дні до початку робіт.

Представники держ технагляду не менше ніж за 5 днів до початку робіт. Прийняття в експлуатацію газопроводів низького тиску підземних довжиною 200 м, і надземних довжиною до 500 м, виконується без представники держ технагляду.

По прийнятті об’єкту в експлуатацію комісією складається акт, на онові акту прийняття в експлуатацію експлуатаційна організація дає дозвіл пусконалагоджувальній організації на проведення пусконалагоджувальних робіт по закінченню яких об’єкт береться під контроль держ технагляду.

При наявності на підприємстві складного обладнання по вимогі комісії складається спеціальна організація по виробництву.

При прийнятті об’єкту в експлуатацію комісії надається право:

- провірити технічну документацію на об’єкт

- оглянути всю змонтовану газову систему, на відповідність її проекту та виявлення дефектів.

- провіряється відповідність проекту димових і вентиляційних каналів.

Комісія має право провіряти любі ділянки газопроводу шляхом розбирання її, вирізання стиків для механічного випробування, а також проводити повторне випробування. Якщо об’єкт прийнятий комісією не був прийнятий протягом 6 місяців із дня останнього випробування на щільність із повіркою стиків, арматури, вентиляційних каналів, приладів захисту від корозії.

Спостереження за газопроводом після усунення аварії  

Маршрутна карта

Спостереження підземних і надземних газопроводів і споруд, на них повинно проводитися шляхом систематичного обходу траси, Обхід трас підземних газопроводів здійснюється бригадою слюсарів в складі не менше 2 чоловік за кожною бригадою закріплюється окрема ділянка яка розділена на маршрути. В залежності від протяжності і взаємного розміщення підземних газопроводів при складанні маршрутів повинні бути враховані можливості сумісного обходу підземних і надземних газопроводів. Для обслуговування підземних газопроводів необхідно складати і видавати на руки обхідника маршрутної карти з відповідними номерами. На маршрутній карті схема траси газопроводу по вулицям, проїздам та кварталам, основні і постійні орієнтири, будинки та інші надземні споруди. Споруди на газопроводі, а також підвали будинків, колодязі інших комунікацій які знаходяться на відстані до 15 м. від вісі газопроводу по обидва боки на маршрутній карті також вказується загальна протяжність газопроводу, кількість споруд які обслуговуються в розрахунок на одну умовну одиницю. За одну умовну одиницю приймаємо норму часу для провірки на загазованість в колодязі, маршрутна карта на відомості обходу трас на листу креслення.

Графік обслуговування закріпленої ділянки газового господарства

Зараз застосовується сумісне обслуговування трас підземних газопроводів ГРП. Аналіз маршруту обходу підземних газопроводів і ГРП було встановлено що обхідники трас підземних газопроводів ідуть по тому самому маршруті що й обхідники ГРП, і не виконують ніяких робіт в ГРП. Сумісне обслуговування газових мереж і ГРП дало можливість встановити паралельність в роботі, більш раціонально використовувати робочий час, а також підвищити кваліфікацію робітників. Обслуговуюча ділянка газового господарства розділена на 4 маршрути, на кожен із маршрутів складається завдання.

На основі денних завдань складаються графіки обслуговування на першому маршруті обслуговуються газопроводи низького тиску і вводи в житлові будинки. При сумісному обході газопроводів і ГРП, підвищується якість обслуговування, збільшується об’єм робіт кожним робітником, так газопроводи і вводи в житлові будинки обслуговуються два рази в місяць а не один. А середнього тиску через день при нормі 1 раз в 4 дні. Наявність ремонтних днів дозволяє ланці виконувати маленькі ремонти споруд на закріпленій ділянці.

Оцінка герметичності газопроводу

Провірка герметичності газопроводів проводиться за допомогою високо- чутливості газоаналізаторів із чутливістю 10%. При визначенні стану герметичності газопроводів повинно враховуватись тільки витікання газу які пов’язані з корозійним порушенням труби

Таблиця 5

Випадки витікання газу які відбулися З початку експлуатації	Оцінка в балах                А
2	2
1	3
0	5

Визначаємо витоки газу на обстежу вальній ділянці і в балах визначаєм оцінку герметичності. Згідно завдання на обстежуючій намиділянці кількість випадків газу становить. А1=1-3.

Визначення стану ізолюючого захисного покриття.

Визначення стану захисного покриття газопроводу шляхом над шляхових контактів і без контактним методом. За допомогою приладу АЗП (арматура знаходження пошкодження ізоляції).

Оцінка стану ізоляцій покриття

Таблиця 6

Кількість виявлених місць пошкодження ізоляції	Загальна оцінка Ізолюючого покриття	Оцінка в балах А2
0-1	Добре	4
2-3	Задовільно	3
4-8	Погано	2
Більше 8	Дуже погано	1

Загальна оцінка стану ізолюючого покриття в залежності від кількості порушень на даній ділянці визначається за формулою:

А2= аі+n/5⁽⁴³⁾

Де – аі – кількість балів на 100 м ділянки,

         n– кількість ділянок

А2=3+2+2+4+4/5=3

Згідно завдання кількість виявлених пошкоджень ізоляції на першій ділянці становить 3 бала, на другій ділянці становить 2 бала, на третій ділянці становить 2 бала, на четвертій ділянці становить 4 бала, на п’ятій ділянці становить 4 бала.

2.4.5 Визначення стану зовнішньої металевої поверхні

Визначення корозійного стану зовнішньої поверхні газопроводу виконується при шурфуванні. Згідно завдання на обстежуючій ділянці виявлено.

Оцінка корозійного стану зовнішнього поверхневого газопроводу

Таблиця 7

Стан металу труби	Оцінка в балах А3
До 50% мають сильну і Дуже сильну корозію	2
Не значна корозія	3
Корозія відсутня	5

Так як на обстежу вальній ділянці виявлено дуже сильну корозію, отже

оцінка в балах А3=2.

3.4.6Визначення якості зварних стиків

Перевірка якості зварних стиків виконується на ділянках де при провірці газопроводу на герметичність встановлено що місцем витікання є: неякісний стик або в процесі експлуатації спостерігається розрив зварних стиків. Провірці підлягають два сусідні стика. Провірка якості стика проводиться гама або ренгенопроми.

Оцінка якості зварних стиків

Таблиця 8

Якість зварних стиків	Оцінка в балах А4
Менше 50 % стиків Визначені дефекти	2
Годні стики	3

Згідно завдання на нашій ділянці по результатом обстеження виявлено годинні стики то оцінка в балах

А4=3 бала корозії

3.4.7Визначення небезпеки корозії блукаючим струмом

Основним критерієм небезпеки корозії газопроводів із закінченим терміном роботи являється наявність блукаючих струмів, або електродитанівз постійним струмом, які використовують землю в якості зворотного струму.

Оцінка корозії небезпеки блукаючих струмів

Таблиця 9                                             

Наявність анодних знакоперемінних зон	Оцінка в балах А5
Більше 50% протяжності газопроводу	1
До 50% протяжності газопроводу	2
Відсутні	3

Згідно завдання по нашій ділянці по результатам корозійної небезпеки блукаючих струмів виявлено до 50% протяжності газопроводу то оцінка в балах А5=2 бала.

3.4.8Визначення наявності або відсутності антикорозійного захисту

Наявність або відсутність електрохімічного захисту газопроводу визначають комплексно по даним організації яка експлуатуєгазопровід і по результатам безпосереднього огляду газопроводу. При відсутності на обслуговуючій ділянці газопроводу електрохімічного захисту кількість балів А6 приймаємо менше одного. При наявному електрохімічному захисту кількість балів А6 приймаємо 1.

Згідно завдання на обстеженні електрохімічного захисту А6=1

Загальна оцінка технічного станугазопроводу визначається по сумарній кількості балів.

Ат=А1+А2+А3+А4+А5+А6=3+3+2+3+2+1=14

3.4.9Раціональний спосіб захисту газопроводів від конденсату

Раціональний спосіб захисту систем газопостачання від доступу конденсату являється його збільшеннязбирання і виділення конденсату із газопроводу високого і середнього тиску. Для видалення конденсату необхідно перевести газоконденсатний потік із плівково-дисперсного в плівково-розшаровий стан, коли увесь конденсат буде знаходитись у нижній частині трубопроводу. Такий перехід здійснюється шляхом збільшення діаметру трубопроводу цю ділянку із розширенням трубопроводу потрібно розташувати на виході із ГРС їх розташовують по за межами населеного пункту на майданчику який обладнаний підземними шляхами, мінімум діаметр розширень із умов створення роз шарового потоку визначається по формулі:

Dmin=Qp*0.025=0.14           ⁽⁴⁴⁾

Після цього підбираємо найбільший стандарт Dу труби із графіка в залежності Dу газопроводу від конденсату. Довжину ділянки газопроводу для збору і виділення конденсату визначаємо за формулою

L=15 Dy=15*1=15(м)⁽⁴⁵⁾

3.5 Розрахунок балансової схеми

Балансова схема показує скільки газу поступає до споживачів і на які потреби він витрачається. Розрізняють слідуючі витрати газу:

1.розрахунково годинні витрати газу

2.максимально годинні витрати на оплення

3.витрати на вентиляцію

4.витрати на гаряче водопостачання.

5.розрізняють слідуючі витрати газу:

- дійсні витрати

- невраховані мінімальні витрати

- витрати на ГРП

Витрати на нещільність визначає

Де k0 – коефіцієнт одночасності приймаємо з додатку Е,

                   qном – витрата газу приладами

                   n - кількість встановлених однакових приладів

Максимальна витрата на опалення

Vр.оп=0,0036* q0(1+ k1)*F/Qр.н* n                ⁽⁴⁶⁾

         Де - q0 – показник максимального силового потоку приймають з додатку Ж.

         F – площа будинку 49,5 м²

         К1 – коефіцієнт який враховує тепловий потік,

         Qр.н – нижча теплота згорння газу

         N – 0,8-0,85%

        

         Витрата на вентиляцію :

V.в=0,0036* q0(к1* k2)*F/Qр.н* n                   ⁽⁴⁷⁾

         Коефіцієнт який враховує тепловий потік к=0,6

         Витрати на гаряче водопостачання

Vр.вод=0,0036* 2,4*gh*n/Qр.н* n⁽⁴⁸⁾

         Де – gh – питомий показник середнього теплового потоку = 247 Вт,

                   N – кількість жителів приймаємо 4 чол на одну квартиру м/год,

залежно від типу газопроводу:

1.Дворові та внутрішньквартирні газопроводи низького тиску Q1=0,0001*1м, м/год

2.Вуличні мережі низького тиску Q1=0,0048*1м, м/год

3.Газопроводи високого і середнього тиску Q1=0,0048*1м, м/год

Дійсні витрати визначаються в залежності від типу газового обладнання яке встановлене в будинку:

- Будинок старого типу Q2=0,018 м/год

- Будинок з водонагрівачами Q2=0,0175, м/год

На враховані витрати визначається в залежності від типу газового обладнання яке встановлено в будинку:

- Плита газова і гаряче водопостачання Q3=0,0008, м²/год

- Плита газова Q3=0,014, м²/год

- Плита газова і ВПГ Q3=0,014 м²/год

- Завдаток витрати ГРП приймає Q4=0,6 м²/год

Розрахункові витрати газу визначаємо по сумі номінальних витрат прикладом з врахуванням коефіцієнтом одночасності.

Розрахунок балансової схеми.

Розраховуємо одноповерховий будинок №14 визначаємо витрати на нещільність:

q1=0,0048*35=0,168

Визначаємо дійсні витрати в будинку:

q2= 0,0175 м²/год

Визначаємо невраховані витрати:

q 3=0,014м²/год

Визначаємо витрати в ГРП:

q 4= 0,6 м²/год

Визначаємо годинні витрати газу:

Vмах=(10,7*1,08)+(0,7*0,9)*1=1,386

Визначаємо годинні витрати на опалення

Vр.оп=0,0036* 160(1+ 0,25)*495/33,4* 0,8=1,3 м²

Визначаємо витрати на вентиляцію

Vв. =0,0036* 160*0,25*0,6*495/33,4* 0,8=0,16 м²

        

Визначаємо витрати на гаряче водопостачання

Vр.вод=0,0036* 2,4*2472*4/33,4* 0,8=0,32 м²

         Визначаємо суму на увесь будинок

Е=0,168+0,0175+0,014+1,386+0,16+0,32=2,06 м²

Розраховуємо одноповерховий будинок №3

Визначаємо витрату на нещільність :

q1=2,0*0,0048=0,096 м²

         Визначаємо годинні витрати газу:

Vмах =0,0036* 160*0,25*0,6*495/33,4* 0,8=0,16 м²

         Витрати на гаряче водопостачання:

Vр.вод=0,0036* 2,4*2472*4/33,4* 0,8=0,32 м²

Визначаємо суму на увесь будинок

Е=0,96+0,0175+0,014+1,386+0,16+0,32=1,88 м²

Розраховуємо одноповерховий будинок №7

Визначаємо витрату на нещільність :

q1=0,0048*38=0,1824м²

Визначаємо годинні витрати газу:

Vмах=(0,7*0,9)+(0,7*1,08)*1=1,386 м²

Визначаємо годинні витрати на опалення

Vр.оп=0,0036* 160(1+ 0,25)*495/33,4* 0,8=1,3 м²

Визначаємо витрати на вентиляцію

Vв. =0,0036* 160*0,25*0,6*495/33,4* 0,8=0,16 м²

Витрати на гаряче водопостачання:

Vр.вод=0,0036* 2,4*2472*4/33,4* 0,8=0,32 м²

Визначаємо суму на увесь будинок

Е=0,1824+0,0175+0,014+1,386+0,16+0,32=2,08 м²

Визначаємо витрату на нещільність :

q1=0,0048*36,5=0,1757 м²

Визначаємо годинні витрати газу:

Vмах=(0,7*0,9)+(10,7*1,08)*1=1,386 м²

Визначаємо годинні витрати на опалення

Vр.оп=0,0036* 160(1+ 0,25)*495/33,4* 0,8=1,3 м²

Визначаємо витрати на вентиляцію

Vв. =0,0036* 160*0,25*0,6*495/33,4* 0,8=0,16 м²

Витрати на гаряче водопостачання:

Vр.вод=0,0036* 2,4*2472*4/33,4* 0,8=0,32 м²

Визначаємо суму на увесь будинок

Е=0,1752+0,014+0,0175+1,386+0,16+0,32=2,07 м²

Визначаємо суму всіх будинків

Е=2,06+1,88+2,08+2,07=8,69 м²

4.Економічна частина

4.1 Вихідні дані по об'єкту газифікації

     

      Таблиця 10                                  

№ п/п	Показники	Одиниця виміру	Показники на підприємство
1	Протяжність газової мережі а) високого і середнього тиску б) низького тиску	км км км	12 12 -
2	Кількість газифікованих квартир	кв	16000
3	Кількість газифікованих підприємств а) комунально-побутових б) промислових	підпр. підпр.	12 5 7
4	Подача газу в мережу а) населенню б) комунально-побутовим підприємствам в) промисловим підприємствам	тис. м 3	40000 12000 12000 16000

4.2 Розрахунок капітальних вкладень у газопровід

Пояснювальна записка до кошторису

Проектно-кошторисна документація розробляється на будівництво й уточнюються оцінки пропозицій замовника та підрядника, враховується вплив зовнішніх умов на ціну. Проектно-кошторисна документація визначає кошторисну вартість будівництва. Кошторисна документація розробляється з урахуванням інформації про поточні зміни цін на різні ресурси, що використовуються в будівництві.

До складу проектно-кошторисної документації на будівництво входять такі документи:

1.Зведений кошторисний розрахунок вартості будівництва й зведення витрат;

2.Об'єктні і локальні кошториси (кошторисні розрахунки);

3.Кошторисні розрахунки на окремі види робіт.

Локальні кошториси є первісними кошторисними документами. Вони складаються на окремі види будівельних і монтажних робіт, будинків і споруд, а також на придбання і монтаж обладнання за рекомендованим Держбудом України формами.

Кошторисні розрахунки на окремі види будівельних і монтажних робіт складаються тоді, коли відсутні дані про обсяги робіт згідно параметрів будинків, споруд, їх конструктивних елементів або обсягів робіт, які прийняті з відомостей будівельних і монтажних робіт і які визначаються по проектних матеріалах.

Об'єктні кошториси – документи, що визначають кошторисну вартість об'єктів. До них додаються підсумкові дані локальних кошторисів із групуванням по відповідних графах у встановленій формі.

Об'єктні і локальні кошторисні розрахунки складаються у базисних цінах із застосуванням відповідних вартісних показників, об'єктів-аналогів, укрупнених нормативів, прейскурантів, індексів для визначення базисної кошторисної вартості будівельно-монтажних робіт.

Загальна кошторисна вартість будівництва визначається зведеними кошторисними розрахунками вартості будівництва до проекту, який є основнимі незмінним документом для інвестування капітальних вкладень і інвестування будівництвом. Коли будівництво проектується по чергам зведений кошторисний розрахунок вартості будівництва складається окремо на кожну чергу.

4.3 Визначення експлуатаційних витрат газового господарства

4.3.1 Розрахунок початкової вартості основних виробничих фондів

Основні виробничі фонди – засоби виробництва, які протягом тривалого часу використовують свою вартість, зберігаючи при цьому свою натуральну речову форму і у вигляді амортизаційних відрахувань переносять на новостворену вартість.

Основні виробничі фонди будівельної організації визначають потенційні можливості випуску будівельної продукції, техніко-економічний рівень та ефективність виробництва.

Засоби праці (машини, устаткування, будинки, транспортні засоби) разом із предметами праці (матеріали, конструкції, вироби) утворюють засоби виробництва. Виражені у вартісній формі засоби виробництва є виробничими фондами будівельних організацій. Залежно від їх функціонування у процесі виробництва, способі перенесення їх вартості на готову будівельну продукцію і характеру відтворення засобів праці й предметів праці розрізняють основні та оборотні фонди.

Для обліку, планування основних виробничих фондів, визначення їх струк­тури та зносу, амортизаційних відрахувань, рентабельності будівельних органі­зацій використовують вартісні показники. Основні виробничі фонди будівель­них організацій у вартісному виразі - це основні кошти і є частиною статутного фонду, тобто власного інвестиційного капіталу.

Структура капітальних вкладень в основні фонди підприємств газового господарства

Таблиця 11                                            

№ п/п	Основні виробничі фонди	Структура основних фондів, %	Початкова вартість основних фондів, тис. грн.
1.	Будівлі	15	383.6
2.	Газопроводи	65	1662.4
3.	ГРП	4	102.3
4.	Виробниче обладнання	8	204.6
5.	Транспортні засоби	5	127.8
6.	Інші основні засоби	3	76.7
Всього	100	2557.5

Розрахунок амортизаційних відрахувань

Сума амортизаційного фонду повинна забезпечувати просте відтворення їх після закінчення фізичного строку служби і підтримання в період експлуатації в технічному справному стані.

Амортизація – представляє собою грошове повернення зносу основних фондів, вона накоплюється на протязі всього строку служби основних фондів і повинна забезпечувати на їх відношення в натуральній формі і в грошовому вираженні.

Амортизаційний фонд – кошти, які накопичуються на ці ціліутворення.

Величина амортизації – відрахування щорічного переносу на собівартість продукцій (послуг) визначення на сонові річних форм амортизації встановлення загальнодержавному масштабі для визначення груп основних фондів.

Річна сума амортизаційних відрахувань (А_р, тис.грн.) визначається за формулою:

             ⁽⁴⁹⁾

де А_р - річна сума амортизаційних відрахувань, тис. грн.

     ОФ - початкова вартість основних фондів

     Н_а - річна норма амортизаційних відрахувань, %

Розрахунок амортизаційних відрахувань

      Таблиця12

№ п/п	Основні виробничі фонди	Початкова вартість, тис.грн.	Норма амортизаційних відрахувань, %	Сума амортизаційних відрахувань, тис. грн.
1.	Будівлі	383.6	5	19.18 47
2.	Газопроводи	1662.4	5	83.12
3.	ГРП	102.3	5	5.115
4.	Виробниче обладнання	204.6	15	30.96
5.	Транспортні засоби	127.8	25	31.9
6.	Інші основні фонди	76.7	15	11.5
Всього	2557.5		181.775

4.3.3 Розрахунок оборотних засобів підприємств газового господарства

Оборотні фонди – це засоби виробництва, які протягом одного виробничого циклу повністю використовують свою вартість і переносять її на новостворену вартість, змінюючи свою форму.

Величина оборотних засобів незначна і становить 3-7% виробничих фондів. Оборотні засоби представляють собою сукупність оборотних фондів і фондів обернено виражених в грошах.

Оборотні фонди включають: сировина (газ), основні і допоміжні матеріали, а також малоцінні і швидкозношувані (якщо вони служать менше року), інструменти, ремонт та інше.

Оборотні фонди обов'язковий елемент процесу виробництва, основна частина собівартості будівельної продукції (близько 65 - 70 %). Чим менша витрата матеріалів, пального й енергії на одиницю продукції, тим економні­ше витрачається праця, затрачена на їх добування і виробництво, тим дешев­ший продукт.

Величина оборотних засобів складає 5 % всіх виробничих фондів.

Визначаємо суму оборотних засобів (О_бФ тис. грн.).

              ⁽⁵⁰⁾

тис. грн.

4.3.4 Розрахунок трудомісткості обслуговування в умовних одиницях

Продуктивність праціяк економічна категорія – це ефективна трудова витрата здатності конкретної праці створити за одинаковий час певну кількість матеріальних благ. Показує співвідношення обсягу вироблених матеріальних чи нематеріальних благ та кількості затраченої на це праці, тобто продуктивності праці, означає збільшення обсягу вироблених благ без збільшення трудових затрат.

Трудомісткість– обернений показник рівня продуктивності праці, що характеризується кількість витраченого часу на виробництво одиниці продукції.

Трудові ресурси – ємке по змісту поняття, яке соціально-економічна категорія – це сукупність носіїв функціональної і потенціальної суспільної і індивідуальної робочої сили і відносин, що виникають у процесі її відновлення.

Визначення обсягів робіт проводиться в умовах одиницях трудомісткості обслуговування. Кількість ум.од. трудомісткості, які характеризують газове господарство можна розрахувати виходячи з того, що трудомісткість обслуговування приймаються:

1.Однієї квартири з газовою плитою – 0,1 ум.од.

2.Однієї квартири з газовою плитою та водонагрівачем – 0,13 ум.од.

3.Одного кілометра газової мережі – 10 ум.од.

4.1000000 м³ реалізації газу – 2 ум.од.

Виходячи з загальної кількості газифікованих квартир приймаємо 70 % квартир, які мають тільки газові плити, а 30 % - газові плити і проточні водонагрівачі.

Визначаємо загальну трудомісткість обслуговування в ум.од. (Т_об.заг., ум.од.)

Т_об.заг.= П_ПГ·0,1 + П_ПГ+ВПГ·0,13 + L_заг.км·10 + М_під.·0,5 + Q_річ. ·2/100       ⁽⁵¹⁾

де П_ПГ – кількість квартир з установленими газовими плитами

     П_ПГ+ВПГ - кількість квартир з установленими газовими плитами та водопідігрівачами

     L_заг.км – загальна довжина газопроводу .

     М_під – загальна кількість підприємств .

     Q_річ. – річна реалізація газу

Т_об.заг.= 11200*0,1 + 4800*0,13+12*10+12*0,5+40000*2/100= 818.7 ум.од.

4.3.5 Штатний розклад адміністративно-управлінських працівників

Процес виробництва матеріальних благ вимагає двох видів праці:

- праця для створення матеріальних благ;

- робота з координації першої праці, тобто управління.

Оскільки без управлінської діяльності неможливо досягни необхідних результатів у виробництві, доцільно відокремити управління, як самостійних фактор виробництва.

Управління – це процес цілеспрямованого впливу на колективи людей з метою організації і координації їх діяльності.

Управління базується на певних принципах, керівних правилах, положеннях, нормах поведінки, якими керують органи управління у відповідних соціально-економічних умовах.

По отриманій кількості ум.од. визначаємо чисельність адміністративно-управлінського персоналу. Чисельність ІТР розраховуємо на підставі нормативів для поточного перспективного планування виробничо-господарської діяльності газових господарств.

Нормативи чисельності керівників ІТР і службовців підприємств газового господарства (без врахування виробничого персоналу).

     Таблиця 13

Найменування норм і нормативів	Чисельна величина
Виробниче управління в складі об'єднання	Міжрайонні виробничі трести
Чисельність керівників ІТР і службовців на 1000 ум.од. річного обсягу робіт. Підприємства за обсягом робіт з 1000 ум.од. Понад 18 8-18 5,5-8 менше 5,5	1,3 1,5 2,0 2,3	1,0 1,4 1,7 2,0

Ч_{адп =} Т_об.заг·γ/1000 чол. ⁽⁵²⁾

де γ – коефіцієнт чисельності адміністративного персоналу у залежності від суми трудомісткості, ум.од. – 1,4

Ч_адп = 818.7*2/1000 =1.63=2 чол.

Штатний розклад адміністративно управлінських працівників

Таблиця 14

№ п/п	Найменування посад	Категорія	Число штатних одиниць, чол.	Місячна заробітна плата, грн.	Річна заробітна плата, грн.
1	Адміністративний відділ Начальник - головний інженер	3	1	1200	14400
2	Бухгалтерія Бугалтер-економіст	3	1	1000	12000
Всього Премія 30% Всього		2	2200 660 2860	26400 7920 34320

4.3.6 Визначення кількості робочих газового господарства

Розрахунок чисельності виробничого персоналу в службі АДС

Аварійно-диспетчерська служба(АДС) – складова частина газового господарства, задачею якої є локалізація і ліквідація аварій і запобігання нещасних випадків, виконує цілодобовий прийом заявок, виконання їх, попередження і ліквідація аварій, контролює тиск газу.

Служба АДС повинна бути забезпечена проводовим зв'язком "04", зв'язком із спецслужбами(пожежна охорона, міліція, швидка допомога, енергопостачальні організації), засобами радіозв'язку,планами газопроводів із зазначеними на них всіх споруд, інженерних комунікацій в масштабі не менше 1:1000.

При розрахунку АДС повинне бути організоване цілодобове чергування аварійних бригад у наступному складі:

а) змінний майстер - 1 чоловік (0,5),

б) черговий слюсар - 2 чоловік;

в) черговий шофер-слюсар - 1 чоловік (0,5),

а при обслуговуванні АДС населених пунктів з числом газифікованих квартир більше 40000, на службі повинне бути організоване цілодобове чергування 2-х бригад. У цьому випадку керівником однієї з бригад призначається старший диспетчер, який є старшим у зміні. У трестах з числом газифікованих квартир більш 75 тисяч виділяється начальник ділянки на правах заступника начальника служби

Чисельність виробничого персоналу по ЕПГ

Таблиця15

Спеціальність	Одиниця виміру	Нормативне значення	Фактичне значення
Обсяг робіт	Чисельність персоналу	Розряд	Обсяг робіт	Чисельність персоналу
1	2	3	4	5	6	7
Слюсар по експлуатації підземних газопроводів: а) низького тиску б) середнього та високого тиску	км км	10 10	0,6 1,4	3 3	- 12	2(1.68)
Ремонтні робочі	км	10	1	4	12	1
Обхідники трас газопроводів і споруд: а) низького тиску б) середнього тиску	км км	10 10	1,5 3	3 3	6 - 12	4(3.6)
Електрозварники по підземних газопроводах	км	50	1,5	6	12	1 (0.36)
Лінійні майстри (по кількості лінійних робочих)	км	10	1,2	2	8	1 (0.96)
Всього						9

Загальна кількість робітників по експлуатації підземних газопроводів

                                                                                                                                          Таблиця 16

Розряд	Кількість чоловік
ІІ ІІІ ІV VІ	2 5 1 1

Розрахунок чисельності виробничого персоналу по експлуатації внутрішньобудинкового газового обладнання

Служба внутрішньобудинкового газового обладнання (ВБГО) виконує технічне обслуговування внутрішнього газового обладнання, ремонтно-монтажні роботи по внутрішньому газовому обладнанні, реалізацію і підрахунок природного газу.

Повне технічне обслуговування – повний комплекс робіт, який забезпечує надійний стан ВБГО на протязі заданого терміну.

Технічне обслуговування включає в себе:

- планово-попереджувальний ремонт

- тимчасове технічне обслуговування

- позаплановий ремонт по заявкам

Чисельність виробничого персоналу по експлуатації ВБГО (Ч, чол.) розраховується на підставі нормативів для поточного і перспективного планування виробничо-господарської діяльності газових господарств.

Нормативи чисельності робочих по технічному обслуговуванню будинкових мереж і обладнання

       Таблиця17

Найменування норм і нормативів	Чисельна величина
Чисельність слюсарів на 1000 газифікованих квартир, люд.год. 1. Технічне обслуговування газового обладнання у житлових будинках: плит, газопроводів та арматури на них проточних водонагрівачів для гарячого водопостачання, газопроводів та арматури на них. 2. Виконання заявок по ремонту внутрішньо будинкового обладнання при перерахування на 1000 встановлених приборів: плит водонагрівачів	0,28 0,95 0,036 0,12

Розрахунок чисельності виробничого персоналу по експлуатації внутрішньобудинкового газового обладнання.

Ч_ВБГО = 0,28·(П_ПГ + П_ПГ+ВПГ)+ 0,96·П_ПГ+ВПГ + 0,036·(П_ПГ + П_ПГ+ВПГ)+ 0,12·П_ПГ+ВПГ         ⁽⁵³⁾

Ч_ВБГО = 21 робочих чоловіки

Загальна чисельність виробничого персоналу становить:

Ч_заг = Ч_АУП + Ч_ВБГО +Ч_АДС +Ч_ЕПГ= 2 + 21+ 4 + 9= 36чол.       ⁽⁵⁴⁾

4.3.7 Розрахунок річного фонду заробітної плати робочих

Заробітна плата – винагорода, яка обчислюється у грошовому вираженні, яку власник або уповноважений ним орган виплачує робітникові за виконану ним роботу.

Джерелом заробітної плати є дохід підприємства.

Функції заробітної плати:

1.Відтворювальна (заробітна плата сприяє відтворенню вартості робочої сили, що забезпечує її участь у процесі виробництва).

2.Стимулююча (заробітна плата спонукає працівників до високопродуктивної праці шляхом зіставлення розміру винагороди за працю з кількістю і якістю її затрат).

3.Регулююча (заробітна плата забезпечує перерозподіл робочої сили між регіонами та підприємствами шляхом диференціації винагороди з урахуванням важливості праці).

4.Соціальна (рівень заробітної плати є свідченням справедливості в розподілі за працею).

Загальна кількість робітників відповідного розряду

             Таблиця 18

Найменування	Кількість робітників відповідного розряду
2	3	4	6
Робітники АДС	-	2	2	-
Робітники по експлуатації підземних газопроводів	1	5	1	2
Робітники по експлуатації ВБГО	-	10	11	-
Всього по розряду	1	17	14	2
Всього	34

Почасова тарифна ставка робітників відповідного розряду

                      Таблиця 19

Розряд	Почасова тарифна ставка, грн.
2 3 4 6	2,4 2,6 2,85 3,15

Визначаємо середню годинну ставку робітників газового господарства:

грн/чол.       ⁽⁵⁵⁾

де СІ – початкова тарифна ставка робітників відповідних розрядів;

     КІ – кількість робітників відповідного розряду;

     К – загальна кількість робітників газового господарства.

грн/чол

Річний фонд заробітної плати робітників визначається по формулі:

З_П = С·К·Т, грн.⁽⁵⁶⁾

де С – середня погодинна ставка робітників

     К – загальна кількість робітників газового господарства

     Т – річний баланс робочого часу

.

З_П = 2,74*34*1995 = 185854.2 т/грн.

4.3.8 Визначення загальної кількості робітників газового господарства і їх заробітної плати

    Оплата праці в нашій країні грає двояку функцію: з однієї сторони, є головним джерелом доходів робітників і підвищення їх життєвого рівня, з іншої - основним рушієм матеріального стимулювання росту і підвищення ефективності виробництва.

Нормування і регулювання заробітної плати робітників, службовців, спеціалістів і керівників, а також диференціація залежно від складності й умов праці є визначальними принципами організації заробітної плати в організаціях.

Загальна кількість робітників газового господарства і їх заробітної плати зводиться в таблицю.

Таблиця 20

№ п/п	Показники	Одиниці виміру	АУП і ІТП	Робочі	Всього
1	Чисельність	чол.	2	34	36
2	Фонд оплати праці	т.грн.	264.00	1858.542	2122.542
3	Фонд додаткової оплати праці 20%	т.грн.	52.8	371.7084	33,921
4	Всього фонд оплати праці	т.грн.	316.8	2230.2504	203,531
5	Сума нарахувань від фонду оплати праці 36,2%	т.грн.	114.6	807.35064	73,6776
6	Всього фонд оплати праці з нарахуванням	т.грн.	431.481	3037.601	3469.082

4.4   Визначення собівартості і середнього тарифу відпуску газу

Собівартість будівельної продукції – це вираження в грошовій формі витрат на використані засоби виробництва ( вироби, пальне, перенесену частину вартості основних виробничих фондів), оплату праці робітників, послуг інших підприємств (фірм), витрати по управлінню та обслуговуванню виробництва, а також на реалізацію продукції.

Собівартість продукції характеризує ефективність усього процесу виробництва, оскільки в ній відбивається рівень організації виробництва процесу, технічний рівень продукції праці та інше.

Собівартість продукції як показник використовується для контролю за використанням ресурсів виробництва визначається економічною ефективністю, орган технічних заходів, установлення цін на продукцію, зниження собівартості є основним джерелом збільшення прибутків підприємства.

Рівень собівартості продукції значною мірою визначається підприємством-виробником. В основі вартості витрат виробника лежать об'єктивні фактори; потреба в сировині, механізмах, робочій силі і складений рівень цій на ці ресурси. У той же час собівартість продукції істотно включає раціональне і ефективне використання цих ресурсів.

4.4.1 Визначення втрат природного газу

Загальна величина втрат газу по газовому господарству визначається по формулі:

      ⁽⁵⁷⁾

де К_в - коефіцієнт неврахованих втрат газу;

     - подача газу в мережу;

м³/рік

4.4.2 Розрахунок витрат на покриття втрат газу

Витрати на покриття втрат газу розраховуються за допомогою множення фактичної ціни газу на втрати газу (втрати в результаті негерметичності газопроводів, втрати внаслідок продування газопроводу перед його експлуатацією, втрати в результаті виконання ремонтних і профілактичних робіт, втрати газу на приготування їжі).

Фактична ціна, по якій газове господарство закупляє 1000 м³ газу становить 90$, тобто 454,5 грн.

       ⁽⁵⁸⁾

де Ц_факт – фактична ціна тис. м³ газу

4.4.3. Визначення загальної суми річних експлуатаційних витрат

Сума річних експлуатаційних витрати системи газопостачання складається з витрат на купівлю газу, на заробітну плату з відрахуванням на соціальні заходи, на амортизацію, на поточний ремонт та інших витрат.

   ⁽⁵⁹⁾

де - витрати на купівлю газу;

     - витрати на покриття втрат газу;

    - витрати на заробітну плату;

    - витрати на амортизацію;

Розрахунок собівартості реалізованого газу

Собівартість газу в газовому господарстві визначає необхідні витратина виробництво з урахуванням виявлення і мобілізації резервів для систематичного зниження витрат, зв'язаних з виробництвом і реалізацією продукції (наданих послуг) і здійснення на цій основі внутрішніх накопичень собівартості газу в умовах експлуатації.

Рівень собівартості продукції значною мірою визначається підприємством-виробником. Зрозуміло, що в основі вартості витрат виробництва - об'єктивні фактори: потреба у сировині, матеріалах, механізмах, робочій силі і складений рівень цін на ці ресурси. Водночас на собівартість продукції істотно впливає ра­ціональне й ефективне використання цих ресурсів.

а) реалізація газу населенню:

         ⁽⁶⁰⁾

де Ц_ф.н. - відпускна ціна газу населенню (70% населення з лічильниками – 404 грн/1000м³, 30% населення без лічильників – 444 грн/1000м³)

тис. грн.

б) реалізація газу комунально-побутовим підприємствам:

             ⁽⁶¹⁾

де - відпускна ціна газу комунально-побутовим підприємствам (700 грн/1000м³)

     - обсяг реалізації газу комунально-побутовим підприємствам;

тис. грн.

в) реалізація газу промисловим підприємствам:

                          ⁽⁶²⁾

де - відпускна ціна газу промисловим підприємствам (700 грн/1000м³)

тис. грн.

Загальна вартість реалізованого газу становить:

      ⁽⁶³⁾

тис. грн.

4.4.5 Розрахунок суми прибутку і рентабельності підприємства

Прибуток – це частина доходу, що залишається підприємству після відшкодування усіх витрат пов'язаних з виробництвом і реалізацією продукції та її видами діяльності в умовах ринку. Прибуток є джерелом усіх фінансових ресурсів підприємства.

Розрізняють такі види прибутку:

- балансовий;

- операційний;

- чистий.

Рентабельність характеризує кінцевий фінансово-господарський результат діяльності за певний період і визначається величиною отриманого прибутку порівняно з розмі­рами вкладень в основні виробничі фонди й оборотні кошти. Рентабель­ність комплексно відображає ступінь використання матеріальних, трудо­вих і грошових ресурсів, а також ефективність застосування авансованих коштів.

Величина балансового прибутку становить:

П_баланс = С_заг – S_експл., тис.грн.         ⁽⁶⁴⁾

П_баланс = 6574400 – 4348385.7 = 2226014.3 тис.грн.

Величина прибутку, який потрібно відраховувати в державний бюджет становить:

П_держ. = П_баланс·30%, тис.грн.         ⁽⁶⁵⁾

П_держ. = 2226014.3*0,3=667804.29 тис.грн.

Прибуток, який залишився підприємству:

П_підпр. = П_баланс - П_держ., тис.грн.        ⁽⁶⁶⁾

П_підпр. = 2226014.3 -667804.29 =1558210.1 тис.грн.

Рентабельність виробництва становить:

          ⁽⁶⁷⁾

Рентабельність продукції становить:

       ⁽⁶⁸⁾

  

4.4.6 Середній тариф відпуску газу

Середній тариф відпуску газу – це середня ціна, по якій газове господарство відпускає газ населенню, комунально-побутовим і промисловим підприємствам. Він визначається на основі відношення загальної вартості реалізованого газу до об'єму реалізованого газу.

       ⁽⁶⁹⁾

³ = 609 грн./ 1000 м³

4.4.7 Строк окупності капітальних вкладень

            ⁽⁷⁰⁾

років

4.5 Техніко-економічні показники виробничої діяльності газового господарства

           Таблиця 21

№ п/п	Найменування показника	Одиниця виміру	Кількість
1	Довжина газової мережі	км
2	Кількість газифікованих квартир	кв
3	Подача газу в мережу	тис. м3
4	Початкова вартість основних засобів	тис. грн.
5	Вартість реалізованого газу	тис. грн.
6	Експлуатаційні витрати	тис. грн.
7	Середній тариф 1000 м3 газу	грн.
8	Середньоспискова кількість працівників	чол.
9	Фонд заробітної плати працівників	тис. грн.
10	Середня заробітна плата 1-го працівника	грн.
11	Сума доходу підприємства	тис. грн.
12	Прибуток балансовий	тис. грн.
13	Термін окупності капітальних вкладень	років
14	Показник рентабельності виробництва	%
15	Показник рентабельності продукції	%
16	Об'єм реалізованого газу на 1 км	тис м3/км
17	Кількість квартир на 1 км газової сітки	кв/км
18	Кількість персоналу на 1000 газифікованих квартир	чол.

4.5.1 Аналіз діяльності газового господарства

В даному газовому господарстві початкова вартість основного фонду становить 3117,956 тис.грн, вартість реалізованого газу 9090 тис.грн. і експлуатаційні витрати 9599,4866 тис.грн, на 10 км газопроводу і 8000 газифікованих квартир. В результаті виробничої діяльності газового господарства було реалізовано газу при середньому тарифові за 1000м³ газу 609 грн. При цьому ми визначили, що термін окупності капітальних вкладень становитиме 4,2 років.

Проаналізувавши показник рентабельності виробництва можна сказати, що дане виробництво є прибутковим і економічним для газового господарства.

Зробивши аналіз рентабельності продукції можна сказати, що вона є досить прибутковою. Але щоб збільшити її, потрібно зменшити експлуатаційні витрати. Для цього пропоную за рахунок стимулювання працівників газового господарства, спонукати їх до більш якісного експлуатаційного обслуговування мережі. Тобто зменшити втрати газу на газопроводі.

Використана література

1.Бзловол В.В. Нормування праці та кошториси в будівництві. Навчальний посібник для студентів будівельних спеціальностей вищих навчальних закладів. – Суми: ВВП «Мрія»ЛТД 2000.- 452 с.

2.Манаенкова З.А. Экономика, организация й планирование санитарно-технических работ: Учеб. Для техникумов. – М.: Стройиздат, 1988. – 366 с.

3.Тугай А.М., Шилов Е.Й., Гойко А.Ф. Економіка будівельної організації. Курс лекцій. К.: Міленіум, 2002.

4.Вартість матеріальних ресурсів і жижен-годин прийнято за регіональними поточними цінами станом на дату складання документації та за усередненими даними Держбуду України.

5.Вказівки щодо застосування ресурсних елементних кошторисних норм на будівельні роботи. ДБН Д. 1.1 .-2-99/К.: 200-9с.

6.Закон України ''Об оплате труда» от 20 апреля 1995 г.

7.Методичнірекомендації  щодогалузевоїособливості  формування собівартості продукції (робіт, послуг) за економічними елементами витрат для підприємств з експлуатації систем газопостачання і газифікації в сільській і міській місцевості країни, затверджених наказом «Головпобутгаз» 23.03.2001р.

8.Містобудування. Довідник проектувальника./за ред. Т.Ф. Панченко. – К. Укрархбудінформ, 2001.-192 с.

9.Правила определения стоимости строительства. ДБН Д. 1.1-1-2000.

10. Ресурсних кошторисних норм експлуатації будівельних машин і механізмів (РККЕМ) ((ДБН. Д.2.7-2000).

11. Склад, порядок розроблення, погодження та затвердження проектної документації для будівництва. ДБН А.2.2-3-97.

12. Типовые нормы времени на техническое обслуживание й ремонт систем газоснабжения природным й зжиженным газом городов, поселков й населенных пунктов Украины, утвержденных приказом ДАХК «Укргаз» 07.07.98 г.

13. «Ценообразование в строительстве» – Сборник официальных документов й разьяснений.

5. Охорона праці і захист навколишнього середовища

Індивідуальні засоби захисту

До індивідуальних засобів захисту відносяться противогази, рятувальні пояси, газоаналізатори, захисні окуляри, та інше.

Протигази випускають фільтруючі та ізолюючі. В газовому господарстві протигази фільтруючі заборонено так як газонебезпечних робіт при газонебезпечних робіт можуть знаходитись складові частини газу, а продукти його згорання  окрім того при великій загазованості вміст кисню може бути меншим необхідного для нормального дихання ізолюючі протигази ізолюють контури органів дихання, від забрудненої атмосфери і дозволяють дихать чистим повітрям з не загазованою зоною – це шлангові протигази, або повітря яке без посереднь відновлюється в самому протигазі, це кисневі протигази. Шлангові протигази бувають самовсмоктуючі ПШ – 1 та з механічним нагнітанням повітря ПШ – 2. При використанні шлангового противогазу ПШ – 1 повітря всмоктує в шланг безпосередньо легенями людини, протигаз складається з маски або шолому, глангу. Опір дихання шланги при довжині 10 м не більше  200 Па, а самого шоангу 80 Па. Протигаз ПШ – 2 на відміну від ПШ – 1 комплектується невеликим вентилятором, з ручним або електроручним приладом використовують в тих випадках коли свіже повітря потрібно подати на відстані більше 10 м.

Кисневий протигаз повністю ізолює дихання людини від навколишнього середовища. При користуванні ним людина дихає увесь час повітрям, яке циркулює в протигазі та безпосередньо регенерує. З замкнутій системі циркуляції поглинається вуглекислота і додається необхідна кількість кисню з балонів протигазу.

Рятувальні пояси. При проведенні робіт в колодязях, котлованах або траншеях глибиною більше 1,2 м в умовах загазованості, або при можливому виділенні газу використовується рятувальний пояс. Міцно і надійно затягнути пояс, він має дві лямки з’єднані на спині і які одягаються на плечі. Вмісті перетину лямок прикріплено міцне сталеве кільце. До кільця за допомогою лпружинної заскочки карабіну прикріпляють міцні конопляні або капронові мотузки, які дозволяють у випадку необхідності швидко витягнути працівника із котлована або колодязя. Пояси їх карабіни та мотузки необхідно регулярно перевіряти і не рідше ніж два рази на рік випробовувати навантаженням у 200 кг. Для цього до поясу або карабіну прив’язують вантаж і витримують на протязі5 хв. Пояс і карабін береться той що витримав навантаження, якщо після зняття вантажу на ньому не буде виявлено пошкодження. Мотузки випробовують так само тільки на 10 хв більше. До і після випробування вимірюють її довжину, збільшення після випробування довжини не повинно перевищувати 5% від початкової довжини.

Техніка безпеки при виконанні газонебезпечних робіт

Газонебезпечними роботами вважаються ті які використовуються в загазованому середовищі або при яких можливі витікання газу.

До газонебезпечних робіт відноситься.

1.Приєднання новозбудованого газопроводу без відключення від газової мережі

2.Ввід в експлуатацію газопроводи ГРП, ГРУ, приладів промислових підприємств, житлових будинків, ГНС, та групових установок зріджених газів.

3.Технологічного ремонту та обслуговування діючих газопроводів.

4.Прочищення газопроводів і заливання в них розчинників з ціллю гідратичних утворень

5.Демонтаж газопроводів

6.Зливання і заповнення зріджених вуглеводневих газів

7.Ремонт і провітрення колодязів та відкачка конденсата

8.Технічне обслуговування діючих газопроводів

9.Розкопки грунту в містах витоку газу.

Газонебезпечні роботи виконують не менше ніж двома робітниками а роботи в колодязях тунелях глибоких траншеях, топках котлів, колектора, проводиться в складі не менше 3 чол. Газонебезпечні роботи виконуються по наряду і спец плану в наряді на газонебезпечні роботи вказуються всі заходи безпеки при виконанні роботи та послідовність виконання робіт. Роьоти по ліквідації аварії виконуються без наряду без виконання газонебезпечних робіт до усунення прямої загрози життю людей. Кожен робітник який бере участь у виконанні газонебезпечних робіт в тому числі і кирівник бригади повинні мати протигаз. В повітрозабірні патрубки шлангових протигазів повинні розміщувати з невітрової сторони від міста витікання газу довжина шлангу не повинна перевищувати 15 м. При роботі в загазованому середовищі застосовують: інструмент із кольорових металів, робоча частина змащується салідолом, використання електродних дрелів забороняється. Робітники повинні бути в чоботях без сталевих підков та гвіздків у випадку вдівають калоші. Для освітлення використовують переносні світильники в вибухозахисному виконанні

Охорона праці і техніка безпеки при роботі в котловані

При роботах в колодязях допускається не менше ніж 3 чоловіка. Відповідальність за порушення правил техніки безпеки при веденні газових робіт несуть не лише керівники робіт, але і всі працівники бригади. Необхідно відмінити що при проведенні газонебезпечних робіт розпорядження робочим віддає лише керівник, який відповідає за проведення робіт. На виконання газонебезпечних робіт видається спеціальний наряд допуск.

При роботі в заглиблених і не провітрених містах потрібно працювати з протигазами. Сила вітру вимірюється анемометром, а його направлення флюгерами. Повітрозабірні кінці шлангів самовсмоктуючих протигазів виводяться в сторону, проти направлення вітру і закріплюють на штирях чи огородженнях на відстані не менше 2 м від міста виділення газу або від загазованої зони на висоті не менше 0,5м від землі. Необхідно слідкувати щоб шланги не мали різних прогибів, не були защемленні або придавленні транспортом.

Довге перебування в протигазі особливо при тяжкій роботі важко і неприємно, тому робітники які працюють в протигазах міняються через кожні 15 хв.

Перед початком вогняних робіт в колодязях беруть пробу повітря на загазованість. Проби повітря для аналізу відбирають в найбільш ймовірних містах скупчення газу, при легких газах (природній, коксовий) – у верхній зоні, при тяжких (бутанові гази) – в нижній зоні. Газонебезпечні роботи в колодязях з газовою арматурою і в колодязях де може зявитися газ повинні бути добре підготовленні. В них може приймати участь бригада з 3 чол. Двоє із них повинні знаходитися на поверхні землі, щоб підняти у випадку необхідності іншого робітника якийь знаходиться внизу.

В зимовий період перед відкриттям колодязя і спуском в нього потрібно знищити сніг і розколоти лід навколо люка.Ширина очищеної площадки повинна бути не менше 0,5м. Площадку посипають піском або золою щоб не було так слизько. Перед відкриттям люка ставлять огородження. Якщо огородження знаходиться на проїжій частині або в проході, на ньому із сторони руху людей або транспорту в нічний час встановлюють червоний світловий сигнал.

Щоб не було травм не можна піднімати кришки люка руками. Відкривати і закривати кришки потрібно спеціальними крючками або ломиками із кольорового металу. Закриваючи кришки не можна допускати їх падіння або сильних ударів об метал. Щоб не вдихнути загазованого повітря що знаходиться в колодязі необхідно провітрювати або вентилірувати шляхом всмоктування у них повітря ручним переносним вентелятором через шланги. При виконнані газонебезпечних робіт і у вибухонебезпечних приміщеннях застосовують не дающих іскри слюсарних інструментів.

Вибухонебезпечний слюсарний інструмент.

При виконанні газонебезпечних робіт використовують вибухобезпечний інструмент із кольорових металів, який не дає ісери при роботі. Для виготовлення такого інструмента застосовують мідь, бронзу і деякі сплави. Для інструментів часто використовують фосфорну і берилисту бронзу, а також сплави міді. Для запобігання винекнення іскри виконують обміднення сталевих інструментів. Ця операція відбувається наплавкою на них шару міді киснево – ацителеновим полумям. Вдеяких газових господарствах застосовують гальванічно обміднені інструменти. Поверхню інструмента обезжирюють водним розчином магнезіальної ізвісті. Процес обміднення ведеться у гальванічній ванні з відповідними розчинами і мідною проволкою. Після обміднення інструмент промивають водою і висушують. При правельному виконанні процесу шар міді приймає світло – розового кольору.

Рятувальні пояси і мотузки.

Рятувальні пояси і мотузки застосовуються при роботах в колодязях. Вони призначені для швидкого рятування робітників у випадку необхідності.

Рятувальний пояс повинен охоплювати талію людини і мати дві лямки, які надіваються на плечі і зєднуються на спині між лопатками. В місці зєднання лямок знаходиться сталеве кільце. До цього кільця кріплять капронові мотузки довжиною не менше 6 м на 3 м більше чим глибина колодязя. При підготовці пояса звертають увагу на те що кільце розташовують нижче лопаток. Розташування поясів без наплічних поясів заборонено.

ОСНОВНІ НЕПОЛАДКИ ПРИ ЯКИХ ПОЯСА НЕ МОЖУТЬ БУТИ ВИКОРИСТАНІ.

По рятувальним поясам – пошкодження плечевих лямок або поясної мотузки, надрив або проріз поясів для застібання, несправність пряжки, відсутність на наклепках шайб.

По карабінам – заїдання завороту при його відкриванні, деформація карабіна, знаходження виступів і неймовірностей в містах входу кріплення в замок, послаблення пружини затвору.

По рятувальниммотузкам – наявність великої кількості обривів нитки, не відповідальність довжини мотузки до характеру виконуючих робіт.

Розрахунок блискавкозахисту

Під час руху атмосферних мас внаслідок тертя кристалів льоду, водяного пилу та інших частинок хмари з струменем теплого повітря, виникають електричні заряди. Негативно заряжені частинки водяного пилу під дією вітрів переміщаються на великі відстані, приводять до виникання негативно зарядженої газової хмари, яка з землею утворює своєрідний електричний конденсатор, діелектриком якого є повітря між газовою хмарою і землею. Таким чином, між землею і газовою хмарою створюєьбся атмосферне електричне поле напруженість якого в середньому дорівнює 10кв/м. Умірі концентраціїелектричних зарядів на землі чи в хмарі збільшується напруженість електричного поля між землею і хмарою, і коли вона досягне критичного значення (30 кв/см) зявляються умови для винекнення блискавки. Блискавки бувають лінійними та кульковими. Тривальість розряду лінійної блискавки в середньому 5 км. Кулькова блискавка черваоного кольору, жовтого або оранжевого. Вона може мати діаметер близько 1 – 20 см і більше. Пересувається горизонтально по поверхні землі на висоті 1 – 1,5 м із швидкістю кілька метрів за секунду. Температура в кулі досягає 3000 – 50000 С. Тривалість існування від кількох секунд до хвилини. В будинки проникає крізь вузькі щілини, по електропроводі, у відкриті вікна, вентеляційні отвори та інше. Дотикання з нею призводить до сильних опіків та вибуху. Зявляється вон під час або після бурі. Для захисту від кулькової блискавки закривають вікна, двері, а вентиляційні отвори та димоходи перегороджують заземленими металічними ришітками із сталевого пруту діаметром 2 – 2,5 мм, площею 3 – 4 см. Дія лінійної блискавки на будівлі та споруди виявляється в прямому ударі блискавки на обєкт.

Найнебезпечнішим є прямий удар в обєкт який призводить до руйнування, винекнення пожежі, а також враження тварин і людей. Для захисту від дії наведних потенціалів застосовуються спеціальні технічні засоби, які знижують перенапругу на металевих конструкціях, що потрапили в зону дії блискавки. Для захисту будівель і споруд від прямого удару блискавки застосовують систему блискавкозахисту. Залежно від призначення і характеру будинку, степіня його вогнестійкості, вибухової безпеки, кількість газових годин на рік в даній місцевості визначають необхідність виконання блискавкозахисту за допомогою відповідних розрахунків.

Блискавкозахист – це комплекс захисних пристроїв, які забезпечують захист людей, збереження будівель і споруд, обладнання, матеріалів від вибуху, загорання і руйнування. Блискавко відводи складаються з блискавкоприймача, струмовідводу, заземлюючого пристрою, та опору на який закріплені блискавкоприймачі та струмовідводи. Блискавкоприймачі можуть бути: стержневими, тросовими, сітчастими.

Стержневі та тросові блискавковідводи характерезуються зоною захисту – частиною простору, всередині якої будівлі, споруди та інші обєктивід ударів блискавки з певним рівнем надійності захищені. За рівнем надійності захисту встановлено два типи зон захисту:

А – з рівнем надійності захисту 99,5 %

Б - з рівнем надійності захисту 95 %

Розрахунок зон захисту стержневого блискавковідводу проводять в такій послідовності. Розміри зон захисту блискавкоприймача залежить від його висоти.

Для зони захисту типу А

Zx=(1.1-0.002h)*(h-(h2/0.85))

Де – h висота блискавковідводу м,

Zx - Радіус зони захисту будівлі або сплруди,

h2 – висота захисної зони будівлі,

Для зони захисту типу Б

Zx=1.5*(h-(h2/0.92))

Якщо відомі розміри обєкту який підлягає захисту, то для зони захисту типу Б висоту типу блискавкоприймача визначають за формулою.

H=Zx+1.63*h2/1.5

Зона захисту одностержневого блискавкоприймача нагадує круглий конус з вершиною Н0 горизонтальний переріз є коло.

6 Література

1.Рябцев.И.И. Природные и искусственные газы. – М,:Стройиздат, 1978

2.Чуркаев.А.М. Переработка нефтяных газов. – М.:Недра. 1978.

3.Преображенский. Н.И.Сжиженные углеводородные газы. – Л: Недра. 1975.

4.Мурзаков.В.В.Горючие газыи их свойства. – Л: Недра. 1978.

5.Астанин.Л.П. Охрана окружающеи среды. – М.: Колос,1978.