Газифікація с Комиші Сумської області природним газом двохступеневою системою поліетиленовими

Пояснювальна записка до дипломного проекту

На тему: «Газифікація с. Комиші Сумської області природним газом двохступеневою системою поліетиленовими газопроводами з розробкою газифікації житлового будинку та технології будівництва поліетиленовими газопроводами з висвітленням технології зварювання поліетиленових труб в розтруб»

1. Загальна частина

1.1 Вступ

За сучасних умов паливно-енергетичний комплекс (ПЕК) значною мірою забезпечує функціонування всіх галузей економіки України і ступінь добробуту населення. Фактично він посів місце фундаменту як в економіці, так і в державі загалом. Саме від стану справ у ПЕК залежить розвиток промисловості, сільського господарства, сфери послуг, комунального господарства і, врешті-решт, рівень розвитку всього суспільства та якість життя.

Оскільки ПЕК має таке велике значення у житті країни, привертають увагу перспективи його розвитку. І особливо це стосується нафтогазової галузі-найважливішої складової вітчизняного ПЕК. Адже її частка у наповненні державного бюджету перевищує четверту частину, а природний газ становить 45% всіх енергоносіїв, що споживаються в Україні.

Зокрема, у 2000 р. загальний видобуток природного газу в нашій державі становив 18,1 млрд. м3
, у 2001 р. – 18,4, а в 2002 р. – вже 18,8 млрд. м3
. У першому кварталі 2003 р. видобуток газу склав 4,38 млрд. м3
(100,7% від планових показників), тоді як за аналогічний період минулого року – 4,33 млрд. м3
. Сьогодні є шанси вже до 2007 р. вийти на рівень видобутку, передбачений Національною програмою « Нафта і газ України до 2010 р.», – 19–20 млрд. м3
газу на рік. Наша держава має другу за величиною у Європі систему магістральних газопроводів, а за обсягами надання транзитних послуг посідає перше місце на світовому ринку транспортування газу. Обсяг транзиту природного газу територією України був таким: у 2000 р. – 120,6 млрд. м3,
у 2001 р. – 123,4, у 2002 р. – 121,4 млрд. м3
. За перший квартал цього року про транспортовано загалом 61,6 млрд. м3
газу, що на 12% більше за показник аналогічного періоду минулого року. Загальна довжина газопроводів перевищує 37 тис. км, у тому числі 14 тис. – це магістральні газопроводи діаметром 1020–1420 мм. Пропускна здатність системи на вході до України становить 290, а на виході – 175 млрд. м3
на рік. Ця система забезпечує як подачу газу внутрішнім споживачам, так і до 90% експортних поставок російського газу до країн СНД, Європи та Туреччини.

Надійність газопостачання підтримується розвиненою мережею газосховищ. Загальна активна місткість 13 існуючих підземних сховищ газу становить 34,5 млрд. м і є найбільшою в Європі після Росії. До того ж більшість сховищ розташовано поблизу транзитних газопроводів біля західного кордону України. Крім того, тривають роботи з подальшого розширення сховищ. На Пролетарському підземному сховищі газу після введення у дію другої черги активна потужність підвищиться з 1 до 4,1 млрд. м.

На черзі перспективне завдання з перетворення деяких газосховищ України на євро сховища, оскільки послуги із зберігання газу є одним із шляхів збільшення надходжень від використання нашої газової інфраструктури.

Тому використання газового палива дозволяє підвищити інтенсифікації виробництва завдяки поліпшенню умов праці на виробництві, скороченню витрат праці на одиницю умовного продукту. Комплексна програма соціальної культурного розвитку населених пунктів України передбачає суттєве поліпшення житлових і комунально-побутових умов життя населення. Максимальний ефект досягається при комплексному використанні газу для тепло забезпечення житлових будинків, об’єктів комунально-побутового обслуговування і виробництва.

При проектуванні, будівництві і реконструюванні систем газопостачання, які використовують природній газ і газоповітряні суміші з збитковим тиском не більшим 1,2 МПа, слід керуватися вказівками ДБН В.2.5–20–2001, Правилами безпеки систем газопостачання України, Правилами експлуатації електроустаткування іншими нормативними документами.

Суттєве значення при проектуванні і будівництві газових мереж і обладнання мають раціональний вибір систем газопостачання і створення умов для їхньої безаварійної роботи шляхом використання сучасного обладнання з високою ступінню автоматизації.

1.2 Вихідні дані, опис проектованих об’єктів

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

Кліматичні дані для населеного пункту є такі: [21]

– тривалість опалювального періоду, n, 195 діб;

– середня температура зовнішнього повітря за опалювальний період,

toc
, складає – 2,5 о
С;

– розрахункова температура зовнішнього повітря для проектування системи опалення, tо
, – 24 о
С;

– розрахункова температура зовнішнього повітря для проектування систем вентиляції, tвент
, – 12 о
С.

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

Газ, який надходить в село, видобувається із Качанівського родовища, при розрахунках витрат газу приймаю нижчу теплоту згорання газу Q=37 Дж/м2
. [8]

Газифіковане село займає територію 39,5 га.

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

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

- для опалення будинків і приготування гарячої води двохконтурні побутові котли; та двохповерхових житлових будинків, в яких встановлено:

- для приготування їжі – ПГ-4,

– для опалення і приготування гарячої води двохконтурні побутові котли.

В індивідуальному користуванні жителів села знаходиться 1000 свиней і 500 корів.

Основними споживачами газу є молокозавод, ферма ВРХ, цегельний завод.

Молокозавод на технологічні потреби, а також для опалення приміщень витрачає 0,8 млн. м3
/рік, газу.

Ферма ВРХ витрачає 0,44 млн. м3
/рік газу на технологічні потреби і для опалення свого приміщення.

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

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

2. Розрахунково-технічна частина

2.1 Загальні положення по підрахунках витрат газу

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

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

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

2.2 Розрахунок газопостачання

2.2.1 Визначення кількості жителів

Витрати газу на комунально-побутові і теплофікаційні потреби населеного пункту залежать від кількості жителів. Кількість населення N, чол., може бути визначена по даним статистичного обліку. Але якщо їх кількість не відома, то її визначаю окремо для кожного 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 (для існуючої забудови, а також малоповерхової забудови f=18 м²/чол٫ для багатоповерхової f=15 м²/чол; для перспективної f=21 м²/чол.), [22].

Загальну площу житлових будинків у районі визначаю за формулою

Fж=Fз*В,
(2.2)

де Fз-площа забудови у районі, га (визначається по генплану);

В-густина житлового фонду, м²/га, [22].

Приводжу приклад розрахунку першого району.

Fж=38*500=19000 м2
.

N=19000/18=1056 чол.

Інші розрахунки проводжу аналогічно, результати зводжу в таблицю (дивись таблицю 2.1)

Таблиця 2.1 – Кількість жителів

Район	Площа житлової забудови Fз, га	Густина житлового фонду В, м²/га	Норма забезпечення житловою площею f, м²/чол.	Загальна площа житлових будинків Fж, м²	Кількість жителів N, чол.
1	38	500	18	19000	1056
2	1,5	3300	21	4950	236
Всього	1292

Кількість населення: першого району становить – 1056 чол.; другого району-236 чол.

Загальна кількість населення становить – 1292 чол.

2.2.2 Визначення витрати газу на комунально-побутові потреби

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

Річна витрата газу на комунально-побутові потреби Vр
к-п,
млн. м³/рік, визначається в залежності від кількості споживачів, норм витрати теплоти з урахуванням ступеню забезпеченості газопостачанням комунально-побутових потреб населенням за формулою

Vр
к-п
=N*S*x*qн
/Qр
*10–6,

(2.3)

де N – чисельність населення, чол.;

S – розрахункова кількість комунальних послуг, [3];

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

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

Qр
– нижча теплота згорання палива, МДж/м³.

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

Приводжу приклад розрахунку першого району.

Vр
к-п
=1056*1*1*4600/37*10-6
=0,13 млн. м³/рік

Інші розрахунки проводжу аналогічно, результати зводжу в таблицю

Таблиця 2.2 – Річні витрати газу на комунально-побутові потреби

Споживач, 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, Vр к-п млн. м³/рік
Житлові будинки 1	1 житель	4600	1	1	1056	0,13
2	1 житель	8000	1	1	236	0,05
Тваринництво: - свині - корови	1 тварина 1 тварина	4200 8400	1 1	1 1	1000 500	0,11 0,11
Немеханізовані пральні	1т сухої білизни	12600	0,05	0,4	25,84	0,01
Лазні	1 помивка	40	53	0,45	30814,2	0,03
Хлібозаводи	1т виробів	2500	0,22	0,99	281,4	0,02
Лікарні	1 ліжко	3200	0,012	0,95	14,73	0,001
Підпр. громад. харч.	1 обід	4,2	90	0,65	75582	0,009
Невеликі комунально-побутові підпр.	5% від житлових будинків					0,01
Всього	0,48

Сумарні річні витрати газу на комунально-побутові потреби мікрорайону населеного пункту складають Vр
к-п
=0,48 млн. м³/рік.

Максимальну годинну витрату газу Vгод
к-п
, м³/год, визначаю як частку річної витрати за формулою

Vгод
к-п
=Vр
к-п
*Kmax
*106
,
(2.4)

де Vр
к-п
– річна витрата газу споживачем, млн. м ³/рік (дивись табл. 2.2); Кmax
– коефіцієнт годинного максимуму, рік/год, [22].

Таблиця 2.3 – Годинні витрати газу на комунально-побутові потреби

Споживач, послуга	Річні витрати газу Vр к-п , млн. М³/рік	Коефіцієнт годинного максимуму Kmax , рік/год	Кількість споживачів N, чоловік	Годинна Витрата газу Vгод к-п , м ³/год
Житлові будинки і нев. к-п підпр. і тваринництво	0,41	1/2000	1292	205
Немеханізовані пральні	0,01	1/2900	4
Лазні	0,03	1/2700		11
Хлібзавод	0,02	1/6000		3
Лікарня	0,001	1/2000	1292	1
Підприємства громадського харчування	0,009	1/2000		5
Всього				229

Сумарні годинні витрати газу на комунально-побутові потреби населеного пункту становлять Vгод
к-п
=229 м ³/год.

По результатам розрахунків годинних витрат газу на великі комунально-побутові підприємства розміщую одну лазню, одну лікарню, одну механізовану пральню, один хлібозавод.

2.2.3 Витрати газу на потреби теплопостачання

Годинну витрату газу, на опалення і вентиляцію житлових і громадських будинків Vгод
ов
, м ³/год, визначаю за формулою

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

де К – коефіцієнт, який враховує витрату газу на опалення громадських будинків (К = 0,25), [22];

К1
– коефіцієнт, який враховує витрату газу на вентиляцію (при розрахунках приймається К1
= 0,4), [22];

q0
– укрупнений показник mах теплового потоку на опалення 1м2
загальної площі, Вт/м2
, [22];

h – коефіцієнт корисної дії системи теплопостачання (0,7);

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

Річну витрату газу на потреби теплопостачання, Vр
ов
,

млн. м ³/рік, визначаю за формулою

Vp
ов
= mов
*Vгод
ов
*10-6,

(2.6)

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

Значення mов
знаходжу по формулі

mов
= n0
[24],
(2.7)

де n0
– тривалість опалювального періоду, діб/рік, [22];

tв
– температура внутрішнього повітря = 200
С;

tо
– розрахункова температура за опалювальний період,0
С, [22];

tс
– середня температура для розрахунку системи опалення, 0
С, [22];

tвен
– розрахункова температура для проектування системи вентиляції,0
С, [22];

tоc
– середня розрахункова температура зовнішнього повітря за опалювальний період, 0
С, [22];

Z-кількість годин роботи систем вентиляції (приймаю 10 год/добу).

Приводжу приклад розрахунку першого району.

mов
=195*[24*(1+0,25)/(1+0,25+(0,25*0,4))*((20+25)/20+24))+10*0,25*0,4*

*((20+2,5)/(20+12))]=2369 год/рік.

Vгод
ов
=3600*[1+0,25*(1+0,4)]*(171*19000*10-6
)/(37*0,7)=661 м ³/год.

Vр
ов
=23,69*661*10 -6
=1,5 млн. м ³/рік.

Інші розрахунки проводжу аналогічно, результати зводжу в таблицю (дивись таблицю 2.4)

Таблиця 2.4 – Витрати газу на потреби теплопостачання

Район	Кількість поверхів	Загальна площа Fж, м2	К-ть жителів N, чол.	Тепловий потік на		Значення коефіцієнт		Витрати газу
				Опалення q0, Вт/м2	Гаряче водо- постачання qгв , Вт/чол.	mов	mгв	годинна, м ³/год			річна, млн. м ³/рік
				Опалення q0, Вт/м2	Гаряче водо- постачання qгв , Вт/чол.	mов	mгв	Ов	гв	å	Ов	Гв	å
1	1	19000	1056	171	–	2369	–	662	–	661	1,5	–	1,5
2	2	4950	236	171	–	2369	–	174	–	173	0,4	–	0,4
836	1,9

Загальні витрати газу на місцеве теплопостачання становлять: годинні-836 м ³/год, річні-1,9 млн. м ³/рік.

2.2.4 Витрати газу на потреби промислових підприємств

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

Годинну витрату газу визначаю окремо Vгод,
м ³/год, для кожного із промислових підприємств по формулі

Vгод
п-п
= 3600*Q
å

/Qн
р
*
h
,
(2.8)

де Qå
– потужність встановленого обладнання, МВт;

h – коефіцієнт корисної дії обладнання (η= 0,7).

Річні витрати газу на потреби промислових підприємств, Vрік
п-п
, млн. м ³/рік, визначаю по формулі

Vрік
п-п
= Vгод
п-п
/Кмах
*10-6
,
(2.9)

де Кмах
– коефіцієнт годинного максимуму витрати газу вцілому по підприємству, приймається в залежності від виду виробництва, [22].

Приводжу приклад розрахунку ферми ВРХ

Vгод
= 3600*0,6/(34*0,7)=91 м ³/год.

Vрік
п-п
=91/(1/4860)*10-6
= 0,44 млн. м ³/рік

Інші розрахунки проводжу аналогічно, результати зводжу в таблицю (дивись таблицю 2.5)

Таблиця 2.5 – Витрати газу на потреби промислових підприємств

Назва підприємства	Потужність встановленого обладнання Qå , МВт	Коефіцієнт годинного максимуму, Кмах	Витрати газу
Назва підприємства	Потужність встановленого обладнання Qå , МВт	Коефіцієнт годинного максимуму, Кмах	Годинна, м3 /год	Річна, млн. м3 /год
Цегельний завод	1	1/5900	151	1
Фермерське господарство	0,01	1/4860	3	0,01
Ферма ВРХ	0,6	1/4860	91	0,44
Зернотік	0,9	1/4860	125	0,6
Молокозавод	1	1/5700	139	0,8
Шкільна котельня	0,6	-	83	-

2.2.5 Розрахункові витрати

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

Розрахунки веду в формі таблиці (дивись таблицю 2.6).

Таблиця 2.6 – Зведена таблиця розрахункових витрат газу

Споживачі	Розрахункові годинні витрати газу, м3 /год
Споживачі	Загальні	Середнього	Низького
1. Житлові буд. і невел. ком. поб. підпр.	205	205
2. Великі кому-нально-побутові підприємства: а) немех. пральня	4	4
в) лазня	11	11
в) хлібопекарня	3	3
г) лікарня	1	1
д) підприємства громадського харчування	5	5
3. Джерела теплопостачання: а) місцеве	836	836
4. Промислові підприємства а) цегельний завод	151	151
б) фермерське господарство	3	3
в) ферма ВРХ	91	91
г) зернотік	125	125
д) молокозавод	139	139
е) шкільна котельня	83	83
Всього	1658	589	1067

Загальна годинна витрата природного газу населеним пунктом складає – 1658 м3
/год.

2.3 Система газопостачання

2.3.1 Вибір і обґрунтування систем газопостачання

У дипломному проекті прийнята двохступенева система газопостачання:

При виборі системи газопостачання я врахував такі показники, як надійність, безпечність, технологічність і економічність.

Споживачами газу низького тиску в населеному пункті є: житлові будинки, невеликі комунально-побутові об¢єкти і лікарні. Мережі низького тиску проектую кільцевими для збільшення надійності системи газопостачання.

До мережі середнього тиску підключені слідуючи об¢єкти: великі промислові підприємства, великі комунально-побутові підприємства.

Мережі середнього тиску виконані тупіковими. Джерелом газопостачання населеного пункту є ГРС, яка розміщена на південному заході на відстані 400 метрів від житлової забудови.

Всі зовнішні газопроводи прокладаються підземним способом на глибині не менше 0,8 метра. Відмикаючи пристрої розміщені на вході і виході з ГРП, ГРС, перед споживачами на відгалуженнях, перед житловими будинками

2.3.2 Визначення оптимальної кількості ГРП

Оптимальне число газорегуляторних пунктів (ГРП), n0
, визначаю за формулою

nо
= Vр-р
/Vопт,

(2.10)

де Vр-р
– рівномірно розподілене навантаження району, який обслуговується гідравлічно зв’язаною мережею газопроводів низького тиску, м3
/год;

Vопт
– оптимальне навантаження на 1 ГРП, м3
/год (залежить від радіусу оптимальної дії ГРП Rопт
, питомого навантаження на мережу низького тиску l, м3
/год*чол).

Vопт
= m*е*R2
опт
/5000,
(2.11)

де m – густина населенняв районі, чол / Га;

е – питоме навантаження на мережу низького тиску, м3
/год*чол;

Rопт
– оптимальний радіус дії.

Густина населення m визначається згідно формули

m=N/Fз
,
(2.12)

де N-число жителів у районі, чол;

Fз
-площа забудови, га.

Питоме навантаження на мережу низького тиску е визначаю за формулою

е= Vр-р
/N
, (2.13)

Оптимальний радіус дії ГРП Rопт
визначаю згідно формули

Rопт
=6,5*(С0,388
*(0,1*ΔP)0,081
)/φ0,245
*(m*е)0,143

, (2.14)

де ΔP-розрахунковий перепад тиску у вуличних газопроводах

низького тиску, (ΔP=1200 Па), [22];

φ-коефіцієнт густини мереж низького тиску, м -1
;

С-вартість ГРП, грн. (С=20000 грн).

Коефіцієнт густини мереж низького тиску визначаю згідно формули

φ=0,0075+0,003*(m/100)
,
(2.15)

Розрахунки веду в формі таблиці (дивись таблицю 2.7)

Приводжу приклад розрахунку.

m=1292/39,5=33 чол/га.

Rопт
= 6,5*((50000,388
*(0,1*1200)0,081
)/0,0085245
*(33*0,83)0,143
=680 м.

φ=0,0075+0,003*33/100=0,0085 м-1
.

е=1067/1292=0,83 м3
/год.

Vопт
=33*0,83*6802
/5000=807 м3
/год.

n0
=1067/807=1,3 шт.

Результати зводжу в таблицю.

Таблиця 2.7 – Визначення оптимальної кількості ГРП

Рівно-мірно розпо-ділене навантаження, Vp-p, м3
/год

Кількість жителів N, чол.

Площа забудови Fз, га

Густина населення m, чол/га

Питома витрата

газу е, м3
/год*чол

Коефіцієнт густини мережі

j, м-1

Оптимальний радіус дії

Rопт,

Опти-мальні витрати газу Vопт, м3
/год

Кіль-

кість ГРП

nо,
шт.

1067

1292

39,5

0,83

0,0085

680

807

1,3

В результаті розрахунку проектую одне ГРП для обслуговування двох районів, так як оптимальний радіус дії достатній, а витрата ГРП невелика і складає – 1067 м3
/год.

2.4 Гідравлічний розрахунок газопроводів

2.4.1 Гідравлічний розрахунок газопроводів середнього тиску

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

Джерелом газопостачання мереж середнього тиску є ГРС.

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

1) накреслюю розрахункову схему газопроводів на яку наносять:

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

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

в) розрахункові витрати газу та геометричні довжини ділянок.

В розрахункових схемах витрати газу спочатку наносять на відгалуження

до кожного окремого споживача. На магістральних ділянках мережі витрати газу визначають у вигляді суми витрат для всіх відгалужень починаючи з самого віддаленого від споживача (ГРС).

2) Визначаю питому різницю квадратів тиску для головної

магістралі

А(кПа)²/м, по формулі

А = (Рп2
-Pк2
)/ΣLі
,
(2.16)

де Рп - абсолютний тиск газу на виході з ГРС, кПа;

Рк – абсолютний тиск газу на вході у найбільш віддаленого

споживача, кПа;

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

3) Орієнтуючись на різницю квадратів тиску по номограмі в залежності від витрати газу на ділянці та її довжини підбираю діаметр газопроводу, уточнюю дійсне значення величини ΔP².

Значення тиску в кінці ділянки визначаю по формулі

Рк = ,
(2.17)

де Рп – початковий тиск газу, кПа;

DР² – різниця квадратів тиску, (кПа)2
.

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

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

При ув´язуванні відгалуджень у вузлових точках попередньо визначаю тиск газу, а потім знаходжу питому різницю квадратів тиску для даного відгалудження.

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

Початковий тиск прийняв 400 кПа згідно завдання.

Результати розрахунків зводжу в таблицю 2.8.

Таблиця 2.8 – Гідравлічний розрахунок газопроводів середнього тиску

Ділянка			V, м3 /год			Lг , м	Lр, м		А, (кПа)²/м		А*L, (кПа)²		Dз×S, Мм		DР², (кПа)²			Рп, кПа				Рк, кПа
Поч		Кін.
Головна магістраль 1–2–3–4–5–6–7
1		2		1658		230	253		73		18469		110х10			16000			400				379
2		3		1517		60	66		73		4818		110х10			5000			379				371
3		4		1426		350	385		73		28105		80х8,2			32000			371				325
4		5		359		50	55		73		4015		75х6,8			1500			325				322
5		6		234		50	55		73		4015		63х5,8			3000			322				315
6		7		151		750	825		73		60225		50х4,6			65000			315				210
Α =210–200/200*100%=4,7%
Відгалудження 2–8
2	8			139		230	253			410	103730		50х4,6	16000							379					357
Відгалудження 3–9
3	9			91	300		330			295		97350	50×4,6	12000						371				354
Відгалудження 4–10
4		10		1067	50		55	256			14080		63х5,8				30000			325					275
Відгалудження 5–11
5		11		125	230		253	251			63503		50х4,6				5000			322					314

2.4.2 Газопроводи низького тиску

Згідно вимог сумарна втрата тиску від ГРП до найбільш віддаленого приладу не повинна перевищувати 1200 Па. Гідравлічний розрахунок виконую методом питомих втрат тиску на тертя. Накреслюю розрахункову схему, на якій нумерую вузлові точки, проставляю напрямок руху газу і довжини ділянок.

Спочатку знаходжу шляхові витрати газу на ділянках мереж згідно формули

Vшл
= Lпр
*Vп,

(2.18)

де Lпр
-приведена довжина ділянки, м;

Vп
–
питома витрата газу, м3
/год.

Приведену довжину ділянки визначаю за формулою

Lпр
= Lг
*Ке
*Кз
,
(2.19)

де Lг
– геометрична довжина ділянки, м;

Ке
-коефіцієнт етажності (приймаю рівним одиниці);

Кз
- коефіцієнт забудови (для двосторонньої забудови Кз
=
1,
для односторонньої забудови Кз
=
0,5; для магістрального газопроводу Кз
=0).

Питому витрату газу визначаю за формулою

Vп
= Vгрп
/ΣLпрі

, (2.20)

де Vгрп
- навантаження на ГРП, м3
/год;

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

Розрахунки веду в формі таблиці (дивись таблицю 2.9).

Таблиця 2.9-Шляхові витрати газу

№ Ділянки		Геометрична довжина L, м	Коефіцієнт		Приведена довжина Lпр , м	Шляхова витрата Vшл , м3 /год
Поч.	Кін.	Геометрична довжина L, м	поверховості Ке	забудови Кз	Приведена довжина Lпр , м	Шляхова витрата Vшл , м3 /год
1	2	50	1	0	0	0
2	3	310	1	1	310	115
3	4	140	1	0,5	70	26
4	5	360	1	1	360	134
5	6	460	1	1	460	171
2	7	50	1	0,5	25	9
7	5	150	1	0,5	75	28
7	10	130	1	0,5	65	24
7	8	420	1	1	420	156
8	9	140	1	0,5	70	26
9	10	380	1	1	380	141
9	14	80	1	0,5	40	15
10	11	440	1	1	440	163
11	12	80	1	0,5	40	15
3	13	100	1	0,5	50	18
13	11	140	1	0,5	70	26
Всього					2875	1067

Визначаю вузлові витрати газу по формулі

Vj
=0,5Σm
Vшлі
,
(2.21)

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

m-кількість ділянок, які збігаються в і-ому вузлі.

Вузлові витрати газу:

V1
= 0,5*V1-2
= 0,5*0 = 0м3
/год.

V2
= 0,5 (V1-2
+V2-3
+V2-7
) = 0,5 (0 +115+9) = 62 м3
/год.

V3
= 0,5 (V2-3
+V3-4
+V3-13
= 0,5 (115+26+18) = 79,5 м3
/год.

V4
= 0,5 (V3-4
+V4-5
) = 0,5 (26+134) = 80 м3
/год.

V5
= 0,5 (V4-5
+V7-5
+V5-6
) = 0,5 (134+28+171) = 166,5 год.

V6
= 0,5*V5-6
= 0,5*171 = 85,5 м3
/год.

V7
= 0,5 (V2-7
+V7-5
+V7-8
+V7-10
) = 0,5 (9+28+156+24) = 108,5 м3
/год.

V8
= 0,5 (V7-8
+V9-8
) =0,5 (156+26) = 91 м3
/год.

V9
= 0,5 (V8-9
+V9-10
+V9-14
) = 0,5 (26+141+15) = 91 м3
/год.

V10
= 0,5 (V9-10
+V7-10
+V10-11
) = 0,5 (141+24+163) = 164 м3
/год.

V11
= 0,5 (V10-11
+ V13-11
+V11-12
) = 0,5 (163+26+15) = 102 м3
/год.

V12
= 0,5*V11-12
= 0,5*15 = 7,5 м3
/год.

V13
= 0,5 (V3-13
+V13-11)
= 0,5 (18+26) = 22 м3
/год.

V14
= 0,5*V9-14
= 0,5*15 = 7,5 м3
/год.

Сума вузлових витрат дорівнює навантаженню на ГРП: ΣVj
= Vгрп
= 1067 м3
/год.

Знаходжу розрахункові витрати газу:

Вузол 12: V11-12
= V12
= 7,5 м3
/год;

V11-12
= 7,5 м3
/год.

Вузол 11: V13-11
+ V10-11
= V11-12
+V11
=7,5+102=109,5 м3
/год;

V13-11
= 29,5 м3
/год; V10-11
= 80 м3
/год.

Вузол 13: V3-13
= V13-11
+ V13
= 29,5+22=51,5 м3
/год.

V3-13
= 51,5 м3
/год.

Вузол 6: V5-6
= V6
= 85,5 м3
/год.

V5-6
=85,5 м3
/год.

Вузол 5: V7-5
+ V4-5
= V5-6
+ V5
=85,5+166,5 =252 м3
/год;

V7-5
= 102 м3
/год; V4-5
= 150 м3
/год.

Вузол 4: V3-4
= V4-5
+ V4
=150+80=230 м3
/год.

V3-4
= 230 м3
/год.

Вузол 3: V2-3
= V3-4
+ V3-13
+V3
= 230+51,5+79,5=361 м3
/год;

Вузол 14: V9-14
=V14
= 7,5 м3
/год;

V9-14
= 7,5 м3
/год.

Вузол 10: V9-10
+V7-10
= V10-11
+V10
=80+164=244 м3
/год;

V9-10
= 190 м3
/год; V7-10
= 54 м3
/год.

Вузол 9: V8-9
=V9-14
+V9-10
+V9
=7,5+190+91=288,5 м3
/год.

V8-9
=288,5 м3
/год.

Вузол 8: V7-8
= V8-9
+V8
=288,5+91=379,5 м3
/год.

V7-8
= 379,5 м3
/год.

Вузол 7: V2-7
=V7-5
+ V7-8
+ V7-10
+V7
=102+379,5+54+108,5=644 м3
/год;

V2-7
= 644 м3
/год.

Вузол 2: V1-2
= V2-7
+V2-3
+V2
=644+361+62=1067 м3
/год.

Мінімальний діаметр газопроводів мережі низького тиску становить

Dз×S=50×2,9 мм.

Результати гідравлічного розрахунку газопроводів низького тиску зводжу в таблицю (дивись таблицю 2.10)

Таблиця 2.10 – Гідравлічний розрахунок газопроводів низького тиску

Ділянка		V, м3 /год	Lг, м	Lр, м	Dз×S, Мм					R, Па/м			DР, Па	Рп, Па							Рк, Па
Поч	Кін
1	2	3	4	5	6					7			8	9							10
Головна магістраль 1–2–7–8–9–10–11–12
1	2	1067	50	55	315х17,9					0,6		33		3000							2967
2	7	644	50	65	280х15,9					0,5		28		2967							2939
7	8	379,5	420	464	225х12,8					0,6		279		2939							2660
8	9	288,5	140	154	200х11,4					0,7		108		2660							2552
9	10	190	380	418	160х9,1					0,7		293		2552							2259
10	11	80	440	484	125х7,1					0,5		242		2259							2017
11	12	7,5	80	88	50х2,9					0,7		62		2017							1955
R = 0,7 Па/м
Магістраль 2–3–4–5–6
2	3	361	310	341	200х11,4					0,8		273		2967							2691
3	4	2305	140	154	180х10,5					0,6		921		2694							2602
4	5	150	360	393	160х9,1					0,55		216		2602							2386
5	6	85,5	460	506	125х7,1					0,6		304		2386							2082
R = 0,8 Па/м
Магістраль 3–13–11
3	13	51,5	100	110	75х4,3				3			330					2694			2364
13	11	29,5	140	154	63х3,6				2,9			447					2364			1917
R = 3,3 Па/м
Відгалудження 7–5
7	5	102	150	165		90х5,2		4			660					2939		2279
Відгалудження 7–10
7	10	54	130	143		63х3,6	7,9				715				2939				2244
Відгалудження 9–14
9	14	7,5	80	88		50х2,9	0,8				71				2552				2481

2.5 Газопостачання житлового будинку

2.5.1 Визначення витрат газу

Згідно завдання розраховую газопостачання двохповерхового житлового будинку. В кухні встановлена газова плита типу ПГ-4, і опалювальний котел марки «Данко»

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

V=3,6*Q/Qн
р
*η
, (2.22)

де Q – теплова потужність газового приладу, кВт;

η – коефіцієнт корисної дії.

Vпг
= 3,6*11,116/37 = 1,13 м3
/год.,

Vок
= 3,6*15/37*0,82= 1,78 м3
/год.

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

Vкв.
= Vпг
+ Vок
,
(2.23)

Vкв.
=1,13+1,78=2,91 м3
/год.

Розрахункову витрату газу визначаю по формулі

Vр
= Vн
*Кsim
,

де Кsim
– коефіцієнт одночасності [22],

n – кількість квартир.

Vр
= 2,91*0,7=2,0,3 м3
/год

По витраті газу квартирою вибираємо лічильник: так як витрата газу квартирою складає 2,03 м3
/год., тоді проектую встановлення лічильника типу G2,5.

2.5.2 Гідравлічний розрахунок внутрішньо будинкових газопроводів

Гідравлічний розрахунок розпочинаю від точки підключення дворового газопроводу до вуличної мережі (точка 1). Кінцева точка розрахунку – останній газовий прилад найвіддаленішого стояка верхнього поверху.

Рекомендуємий перепад тиску згідно ДБН складає 600Па. Так як втрата тиску на газовий лічильник ΔPл
=200Па, а опір газової плити ΔPпг=100Па. Тоді допустимі втрати тиску будуть складати:

ΔP = 600 –200 – 100–60 = 240 Па.

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

Vp = Vн Ksim
, (2.24)

Питому втрату тиску визначаю за формулою

R =
(2.25)

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

Розрахункову довжину визначаю за формулою

lp = L г (1 +

)
(2.26)

де L – дійсна довжина ділянки газопроводу;

α – надбавка на місцеві опори, %

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

Гідравлічний тиск, DРг,
Па для вертикальних ділянок газопроводу знаходжу по формулі

DРг
= ± g h (ρп
– ρг
), (2.27)

де g – прискорення вільного падіння, 9,81 м/с2
;

h – різниця геометричних відміток вертикальних ділянок газопровода м;

ρп
-
густина повітря, кг/м3
; (ρп
=1,23 кг/м3)
;

ρг
– густина газу, кг/м3
(ρг
= 0,7 кг/м3
).

DРг
= 9,81*6 (1,23–0,7) = 31,19 Па

Таким чином, загальні витрати тиску у внутрішньо-будинкових газопроводах, Σ DР, Па будують складати

Σ DР = Σ DРт
+ DРл
- DРг;

Σ DР =240,38+ 200 +100–31,19 = 509,19 Па < 600 Па

Як видно, сумарні втрати тиску не перевищують рекомендованого перепаду.

3. Автоматика і телемеханіка

3.1 Підбір обладнання газорегуляторних пунктів

По відомим параметрам навантаження (тиск газу на вході в ГРП, Р = 275
кПа, див табл. 2.8, тиск газу на виході з ГРП, Р2
= 3000 Па, пропускна здатність ГРП Vгрп
= 1067
м3
/год; густина газу ρ = 0,7 кг/м3
) визначимося з типом обладнання.

Користуючись [21] приймаю обладнання для стаціонарного газорегуляторного пункту (одна стандартна технологічна лінія під регулятор тиску типу РДУК-100). Пропускна здатність РДУК-100 (з діаметром клапану 35 мм):

2240 м3
/год, при Р= 0,3 кПа; Запас вибраного регулятора по продуктивності достатній для надійної роботи.

Для викладених вище умов при Р = 275 кПа пропускна здатність становить приблизно 3500 м3
/год, що перевищує максимальну годинну витрату газу ГРП.

Запобіжно-запірний клапан типу ПКН 2-Н, з діаметром умовного проходу 100 мм. Користуючись даними про технічну характеристику газових фільтрів [21] проектую встановлення фільтру ФВ-200. Його продуктивність 3500 м3
/год (пропускна здатність приведена при перепаді тиску на фільтрі 5 кПа), при Р = 200 кПа; максимальний допустимий тиск газу на вході фільтра 1,2 МПа. Передбачити для фільтра перехідники з Æ 200 мм на Æ 100 мм.

В якості запобіжно скидного клапану використовуємо ПСК-50С.

3.2
Автоматика безпеки, контролю, регулювання, управління і сигналізації побутового газового опалювального приладу «Данко»

Автоматика безпеки і регулювання котла «Данко», «КАРЕ» призначена для захисту і регулювання процесів згоряння природного газу в побутових газових приладах. Автоматика працює при тиску газу від 0,635 кПа до 1,764 кПа.

Таблиця 3.1 – Технічні характеристики автоматики

Параметри	Автоматика «КАРЕ»
Параметри	½»	¾»	1»	1 ¼»
Умовна пропускна здатність при: – тиску 1,274 кПа, – тиску 1,764 кПа,	2,8	5	8	12,5
	4,2	7,5	12	19
Пусковий період, с, не більше	15	15	15	15
Час спрацювання регулятора при: – відсутності тяги в димоході, с, не більше – погасанні полум’я запальника, с, не більше – падінню тиску газу, с, не більше	60	60	60	60
	60	60	60	60
	30	30	30	30
Діапазон регулювання температур, ° С	0 – 90	0 – 90	0 – 90	0 – 90
Відносна вологість навколишнього середовища при температурі 25 ° С, %	80	80	80	80
Маса, кг, не більше	1,5	1,6	2,2	2,7

Будова та принцип роботи.

Подивіться на Рис. 1. Корпусні деталі виготовлені з алюмінієвого сплаву. Автоматика складається з блоків безпеки і регулювання.

Блок безпеки складається з термоелектричного клапана та термопари, датчиків тяги та закипання води, з’єднаних між собою імпульсними трубками.

Блок регулювання – манометричний. Мембранний клапан приводиться до дії манометричним сильфонним перетворювачем (терморегулятор поз. 3 ¯).

Автоматика виконує такі функції:

1 – забезпечує подачу газу на запальник і основний пальник за допомогою ручного керування;

2 – автоматично вимикає подачу газу в апарат при погашені полум’я запальника, порушення тяги в димоході, нагріву води вище граничного діапазону регулювання;

3 – підтримує температуру в опалювальному приміщенні в заданих межах шляхом автоматичного вмикання і вимикання подачі газу на основний пальник в залежності від температури води в системі опалення;

4 – забезпечує ручне вмикання подачі газу на основний пальник при працюючому запальнику;

5 – забезпечує перекриття газу на основний пальник в режимі «Пуск».

Рис. 1. Автоматика регулювання і безпеки «КАРЕ».

Розглянемо принцип роботи автоматики «КАРЕ».

Головка термоелектромагнітного клапану (поз. 1 ) підтримується в стані відкриття за допомогою ЕРС, створеної шляхом підігріву осердя термопари (поз. 11) полум’ям запальника (поз. 12). Зона підігріву осердя термопари полум’ям 3…4 мм.

В стані відкриття газ потрапляє каналом, зробленим в корпусі (поз. 1), через датчик від закипання (поз. 4) і датчик тяги (поз. 5) по з’єднувальним трубках (поз. 15) на запальник (поз. 12).

Газ, проходячи через термоелектромагнітний клапан (поз. 1), потрапляє в мембранний клапан (поз. 2), заповнюючи нижню і верхню камери поверх мембрани через сопло, розміщене по центру мембрани.

Верхня камера клапана (поз. 2) за допомогою з’єднувальної трубки (поз. 15) з’єднана з терморегулятором (поз. 3).

При повертанні ручки терморегулятора (поз. 3) праворуч, відкривається клапан терморегулятора (поз. 3) і газ витікає через трубку (поз. 15) в евакуаційний пальник (поз. 9). Проходить запалювання полум’я на основному пальнику (поз. 8) і починається процес підігріву води в апараті.

Коли температура перевищить верхню межу, встановлену на шкалі терморегулятора, проходить повторне закриття клапану терморегулятора, що приводить до перекриття витоку газу з верхньої камери мембранного клапану (поз. 2). Через декілька секунд проходить вирівнювання тиску в обох камерах клапану, мембрана опускається і відсікає подачу газу на основний пальник.

Після погасання основного пальника (поз. 8) проходить падіння температури води в апараті і цикл повторюється знову. Фільтр газовий (поз. 17) встановлюється на опуску газопроводу перед котлом, призначений для очищення газу від пилу та інших твердих частинок, що забезпечує стабільну роботу автоматики.

Підготовка автоматики до роботи

1. Перед встановленням автоматики необхідно перевірити: стан капіляру і термобалону (поз. 11) на відсутність протікання в місцях пайки, рухливість ручок керуванні і регулювання;

2. При монтуванні слідкувати, щоб матеріал ущільнення труби, бруд не потрапив в середину блока автоматики.

3. Не допускати різких перегинів капіляру термопари, радіус загину повинен бути не меншим, ніж чотири діаметри трубки;

4. Не допускати надмірного затягування різьбових штуцерів термопари, запальника і датчика тяги.

Порядок роботи

1. Перед вмиканням автоматики необхідно перевірити наявність тяги в димоході;

2. Для вмикання автоматики необхідно:

· відкрити кран на опускі газопроводу;

· натиснути кнопку (поз. 16) термоелектромагнітного клапану (поз. 11) і запалити запальник (поз. 12) за допомогою п¢єзозапальнички (поз. 14).

Кнопку тримати натисненою 30 секунд, після чого плавно відпустити.

Запальник повинен горіти;

Примітка
: якщо запальник (поз. 12) на горить, необхідно повторити процедуру розпалювання ще раз, не раніше, ніж 30 секунд.

3. Плавно повернути ручку терморегулятора (поз. 3) праворуч до моменту, коли спалахне основний пальник (поз. 8);

4. Виставити ручкою терморегулятора бажану температуру;

5. Для виключення основного пальника і запальника необхідно повернути ручку терморегулятора ліворуч до упору, після чого закрити кран на опуску газопроводу.

Технічне обслуговування

1. Для підтвердження придатності автоматики провести перевірку технічного стану:

· після закінчення монтування на апараті;

· перед першим введенням в експлуатацію;

· за графіком профілактичного обслуговування на початку опалювального сезону;

· при виявленні несправностей.

2. Об’єм перевірок: · зовнішній огляд всіх складових частин; · перевірка герметичності; · перевірка працездатності.

3. При зовнішньому огляді послідовно перевірити: · кріплення запальника, термопари, датчика тяги; · відсутність пилу і бруду на блоці автоматики, інжекційних отворах запальника і евакуаційного пальника, датчику тяги.

4. Перевірку герметичності з'єднань автоматики провести за допомогою обмилювання. Перевірку провести при працюючому запальнику і при працюючих запальнику і основному пальнику. Наявність бульбашок не допускається.

5. Перевірку працездатності провести шляхом пробного розпалювання газопальникового пристрою.

6. перевірку спрацьовування автоматики при погашенні полум’я проводити так: · запалити газопальниковий пристрій; · перекрити подачу газу на апарат за допомогою газового крану на вході, переконатись, що полум’я на запальнику і основному пальнику погасло. Через » 60 секунд, термоелектричний клапан повинен спрацювати на відключення (чути).

7. Перевірка спрацювання автоматики при порушенні тяги: · запалити газопальниковий пристрій; · перекрити димохід; · в інтервалі часу між 10…. 60 секунд газопальниковий пристрій повинен погаснути.

Примітка
: забороняється проводити перевірку контролю тяги з перекритим димоходом в проміжку часу більше 90 секунд.

8. Перевірку спрацювання терморегулятора проводити після прогрівання апарату до температури, на яку встановлені ручки регулювання, точність спрацювання контролюйте термометром

Таблиця 3.2 – Можливі несправності і методи їх усунення

Несправність	Причина	Спосіб усунення
Запальник не горить після натиснення на пускову кнопку	·Перекрито подачу газу на котел.· Відсутність газу в газопроводі. · Забруднено отвір сопла запальника. · Забруднена сітка фільтра.	· Перевірити відкриття крану. · Перевірити запускаючи інший газовий прилад. · Прочистити сопло і труби, що подають газ на запальник. · Розібрати і почистити фільтр.
Через короткий час нормальної роботи котел повністю вимикається.	· Відсутність газу. · Відсутність нормальної тяги в димовій трубі · Перегрів води в котлі. · Забруднена сітка газового фільтру	·Перевірити, запускаючи інший газовий прилад. · Перевірити тягу в димовій трубі. · перевірити температуру води у котлі. · Розібрати і прочистити сітку фільтра.
Основні пальники не Вимикаються, не дивлячись на досягнення зазна-ченої температури.	Нещільність імпульсних трубок між мембраним клапаном і терморегулятором.	Перевірити, затягнути на з¢єднаннях, механічно пошкоджені замінити новими.
Нестабільне полум’я запалю-вального і основ-ного пальників.	Відсутність правильного виходу димових газів.	Прочистити димохід, димогарні канали топ очної камери.
Запальник погасає після відпускання пускової кнопки.	· Не затягнуто якір до стрижня електромагніту. · Термопара стоїть поза зоною горіння. · Занадто мале полум’я запальника. · Нещільний стик термопари біля входу в термоелектромагніт.	·Через 30 сек. з моменту запалювання запальника сильно натиснути на кнопку, а потім повільно відпустити. · Прочистити сопло і трубопроводи. що подають газ на запальник. · Легко затягнути термо-пару, виставивши зону обігріву полум’ям 3–4 мм
Продовження таблиці 3.2
Кипіння води у котлі	Пошкоджено або роз регульовано датчик захисту від закипання води (при наявності)	Замінити або відрегулювати датчик.

Заходи безпеки при експлуатації автоматики. (це в 6 розділ диплома)

1. До робіт по монтажу, пуску, наладки, профілактичного обслуговування і ремонту автоматики допускаються особи, що пройшли спеціальне навчання, підтверджене відповідним посвідченням.

2. З¢єднання блоку автоматики з газовими магістралями запальником, датчиком тяги, датчиком від закипання (при наявності) після закінчення монтажу перед пуско-налагоджувальними роботами перевірити на герметичність. Перевірку на герметичність проводити мильним розчином.

3. Перед пуском у роботу газового опалювального пристрою з автоматикою слід провітрити приміщення, у якому воно встановлене. ЗАБОРОНЯЄТЬСЯ запалювати апарат при наявності запаху газу.

4. Експлуатація газових приладів з несправною автоматикою заборонено.

5. Слід періодично спостерігати за роботою газового апарату з автоматикою. При виявленні витоків води, газу і продуктів його згорання слід вимкнути газовий опалювальний апарат.

6. Про всі несправності повідомити газову службу

7. Ремонт і усунення несправностей автоматики виконують особи які мають спеціальне посвідчення.

8. Запалювати газовий апарат з автоматикою мають право особи, що пройшли інструктаж з техніки безпеки у місцевій газовій службі.

9. Під час монтажу і експлуатації автоматики слід дотримуватися правил безпеки, викладених в експлуатаційних документах на газовий опалювальний прилад.

Таблиця 3.3 – Комплектність автоматики «КАРЕ»

Найменування	Кількість
Термоелектромагнітний клапан	1
Мембранний клапан	1
Терморегулятор	1
Датчик від закипання води	1*
Датчик тяги	1*
Евакуаційний пальник	1
П¢єзоелектрод	1*
Термопара	1
Запальник	1*
Високовольтний провід	1*
П¢єзозапальничка	1*
З’єднувальні труби	3 – 5 **
Фільтр газовий	1
Паспорт	1

* – комплектується по окремому замовленню.

** – комплектується при замовленні відповідної довжини. Природній газ по ГОСТ 5542–87.

4. Організаційно-будівельна частина

Проект виконання робіт розробляю по спорудженню підземного поліетиленового газопроводу по селищній вулиці при малоповерховій забудові; вулиця має рівнинний характер; геодезична відмітка початку будівництва 209; довжина газопроводу, на який виконується проект 460 м; з діаметром 125х11,4 геодезична відмітка останнього пікету газопроводу 208,1; переважна більшість ґрунтів по трасі віднесена до другої категорії. Виконання робіт ведеться сталевою трубою по ДСТУ Б.В.2.7–73–98; довжина окремої труби – 10 м.

4.1 Організація будівництва вуличного газопроводу

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

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

У відповідності до вимог [1] відстань від поверхні ґрунту до верху труби складає 1 м.

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

Нтр
=Нзакл
+D, (4.2)

де Нзакл
– глибина закладання (згідно вимог ДБН Нзакл
=1 м), м;

D – діаметр труби, м.

Нтр
=1+0,125=1,12 м

Остаточна глибина траншеї становить

Нтр ост
=Нтр
=1,12 м

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

В=D+0,3≥0,7, (4.3)

де Dізл
– діаметр труби, м.

В=0,125+0,3=0,42<0,7 м

Але остаточно ширину низу траншеї приймаю по ширині ріжучої кромки ковша екскаватора, попередньо прийнявши згідно довідника [2] багатоковшовий, ланцюговий екскаватор марки ЭТН-124 з шириною ріжучої кромки (ШРК) 0,4 м. В процесі виконання роботи стінки траншеї обрушуються і величина цього обрушення визначається категорією ґрунту. Таким чином, остаточна ширина низу траншеї може бути визначена за формулою

Вост
=ШРК+δ (4.4)

де ШРК – ширина ріжучої кромки (ШРК=0,4 м), м;

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

Вост
=0,4+0,1=0,5 м

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

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

При будівництві підземних газопроводів розробка ґрунту полягає у копанні шурфів в місці врізання газопроводу та з метою виявлення місць перетину з іншими інженерними комунікаціями, риття траншеї, поширення приямків для зварювання неповоротних стиків. Для спрощення підрахунки веду на один метр траншеї.

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

νшур
=В*Н*λ, (4.5)

де В-ширина низу траншеї, м;

Н – глибина траншеї, м;

λ – довжина траншеї, м.

νшур
=0,5*1,12*1=0,56 м3

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

νекс
=В*Н* λ, (4.6)

де В-ширина низу траншеї, м;

Н – глибина траншеї, м;

с – величина недобору (для екскаватора ЭТН-124 с=0,1 м), м;

λ – довжина траншеї (прийняв 1 м), м.

νекс
=0,5*(1,125–0,1)*1=0,56 м3

Визначаю об’єм земляних робіт по поширенню приямків для зварювання неповоротних стиків. Згідно вимог приямок копається на 0,2 м нижче дна траншеї, а отже глибину приямка визначаю за формулою

Нпр
=Нтр ост
+0,2, (4.8)

де Нтр ост
– остаточна глибина траншеї, м.

Нпр
=1,12+0,2=1,32 м

Згідно вимог [1] ширину низу приямку визначаю за формулою

Впр
=D+0,5*2, (4.9)

де D – діаметр труби, м.

Впр
=0,12+0,5*2=1,12 м

Ширину верху приямку визначаю за формулою

В′пр
= Впр
+2*m*Нпр
, (4.10)

де Впр
– ширина низу приямку, м;

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

Нпр
– глибина приямка, м.

В′пр
=1,12+2*0,5*1,32=2,44 м

Об’єм розробленого ґрунту при поширенні приямків визначаю за формулою

νпр
=,
(4.11)

де Впр
– ширина низу приямку, м;

В′пр
– ширина верху приямку, м;

Нтр
– глибина приямку, м;

l – довжина траншеї (прийняв 1 м), м;

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

Vпр
= (1,12+2,44)/2*1,32*0,6–0,51=0,72 м3

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

З метою визначення робочої ширини будівельного майданчика розраховую ширину відвалу. Для її визначення необхідно врахувати збільшення об’єму після рихлення. Розрізняють два показники рихлення ґрунту: коефіцієнт початкового рихлення – К1
, який показує ступінь рихлення щойно розробленого ґрунту; коефіцієнт кінцевого рихлення – К2
, який показує ступінь рихлення злежаного або втрамбованого ґрунту після його засипання. Для даної категорії ґрунту К1
=1,2, К2
=1,05.

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

ν΄заг
=νшур
* К1
, (4.12)

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

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

ν΄заг
=0,56*1,2=0,67 м3

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

hвід
=, (4.13)

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

hвід
=√0,67=0,82 м

Ширину відвалу визначаю згідно формули

Ввід
=2*hвід
, (4.14)

де hвід
– висота відвалу, м.

Ввід
=2*0,82=1,64 м

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

νзаг
=νшур
*lшур
*nшур
+νекс
*(L-lшур
*nшур
)+νпр
*lпр
*n, (4.15)

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

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

νруч зас
– 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
=0,56*4+0,51*(460–4)+0,72*2*1=259,04 м3

Об’єм ґрунту у відвалі визначаю згідно формули

V1
=νзаг
*К1
, (4.16)

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

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

V1
=251,04*1,2=310,85 м3

Після вкладання газопроводу на постіль він спочатку засипається м’яким ґрунтом з відвалу на 0,4 м вище верхньої відмітки ізольованої труби, з пошаровим ущільненням ручною трамбівкою та підбивкою «пазух».

Об’єм ґрунту для присипки газопроводу визначається за формулою

νруч пр
=, (4.17)

де D – діаметр труби, м;

В-ширина низу траншеї, м.

νруч пр
=0,5*(0,125+0,4)*1–3,14*0,1252
/4*1=0,25 м3

Об’єм бульдозерної засипки визначаю за формулою

νбул
=В*(Н-D – 0,4)*l, (4.18)

де D – діаметр труби, м;

В-ширина низу траншеї, м;

Н – глибина траншеї, м.

νбул
=0,5*(1,12–0,125–0,4)*1=0,3 м3

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

Визначаю об’єм робіт по зворотній засипці за формулою

V2
=(νруч пр
*L+νбул
*L+νпр
*lпр
*n)*К2
, (4.19)

де νруч пр
– 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
=1,05).

V2
=(0,25*460+0,3*460+0,72*2*1)*1,05=267,1 м3

Визначаю об’єм робіт по вивезенню ґрунту

V3
=νзаг
*(К1
-К2
)+νтруб
*L, (4.20)

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

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

К2
– коефіцієнт вторинного рихлення, (К2
=1,05);

νтруб
– об’єм ізольованої труби, м3
;

L – довжина траси газопроводу, м.

V3
=259,04*(1,2–1,05)+0,012*460=44,38 м3

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

, (4.21)

де V1
– об’єм ґрунту у відвалі, м3
;

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

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

(310,85 – (267,1+44,38))/310,85*100% = -0,2 < ±5%

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

V = П / V*Tзм
, (4.22)

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 = 320/0,56*8=71,4 м/год

Для риття траншеї під газопровід мною попередньо прийнятий екскаватор ЭТН-124 з об’ємом ковша 0,25 м3
та оберненою лопатою, змінна продуктивність якого визначається за формулою

, (4.23)

де Тзм
– час зміни, год (Тзм
=8 год);

Нчас
– норма часу в машино-годинах на розробку 1 м3
ґрунту в щільному стані (2); Нчас
=0,025.

П=8/0,025=320 м3
/зм

Згідно з завданням монтаж газопроводу буде виконуватись трубами довжиною 12 м. Таким чином загальна кількість труб, що підлягає монтажу визначається за формулою

, (4.24)

де L – довжина траси газопроводу, м;

lтр
– довжина окремої труби, м.

nтр
=460/10=46 шт.

Аналогічно можна визначити кількість стиків, які підлягають зварюванню

, (4.25)

де L – довжина траси газопроводу, м;

lтр
– довжина окремої труби, м;

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

nст
=460/10+1=47 шт.

Об’єм робіт по зняттю ре культиваційного шару грунту визначаю згідно формули

V=(В+0,5)*L*h, (4.26)

де В-ширина низу траншеї, м;

L – довжина траси газопроводу, м.

V=(0,5+ 0,5)*460*0,2 = 92 м3

Таким чином, мінімальну ширину робочої зони визначаю згідно формули

ШРЗ=К+ШВ+2*Б+В+Зт+Т, (4.27)

де ШВ – ширина відвалу, м, ШВ=1,64 м;

Б – ширина берми, м, Б=0,5 м;

В-ширина траншеї, м, В=0,5 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+1,64+2*0,5+0,5+0,375+3,5=7,5 м

Довжину огорожі будівельного майданчику визначаю за формулою

Lогор
=2*L, (4.28)

де L – довжина траси газопроводу, м.

L=2*460=920 м

Кількість стиків, що підлягають контролю фізичними методами слідуючим чином. Згідно вимог [1] для тиску 0,002 МПа повинно контролюватися 10% всіх стиків.

nст ф к
=nст
*0,1, (4.29)

де nст
– кількість стиків, шт.

nст ф к
=26*0,1=3 шт.

Визначаю фактичну довжину «захвату» за формулою

, (4.30)

де L – довжина траси газопроводу, м.

L=460/5=92 м

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

Таблиця 4.1 – Відомість затрат праці по всьому фронту робіт

№ п/п	Найменування робіт	РЕКН Вимірник		Кількість	Норми часу Буд Маш		Затрати праці
№ п/п	Найменування робіт	РЕКН Вимірник		Кількість	Норми часу Буд Маш		Буд	Маш
1.	Транспортування труб	25–22–1	100 м	0,46	5,75	27,98	26,45	66,59
2.	Рекультивація грунту	1–24–6	1000м3	0,1	–	11,58	–	1,16
3.	Розробка вручну	1–164–2	100м3	0,1	261,8	1,7	26,2	0,17
4.	Підвішування підземних комунікацій	22–49–1	1 км	0,001	100,96	0,87	0,1	0,0009
5.	Розробка грунту екскаватором у відвал	1–14–2	1000м3	0,26	–	25,12	–	6,53
6.	Встановлення перехідних містків	20–2–1	100м2	0,02	22,04	1,54	0,44	0,03
7.	Вкладання і зварювання поліетиленових труб з гідравлічним випробуванням	22–11–5	1 км	0,46	395,2	59,68	27,45	181,8
8.	Встановлення фасонних частин	16–24–1	10 шт	0,1	87,25	4,95	8,73	0,5
9.	Контроль якості стиків	25–122–3	1 ст	5	2,01	4,33	10,05	21,5
10.	Встановлення контрольних трубок	16–75–1	1 шт	1	5,29	1,02	5,29	1,02
11.	Засипання вручну траншей і котлованів	1–166–1	100м3	1,15	150,45	–	173,02	–
12.	Ущільнення ґрунту пневматичним трамбуванням	1–134–1	100м3	1,15	18,36	4,45	21,11	5,12
13.	Засипка траншей і котлованів бульдозером	1–71–5	1000м3	0,24	1,7	–	0,4	–
Σ=307,55	Σ=276,22

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

Визначаємо сумарні затрати праці по всьому фронту робіт за формулою

Тзаг
= Тб
+Тм,
(4.31)

де Тб
– затрати праці будівельників,

Тм
-затрати праці машиністів.

Тзаг
=307,55+276,22=583,77 люд/год.

Визначаємо строки будівництва газопроводу

Nд
= Тзаг
*К/nбр*
Нзм
, днів (4.32)

де Тзаг-
сумарні затрати праці по всьому фронту робіт,

nб
-кількість чолоків у бригаді,

Нзм
– час зміни.

Nд
=583,77*0,5/8*8=5 днів.

Вибір машин розпочинаю з вибору ведучого механізму, яким буде екскаватор ЭТН-124, з шириною ріжучої кромки 0,4 м. Вибраний екскаватор буде здійснювати копання траншеї і його буде можливо використати для виконання робіт по навантаженню надлишкового ґрунту.

Попередньо для вивезення надлишкового ґрунту приймаю автосамоскид ММЗ-555 з об’ємом кузова 4,5 м3
.

Визначаю кількість рейсів автомобіля для вивезення ґрунту за формулою

, (4.33)

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
=28,5/4,5*0,9=7 рейсів

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

Визначаю час транспортної операції згідно формули

tтр оп
=tх п
+tзав
+tр п
+tрозв
, (4.34)

де tх п
– час холостого переїзду, год;

tзав
– час завантаження, год;

tр п
– час переїзду з вантажем, год;

tрозв
– час розвантаження, год.

Час холостого ходу визначаю за формулою

, (4.35)

де Lx
– відстань вивезення ґрунту, км;

ν – середня швидкість руху, км/год;

К – коефіцієнт зміни швидкості (К=0,5).

tх п
=10/45*0,5=0,44 год

Визначаю час завантаження кузова автомобіля за формулою

tзав
=νкуз
*К1
*Нчас
, (4.37)

де Нчас
– норма часу в машино-годинах на розробку 1 м3
ґрунту в щільному стані [2]; Нчас
=0,025;

νкуз
– об’єм кузова, м3
;

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

tзав
=4,5*0,9*0,025=0,1 год.

Визначаю час переїзду автомобіля з вантажем згідно формули

, (4.38)

де Lx
– відстань вивезення ґрунту, км;

νр
– середня швидкість руху з вантажем, км/год;

К – коефіцієнт зміни швидкості (К=0,5).

tрп
=10/40*0,5=0,5 год.

Час розвантаження для автомобіля самоскида tрозв
=0,1 год. А тому, час транспортної операції визначиться

tтр оп
=0,44+0,1+0,5+0,1=1,14 год

Визначаю загальні затрати часу по вивезенню надлишкового ґрунту за формулою

Тзаг
= nр
*tтр оп
, (4.39)

де tтр оп
– час транспортної операції, год;

nр
– кількість рейсів автомобіля для вивезення ґрунту, шт.

Тзаг
=7*1,14=7,98 год.

Для забезпечення виконання робіт на захваті необхідно затратити 7,98 години. Прийнятий самоскид разом з екскаватором забезпечують виконання робіт в ритмі потоку з заданою потоковою швидкістю. Для більш ефективного використання самоскида він повинен доставляти на будівельний майданчик матеріал для устрою постелі.

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

Рпл
=ртр
*lпл
, (4,40)

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

lпл
– довжина пліті, м.

Рпл
=3,8*30=174 кг

Враховуючи те, що вага монтажної одиниці суттєва, то вкладання пліті буду здійснювати за допомогою автокрану.

А тому, необхідно вибрати тип автокрану, яким буде здійснюватись вкладання плітей. Підбір машини починаю з визначення розрахункового вильоту стріли автокрана за формулою

Rроз
=Rmin
+1,5+В/2, (4.41)

де Rmin
– мінімальний виліт стріли, м;

Б – довжина берми, м;

В-ширина низу траншеї, м.

Rроз
=3,5+1,5+ 0,5/2=5,25 м

Визначаю вантажопідіймальність крана на розрахунковому вильоті стріли згідно формули

, (4.42)

де Р – вантажопідйомність крана при мінімальному вильоті стріли, т;

Rmin
– мінімальний виліт стріли, м;

Rроз
– розрахунковий виліт стріли автокрана, м.

Рроз
= 1*3,5/5,25=0,66 т

Навантаження на один гак автокрана знаходжу за формулою

Р1гак.
= Рпл
/2 (4.43)

Р1кр
= 0,147/2= 0,074 кг

Рроз
=0,66>0,074

Тобто кран може працювати без опор.

Визначаю величину розривного зусилля стропа згідно формули

R=S*K, (4.44)

де S – навантаження на гілку стропа, кг*с;

K – коефіцієнт запасу міцності (K=6).

R=190*6=1140 кг*с

Визначаю довжину віток стропа згідно формули

= =20 (4.45)

де В-висота від гака до труби, м;

А – довжина пліті, м.

Для вкладання вибираю кран типу КС-1562 та стропи ТК46х7 (по ГОСТ 3071–88) з розривним зусиллям 3310 кг*с/мм2
.

4.3 Вибір матеріалів для будівництва

Згідно [1] для спорудження підземних поліетиленових газопроводів використовують труби поліетиленові ПЕ 80 ГАЗ SDR-11–125x11,4 ДСТУ Б.В.2.7–73–98.

Кількість труб, необхідних для виконання даного об’єму будівництва визначаю слідуючим чином. На основі РЕКН визначаю кількість труб на спорудження 1 км газопроводу; норма витрати складає 1010 м. Таким чином, для даної траси буде потрібно

Lтр
=Lнор
*Ктр
, (4.46)

де Lнор
– нормативна довжина для спорудження 1 км прямого газопроводу, м;

Ктр
– кількість кілометрів.

Lтр
=1010*0,46=464,6 м

Матеріали для виконання зварювальних робіт визначаю аналогічно

Nм
=0,44*0,46=0,2 м3

де 0,44 – нормативна кількість толі з крупнозернистою посипкою ТГ-350 на 1 мм;

Визначаю необхідний об’єм води;

Nв
=29*0,46=13,34 м3

4.4 Захист газопроводів від корозії

При будівництві сталевих газопроводів використовується активний і пасивний види захисту. До активного відноситься електродренажний захист, катодний, протекторний. До пасивного бітумно-мастичні ізоляції та термоплівки.

Так, як поліетилен не піддається корозії то ні активний ні пасивний захист не виконується. В моєму проекті в

икористано роз’ємне з’єднання поліетилен-сталь. Так, як ставль піддається корозії, виконуємо пасивний захист, тобто наносимо посилену бітумно-мастичну ізоляцію. При нанесенні бітуму, його температуру доводять до 80 Со
. При ізоляції поліетиленову частину накривають негорючою тканиною, запобігаючи оплавленню.

4.5 Технологія будівництва поліетиленових газопроводів

Монтаж газопроводів – це комплекс робіт, який здійснюють у трасових умовах. Відомо, що газопроводи з пластмасових труб мають в порівнянні з сталевими корінну відмінність – легкість. Наприклад, труби з поліетилену мають тільність 0,91: поліетилену низької та високої щільності 0,92–0,93; полівінілхлориду – 1,42 г./см3
, тобто в середньому в 7–8 разів менше, ніж у сталевих.

Підготовчі та земляні роботи на трасі газопроводу

До підготовчих робіт з будівництва поліетиленових газопроводів будівельна організація повинна приступати після отримання затвердженої технічної документації від замовника, ознайомлення з проектом виробництва робіт.

До складу підготовчих робіт входять такі операції:

–
розбивка і планування траси;

–
земляні роботи;

–
вибраковка труб;

–
транспортування труб па об'єкти:

–
розкладання труб по трасі;

–
встановлення зварювального обладнання.

Розбивка і планування трас поліетиленових газопроводів, а також земляні роботи при прокладанні газопроводів з поліетиленових труб виконується так, як і для сталевих, однак при цьому необхідно приділяти більше уваги підготовці дна траншеї і присипці газопроводу. Траншею риють шириною втр
=dн
+0,3 м м, але не менше 0,7 м.

Розбивка траси газопроводу повинна виконуватись в присутності представника будівельної організації і замовника шляхом встановлення на осі газопроводу газопроводу і показників про наявність на даній ділянці траси підземних комунікацій.

По трасі слід провести очищення від дерев, кущів та ін.

Планування траси повинно виконуватись широкозахватним бульдозером з таким розрахунком, щоб після проходження землерийного екскаватора залишалась спланована смуга (шириною не менше 1,5 м для ведення робіт по зварюванню поліетиленових труб).

Земляні роботи повинні виконуватись відповідно до вимог «Земляні спорудження. Правила виробництва і приймання робіт».

Розробку траншеї під поліетиленовий газопровідслід виконувати механізованим способом з викиданням грунту в один бік. З цією метою використовують багатоковшові екскаватори типу ЕТН-121, ЕТР-132Б та ін.

Ширина і глибина траншеї для вкладання поліетиленового газопроводу повинна відповідати вимогам проекту виробництва робіт. Рити траншею слід безпосередньо перед вкладанні в неї звареної поліетиленової пліті (секції).

Транспортування труб на об'єкти будівництва газопроводу від місця складування і розвезення по трасі виконують в основному автомобільним транспортом. Кількість труб, що вивозять на об'єкт, повинна встановлюватись змінним виробітком.

Розвантаження труб на місці складування повинно виконуватись слюсарем з монтажу і ремонту газопроводів під наглядом зварювальника поліетиленових газопроводів.

Розкладання труб слід проводити торець в торець вздовж траси з якомога меншим інтервалом.

Перед вкладанням поліетиленових газопроводів дно траншеї повинно бути очищеним від грудок грунту і каміння, нерівності дна траншеї не повинні перевищувати 20–30 м. Грунт що використовується для влаштування постелі і засипання, не повинен мати домішок масел та органічних домішок.

Встановлюючи зварювальне обладнання на місці будівництва газопроводу, слід враховувати зручність проведення робіт із зварювання. Пальник повинен розташовуватись на відстані не менше 5 м від балону і не менше 1 м від поліетиленових труб. Приєднання шланга до балона і пальника повинно проводитись спеціальними стяжками (інвентарними хомутами).

4.6 Технологія зварювання поліетиленових труб в розтруб

Одним з основних технологічних процесів, що багато в чому визначає експлуатаційну надійність поліетиленових газопроводів і темпи їх будівництва, є зварювання. Для з'єднання труб І деталей з поліетилену низького тиску застосовують контактне теплове зварювання у стик.

Теплове зварювання термопластів виконується, як відомо, за рахунок дифузії молекул нагрітого полімеру до його в'язкотекучого стану в контактованих поверхнях. Ділянка в' язкотекучого стану полімеру –
інтервал температур, що знаходяться між температурою виникнення течії і температурою розпаду полімеру. У такому інтервалі температур і здійснюється нагрівання труб при тепловому зварюванні. У різних полімерів цей інтервал різний. Якщо він дуже великий, то процес зварювання ускладнюється за рахунок тимчасової жорсткості режиму, а це. істотно, може впливати на якість зварювання.

У в'язкотекучому стані молекули поліетилену мають досить високу швидкість переміщення одна відносно одної. Чим більша рухомість молекул (менша в'язкість розплаву), тим більше за один і той же час молекули полімеру можуть проникнути в пограничні зони зварювальних поверхонь, тим міцніше буде з'єднання. Невдало вибрані теплотехнічні параметри зварювання г однією ч причин отримання стикових з'єднань з низькими показниками міцності. Щоб уникнути цього, слід точно знати ті температурні інтервали, при яких відбуваються фазові перетворення в процесі нагрівання і плавлення полімеру.

Коротко вимоги такі: зварювання труб при високих температурах повітря необхідно вести н жорстких режимах (тобто після 2–3-хвилинної витримки стик швидко охолоджують); при зварюванні в зимовий період при температурі від -5 до -15 °С стик охолоджується за рахунок навколишнього повітря, тобто повільно. Ідеальною буде вважатись така якість стику, яка Ідентична якості матеріалу труб.

Технологічний процес зварювання включає такі етапи:

–
підготовка труб до зварювання (збір і встановлення труб у зварювальній установці);

– механічна обробка торців (обробка зварюваних кромок):

–
перевірка точності співпадіння торців;

–
приведення труб до контакту з нагрівальним інструментом і нагрів торців (оплавлення);

–
видалення деталей інструменту і виведення інструменту із зони зварювання (технологічна пауза);

– стискання труб однієї з іншою (осадка стику) з охолодженням стику під тиском.

Оплавлення зварюваних горців здійснюється плоским нагрівальним інструментом, що являє собою алюмінієвий диск, кільце або плиту. Температура поверхні інструменту – 21О-230 °С. При оплавленні торці труб притискують до інструменту) з певним зусиллям. На початку процесу оплавлення створюють підвищений тиск (до 0,1–0,25 МІІа) для забезпечення повного контакту торців з нагрівачем. Потім тиск зменшують (до 0,02–0,03 МПа) і продовжують нагрів протягом певного часу, який залежить від товщини стінки груби.

Тривалість технологічної паузи (час між закінченням оплавлення торців і початком осадки стику) не повинен перевищувати 3–7 с.

Осадку стику виконують при наданому тискові, який складає 0,15–0,25

МПа, тривалість збільшення тиску осадки 3–8 с. Зварені труби повинні залишатись закріпленими в затискачах центратора зварювальної установки до тих пір, доки температура стику не знизиться до 50–60 °С.

Зварювання поліетиленових труб з маркуванням «ГАЗ» і з’єднувальних деталей до них допускається при температурі від -5 до +30 °С. При температурі нижче -15 °С зварювання виконують у спеціальних укриттях. Місце зварювання необхідно захищати від вітру: атмосферних опадів, сонячного проміння, пилу та піску.

Для зварювання поліетиленових труб нагрітим інструментом у стик розроблено і випускається малими серіями декілька модифікацій механізованих установок для зварювання поліетиленових труб у стик і (розтруб). Конструкція і маса зварювальних установок залежить від діаметра та типу труб, а також від функцій, які вони виконують (нове будівництво, заготовка вузлів на ЦЗБ, ремонт газопроводів). Установки можуть бути переносними, транспортованими на підручних засобах стаціонарні.

Інститутом ім. Патона розроблено установки УСТТ-110 та УСТТ-225. Виробництво їх освоїв Єреванський завод «Рем деталь». Установки комплектуються нагрівальними інструментами, визначаються простотою виготовлення, невеликою масою і безпечністю в роботі. Ці установки успішно впроваджуються при будівництві поліетиленових газопроводів у Миколаївській, Полтавській, Харківській, Київській, Сумській, Донецькій та інших областях України.

Технологічні операції із зварювання поліетиленових труб на установках УСТТ-1 10 та УСТТ-225 виконуються в такій послідовності:

–
встановлюється на блоці керування температура нагрівального інструменту 220 °С, що забезпечує підтримку в автоматичному режимі на поверхні нагрівального інструменту 220 °С;

–
труби закріплюються в затискачах центра торів, при цьому виліт кінців труб із затискачів має бути достатнім (від 10 до 20 мм) для ведення осадки труб у процесі зварювання;

– для вирівнювання зварюваних поверхонь, видалення шару, що зазнав впливу сонячної радіації і кисню повітря, при якому на зварюваних торцях знімається шар глибиною не менше 2 мм. Непаралельність торців після механічної обробки не повинна перевищувати 0,3 мм для труб діаметром 63 мм, 0,4 мм для труб діаметром 110, 160 мм, 0,5 – для труб діаметром 225 мм;

– проміжок часу між торцюванням і нагрівом зварюваних поверхонь не повинен перевищувати 3 хв;

– перевіряється центрування, а потім надійність кріплення труб у центраторі шляхом зведення труб і створення тиску осадки від 0,20 до 0,25 МПа. При цьому не повинно відбуватись ковзання труб у затискачах центраторів. Попередньо визначається зусилля осадки. Зусилля холостого ходу визначається силовимірювальним пристроєм при переміщенні затиснутої в хомути центратора труби (пліті);

– після перевірки виходу на робочий режим нагрівальний інструмент встановлюється в зазор між трубами і створюється тиск оплавлення 0,2+0,05 МПа, який підтримується до утворення по всьому периметру труби первинного грата висотою: 0,5 мм при товщині стінки до 7 мм; 1,0 мм – від 7 до18 мм; 1,5 мм – більше 18. Після утворення первинного грата необхідно знизити тиск до мінімального 0,02 – 009 МПа, що забезпечить щільне прилягання горців труб до нагрівального інструменту. Торці труб прогрівають протягом часу, який визначають залежно від товщини стінки труби і температури навколишнього середовища:

– після закінчення процесу прогрівання видаляється нагрівальний інструмент із зони зварювання, створюється тиск осадки 0,2–0,05 МПа і забезпечується природне охолодження зварного стику в центраторі під вищевказаним тиском осадки. Тривалість технологічної паузи між моментом закінчення прогріву і початком осадки, збільшення тиску осадки і охолодження зварного стику.

4.7 Будівельний паспорт підземного газопроводу

БУДІВЕЛЬНИЙ ПАСПОРТ ПІДЗЕМНОГО ГАЗОПРОВОДУ

побудованого_______Охтирським НГВУ__________________________________
_________________________________________________________________

за адресою___вул. Крупській_____ПК-0+157,3_____ПК+70_+156,2____

(вулиця, місто, прив’язки початкового та кінцевого пікетів)

П. 1 ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗОПРОВОДУ

Вказується довжина (для вводу та ввідного газопроводу – підземних та надземних ділянок), діаметр, робочий тиск газопроводу, тип ізоляційного покриття лінійної частини зварних стиків (для підземних газопроводів та газопроводів вводів), кількість встановлених запірних пристроїв та інших споруд.

____________________
L=460 м, D=125х7,1, Р=0,01 МПа

П. 2 ПЕРЕЛІК ПОДАНИХ СЕРТИФІКАТІВ, ТЕХНІЧНИХ ПАСПОРТІВ (АБО ЇХНІХ КОПІЙ) ТА ІНШИХ ДОКУМЕНТІВ, ЩО ПРИКЛАДАЮТЬСЯ ТА ЗАСВІДЧУЮТЬ ЯКІСТЬ МАТЕРІАЛІВ ТА ОБЛАДНАННЯ

_____Сертифікат на труби, електроди, паспорт на засувку, паспорт на ковер,____ колодязь______________________________________________________________

Примітка. Допускається прокладати (або розміщувати в даному розділі) витяги із зазначених документів, завірені особою, відповідальною за будівництво об’єкту, та які містять необхідні дані (номер сертифікату, марка (тип), нормативних або технічних документів, розміри, номер партії, завод-виготовлювач, дата випуску, результати випробувань).

П. 3 ДАНІ ПРО ЗВАРЮВАННЯ СТИКІВ ГАЗОПРОВОДІВ

П.І.П. зварника	Номер(клеймо) зварника	Зварено стиків		Дата проведення зварювальних робіт
		діаметр труб, мм	кількість, шт.
Клименко І.А.	К	127х7,1	47	17.04.2006

Майстер
________________________________Максименко Є.В.
____________

(посада, підпис, ініціали, прізвище виконавця робіт)

П. 4 ПЕРЕВІРКА ГЛИБИНИ ЗАКЛАДАННЯ ГАЗОПРОВОДУ, УКЛОНІВ, ПОСТЕЛІ, УЛАШТУВАННЯ ФУТЛЯРІВ, КОЛОДЯЗІВ, КІВЕРІВ

Встановлено, що глибина закладання газопроводу від поверхні землі до верху труби на всьому колодязі, уклони газопроводу, постелі під трубами, а також улаштування футлярів, колодязів, коверів відповідають проекту

Виконавець робіт_______________________майстер Максименко Є.В.
___________

(посада, підпис, ініціали, прізвище)

Представник експлуатаційної організації______бригадир_____Кіктенко В.В.____

(посада, підпис, ініціали, прізвище)

Представник замовника ____________________майстер
____Богдан Ю.О._______

(посада, підпис, ініціали, прізвище)

П. 5 ПРОДУВКА ГАЗОПРОВОДУ, ВИПРОБУВАННЯ ЙОГО НА МІЦНІСТЬ ТА ГЕРМЕТИЧНІСТЬ

П. 6.1 «18» квітня 2006 р. перед випробуванням на міцність зроблена продувка газопроводу повітрям

П. 6.2 «18» квітня 2006 р. проведене пневматичне (гідравлічне) випробування газопроводу на міцність тиском 0,6
МПа з витримкою протягом 24
год.

До початку випробування підземний газопровід знаходився під тиском повітря протягом 6 год. для вирівнювання температури повітря в газопроводі з температурою ґрунту.

Заміри тиску проводилися манометром (дифманометром) за ГОСТ2405 клас 1.

Дані замірів при випробуванні підземного газопроводу

Дата випробування			Виміри тиску, кПа				Падіння тиску, кПА
місяць	число	години	манометричне		барометричне		допустиме	фактичне
			Р1	Р2	В1	В2
квітень	18 18	900 900	300	294,2	104	103	4,0	3,3

Згідно з даними вищенаведених замірів тиску підземний газопровід випробування на герметичність витримав, витоки і дефекти в доступних для перевірки місцях не виявлені.

«__»________200___р. проведено випробування надземного газопроводу (надземної частини газового вводу) на герметичність тиском___МПа з витримкою протягом___год., подальшим зовнішнім оглядом і перевіркою всіх зварних, різьбових і фланцевих з’єднань. Витоки і дефекти не виявлені. Надземний газопровід (надземна частина газового вводу) випробування на герметичність витримав.

Виконавець робіт_________________майстер Максименко Є.В._______________

Представник експлуатаційної організації__________бригадир Кіктенко В.В.____

Представник замовника _______майстер Богдан Ю.О._______________________

П. 6 ВИСНОВОК

Газопровід (газовий ввід) збудований згідно з проектом, розробленим

___________Сумським проектним інститутом ____________________________

(найменування проектної організації і дані випуску проекту)

з урахуванням узгоджених змін, внесені в робочі креслення №__

Будівництво розпочато «15» квітня _2006 р.

Будівництво закінчено «20» квітня 2006 р.

Головний інженер будівельно-монтажної організації__Хоруженко Р.І.
________

(посада, підпис, ініціали, прізвище)

Представник експлуатаційної організації____________бригадир Кіктенко В.В.

(посада, підпис, ініціали, прізвище)

Представник замовника_____________________майстер Богдан Ю.О._________

(посада, підпис, ініціали, прізвище)

5. Експлуатація систем газопостачання

5.1 Організація обслуговування режимів зварювання

Теплове зварювання термопластів виконується, як відомо, за рахунок дифузії молекул нагрітого полімеру до його в'язкотекучого стану в контактованих поверхнях. Ділянка в'язкотекучого стану полімеру –
інтервал температур, що знаходяться між температурою виникнення течії і температурою розпаду полімеру. У такому інтервалі температур і здійснюється нагрівання труб при тепловому зварюванні. У різних полімерів цей інтервал різний. Якщо він дуже великий, то процес зварювання ускладнюється за рахунок тимчасової жорсткості режиму, а це. істотно, може впливати на якість зварювання.

Режими зварювання

Діаметр труби

Час (сек.).

Технологічна пауза

(сек.)

Час (хв.)

Прогрів труби

(градуси Цельсія)

Охолодження зварного

з’єднання

(градуси Цельсія)

-5+5◦

+5+20◦

>+20◦

-5+5◦

+5+20◦

>+20◦

110

10–12

12–14

16–20

20–24

24–30

30–40

40–50

50–60

6–7

8–9

13–15

17–19

22–24

26–28

33–35

40–42

4–6

5–6

6–7

10–12

15–17

20–22

24–26

30–32

37–40

2–3

3–4

4–5

5–6

6–7

2–3

3–4

4–5

5–6

6–7

7–8

8–10

10–12

2–3

4–5

5–7

6–8

8–9

8–10

10–12

12–14

4–5

5–6

6–7

7–8

8–9

9–10

10–12

12–13

14–15

Технологічний процес зварювання включає такі етапи:

–
підготовка труб до зварювання (збір і встановлення труб у зварювальній установці);

– механічна обробка торців (обробка зварюваних кромок):

–
перевірка точності співпадання торців;

–
приведення труб до контакту з нагрівальним інструментом і нагрів торців (оплавлення);

–
видалення деталей інструменту і виведення інструменту із зони зварювання (технологічна пауза);

– стискання труб однієї з іншою (осадка стику) з охолодженням стику під тиском.

Склад бригади

Обладнання та інструмент

Спеціальність

К-сть

чол.

Назва

Марка

К-сть

шт.

Зварювальник 4 р.

Слюсар 3 р.

- Генератор струму

- Термометр ТТ-ЦО16

- Нагрівальний елемент

- Комплект змінних профільних пар (дорн-гільза) Ǿ -16–110

- Центратор

- Кутник

- Калібри

- Лінійка

- Ножиці Д-63

- Цикля

- Фаскознімач

HONDA

ТТ-ЦО16

1 компл.

Осадку стику виконують при наданому тискові, який складає 0,15–0,25

– проміжок часу між торцюванням і нагрівом зварюваних поверхонь не повинен перевищувати 3 хв;

5.2 Енергоресурсозбереження при експлуатації та контролю якості зварного з’єднання

Контроль якості зварних з'єднань поліетиленових газопроводів можна розподілити на 3 етапи: попереджувальний – до початку зварювання, активний – в процесі зварювання, приймальний – після завершення зварювання.

При попереджувальному контролі

рівень якості зварного з'єднання залежить, перш за все від якості матеріалу.

Вимоги, які ставлять до якості поліетиленових труб, призначених для транспортування газу сформульовано в нормативно-технічній документації, в якій регламентуються допустимі значення лінійних розмірів: довжина труби, її середній зовнішній діаметр і товщина стінки. Використовуване зварювальне обладнання повинно бути атестоване на право застосування при будівництві газопроводів. Повторна атестація зварювального обладнання виконується з інтервалом не більше ніж 10 днів (незалежно від перерв у роботі).

При зварюванні для забезпечення високої якості зварних з'єднань необхідне співпадання зварюваних труб за діаметром і товщиною стінки.

Активний контроль

–
це контроль правильності витримки оптимальних технологічних параметрів зварювання. Затримана інформація про ці параметри дозволяє прогнозувати якість зварного з'єднання в процесі експлуатації.

Контролю підлягають такі технологічні параметри:

•
температура нагрівального інструменту (нагрівача);

•
температура і глибина проплавлення контактних з нагрівачем торців труб;

•
час і тиск їх оплавлення;

•
тривалість технологічної паузи після встановлення нагрівача;

•
час і тиск при осадці і охолодженні зварного стику.

Контроль температури нагрівального інструменту виконується термоіндикатором температури; глибини проплавлення торців труб за допомогою термографічної приставки, розробленої в ІЕЗ ім. Патона. В результаті термографічного контролю залишається термограма, на якій зареєстровано розподілення глибини прогрівання по периметру труби.

Для контролю технологічних параметрів зварювання і оцінки якості зварних з'єднань «Гипрониигазом» розроблений прилад – циклограф. За його допомогою на паперову стрічку – термограму записується весь технологічний цикл зварювання.

Основна частина цього приладу – реєструючий блок, розташований у пило- і вологозахищеному кожусі. Він складається із стрічкопротяжного і манометричного механізмів і реле тиску. Реєструючий блок за допомогою спеціальних кронштейнів кріпиться до рами зварювальної установки і з'єднується з трубопроводом з її гідравлічною системою. Тиск робочої рідини, утворюваний в гідросистемі установки при оплавленні і осадці, передається одночасно на стискання торців труб і на манометричний механізм циклографа, перетворюючий змінюючий тиск у зворотно-поступальний рух записуючого пристрою. Таким чином, на діаграмній стрічці, що рухається з постійною швидкістю, записується у вигляді циклограми весь процес зварювання.

Прилад призначений для користування з установкою УСПТ, але може працювати і з установками іншого типу, які мають гідравлічну систему. Застосування циклографа дозволяє підвищити надійність зварних з'єднань поліетиленових труб.

Термограма є паспортом контрольованого стику. Таким чином, за допомогою циклограм, можна здійснювати контроль за правильністю виконання зварювальних операцій. Циклограми можуть служити додатковою якісною характеристикою при перевірочних випробуваннях пластмасових газопроводів. Контроль за встановленими оптимальними параметрами зварювання за допомогою циклограм дозволяє підвищити відповідальність виконавців будівельно-монтажних робіт і не допустити до експлуатації зварні з'єднання поліетиленових газопроводів, виготовлені з відхиленням від заданого режиму.

Приймальний контроль

–
це безпосередній контроль якості зварного стику. Методика оцінки якості зварних з'єднань поліетиленових труб повинна включати як руйнуючі, так і неруйнуючі методи контролю.

При короткочасних руйнуючих випробуваннях зварні шви поліетиленових газопроводів перевіряються вибірково на зразках – лопатках, вирізаних з периметра шва за методикою, наведеною в ГОСТ 11262–80 (ОСТ СЕВ 1199–78) «Пластмаси». Метод випробування на розтягування. Зразки для механічних випробувань вирізаються з пробних стиків не раніше, ніж через 24 години після зварювання. Зразки для випробувань в кількості не менше 5 штук на кожен стик вирізають з ділянок стику, розташованих рівномірно по його периметру, шляхом розпилювання стику на смужки з подальшим їх фрезеруванням. Допускається при товщині стінки труби до 10 мм зразки вирубувати штампом – просічкою. Ґрат із зварного шва не знімається, а зварний шов не повинен бути розташований посередині зразка. Форми і розміри зразків наведено на схемі та табл. 5.1.

Таблиця 5.1 – Форми та розміри зразків

Товщина стінки труби, 5, мм

Параметри зразка, мм

До 10

Більше 10 до 23

10±0,5 20±0,5

115±5

150

170

20±6

40±0,5

Рис. 5.1 Схема зразка для випробування стикових зварних з'єднань на розтягування і його розміри

Таблиця 5.2 – Геометричні параметри зварного з'єднання

Товщина стінки труби, мм

Від 5 до 7

Від 7 до 8

Від 9 до 10

Від 10

до 14

Від14 до 18

Від 8

до 23

Висота грата не менше, зсув мм кромок не більше, мм

2,5

0,5

1,0

1,5

2,0

Випробування зразків проводять не менше, ніж через 16 годин після їх виготовлення. Для випробувань застосовують розривні машини, які забезпечують посилення, необхідне для руйнування зразка при швидкості переміщення рухомого захвату 50 мм/хв. Якість зварних з'єднань вважається задовільною, якщо всі випробувані зразки були зруйновані поза швом (за межами зварювання) – рис. 5.1

У якісному зварному з'єднанні валики з обох боків зварного шва повинні бути овальної форми, гладкими, рівномірними і симетричними по всьому периметру (рис. 5.2). Крім того, валики не повинні мати раковин, тріщин, розривів, сторонніх включень та інших дефектів. Впадина між валиками повинна бути видимою, не мати різкої розмежувальної лінії і бути не нижче зовнішньої поверхні труби. Основні дефекти зварних з'єднань поліетиленових труб, причин їх виникнення і способи запобігання наведені в табл. 16. Геометричні параметри зварного з'єднання повинні відповідати вимогам, зазначеним вище. Допускається найбільша висота грата не більше подвоєного значення, наведеного в таблиці.

Отже, при візуальному контролі якість зварних з'єднань поліетиленових труб характеризується чотирма величинами.

Таблиця 5.3 – Основні поверхневі дефекти зварювання

Дефект	Причина дефекту	Спосіб усунення
Висота грата менша норми	Температура оплавлення нижче норми Час нагріву нижче норми Тиск осадки нижче норми	Встановити потрібну температуру нагрівального інструменту Витримати час нагріву згідно з даними таблиці Забезпечити потрібний тиск осадки
Нерівномірна ширина грата	Нерівні торцеві поверхні Перекіс труб при зварюванні Зміщення торців зварюваних труб	Підвищити точність торців Відрегулювати точність центрування труб Перевірити співвісність
Тріщини і раковини по лініях зварювання	Недостатній тиск осадки Погана підготовка торцевих поверхонь Штучне охолодження зварних швів	Забезпечити потрібний тиск осадки Поліпшити ступінь чистоти зварюваних поверхонь Зварний шов охолоджувати тільки природним шляхом
Непровари	Надмірне охолодження оплавлених поверхонь під час технологічної паузи	Знизити час технологічної паузи до межі, зазначеної в таблиці
Раковини, бульбашки повітря	Температура нагріву вище норми Потрапляння на оплавлені кінці крапель вологи Забруднення поверхні нагрівального інструменту Порушення умов збереження труб	Встановити потрібну температуру нагрівального інструменту Захищати ділянку зварювання від атмосферних опадів Більш ретельно очистити поверхню нагрівального інструменту Збільшити глибину шару, що знімають при торцюванні до 2 мм

Ефективність візуального контролю основана на тому, що названі параметри зварного з'єднання пов'язані з параметрами технологічного процесу зварювання. Наприклад, висота валика грата залежить від глибини проплавлення даної труби і тиску осадки, різниця висот валика грата свідчить про різну глибину проплавлення зварюваних труб, а зсув поверхонь характеризує недостатнє центрування труб або невідповідність зварюваних труб по діаметру.

У результаті досліджень візуального контролю був запропонований такий критерій оцінки якості. Зварні з'єднання вважають якісними, якщо виконується умова:

а/d < 0,1 h1,2
/d >0,15

Бракованим вважається зварне з'єднання, якщо має місце одна з умов:

а/d> 0,1 h1,2
/d <0,15

Вимірювання лінійних розмірів виконується за допомогою штангенциркуля ЩЦ-1 ГОСТ 166–80, який має глибиномір або з допомогою спеціального приладу – профілеміра, розробленого інститутом ім. Платона.

№

п/п

Вимоги до якості зварного з’єднання

Примітка

Валики зварного грату повинні бути рівномірно розподілені по торцю розтрубу з’єднувальної деталі.

Висота валика повинна відповідати таким параметрам:

Геометричні розмірни валиків в різних місцях зварного з’єднання не повинні відрізнятися більше ніж на 20%.

Колір валика повинен відповідати кольору труби і деталі.

Поверхня валиків зварного з’єднання повинна бути гладкою. Без тріщин, раковин, пор, сторонніх включень.

Провести механічні випробування 1% всіх з’єднань, зварених одним зварником на одному етапі, але не менше 3 стиків.

Ǿ<=63 2–3 мм

Ǿ>63 3–4 мм

на віддир на зсув

на сплющення

При будівництві газопроводів кожен зварювальник повинен мати посвідчення на право виробництва зварювальних робіт. Однак, незалежно від наявності названого посвідчення зварювальник повинен виконати зварювання трьох пробних стиків при змінних діаметрах зварюваних труб і типу зварювального обладнання, якщо вперше приступає до зварювання або мав перерву в роботі більше трьох місяців, при переході на інший будівельний об'єкт, а також через кожен рік безперервної роботи. Відбір зразків для механічних випробувань здійснюють після того, як отримані позитивні результати візуального і вимірювального контролю.

Якщо в результаті візуального і вимірювального контролю зварні з'єднання не задовольняють встановлених вимог, або при випробуванні на розтягування руйнування відбулось на площі зварювання, результат вважається незадовільним. У такому випадку зварник виконує подвоєну кількість пробних стиків. Якщо при повторному контролі отримані незадовільні результати хоча б по одному із стиків (при візуальному і вимірювальному контролі) або вирізаних зразків (при випробуваннях на розтяг), то зварник вважається таким, що не витримав випробувань, до роботи не допускається і направляється на повторне навчання.

Результати випробувань пробних стиків оформляють актом або висновком і додають до виконавчої документації на газопровід.

Технологічна підготовка виробництва повинна забезпечувати наявність повного комплекту технічної і технологічної документації та технологічного оснащення. Повинні також дотримуватись вимоги до виконання зварювальних робіт – освітленість робочого місця, відсутність атмосферних опадів, необхідна температура навколишнього середовища.

Особливості будівництва газопроводу з поліетиленових труб регламентуються згідно з прийнятими вимогами. Зварювальні роботи допускається виконувати при температурі повітря від –15 до +30° С (при терморезисторному зварюванні від -10 до +45 °С). У більш широкому інтервалі температур зварювальні роботи слід виконувати в спеціальних приміщеннях. На кожне зварне з'єднання зварник повинен поставити номер стику та клеймо, які наносяться на гарячий розплав через 20–30 секунд після осадки.

Технологічний контроль (температура зварювання, тривалість нагріву і охолодження під тиском, тиск при нагріві і охолодженні зварного стику, тривалість технологічної паузи) здійснюються в стовідсотковому об'ємі по кожному зварному стику. Зварні з'єднання поліетиленових труб необхідно перевіряти зовнішнім оглядом і піддавати механічним випробуванням. Перевірці зовнішнім оглядом підлягають 100% з'єднань, механічним випробуванням – 1% з'єднань, але не менше 5 стиків із загальної кількості виконаних одним зварювальником на одному об'єкті. Контрольні стики слід вирізати в період виробництва робіт з метою виключення вварювання «котушок».

Безпосередньо після закінчення зварювання кожен стик підлягає візуальному контролю, який виконується після звільнення труб із затискачів центратору. Дефектні зварні стики бракуються і вирізаються, після чого виконується виявлення та усунення причин виникнення браку (протокол механічних випробувань).

У процесі виконання зварювальних робіт на кожні 100 стиків необхідно виконувати руйнуючі випробування одного контрольного стику, який слід вирізати безпосередньо з трубопроводу. У випадку незадовільних результатів випробувань виконується повторна перевірка подвоєної кількості контрольних стиків. При незадовільних результатах контрольних випробувань хоча б одного з додаткових контрольних стиків зварювання припиняється, всі зварні стики даного зварника бракуються і вирізаються, при цьому виконують виявлення і усунення причин браку. Якщо причиною браку виявляється низька кваліфікація зварника, то його звільняють від роботи.

5.3 Технологія будівництва поліетиленовими газопроводами з висвітленням технології зварювання поліетиленових труб в розтруб

Для з'єднання труб І деталей з поліетилену низького тиску застосовують контактне теплове зварювання у стик.

Коротко вимоги такі: зварювання труб при високих температурах повітря необхідно вести в жорстких режимах (тобто після 2–3-хвилинної витримки стик швидко охолоджують); при зварюванні в зимовий період при температурі від -5 до -15 °С стик охолоджується за рахунок навколишнього повітря, тобто повільно. Ідеальною буде вважатись така якість стику, яка Ідентична якості матеріалу труб.

Технологічний процес зварювання включає такі етапи:

–
підготовка труб до зварювання (збір і встановлення труб у зварювальній установці);

– механічна обробка торців (обробка зварюваних кромок):

–
перевірка точності співпадання торців;

–
приведення труб до контакту з нагрівальним інструментом і нагрів торців (оплавлення);

–
видалення деталей інструменту і виведення інструменту із зони зварювання (технологічна пауза);

– стискання труб однієї з іншою (осадка стику) з охолодженням стику під тиском.

Осадку стику виконують при наданому тискові, який складає 0,15–0,25

№

п/п

Порядок зварювання з’єднань

Примітка

10.

11.

12.

Провести зовнішній огляд труб

Закріпити кінець труби і з’єднувальну деталь в

центраторі (для труб >Ǿ 40 мм.)

Зняти зовнішню фаску з торців труби пад кутом 45◦
С.

Заміряти довжину розтруба і нанести її на кінець труби, зробити відмітку.

Провести легке шабрування кінця труби на довжину розтруба +30 мм на глибину не більше 0,1 мм.

Провести знежирення внутрішньої поверхні розтруба

Нагріти зварювальний інструмент до робочої температури

Перевірити температуру на робочій поверхні (дорна і гільзи)

Ввести кінець труби в гільзу нагрівального інструменту і надягнути з’єднувальну деталь на дорн, провести відповідний нагрів до появи первинного грату 1–1,5 мм

Зняти трубу і деталі з нагрівального інструменту.

Ввести кінець труби в розтруб деталі, до мітки на трубі.

Охолодити зварене з’єднання.

- перший етап – витримати на протязі 30 сек під осьовим зусиллям.

- другий етап – охолодження у фіксованомі стані.

Підігріти клеймо зварника на нагрівальному елементі і на поверхні з’єднувальної деталі виплавити або водостійкою фарбою нанести клеймо зварника на відстані 20 мм від торця розтруба, поблизу грата нанести водостійкою фарбою порядковий номер з’єднання.

По нормах вхідного контролю

h=1/3 товщини стінки

Уайт спірітом

t =255◦
С

термометр ТТ-ЦО16

Технологічна пауза

Валик Ǿ<63 2–3 мм.

Ǿ> 63 3–4 мм.

Режим зварювання

4.1 Організація експлуатації систем газопостачання

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Для виконання цих функцій в ньому створені наступні підрозділи:

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

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

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

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

4.2 Енергоресурсозбереження при експлуатації газового обладнання

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4.3 Питання отримання біогазу

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Біогазові установки складаються із слідуючи елементів:

- камери зброджування (реактора, метанетки);

- пристрою для нагрівання субстрату;

- пристрою для перемішування субстрату;

- газгольдера та ємності для шламу.

Метанетки виконують наземними напівзаглибленими і заглибленими в ґрунт.

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

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

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

Для перемішування субстрату використовують механічні, гідравлічні та газові пристрої.

Газгольдери призначені для збору і зберігання біогазу.

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

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

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

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

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

6. Економічна частина

6.1 Розрахунок кошторисної вартості об’єкту газифікації

Паспорт проекту по газопостачанню

· Характеристика системи:

- тип системи:

- середній, низький тиск – змішана;

- параметри проекту:

- ГРП-1 –1 шт.;

- тип прокладки газових мереж – підземний

- розрахункові рівні споживання газу по категоріям споживачів:

- житлово-комунальне споживання населенням – 400 тис. м3
/рік;

- комунально-побутові споживачі – 80 тис. м3
/рік;

- промислові і сільськогосподарські споживачі – 2850 тис. м3
/рік;

- теплопостачання – 1900 тис. м3
/рік.

Загальний об’єм споживання газу (Qріч
) = 5230 тис. м3
/рік.

Загальна довжина газопроводу – 5730 м

· Техніко-економічні показники:

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

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

Qпод
= Qбрутто
= (Qріч
∙ 0,8%)+Qріч
= Qріч
∙ 1,008, (6.1)

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

Qпод
= 5230 ∙ 1,008 = 5271,8 тис. м3
/рік

Коефіцієнт використання потужності газопроводу Кп
, визначаю згідно формули

, (6.2)

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

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

Питомі капітальні вкладення Кпит
, грн., визначаю згідно формули

, (6.3)

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

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

грн.

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

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

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

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

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

6.1.1 Складання локального кошторису

Локальний кошторис на підземні газопроводи

Основа: креслення №1. Базисна кошторисна вартість 546,02 тис. грн.

Складено в цінах 01.01.2007 р.

№ п/п	Шифр норм	Назва робіт і витрат	Кількість, м.	Кошторисна вартість, тис. грн.
№ п/п	Шифр норм	Назва робіт і витрат	Кількість, м.	За одиницю	На весь об’єм
1	УРБН	Мережа низького тиску
		Прокладання газопроводу в сухих ґрунтах
		Ø315×17,9	50	342,35	17,12
		Ø280×15,9	50	270,6	13,53
		Ø225×12,8	420	175,28	73,62
		Ø200×11,4	450	138,99	62,55
		Ø180×10,3	140	112,14	15,7
		Ø160×9,1	740	89,18	66,0
		Ø125×7,1	900	54,53	49,1
		Ø90×5,2	150	28,7	4,3
		Ø75×4,3	100	19,89	1,99
		Ø63×3,6	270	13,98	3,77
		Ø50×2,9	160	8,94	1,43
		Мережа середнього тиску
		Прокладання газопроводу в сухих ґрунтах
		Ø110×10,0	290	64,37	18,67
		Ø90×8,2	350	43,46	15,2
		Ø75×6,8	50	29,93	1,5
		Ø63×5,8	100	21,53	2,15
		Ø50×4,6	1510	13,59	20,25
2	ДБН Д.1.1–1–2000	Всього прямі затрати по мережах середнього тисків			367,15
3	ДБН Д.1.1–1–2000	Накладні витрати			52,87
4	Планові накопичення			126
5	Всього вартість загально будівельних і монтажних робіт			546,02

6.2 Техніко-економічні показники газифікації

6.2.1 Розрахунок експлуатаційних витрат

Річні експлуатаційні витрати системи газопостачання складаються з витрат:

· на матеріали (купівля газу);

· на заробітну плату з відрахуванням на соціальні заходи;

· на амортизацію;

· на поточний ремонт та інші витрати.

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

Со
= Зк.г.
+ За
+ Зп.р.
+ Зо.п.
+ Зінші
, (6.4)

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 м
3
, (6.5)

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

Ц1000 м
3
– ціна купівлі 1000 м3
газу – 982 грн.

Зк.г.
= 5271,8 ∙ 982 = 5176,9 тис. грн.

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

Зо.п.
= Зср.
∙ Чзаг
∙ Квідр
∙ n, (6.6)

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.

Загальна чисельність виробничого персоналу становить

Чзаг
= Чауп
+ Чвироб.персонал.
, (6.7)

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

Трудоємкість обслуговування 1 квартири Тр кв
, у.о., дорівнює 1 умовній одиниці (у.о.), визначаю згідно формули

Тр кв
= Ккв
∙ 1, (6.8)

де Ккв
– кількість квартир, шт.

Тр кв
=345 ∙ 1 = 345 у.о.

Трудоємкість обслуговування 1 км мережі газопроводу Тр км
, у.о., дорівнює 10 умовних одиниць (у.о.), визначаю згідно формули

Тр км
= Lкм
∙ 10, (6.9)

де Lкм
– довжина газопроводу, км.

Тр км
=5,73 ∙ 10 = 57,3 у.о.

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

Тр 1 млн. м
3
= Qбрутто млн. м
3
∙ 2, (6.10)

де Qбрутто млн. м
3
– потужність системи, тис. м3
/рік.

Тр 1 млн. м
3
= 5,23 ∙ 2 = 10,46 у.о.

Чисельність адміністративного персоналу Чадп
, чол., знаходжу по формулі

, (6.11)

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

чол.

SТ = 412,76 ум. од.

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

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

Чб.м.
= Ккв.
∙ 0,00035, (6.12)

де Ккв
–загальна кількість квартир, шт.

Чб.м.
= 345 ∙ 0,00035 = 0,12 чол.

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

Чв.м.
= Lкм
∙ 0,3, (6.13)

Чв.м.
= 5,73 ∙ 0,3 = 1,72 чол.

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

Чадс
= 0,0005 ∙ SТр
, (6.14)

де SТр
– загальна трудоємкість в умовних одиницях.

Чадс
= 0,0005 ∙ 412,76 = 0,2 чол.

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

Чр.с
= 0,0007 ∙ SТр
, (6.15)

де SТр
– загальна трудоємкість в умовних одиницях.

Чр.с
= 0,0007 ∙ 412,76 =0,3 чол.

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

Чзаг
= Чадп
+ Чб.м.
+ Чв.м.
+ Чадс
+ Чр.с
, (6.16)

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
= 0,54+0,12+1,72+0,2+0,3 = 2,88 ≈ 3 чол.

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

Зоп
= 792 ∙ Чзаг
∙ 1,36 ∙ 12, (6.17)

де Чзаг
– загальна чисельність виробничого персоналу, чол.

Зоп
= 792 ∙ 3 ∙ 1,36 ∙ 12 = 38,78 тис. грн.

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

, (6.18)

де На
– норма амортизації – 5%;

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

тис. грн.

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

Зп.р.
= 40% ∙ За
, (6.19)

де За
– витрати на амортизацію, тис. грн.

Зп.р.
= 0,4 ∙ 29,34 = 11,74 тис. грн.

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

Зінші
= 10% ∙ (За
+ Зоп
), (6.20)

де За
– витрати на амортизацію, тис. грн.

Зоп
– виплати на оплату праці, тис. грн.

Зінші
= 0,1 ∙ (29,34+38,78) = 6,8 тис. грн.

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

Со
= 5176,9 + 29,34 + 38,78 + 11,74 + 6,8 = 5263,56 тис. грн.

Собівартість реалізації 1000 м3
газу С1000 м
3
, грн./1000 м3
, визначаю згідно формули

, (6.21)

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

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

грн./1000 м3

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

Трг
= 1,2 ∙Цпідпр
, (6.22)

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

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

Цпідпр
= С1000 м
3
∙(1+) = С1000 м
3
∙(1+) = С1000 м
3
∙ 1,1, (6.23)

де С1000 м
3
– собівартість реалізації 1000 м3
газу, грн./1000 м3

Цпідпр
=1006,4 ∙ 1,1 = 11107,04 грн./1000 м3

Визначаю тариф реалізації споживачам

Трг
= 1,2 ∙ 1107,04 = 1328,5 грн./1000 м3

6.2.2 Розрахунок прибутку і рентабельності

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

Пб
= Д – Со
, (6.24)

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

Со
– загальна собівартість реалізації газу, тис. грн.

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

Д = Qнетто реаліз. газу
∙ Трг
(6.25)

Д = 5230 ∙ 1328,5 = 6948,1 тис. грн.

Визначаю балансовий прибуток, тис. грн.

Пб
= 6948,1 – 5263,56 = 1684,54 тис. грн.

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

Пч
= Пб
– Нп
, (6.26)

де Пб
– балансовий прибуток, тис. грн.;

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

Пч
= 1684,54 ∙ 0,15 = 252,7 тис. грн.

Визначаю рівень рентабельності Рр
, %:

– по балансовому прибутку згідно формули

, (6.27)

де Пб
– балансовий прибуток, тис. грн;

Со
– загальна собівартість реалізації газу, тис. грн.

а) балансовий

– по чистому прибутку згідно формули

де Пч
–чистий прибуток, тисгрн;

б) чистий

6.2.3 Розрахунок терміну окупності капітальних вкладень

Токуп
= ,
(6.28)

Токуп

= = 3,66 роки

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

Пч
– чистий прибуток, тис. грн.

Таблиця 5.1 – Основні техніко-економічні показники

№ п/п	Назва показників	Одиниця виміру	Формула	Кількість
1	Річний об’єм подачі газу в мережу	тис. м3	Qбрутто	5271,8
2	Річний об’єм реалізації газу	тис. м3	Qріч	5230
3	Капітальні вкладення в спорудження системи газопостачання	тис. грн.	БКВ	925,8
4	Питомі капітальні вкладення	грн./1000м3	Кпит	170
5	Загальна собівартість реалізації газу	тис. грн.	С0	5263,56
6	Собівартість реалізації 1000 м3 газу	грн.	С1000	1006,4
7	Сума доходу	грн.	Дпрг	6948,1
8	Прибуток: – балансовий – чистий	тис. грн.	Пбаланс Пчп	1684,54 252,7
9	Рівень рентабельності: – по балансовому прибутку – по чистому прибутку	%	Ррб Рчп	32 4,8
10	Відпускна ціна 1000м3 газу	грн.	ЦП	1107,04
11	Середній тариф реалізації 1000м3 газу споживачам	тис. грн.	Трг	1328,5
12	Термін окупності капітальних вкладень	роки	Токуп	3,66

7. Охорона праці

7.1
Загальні положення

Охорона праці – це система правових, соціально-економічних, організаційно-технічних, санітарно-гігієнічних та лікувально-профілактичних заходів і засобів, спрямованих на збереження здоров'я та працездатності людини в процесі праці і її професійної діяльності.

Основним пріоритетним напрямком державної політики в галузі «Охорони праці» є пріоритет життя і здоров’я працівників по відношенню до результатів виробничої діяльності.

Закон України «Про охорону праці» в редакції від 21 листопада 2002 р. Розповсюджується на всі підприємства, установи, організації незалежно від форм власності і видів діяльності та визначає основні положення щодо реалізації конституційного права громадян про охорону їх життя і здоров'я в процесі трудової діяльності, регулює за участю відповідальних державних органів відносини між власником підприємства, установи, організації або уповноваженим ним органом і представником з питань безпек, гігієни праці та виробничого середовища і встановлює єдиний порядок організації охорони праці в Україні.

Закон «Про охорону праці» задекларував основні принципи державної політики в галузі охорони праці. На перше місце виведено принцип пріоритету життя і здоров'я працівників по відношенню до результатів виробничої діяльності підприємства а також повна відповідальність роботодавця за створення безпечних і нешкідливих умов праці.

Під час виконання будівельних робіт виділяють ділянки неприйнятні з точки зору охорони праці і томі вони повинні додатково вивчатися з метою розробки заходів по покращенню умов і безпеки праці. Питання, що підлягають розробці, поділяються на дві групи: технологічні і загально-будівельні.

Загально будівельні – це вибір системи освітлення будівельного майданчика, позначення і огорожа зон, раціональне розміщення складів і інших допоміжних і побутових приміщень.

Технологічні – це раціональний вибір (розробка) рішень по безпечному виконанню робіт, розробка пристроїв і пристосувань для проведення необхідних робіт, забезпечення безпечної експлуатації пристроїв і пристосувань що використовуються.

Під час виконання монтажних робіт в житловому будинку можуть мати місце такі небезпечні та шкідливі виробничі фактори:

– наявність в робочій зоні небезпечних речовин;

– падіння з висоти;

– ураження електричним струмом;

– пожежа;

– вибух.

7.2 Вимоги охорони праці при зварюванні поліетиленових труб

При роботі з пластмасовими трубами, розчинниками, клеями виділяються шкідливі пари та гази. При згорянні пластмасових матеріалів виділяються токсичні речовини, які впливають на нервову систему, слизові оболонки та органи дихання. При трубозаготівельних і зварювальних роботах можливі опіки нагрітими трубами та інструментом, гліцерином, що розбризкується. Тому, виконуючи роботи по монтажу, ремонту і експлуатації газопроводів з пластмасових труб, необхідно дотримуватись вимог техніки безпеки.

До монтажу і обслуговування газопроводів з пластмас допускаються особи не менше 18 років, які пройшли медичний огляд, спеціальне навчання, інструктаж з техніки безпеки, а також склали екзамени спеціальній комісії. Забороняється допускати до роботи осіб з хворобою верхніх дихальних шляхів. У виробничих приміщеннях повинен передбачатись систематичний контроль за вмістом у повітрі робочої зони токсичних і вибухонебезпечних газів та парів. Кожне робоче місце пов'язане з механічною і тепловою обробкою, а також зварюванням і склеюванням пластмасових труб та деталей, повинно бути добре освітлене і обладнане припливно-витяжною вентиляцією.

Працювати потрібно в спецодязі і рукавицях, а також користуватись захисними окулярами з простими скельцями. У випадку опіку необхідно місце травми промити 0,2%-ним розчином марганцевокислого калію і прикрити спеціальним бинтом.

Ручки електроінструментів та інструментів, що працюють з нагрівом, повинні бути виконані з електро – та термоізоляційного матеріалу і не повинні нагріватись вище температури 40 °С. Для нагрівального інструменту необхідно передбачити спеціальні підставки і футляри з захисними азбестовими покриттями. Переносні електрифіковані інструменти, що використовуються при роботі в приміщенні з підвищеною небезпечністю, а також поза приміщеннями, повинні бути розраховані на напругу не більше 36 В. У приміщеннях, де підвищена небезпека відсутня, допускається напруга 127 та 220 В з обов'язковим застосуванням діелектричних рукавиць, калош та килимків. Для отримання пониженої напруги забороняється використовувати автотрансформатори, дросельні котушки та реостати.

У місцях проведення робіт з поліетиленовими трубами, а також біля місць їх складування і зберігання забороняється розпалювати вогонь, виконувати електро- та газозварювальні роботи та зберігати речовини, які швидко загоряються. Ацетон, призначений для обезжирювання з'єднувальних поверхонь труб, повинен знаходитись в металевій посудині, ємкістю не більше 200 см3
, яка повинна бути герметично закрита.

Не слід допускати розбризкування розчинників. Змочену розчинниками ганчірку після використання негайно видаляють з приміщення. Зберігати розчинники необхідно в спеціально відведених прохолодних вентильованих місцях. При отруєнні ацетоном людині необхідне свіже повітря, а в непритомному стані – вдихання нашатирного спирту.

Виконуючи трубозаготівельні роботи, необхідно враховувати пружні властивості пластмаси і надійно закріплювати труби в процесі механічної обробки. Перед розігріванням труб у гліцериновій ванні потрібно перевірити відсутність вологи на кінцях труб (інакше можливе виплескування гліцерину та опіка). Нагрів пластмасових труб для їх формування і зварювання виконувати відкритим полум'ям забороняється. Для запобігання виникненню пожежі на робочому місці не допускається накопичення стружки, ганчірок та інших відходів.

При зварювальних роботах не допускається нагрівати інструменти вище температур, передбачених технологією зварювання, оскільки, розкладаючись при нагріванні, пластмаси виділяють шкідливі гази. Зварювальні інструменти і пристосування необхідно зберігати від потрапляння на них різних масел. Використання захисних плівок на основі фторопласта, для запобігання налипання оплавленого матеріалу труб на робочі поверхні електронагрівальних інструментів, зобов'язує стежити за тим, щоб температура інструменту не перевищувала 250 °С, оскільки при більш високих температурах розкладається і виділяються високотоксичні гази.

Персонал, який працює з клеями, повинен забезпечуватись спецодягом, спецвзуттям, фартухами з прогумованої тканини, засобами захисту органів дихання, головними уборами, руки захищають гумовими рукавицями. Клейові речовини як і розчинники зберігають у посуді з герметично закритими кришками. Палити в приміщеннях, де знаходяться склянки з клеями та розчинниками і де виконують склеювання, забороняється, оскільки це може призвести до вибуху парів розчинника. Підігрівати клей і його розчинники забороняється. Для запобігання іскроутворенню розкриття тари з клеєм або розчинником повинно виконуватись пластмасовими, гумовими та дерев'яними шпателями. Пролитий клей засипають піском і збирають у спеціально відведене місце совком, виготовленим з матеріалів, які не спричиняють іскріння.

Ті працівники, які працюють з клеєм щомісячно, повинні проходити медичне обстеження і при знаходженні шкіряних захворювань тимчасово або постійно перейти на іншу ділянку роботи. По закінченню роботи, люди, що працюють з клеєм, повинні безпечними розчинниками і теплою водою з милом змити клей з рук і спецодягу, після чого прийняти гарячий душ.

При монтажі і випробуванні газопроводів робітники повинні користуватись справними і випробуваними засобами захисту і пристосуваннями. Якщо роботи виконуються нижче рівня землі, слід перевірити стійкість і надійність кріплення стінок і відкосів у траншеях. Знайдені обвали, а також порушення кріплень стінок траншей необхідно повністю усунути до початку робіт.

Випробування газопроводу проводять під керівництвом спеціально-виділеного інженерно-технічного робітника. Особи, які беруть участь у випробуванні, повинні бути попередньо проінструктовані. Під час випробування забороняється ходити по газопроводу, сідати на нього, притуляти перехідні містки, обстукувати труби, відривати їх від землі або відтягувати від стінок траншеї.

На час проведення пневматичних випробувань трубопроводів повинна встановлюватись охоронна зона. Мінімальна відстань в будь-якому напрямку від досліджуваного трубопроводу до меж зони при підземному прокладанні – 10 м. Межі зони помічають прапорцями. Спостереження за охоронною зоною здійснюють контрольні пости: для зовнішніх трубопроводів в умовах достатньої видимості пост на 200 м трубопроводу; в інших випадках число постів визначають з урахуванням місцевих умов з тим, що охоронна зона повинна була освітлена.

Перебування людей в охоронній зоні під час підняття тиску в трубопроводах при випробуванні на міцність забороняється. Компресор, що використовують для проведення випробувань, слід розташовувати за охоронною зоною. При збільшенні тиску в газопроводі необхідно безперервно вести спостереження за показниками манометрів. У випадку підвищення тиску в трубопроводі (внаслідок його нагріву) виконується скид повітря. При виявленні тріщин або інших пошкоджень, витікань повітря на рознімних з'єднаннях випробування слід зупинити до усунення несправностей і пошкоджень. Перед продуванням трубопроводів після випробувань встановлюють щити біля кінців труб випробовуваних ділянок для захисту людей від твердих часток та предметів.

7.3 Вимоги пожежної безпеки

Підприємства газового господарства належать до об’єктів підвищеної пожежної безпеки. Відповідно до вимог Правил безпеки систем газопостачання України та Правил пожежної безпеки в Україні ремонтні роботи на діючих газопроводах належать до робіт з підвищеною пожежною небезпекою. Їх проведення дозволяється тільки після вжиття спеціальних протипожежних заходів. Перед усім місце виконання робіт повинно бути огороджене, виставлені попереджуючи знаки, забезпечене первинними засобами гасіння пожежі.

Перебування сторонніх осіб, а також куріння в місцях проведення газонебезпечних робіт і застосування відкритого вогню забороняється.

Перед початком ремонтних робіт на підземних газопроводах, пов’язаних з роз’єднанням газопроводу (заміна засувок, зняття і встановлення заглушок, прокладок, виріз стиків), необхідно відключити наявний електрозахист і встановити на роз’єднуваних ділянках газопроводу шунтуючу перемичку з кабелю перерізом не менше 25мм2
(у разі відсутності стаціонарно встановлених перемичок) з метою запобігання іскроутворенню.

В приміщенні ГРП можливе небезпечне накопичення газоповітряної суміші в результаті витоку газу. В зв’язку з цим працівники повинні суворо дотримуватися заходів безпеки: не палити, не користуватися відкритим полум’ям. Під час виконання ремонтних і інших робіт не допускається іскроутворення, тому робочий інструмент повинен бути із матеріалу, що не утворює іскор, обміднений або густо змащений солідолом. На період роботи підлога, з метою запобігання іскроутворення, підлога повинна застилатися гумовими килимками або фанерою.

Після закінчення робіт виконавець повинен детально оглянути місце виконання робіт, за наявності горючих конструкцій полити їх водою, усунути можливі причини виникнення пожежі. Посадові особи, відповідальні за пожежну безпеку повинні забезпечити перевірку місця проведення робіт після їх закінчення.

8. Захист навколишнього середовища

8.1 Джерела та причини забруднення, рекомендації по їх усуненню при будівництві поліетиленового газопроводу

8.1.1 Загальні положення

Зріст добутку, а відповідно транспорту, переробітку і використання газу; широке застосування в технології нових фізичних принципів, високих тисків, температур, швидкостей, спорудження трансконтинентальних газопроводів в екологічно легкоранимих районах та інші принципи значно підвищили екологічну загрозу газових виробництв, можливу та фактичну дію їх на повітря, воду, ґрунт, рослинність, тваринний світ та людину. В багатьох випадках газ та продукти його переробки, багаточисельні каталізатори, кислоти, основи, інгібітори та інші небезпечні речовини, а також викиди та відходи являються основними забруднювачами навколишнього природного середовища та його основних елементів.

Зміни в складі і функції цих елементів порушили, наприклад природній кругообіг речовин та енергії в природі, помітно змінили в ряді випадків склад повітря та води, родючість ґрунту, умови життя всіх живих організмів. Величезна по масштабах техносфера, створена людьми в якості другої природи, негативно діє на клімат планети, надра Землі, знижує захисні функції океану, як очисника атмосфери. Під впливом її проходять глибокі зміни у взаємовідношеннях між суспільством та природою, в обмінних процесах, які лежать в основі цих взаємовідносин.

Створюючи необхідні для свого існування продукти, які відсутні в природі, людство використовує самі різноманітні незамкнуті технологічні процеси по перетворенню природних речовин, зміни їх хімічного складу, структуру, властивостей. Кінцеві продукти та відходи цих процесів не являються в більшості випадків сировиною для інших технологічних циклів і губляться, забруднюючи навколишнє середовище. Більше 10% добутого газу перетворюється в небезпечні забруднювачі в процесі транспорту та переробки. Не досконалою, багатоступеневою залишається поки що технологія використання газу, використана при малому ККД.

Людство змінює живу та неживу природу значно швидше, ніж проходило її еволюційне відтворення.

Найбільш актупльною інженерно-екологічною проблемою для газових виробництв та в використанні газу є оптимізація і комплексна автоматизація всіх технологічних процесів та операцій по екологічним факторам. Науково-практична розробка цієї актуальної проблеми має винятково важливе профілактичне значення.

8.1.2 Джерела забруднення

Газова промисловість – потенційно небезпечна по забрудненню навколишнього середовища.

Всі технологічні процеси (розвідка, буріння, добування, збір, транспорт, зберігання, переробка, використання) при відповідних умовах можуть порушувати екологвчну ситуацію. Головні джерела такі:

- при бурінні та аварійному фонтануванні розвідкових газових свердловин;

- при аварії транспортних засобів;

- при розривах газопроводів;

- при порушенні герметичності обладнання (сальники, фланцеві з’єднання, засувки);

- при скиданні промислових вод;

- згорання газу в факелах.

8.1.3 Водні басейни та їх охорона від забруднення

Всі води охороняються від забруднення та спустошення. Закон забороняє скид в водні об’єкти виробничих, побутових та інших відходів.

Головне джерело забруднення поверхових водойм – стічні води. Найбільшу небезпеку дає конденсат (бензин, толуол, бензол, ксилол…). Навіть при малих концентраціях вони отруюють воду.

В процесі буріння гірські породи руйнуються, виникає буровий шлам, а видаляють його промив очною рідиною – джерело хімічного забруднення.

8.1.4 Охорона надр, земель та рослинних ресурсів

Геологорозвідувальні роботи на газ можуть виконуватись лише при наявності проекту та реалізації заходів по запобіганню забруднення надр. Місцеві забруднення ґрунту пов’язані з витоком газу при пошкодженні трубопроводів та виходом через негерметичні з’єднання.

При прокладанні газопроводів порушується структура і склад землі. Тому необхідно своєчасно проводити рекультивацію порушених земель, яка повинна виконуватись в строгій відповідності з проектом. Вартість рекультивації визначені зони по трасі газопроводу, товщина родючого ґрунту, місце для знятого родючого ґрунту, способи його зняття, транспортування та його нанесення, об’єми і методи навантаження і вивозу зайвого мінерального ґрунту в певне місце, методи трамбування після засипання трубопроводу.

Родючий шар ґрунту знімається та переміщується у відвал бульдозерами: вздовж та поперек траси при товщині до 20 см і поперек при товщині більше 20 см. До 10–15 см застосовують автогрейдери. Звичайно цейс шар знімають по ширині траншеї поверху (+ 0,5 м в обидві сторони). Потім мінеральний ґрунт виймають екскаватором і складають вздовж траншеї. На вкладений трубопровід на початку засипають мінеральний ґрунт; потім рівномірно родючий ґрунт, який потім після усадки, прокатують трактором на гусеничному ході.

8.1.5 Екологічні проблеми регіону

Комплекси нафтової та газової промисловості та населені пункти перетворюють майже всі компоненти живої природи. В атмосферу, водойми, ґрунт в світі щорічно викидається більше, ніж 3 млрд. т твердих промислових відходів, 500 км3
небезпечних стічних вод та біля 1 млрд. аерозолів. Отруєні забруднення містять біля 800 речовин в тому числі мутогени, які діють на спадковість, канцерогени – на зародження і розвиток злоякісних новоутворень, алергени – на окремі органи, нервові і кров’яні отрути – на функції нервової системи, склад крові. Їх вміст в повітрі в ряді випадків в 3–10 разів більше ГДК. Забруднення димом, пилом, сірнистими та іншими газами повітря непрозоре, обіднене киснем і на 30–50% менше, ніж чисте пропускає життєво необхідне для всіх біологічних організмів та рослин ультрафіолетове випромінювання сонячного світла. Дефіцит сонячної радіації створює добрі умови для розмноження великих колоній шкідливих бактерій, які викликають різноманітні захворювання у людей, тварин; руйнують житлові будинки, споруди. Забруднене повітря різко скорочує термін життя дерев, рослин, людей.

Атмосферне забруднення прискорює руйнування будівельних матеріалів, гумових, металічних виробів. При відповідному складі та концентрації вони можуть бути причиною загибелі рослин і тварин. Але саму більшу шкоду ці речовини наносять здоров’ю населення, а тим самим економіці країни, значно збільшуючи захворюваність та знижуючи працездатність.

В багатьох селах регіону проявляється дефіцит чистої питної води. Джерело води все частіше виконує одночасно функції водозабору і каналізації. Стічні води, які містять мінеральні і органічні речовини, отруєні нафтою, конденсатом, заражені сполуками ртуті, свинцю не повністю очищаються сучасними методами і дуже небезпечні для здоров’я людини.

Серед жителів Землі сьогодні не має ні одної людини в організмі якої не можна знайти надлишкової кількості радіоактивної речовини. Рівень радіоактивного забруднення планети росте.

Характерні для газової промисловості шкідливі викиди в навколишнє середовище негативно діють на умови життя і праці сучасної людини. Для спрощення цих умов необхідна реалізація ефективного комплексу природоохоронних заходів.

8.1.6 Рекомендації при будівництві поліетиленового газопроводу

♦ Правильний (раціональний) вибір траси газопроводу, що виключає шкоду навколишньому середовищу.

♦ Дотримання екологічних і технологічних правил зварювання труб і стиків в польових умовах.

♦ Проведення рекультиваційних земляних робіт після прокладання підземних газопроводів – своєчасно і згідно проекту та правил рекультивації.

♦ Під час рекультиваційних робіт потрібно враховувати потужність (товщину) родючого шару:

а) Якщо родючий шар дорівнює 10–15 см, то його знімають автогрейдером на ширину траншеї газопроводу плюс по 0,5 м по

обидві боки і складують його уздовж траншеї.

б) Якщо родючий шар 20 см, то його знімають і відвалюють бульдозерами уздовж траси газопроводу, а якщо більше 20 см-то упоперек траси. Закладання ґрунту в траншею потрібно проводити згідно його геологічного розташування: першим закладається грунт, який вийнятий з траншеї останнім, а родючий шар, рівномірно розрівняний, зверху.

♦ Утилізація залишків поліетиленових труб.

♦ Установка покажчиків траси газопроводу – це перешкодить випадковому руйнуванню її землерийними машинами та полегшить пошуки газопроводу під час аварійно-ремонтних робіт.

♦ Дотримання в належному стані надземних і підводних газопроводів (профілактичний і регламентний огляд, пофарбування і т.д.).

♦ Утилізація гашеного вапна після проведення зварювальних робіт.

Примітки. При покладанні газопроводів в земляних насипах, через яри – слід передбачати влаштування водопропускних споруд /лотки, труби і т. п./ здатних пропускати воду паводка з можливістю його повторення раз у 60 років. Забороняється використовувати родючий шар ґрунту для влаштування перемичок та інших постійних та тимчасових споруд.

Категорично забороняється зливати в річки, озера та інші водоймища воду, з газопроводу, після його випробування, без попереднього її очищення. Кріплення незатоплюваних берегів річок, в місцях пересічення їх підземним газопроводом, слід передбачати до відмітки води, що піднімається не менш ніж на 0,5 м, над розрахунковим повідковим горизонтом, який може повторюватися один раз у 50 років. На затоплюваних берегах, крім укісної частини, повинна зміцнюватися заплавна частина на ділянці, що прилягає до укосу, згідно проекту та в залежності від геологічних та гідротехнічних умов.

Будівництво систем газопостачання повинно проводитися з урахуванням вимог природоохоронного законодавства та забезпечувати ефективний захист навколишнього середовища від забруднення довкілля.

Висновок

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

Також покращив знання по організації будівництва газопроводів, їх експлуатації.

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

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

Література

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Слов:	24139
Символов:	219216
Размер:	428.16 Кб.

Название реферата: Газифікація с Комиші Сумської області природним газом двохступеневою системою поліетиленовими