Проект газопровода высокого давления от ГРС с. Яренск до ГРП №1

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

газификация область газопровод давление экологический

Решение проблемы надежного обеспечения области топливом возможно лишь с переводом потребителей на газовое топливо.

Ограниченность финансовых возможностей областного бюджета и бюджета предприятий приводит к постоянному дефициту топлива, что приводит к напряженному и неустойчивому энерго- и теплоснабжению потребителей, особенно в жилищно-коммунальном секторе. Это происходит в связи с постоянным ростом цен и тарифов на железнодорожные перевозки.

В 2003 году разработана областная целевая программа «Газификации Архангельской области». Газификация охватывает большой круг инвестиционных проектов - строительство магистрального газопровода-отвода, газопроводов-отводов к промышленным предприятиям, объектам жилищно-коммунального хозяйства, реконструкцию топливно-энергетических объектов, газификацию населенных пунктов. Сметная стоимость программы составляет 16320 млн. рулей. К финансированию и реализации программы привлекаются большое число участников - федеральные органы власти, администрация области, муниципальных образований, промышленные предприятия и предприятия военно-промышленного комплекса, ОАО «Газпром», ОАО «НОВАТЭК», ОАО «Севергаз». Координация деятельности участников финансирования строительства всей системы газоснабжения области возможна лишь на основе программных методов управления.

Целью программы газификации области является перевод промышленных предприятий, объектов жилищно-коммунального хозяйства, электро- и теплоснабжения с угля и мазута на природный газ.

Основная задача программы - создание механизмов финансирования и координация работ по строительству системы газоснабжения, реализация программы позволит:

- повысить экономическую эффективность работы предприятий области.

- экономия затрат на топливно-энергетические ресурсы оценивается в 3,5 млрд. рублей в год;

сократить расходы федерального и областного бюджетов, связанных с энерго- и теплоснабжением;

- снизить себестоимость производства электроэнергии и тепла, создать условия для снижения на них тарифов;

-сократить выбросы в атмосферу, в окружающую среду и водные бассейны вредных веществ, оздоровить экологическую обстановку в северных регионах Европейской части России;

-обеспечить население более эффективным и экологически чистым видом топлива. Программа предусматривает обеспечить природным газом 36,3 тыс. квартир, квартир, в том числе в городах и поселках городского типа 15, 9 тыс. квартир, в сельской местности 20,4 тыс. квартир;

создать новые рабочие места в строительстве и эксплуатации газопроводов и объектов газоснабжения;

повысить жизненный уровень населения, улучшить социально-политическую атмосферу в области. Основные мероприятия программы осуществляются в течение 2004-2008 годов.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНЬЯ О РАЙОНЕ СТРОИТЕЛЬСТВА

1.1 Существующее положение

Село Яренск расположено в восточной части Ленского районе Архангельской области, в междуречье р. Кижмола и ее притока ручья Кишерка.

Климатические условия

Район проектируемых трасс газопроводов относится к IB климатическому подрайону и отличается холодной зимой, умеренно-теплым летом и довольно значительным количеством осадков.

Зимой преобладают ветры южного направления. Средняя температура января - минус 28°С. Абсолютный минимум температуры воздуха может достигать минус 47°С. Осадков выпадает 172 за месяц. Продолжительность залегания снежного покрова составляет, в среднем, 160 дней в году. Наибольшая из средних толщин снежного покрова на открытом месте составляет 50-60 см.

Весной переход средних суточных температур к положительным значениям, наблюдается в начале апреля. Среднемесячное количество осадков составляет 37-50 мм. Снежный покров сходит в конце апреля. Средняя суточная температура наиболее теплого месяца +17 °С. Количество осадков с апреля по октябрь составляет 404 мм.

Осень теплее весны. Переход средней суточной температуры к отрицательным значениям наблюдается в конце сентября. Снежный покров устанавливается в середине ноября. среднемесячное количество осадков составляет 51-71 мм.

Климатические условия для строительства газопроводов согласно СНИП 23-01-99 «Строительная климатология» характеризуются следующими данными:

-расчетная температура наружного воздуха наиболее холодной пятидневки нормативная глубина промерзания (для супесей, песков пылеватых и мелких) - 2,12 м.

- продолжительность отопительного периода 247 суток.

- расчетная снеговая нагрузка для V снегового района - 320 кг/м2.

- нормативная ветровая нагрузка 23 кг/м2

1.2 Рельеф и грунты

Село Яренск расположено в восточной части Ленского района в междуречье р. Кижмола и ее притока ручья Кишерка в 3 км от р. Вычегда. Берега у реки Кижмола и ручья Кишерка обрывистые, круто поднимаются от уреза воды с перепадом отметок до 5-8 метров.

Территория площадки строительства газопровода характеризуется плоскоравнинным характером рельефа, с пересечением оврагами и ручьем Кишерка. Абсолютные отметки в пределах площадки изменяются от 73.00 до 85.30.

В геологическом строении района прохождения трасы принимают участие современные техногенные образования, представленные насыпными слежавшимися грунтами, преимущественно песками мелкими, с примесью гравия, верхнечетвертичными аллювиальными и среднечетвертичными ледниковыми отложениями, представленными суглинками, преимущественно тугопластичной и, реже мягкопласгичной консистенции.

Грунтовые воды по трассе газопровода на момент изысканий имеют практически повсеместное распространение и приурочены к пескам аллювиальных отложений, глу-ьина залегания грунтовых вод от поверхности различна и колеблется в пределах 0,3-4,1 метра, реже свыше 5 м.

Территория строительства газопроводов характеризуются плоскоравнинным характером рельефа. Абсолютные отметки в пределах строительства изменяются от 73,00 м до 85,30 м. Грунты по трассе газопроводов приурочены к пескам аллювиальных отложений, по ул. Октябрьская и пер. Лесной - торфяники.

Грунты по трассе газопроводов высокого, среднего и низкого давления по степени морозной пучинистости относятся к среднепучинистым.

Рисунок 1.1 - Схема газоснабжения Ленского района

Таблица 1.1- Характеристика природного газа

Наименование параметра	Параметр
1 Название вещества 1.1 Химическое 1.2 Торговое	Природный газ Природный горючий газ
2 Формула 2.1 Эмпирическая 2.2 Структурная	СН4+следыС2Н6,С3Н8,СО2,N2 Н Н-С-Н (свыше 90%) Н
3 Состав 3.1 Основной продукт: Метан(СН4) 3.2 Примеси (с индентификацией): Этан(С2Н6) Пропан(С3Н8) Изобутан(С4Н10) и-Бутан(С5Н12) и-Пентан(С6Н14) Азот(N2) Углекислый газ Кислород(О2)	97.57% 1.06% 0.37% 0.07% 0.07% 0.03% 0.78% 0.05% 0.00
4 Общие данные (по метану) 4.1 Молекулярный вес 4.2 Температура кипения,(при давлении 101кПа) 4.3 Плотность,при 20 °С	16.4 -164, °С 0.6877,кг/мі
5 Данные о взрывопожаро-опасности 5.1 Температура вспышки, °С 5.2 Температура самовоспламенения, 5.3 Пределы взрываемоссти в смеси с воздухом (по объему)	- 537(метан) °С 3.7-17.8(в смеси с воздухом)
6 Данные о токсичности опасности 6.1 Предельно допустимая концентрация(ПДК)в воздухе рабочей зоны. 6.2 ПДК(ОБУВ) в атмосферном воздухе населенных мест 6.3 Летальная токсодоза LCt50 6.4 Пороговая токсодоза PCt50	Относится к 4 классу опасности ПДК углеводородов природного газа в воздухе рабочей зоны 300мг/мі, в пересчете на углерод 50мг/мі(ОБУВ, максимальная разовая) Не регламентируется Не регламентируется
7 Реакционная способность	В химические реакции в рабочих условиях не вступает. Рассеивается в воздухе.
8 Запах	Без запаха, если не применен одорант
9 Корозийное действие	Коррозионная активность низкая
10 Удельная теплота сгорания	8300 ккал/кг

Характеристика газа принята по данным Нюксенского ЛПУМ ООО «Севергазпром»

2. ПРОЕКТНЫЕ РЕШЕНИЯ

2.1 Свойства газа

Так как природный газ - это смесь однородных газов, то для дальнейших расчётов необходимо определить среднюю молекулярную массу смеси, среднюю плотность, среднюю газовую постоянную, коэффициенты кинематической и динамической вязкости. Для состава газа, выраженного в объёмных процентах, средняя молекулярная масса

, (2.1)

где Мсм - средняя молекулярная масса природного газа;

- процентное содержание компонента смеси, %;

- молекулярная масса компонента;

n - число компонентов в смеси.

Мсм=(97,57(12,011+41,008)+1,06(212,011+61,008)+0,37(312,011+81,008)+ 0,07 (412,011 + 101,008) +0,07 (412,011 + 101,008) + 0,01 (512,011 + 121,008) + 0,02 (512,011 + 121,008) + 0,78214 + 0,05 (12,011 + 215,999)) / 100 = 16,478г/моль

Средняя плотность смеси при нормальных условиях определяется как отношение средней молекулярной массы к среднему молекулярному объёму;

; (2.2)

где Мсм - обозначение то же, что и формуле 1.1;

ссм - средняя плотность смеси, кг/м3;

Vм.см. - средний молекулярный объём. Для приближенных расчётов средний молекулярный объём углеводородных газов и их смесей может приниматься равным 22,41 м3/кмоль.

кг/м3

Средняя относительная плотность смеси по воздуху

; (2.3)

где Мсм - обозначение то же, что и формуле 1.1;

dсм - средняя относительная плотность смеси по воздуху;

своз - плотность воздуха, кг / м3, своз = 1,293 кг / м3.

.

Газовая постоянная смеси углеводородов при задании состава объёмными долями определяется по формуле;

; (2.4)

где Мсм - обозначение то же, что и формуле 1.1;

Rсм - газовая постоянная смеси углеводородов, Дж / (кмольК).

Дж / (кмольК).

Коэффициент динамической вязкости смеси

; (2.5)

где - процентное содержание компонента смеси при задании состава объёмными долями, %;

- коэффициент динамической вязкости компонента смеси, Пас.

= (97,57102,9910-7 + 1,0684,5710-7 + 0,3773,5810-7 + 0,0769,0610-7 + +0,0769,0610-7+0,0161,9910-7+0,0261,9910-7+0,78168,0810-7+0,05138,110-7) /100= =103,149 10-7 Пас.

Коэффициент кинематической вязкости смеси

; (2.6)

где - коэффициент динамической вязкости смеси, м2/с;

- обозначение то же, что и формуле 1.5;

- обозначение то же, что и формуле 1.2.

м2/с.

Критическая температура смеси

, (2.7)

где Xi - объемная доля компонента, доля единицы

- критическая температура компонента, К

Критическое давление смеси:

, (2.8)

где Xi - объемная доля компонента, доля единицы

- критическое давление компонента, МПа

Теплоемкость газовой смеси:

, (2.9)

где Xi - объемная доля компонента, доля единицы

- теплоемкость компонента смеси, Дж/кг • К

Результаты расчёта заносим таблицу 2.3

Таблица 2.1 - Физико-химические параметры природного газа

Физико-химический параметр природного газа	Значение
Средняя молекулярная масса	16,478
Средняя плотность, кг/м3	0,736
Средняя относительная плотность по воздуху	0,569
Газовая постоянная, Дж / (кмольК),	503,478
Коэффициент динамической вязкости, Пас	103,149 •10-7
Коэффициент кинематической вязкости, м2/с	1,410-5
Критическая температура смеси, К	192,874
Критическое давление смеси, МПа	4,565
Теплоемкость газовой смеси, Дж/кгК	2214,083

2.2 Расчёт диаметра газопровода и допустимых потерь давления

При проектировании трубопроводов для транспорта газа выбор параметров труб осуществляется на основании гидравлического расчёта, который производится для определения внутреннего диаметра трубы с целью пропуска необходимого количества газа при допустимых для конкретных условий потерях давления

Пропускная способность газопроводов может приниматься из условий создания при максимально допустимых потерях давления газа наиболее экономичной и надежной в эксплуатации системы, обеспечивающей устойчивость работы газорегуляторных пунктов (ГРП) и газорегуляторных установок (ГРУ), а также работы горелок потребителей в допустимых диапазонах давления газа.

Расчетные внутренние диаметры газопроводов определяются исходя из условия обеспечения бесперебойного газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления газа.

Расчет газопровода в данном проекте заключается в расчете двух участков трубы протяженностью 600 м. Расход газа для участков различен и составляет 24931,5 м3/ч на первом участке и 24810,9 м3/ч на втором. Расчетная схема представлена на рисунке 1.

При выполнении гидравлического расчета газопроводов расчетный внутренний диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле:

, (2.10)

где dp - расчетный диаметр, см;

А, В, m, m1 - коэффициенты, определяемые по таблицам 1.2 и 1.3 в зависимости от категории сети (по давлению) и материала газопровода;

Q0 - расчетный расход газа, м3/ч, при нормальных условиях;

0 - плотность газа при нормальных условиях, кг/м3;

Руд - удельные потери давления (Па/м - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей среднего и высокого давления), определяемые по формуле.

Таблица 2.2 - Значение коэффициента А в зависимости от категории сети (по давлению)

Категория сети	А
Сети низкого давления	106 / (162 2) = 626
Сети среднего и высокого давления	А =P0/ (Pm·162·р2) где P0 = 0,101325МПа, Pm - усредненное давление газа (абсолютное) в сети.

1) Произведем расчет для первого участка газопровода длиной 600 м:

Среднее (усредненное) давление газа в сети определяем по формуле:

, (2.11)

где Pн - давление газа в начале трубопровода; Pн=0,6 МПа

Pк - давление газа в конце участка трубопровода. Принимаем Pк=0,58 МПа

МПа

Определим значение коэффициента А:

;

Таблица 2.3 - Значение коэффициента В в зависимости от материала газопровода

Материал	В	m	m1
Сталь	0,022	2	5
Полиэтилен	, v - кинематическая вязкость газа при нормальных условиях, м2/с.	1,75	4,75

По представленным таблицам определили В=0,022; m = 2; m1 = 5.

Удельные потери давления определяются по формуле:

, (2.12)

где Рдоп - допустимые потери давления (Па - для сетей низкого давления, МПа/м - для сетей среднего и высокого давления); Рдоп=0,05 МПа (для стали)

L - расстояние до самой удаленной точки, м.

= = 1,193•10-5 МПа.

Тогда расчетный внутренний диаметр газопровода:

см.

Внутренний диаметр газопровода принимается из стандартного ряда внутренних диаметров трубопроводов: ближайший больший - для стальных газопроводов.

Принимаем наружный диаметр трубопровода =219мм. Толщину стенки принимаем равной 6мм.

Тогда внутренний диаметр газопровода будет равен:

Dв1=219-2·6=207мм,

Результаты расчёта диаметров газопровода по участкам оформим в табличном виде (см. таблицу 2.4).

Таблица 2.4 - Результаты расчета для первого участка газопровода

Участок газопровода	Часовой расход, м3/ч	Длина участка, м	Расчетный диаметр, мм	Диаметр по ГОСТ 10704-91, мм
1	4270	3,81	196,5	219

Т.к. расчётный диаметр отличается от принятого диаметра, поэтому делаем проверку по допустимому падению давления.

Падение давления на участке газовой сети можно определять:

- для сетей среднего и высокого давлений по формуле

, (2.13)

где Рн - абсолютное давление в начале рассматриваемого участка газопровода, МПа;

Рк - абсолютное давление в конце рассматриваемого участка газопровода, МПа;

Р0 - атмосферное давление, МПа, Р0 = 0,101325 МПа;

- коэффициент гидравлического трения;

l - расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;

d - внутренний диаметр газопровода, см;

0 - плотность газа при нормальных условиях, кг/м3;

Q0 - расход газа при нормальных условиях, м3/ч..

Коэффициент гидравлического трения определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса,

, (2.14)

где v - коэффициент кинематической вязкости газа, м2/с, при нормальных условиях;

Q0 - обозначение то же, что и в формуле (2.13);

d - обозначение то же, что и в формуле (2.13);

Re - число Рейнольдса.

Гидравлическая гладкость внутренней стенки газопровода, определяемой по условию:

, (2.15)

где Re - обозначение то же, что и в формуле (1.14);

n - эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы, см, принимаемая равной для новых стальных 0,01 см, для бывших в эксплуатации стальных 0,1 см, для полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации - 0,0007 см, n = 0,01;

d - обозначение то же, что и в формуле (2.13).

Для данных участков газопровода будут использоваться новые стальные трубы:

Условие выполняется. Значит, труба на участке относится к гидравлически гладким.

В зависимости от значения числа Рейнольдса коэффициент гидравлического трения определяется:

- для ламинарного режима движения газа Re 2000

, (2.16)

- для критического режима движения газа Re = 2000-4000

, (2.17)

- при Re > 4000 - в зависимости от выполнения условия (2.16);

- для гидравлически гладкой стенки (неравенство (2.16) справедливо);

- при 4000 < Re < 100 000 по формуле:

, (2.18)

- при Re > 100 000

, (2.19)

Находим число Рейнольдса:

;

Тогда коэффициенты гидравлического трения для участков будут соответственно равны:

;

Для определения давления в конце каждого участка газопровода выразим из формулы 1.13 конечное давление:

Давление в конце участка газопровода:

= 0.59МПа

Рассчитав потери давления в газопроводе, можно уточнить диаметры труб по приведенным ранее формулам.

1) Произведем расчет для первого участка газопровода длиной 600 м:

Определяем среднее (усредненное) давление газа в сети:

МПа

Определим значение коэффициента А:

;

Тогда расчетный внутренний диаметр газопровода:

см.

Таблица 2.5 - Результаты расчета после уточнения давления

Участок газопровода	Часовой расход, м3/ч	Длина участка, м	Расчетный диаметр, мм	Диаметр по ГОСТ 10704-91, мм
1	4270	3810	19,24	219 (стенка 6мм)

Таким образом, первоначально выбранный диаметр для участка газопровода останется неизменным.

Результаты расчета внутреннего диаметра участка газопровода и конечного давления на участке газопровода представлены в табличном виде, смотри таблицу 2.6.

Таблица 2.6 - Результаты расчета диаметров и падения давления на участках газопровода

Участок газопровода	Длина, м	Часовой расход газа, м3/час	Давление в начале участка, МПа	Давление в конце участка, МПа	Диаметр внешний, мм
1	3810	4270	0,6	0,59	219

2.3 Определение толщины стенок труб

Определим расчетное сопротивление металла труб:

Для газопровода выбираем трубы из нормализованной низколегированной листовой стали марки 17Г1С, ТУ 14-3-272-73.

Основные нормативные характеристики металла:

- предел прочности sв=588,7 МПа

- пределом текучести sт=412 МПа.

Расчетные толщины стенок труб, отводов, переходов, днищ и основной трубы тройников определяются по формуле

, (2.20)

где n p -коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления nр=1,1;

р - рабочее давление, МПа;

Dн - наружный диаметр трубопровода, см;

R - расчетное сопротивление растяжению металла труб, МПа.

Значения расчетного сопротивления R определяются по формуле:

(2.21)

Нормативные сопротивления Run и Ryn принимаются равными минимальным значениям соответственно временного сопротивления и предела текучести материала труб и соединительных деталей по государственным стандартам и техническим условиям на трубы и соединительные детали.

Таким образом,

МПа

Тогда толщина стенки газопровода (см) на участке будет равна:

Для обеспечения дополнительного запаса прочности и надежности газопровода номинальная толщина стенки будет значительно превышать расчетную. Оставляем толщину стенки без изменений. t=6мм

2.4 Проверка прочности подземных газопроводов

Проверка прочности подземного газопровода состоит в соблюдении следующих условий:

- при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений:

; (2.22)

; (2.23)

- при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений и сейсмических воздействий:

; (2.24)

, (2.25)

где - расчетное сопротивление металла труб 1.21

При отсутствии 100 %-ного контроля сварных швов газопроводов правые части условий (1.22-1.25) должны приниматься с понижающим коэффициентом 0,85.

Значения прNS и прS определяются по формулам (1.26) и (1.27):

,МПа (2.26)

МПа, (2.27)

где оу - дополнительное напряжение в газопроводе, обусловленное прокладкой его в особых условиях;

с - дополнительные напряжения в газопроводе, обусловленные прокладкой его в сейсмических районах;

р - рабочее давление, МПа;

Е - модуль упругости материала труб. Принимается равным: Е = 206000 МПа;

- коэффициент линейного теплового расширения материала труб принимается равным: = 1,2 · 10-5, °С-1;

- температурный перепад, оС;

- внешний диаметр, см;

- коэффициент Пуассона материала труб принимается равным: = 0,3;

- плотность материала труб принимается равной: = 7850 кг/м3.

Абсолютное значение максимального положительного t(+) или отрицательного t(-) температурного перепада, при котором толщина стенки определяется только из условия восприятия внутреннего давления по формуле (2.20), определяются для рассматриваемого частного случая соответственно по формулам:

; (2.28)

, (2.29)

где R1 - расчетное сопротивление металла труб

, (2.30)

где m - коэффициент условий работы трубопровода;

k1 - коэффициент надежности по материалу;

kн - коэффициент надежности по назначению трубопровода;

R1н - нормативное сопротивление металла труб, численно равное минимальному значению временного сопротивления разрыву, R1н =МПа.

m=0,9 [1, табл. 1];

к1=1,47 [1, табл. 9];

кн=1,00;

- коэффициент Пуассона материала труб принимается равным: = 0,3.

Е = 206000 МПа;

- коэффициент линейного расширения металла трубы, град-1; = 1,2 · 10-5, °С-1.

Тогда:

°С;

°С.

Для дальнейшего расчета принимаем больший из перепадов .

Проверка прочности участков газопровода будем проверять при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений без учета сейсмических воздействий.

Проверка прочности подземного газопровода на первом участке:

Условие выполняется

Условие выполняется

Так как оба условия выполняются, то прочность газопровода на участке обеспечена.

2.5 Нагрузки и воздействия, действующие на газопровод

Нагрузки и воздействия, действующие на газопровод делятся на:

- силовые нагружения - внутреннее давление газа, вес газопровода, обустройств и транспортируемого газа, давление грунта, гидростатическое давление и выталкивающая сила воды, снеговая, гололедная и ветровая нагрузки, нагрузки, возникающие при укладке и испытании;

- деформационные нагружения - температурные воздействия, воздействия предварительного напряжения (упругий изгиб, растяжка компенсаторов и т.д.), воздействия неравномерных деформаций грунта (просадки, пучения, деформации земной поверхности в районах горных выработок и т.д.);

- сейсмические воздействия.

Определяем собственный вес единицы длины газопровода формуле (2.31)

, (2.31)

где nсв - коэффициент надежности по нагрузке от действия собственного веса трубопровода, nсв = 0,95;

гм - удельный вес металла трубы, для стали, гм= 78500 Н/м3,

F - площадь сечения металла трубы.

(2.32)

;

;

Определим расчетную нагрузку от собственного веса трубопровода

; (2.33)

;

Определяем вес транспортируемого газа в единице длины газопровода по формуле (2.34)

(2.34)

3. ПОДЗЕМНЫЙ ПЕРЕХОД ГАЗОПРОВОДА ПОД ДОРОГОЙ

3.1 Конструкции переходов

На первом участке газопровода предусматривается строительство перехода через автомобильную дорогу.

Автодороги делятся на 5 категорий: I и II категории- дороги общегосударственного значения, III категория - дороги республиканского и областного значений, IV и V категории - дороги местного значения. Интенсивность движения (число автомобилей в сутки) составляет: на дорогах I категории - свыше 6000, на дорогах II категории - от 3000 до 6000, на дорогах III категории - от 1000 до 3000, IV категории - от 200 до 1000 и V категории до 200.

При пересечении железных дорог и автодорог I-III категорий не допускается нарушение насыпи и образование даже минимальных просадок поверхности насыпи (особенно на железных дорогах). Таким образом, при строительстве перехода через автодорогу Северодвинск-Архангельск, относящуюся к III категории, необходимо будет применить закрытый (бестраншейный) способ прокладки газопровода.

Конструктивная схема перехода изображена на рисунке 3.1. Трубопровод 1 располагается в металлическом футляре 2 (кожухе). Основную трубу и кожух покрывают антикоррозийной изоляцией. На переходах газопроводов концы кожухов уплотняются таким образом, чтобы была обеспечена герметичность пространства между газопроводом и кожухом. Однако уплотнение должно обеспечивать возможность продольных перемещений внутренней трубы по отношению к кожуху. Эта цель достигается применением различного рода сальников 3. Для того чтобы в межтрубном пространстве не поднималось давление в случае утечек газа, на одном из концов кожуха вваривают в стенку кожуха трубу 4, которая выводится над поверхностью земли на высоту свечи (hCB) >5м.



Рисунок 3.1 - Схема перехода через железную и автомобильную дорогу

Переход под автомобильной дорогой рисунок 3.1 имеет аналогичное переходу под железной дорогой конструктивное оформление, но здесь должны учитываться следующие особенности. Кожух применяется только на автодорогах I, II, III и IV категорий. Для газопроводов кожух должен иметь длину L=2l1+l3, где l1?10 м. Расстояние l3 принимают равным 25 м.

Участки газопроводов, прокладываемых на переходах через железные и автомобильные дороги всех категорий с усовершенствованным покрытием капитального и облегченного типов, должны предусматриваться в защитном футляре (кожухе) из стальных труб или в тоннеле, диаметр которых определяется из условия производства работ и конструкции переходов и должен быть больше наружного диаметра трубопровода не менее чем на 200 мм.

Угол пересечения трубопровода с железными и автомобильными дорогами должен быть, как правило, равен 90 °. Прокладка трубопровода через тело насыпи не допускается.

На одном из концов футляра или тоннеля следует предусматривать вытяжную свечу на расстоянии по горизонтали, м, не менее:

- oт оси крайнего пути железных дорог общего пользования 40 м;

- то же, промышленных дорог 25 м;

- от подошвы земляного полотна автомобильных дорог 25 м.

3.2 Способы прокладки футляра методом продавливания и горизонтального бурения

При прокладке защитного футляра методом продавливания к его переднему концу приваривают кольцевой нож для уменьшения лобового сопротивления вдавливанию футляра в грунт (рисунок 3.2). Скосы режущих кромок ножей выполняют под углом 15-22°, при этом они могут быть изготовлены с наклоном внутрь или наружу.

Наиболее часто применяют расширительные ножи серпообразного или кольцевого сечения. Ножи серпообразного сечения позволяют создавать серпообразный зазор в верхней части горизонтальной скважины на 0,60-0,75 длины ее окружности, что способствует сохранению направления проходки.

Рисунок 3.2 - Устройство кольцевого ножа на конце футляра: 1 - внутреннее кольцо; 2 - наружное кольцо; 3 - наплавка; 4 - прокладываемый футляр

Для уменьшения сил трения, возникающих между стенкой защитного футляра и грунта, необходимо обеспечить зазор между футляром и скважиной. Для формирования такого зазора наружный диаметр кольцевых ножей Dk принимают на 30-60 мм больше наружного диаметра прокладываемого защитного футляра.

При продавливании особо уделяется внимание прочности задней (упорной) стенки, воспринимающей упорные реакции усилий подачи, развиваемых гидродомкратной установкой.

По окончании отрывки рабочего котлована и крепления стенок дно котлована выравнивают и размещают направляющие конструкции, агрегаты и узлы установки продавливания футляра. При монтаже направляющих конструкций в рабочем котловане особое внимание обращают на правильное их размещение в горизонтальной и вертикальной плоскостях, так как это обеспечивает сохранение заданного направления прокладки и минимальное отклонение фактического положения оси защитного футляра от проектного. Для сохранения направления прокладки применяют вертикальные и горизонтальные рамы.

На рисунке 3.3 показана схема установки с гидродомкратами, предусматривающая ручную разработку грунта и транспортировку его из забоя по полости защитного футляра.

Процесс продавливания футляра включает следующие операции:

- укладка первого звена футляра длиной 3-6 м с лобовой обделкой (ножом);

- установка нажимной заглушки на торец звена;

- поэтапное задавливание звена в грунт гидродомкратами;

- разработка грунта в футляре и его транспортировка (вручную или механизировано);

- подъем грунта краном из котлована и укладка в отвал.

После выбора хода штока гидродомкрата между нажимной заглушкой и домкратом вставляют нажимные патрубки.

Продвижение защитного футляра и смену нажимных патрубков осуществляют до тех пор, пока первое звено футляра не будет полностью вдавлено в грунт под насыпью. После этого штоки гидродомкратов отводят назад вместе с заглушкой, одновременно удаляют и нажимные патрубки.

На освободившееся от патрубков место укладывают второе звено, которое центрируют и присоединяют к первому звену защитного футляра сваркой.

Для производства сварочных работ в котловане сооружается приямок, в котором размещаются сварщики. Если в приямке накапливается вода, то ее время от времени удаляют насосом.

В наборе технологического оборудования необходимо иметь круг-заслонку, которая устанавливается в футляре и перекрывает его полость в случае опасности утечки обводненных грунтов дорожной насыпи через футляр.

Рисунок 3.3 - Схема установки с гидродомкратами: 1 - насосная станция; 2 - газопровод; 3 - рабочий котлован; 4 - водоотводной лоток; 5 - защитный футляр; 6 - лобовая обделка (нож); 7 - приемный котлован; 8 - приямок для сварки защитного футляра; 9 - направляющая рама; 10 - нажимной патрубок; 11 - нажимная заглушка; 12 - гидродомкраты; 13 - башмак; 14 - упорная стенка

В принятой последовательности все операции повторяют до тех пор, пока лобовой конец первого звена не войдет в приемный котлован. При необходимости защитный футляр наращивают до проектной длины со стороны приемного котлована либо с обеих сторон дороги.

В настоящее время одним из основных способов сооружения переходов является способ горизонтального бурения, наиболее эффективный при прокладке кожухов большого диаметра. При малых диаметрах груб (до 700 мм) могут использоваться способы прокладывания и продавливания. Охарактеризуем некоторые способы прокладки кожуха.

Способ горизонтального бурения позволяет прокладывать кожух сразу на полную длину рисунок 3.3. В створе перехода отрывают рабочий котлован 2, в котором размещают прокладываемый кожух 9. Кожух укладывают на ролики точно по оси перехода, как в вертикальной, так и в горизонтальной плоскостях. Рабочий котлован имеет форму траншеи, длина которой на 10м больше длины кожуха, а ширина понизу на 1 м больше диаметра кожуха и поверху на 1,5 м больше ширины силовой установки 6, закрепленной на трубе-кожухе и перемещающейся вместе с ним по мере его внедрения в грунт.

Внутрь кожуха помещают буровой инструмент 1 и шнековый транспортер 7. Буровой инструмент режет грунт впереди трубы, при этом скважина получается несколько больше, чем диаметр кожуха. Грунт, поступающий в кожух, перемещается по кожуху шнековым транспортером 7, который одновременно приводит во вращение и режущую головку бурового инструмента 1. Сам транспортер вращается силовой установкой 6. Установка 6 крепится к трубе с помощью сцепного устройства и удерживается в необходимом положении трубоукладчиком 5. Подача кожуха вперед осуществляется с помощью лебедки, совмещенной с силовой установкой, усилие от которой передается через тросы 4 на опору 3. Опора представляет собой одну-две трубы диаметром 400-500 мм, помещенных в специально отрытую траншею длиной до 10 м.

Разрабатываемый грунт 10 из трубы высыпается в рабочий котлован. Отмечу здесь, что в настоящее время используются установки, позволяющие прокладывать трубы (кожухи) диаметрами 1220 и 1420 мм с регулируемой скоростью проходки от 0,3 до 10 м/ч при осевом усилии без полиспаста до 80 кН. С полиспастом осевое усилие может достигать 800 кН.

После укладки кожуха в него протаскивают заранее подготовленный рабочий трубопровод. Подготовка включает проверку качества всех сварных стыков методами физического контроля, гидравлическое испытание в соответствии с требованиями СНиПов, изоляцию и футеровку. На газопроводе закрепляют роликовые или иные предусмотренные проектом опорные устройства. Эти устройства облегчают процесс протаскивания газопровода в кожух и фиксируют его положение таким образом, чтобы исключался электрический контакт между кожухом и газопроводом.

После протаскивания устананливают сальники, вытяжные свечи, оборудуют приемные колодцы, отводящие канавы, полностью восстанавливают начальное состояние придорожных сооружений, а также ландшафт местности. На последнее должно обращаться особое внимание, так как невосстановленный рельеф начинает интенсивно деформироваться под влиянием дождей, ветра и других климатических факторов.

Рисунок 3.4 - Способ горизонтального бурения

3.3 Расчет толщины стенки футляра

Прокладка участков переходов трубопроводов через железные и автомобильные дороги (за исключением V категории) предусматривается в защитном футляре (кожухе), который является основной деталью перехода и предназначен для предохранения укладываемого через него трубопровода от воздействия нагрузок, агрессивных грунтовых вод и блуждающих токов, а при авариях трубопровода - для предохранения полотна дороги от разрушения.

На футляр действуют внешние нагрузки - вертикальное и боковое давление грунта (qгр.в. и qгр.б.) и давление от веса подвижного транспорта qп. (см. 3.5).

Рисунок 3.5 - Схема к расчету футляра на прочность

Исходные данные:

=720мм; H=2,7м; материал - сталь 14Г2САФ; R2=2600 кгс/см2. Грунт - глина; =1,6 тс/м3; =400; =0,8; k0=104 тс/м3. Полотно дороги - бетонное. =1/6; Eп=2*106 тс/м2; hп=0,35 м. Расчетный подвижной состав - автомобиль МАЗ - 530; нагрузка на переднюю ось Р1=7,8 тс, на промежуточную и заднюю Р2= Р3=15,6 тс

Решение:

1 Ориентировочное значение диаметра защитного футляра определяем по формуле (3.1)

; (3.1)

Тогда:

Так как диаметр кожуха должен быть больше наружного диаметра трубопровода не менее чем на 200мм.

Принимаем ,.

Рис. 3.6 - Схема перехода под железной и автомобильной дорогой

2 Ширина пролета естественного свода обрушения определяется по формуле:

, (3.2)

где Dф - наружный диаметр футляра;

- угол внутреннего трения грунта, коэффициент крепости породы

3 Высота грунта в пределах естественного свода обрушения, действующая на футляр:

, (3.3)

где - коэффициент крепости породы,

В - ширина пролета естественного свода обрушения

4 Как видно , следовательно, над футляром образуется свод естественного обрушения, и значения и определяем по формулам:

Расчетная вертикальная нагрузка:

(3.4)

где =1,2 - коэффициент перегрузки;

-объемный вес грунта в естественном состоянии;

Боковое давление:

; (3.5)



5 Момент инерции материала полотна дороги:

, где- ширина полотна дороги. =1м

- толщина покрытия дороги. =0,35м

м4

6 Цилиндрическая жесткость полотна дороги определяется по формуле:

, (3.6)

где - модуль упругости материала полотна дороги;

- коэффициент Пуассона материала полотна дороги.

7 Находим коэффициент жесткости полотна дороги:

, (3.7)

где - коэффициент постели грунта при сжатии

1/м

8 Нагрузка от подвижного состава:

, (3.8) где А - коэффициент, зависящий от глубины заложения в грунт защитного футляра.

При глубине заложения футляра Н=2,7м отношение z:a=2.7:3,5=0.77. Тогда коэффициент А=0,27

=1,2 - коэффициент перегрузки.

- ширина полотна дороги. =1м

тс/м

9. Расчетное поперечное сжимающее усилие в наиболее напряженном сечении футляра, отнесенное к единице длины футляра:

, (3.9)

где - радиус футляра

10 Расчетный изгибающий момент:

, (3.10)

где - коэффициент, учитывающий всестороннее сжатие футляра. =0,25

11 Толщина стенки футляра (кожуха) определяется по формулам:

, (3.11)

где R2 - расчетное сопротивление материала.

Окончательно принимаем толщину стенки =6мм

4. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

При проведении расчетов по оценке экономической эффективности организации строительства газопроводов была использована система оценочных показателей отражающих деятельность предприятия в условиях рыночной экономики. Данные показатели включают в себя:

- капитальные вложения;

- эксплуатационные расходы;

- чистый доход;

- чистый дисконтированный доход;

- срок окупаемости;

- индекс рентабельности инвестиций.

4.1 Капитальные вложения

Сметная документация составлена базисно-индексным методом в ценах и нормах введенных в действие с 01.01.2001 в соответствии с Методикой определения стоимости строительной продукции на территории Российской Федерации (МДС81-35.2004).

Для определения сметной стоимости приняты:

Территориальные сборники средних сметных цен на материалы, изделия и конструкции, утвержденные главой Администрации Архангельской области от 27 февраля 2004г. №42.

Сборники ТЕР на строительные и ремонтно-строительные работы, утвержденные главой Администрации Архангельской области от 27 февраля 2004г. №42.

Сборники ФЕР.

Накладные расходы приняты на основании МДС 81-34.2004г. по видам строительных и монтажных работ.

Сметная прибыль принята на основании МДС 81-25 и письма Федерального Агентства г. Москва от 18.11.2004г. № Ап-5536/06 по видам строительных и монтажных работ.

Индексы к СМР приняты 3,54 к ТЕР и 5,51 к ФЕР на основании письма Федерального Агентства по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству г. Москва от 23 января 2007г. №СК-185/02.

Расчет произведен с учетом того, что длина участка газопровода равна 1210м.

Затраты на строительство приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Капитальные затраты в тыс.руб.

Наименование объектов, работ и затрат	Сметная стоимость	Общая сметная стоимость
	строительных работ	Монтажных работ	оборудования	прочих затрат
1	2	3	4	5	6
Подготовка территории строительства
Аренда земельного участка	-	-	-	27,00	27,00
Вырубка леса 46,638·3,54	165,1	-	-	-	165,1
Рекультивация огорода под временной дорогой 2,508·3,54	8,88	-	-	-	8,88
Основные объекты строительства
Сети газопроводов 818,33·3,54	2896,89				2896,89
Переход через дорогу общего назначения 216,01·3,54	764,68	-	-	-	764,68
Герметизация вводов 1,29·3,54	4,57	-	-	-	4,57
Установка ГРП в с..Яренск.(73,44-26,5) ·3,54	166,17	-	26,5	-	192,67
Оборудудование пожаротушения ГРП 1,23-0,48	0,75	-	0,48	-	1,23
Молниезащита 2,04 ·3,54 1,73 ·5,51·1,01	7,23	9,63	-	-	16,86
ГРП в с.Яренск	739,34				739,34
Свеча вытяжная 10,05·3,54	35,58		-	-	35,58
Временные здания и сооружения
Временные здания и сооружения 2,7%	129,31	0,26	-	-	129,57
Возврат материалов от временных зданий и сооружений 15%	19,3	0,04			19,34
Итого по главам:	4937,8	9,93	26,98	27,0	5001,71
Прочие работы и затраты
Дополнительный затраты при производстве работ в зимнее время 3,3·1,2=3,96%	195,54	0,39	-	-	195,93
Страховые взносы 3%	-	-	-	148,43	148,43
Затраты на снегоборье 0,3%	14,81	0,03	-	-	14,84
Средства на премирование за ввод в действие в срок объектов строительства 1,5%	-	-	-	77,22	77,22
Итого по главам	5148,15	10,35	26,98	252,65	5438,13
Содержание дирекции (технического надзора) строительства
Содержание дирекции 1,1%				84,41	84,41
Проектные и изыскательские работы, авторский надзор
Договор с заказчиком Расчет предельных выбросов Рабочий проект 413,49+4,98=418,4 Экологическая экспертиза Стоимость работ по экспертизе Авторский надзор 0,2%				252,18 428,43 5,97 70,5 23,91	252,18 428,43 5,97 70,5 23,91
Итого по главам	5148,15	10,35	26,98	1033,64	6219,12
Резерв на непредвиденные работы и затраты 2%	102,96	0,21	0,54	20,67	124,38
Всего по смете	5251,11	10,56	27,52	1054,31	6343,5
Налог на добавленную стоимость - 18%	945,2	1,9	4,95	189,78	1141,83
ВСЕГО ПО СВОДНОЙ СМЕТЕ C НДС	6196,31	12,46	32,47	1244,09	7485,33

4.2 Эксплуатационные затраты

Эксплуатационные затраты по предприятию складываются из затрат по оплате труда, на материалы и прочие затраты.

4.2.1 Затраты по оплате труда

Структура персонала представлена в таблице 4.2

Таблица 4.2- Структура персонала

Категория персонала	Доля в общей численности, %	Численность персонала, чел.
- рабочие	50	4
- руководители	12,5	1
- специалисты	25	2
- служащие	12,5	1
ВСЕГО	100	8

Для расчета фонда заработной платы (ФЗП) принимаем следующие показатели:

- Согласно рекомендуемым текущим часовым тарифным ставкам, установленных для рабочих на ремонтно-строительных работах (Архстройцена №1 март 2007) ставка рабочих пятого разряда с учетом северной надбавки, районного коэффициента, премии равна 101,63 руб/ч;

- надбавка за ночные - 40 %;

- оклад руководителей - в размере 2-х заработных плат рабочих 5 разряда;

- оклад специалистов - в размере 1,8 заработных плат рабочих 5 разряда;

- оклад служащих - на уровне рабочего 5-го разряда.

Расчет затрат по оплате труда руководителей, специалистов, служащих и рабочих представлен в таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Фонд заработной платы руководителей, специалистов, служащих и рабочих в рублях

Категория персонала	Численность	Заработная плата с учетом премии и надбавок, руб	Фонд заработной платы, руб./год
Руководители	1	45530,24	546362,88
Специалисты	2	40977,72	983465,28
Служащие	1	22765,12	273181,44
Рабочие	4	22765,12	1092725,76
Итого:			2895735,36

Прочие затраты в размере 20% от всех эксплуатационных.

Амортизация

Амортизационные отчисления производятся всеми предприятиями на основе норм и полной стоимости основных фондов, на которые начисляется амортизация.

, (4.1)

где - стоимость трубопровода, тыс. руб.,

Составляет 7485,33тыс. рублей.

- норма амортизационных отчислений, %

, (4.2)

где - срок полезного использования - период между вводом в действие оборудования и его списанием, лет. При условии применения ЭХЗ принимаем =35 лет

%

Все эксплуатационные затраты сводим в таблицу 4.5

Расходы на социальные нужды рассчитывают от фонда оплаты труда по налоговым ставкам действительным в данное время.

- единый социальный налог (ЕСН)- 26% от ФЗП;

- страхование от несчастных случаев (СНС)- 0, 3% от ФЗП.

Таблица 4.4 - Эксплуатационные затраты

Эксплуатационные затраты	Руб.
- фонд заработной платы	2895735,36
- ЕСН	752891,19
- СНС	8687,21
- прочие	579147,07
- амортизация	213330
Итого:	4449790,83

4.3 Анализ инвестиционного проекта

Для анализа эффективности инвестиционного проекта все данные сведем в таблицу 4.6.

Тарифная выручка рассчитывается как [6]

, (4.3)

где-потребление газа, тонн,

- тариф за перекачку 1000м3 газа, руб./тыс.м3;

Налогооблагаемая прибыль ()

, (4.4)

где - эксплуатационные затраты, принимаем по таблице 4.5

В данном расчете при определении налогооблагаемой прибыли не учитываем налоги, относимые на финансовый результат (налог на доход физических лиц).

Чистая прибыль:

, (4.5)

где - налог на прибыль.

Налог на прибыль составляет 24% от налогооблагаемой прибыли.

Чистая прибыль рассчитывается как разница между налогооблагаемой прибылью и суммой всех затрат: эксплуатационных, налога на прибыль, налога на имущество.

Чистые денежные поступления равны сумме чистой прибыли и амортизационных отчислений .

Анализ инвестиционного проекта представлен в таблице 4.5.

Таблица 4.5 - Анализ инвестиционного проекта в тыс. руб.

Показатель	Годы
	2007	2008	2009	2010	2011	2012-2015
Объем реализации, м3	-	4483,5	4483,5	4483,5	4483,5	4483,5
Капитальные вложения	7485,33	7485,33	-	-	-	-
Тарифная выручка	-	17984,43	17984,43	17984,43	17984,43	17984,43
Эксплуатационные расходы	-	4449,79	4449,79	4449,79	4449,79	4449,79
Налогооблагаемая прибыль	-	13534,64	13534,64	13534,64	13534,64	13534,64
Налог на прибыль	-	3248,31	3248,31	3248,31	3248,31	3248,31
Чистая прибыль	-	10286,33	10286,33	10286,33	10286,33	10286,33
Чистые денежные поступления	-	10499,66	10499,66	10499,66	10499,66	10499,66

Эффективность инвестиций

Инвестиции это долгосрочные капиталовложения с целью получения и наращивания дохода. Методы оценки эффективности инвестиций основываются на способах определения целесообразности долгосрочных вложений капитала в объекты. Одним из таких методов является метод дисконтирования, то есть приведения разновременных доходов и расходов, осуществляемых в рамках инвестирования проекта к единому моменту времени.

Размер требуемых инвестиций составляет 7485,33 тыс. руб. В качестве источника финансирования проекта используется сумма чистой прибыли и амортизационных отчислений, которая составит в первый год эксплуатации 10499,66тыс. руб. в год.

В течение 2007 года реализации проекта осуществляется монтаж оборудования и наладка технологического процесса, с 2008 года начинается эксплуатация газопровода.

Для оценки эффективности инвестиций воспользуемся следующими показателями:

Денежный поток CF - движение (поток) денежных средств в определенный момент времени:

(4.6)

где - результат за период t;

- капитальные вложения за период t (инвестиции);

U - все текущие затраты в году t.

Кумулятивный денежный поток CCF - денежный поток нарастающим итогом. Рассчитывается как сумма денежного потока этого периода времени и денежного потока предыдущего периода времени.

Дисконтированный денежный поток DCF определяется по формуле:

где - коэффициент дисконтирования по фактору времени,

Е - норма дисконта;

tp - номер временного шага.

Чистый приведенный доход NPV - определяется нарастающим итогом по каждому шагу расчета, как сумма дисконтированных денежных потоков.

В качестве временного шага принят 1 мес.

П=10499,66:12=874,97 тыс.руб.,

где П - источник финансирования проекта в расчете на 1 мес.

Тогда CCR=874,97-7485,33= - 6610,36 тыс.руб.

Внутренняя норма прибыли IRR была определена графическим методом (рисунок 3.1) и составила 2,2% в месяц.

Внутренняя норма прибыли - это максимальный процент, на который может рассчитывать инвестор, чтобы проект окупился за определенный срок, это такое значение Е, при котором величина NPV равна нулю. В данном случае IRR > Е - проект эффективный.

На основе полученных значений NPV построен финансовый профиль проекта (рисунок 4.2), который позволяет наглядно определить срок окупаемости проекта и максимальные денежные затраты МСЕ.

Рисунок 4.1 - Внутренняя норма прибыли

Таблица 4.6 - Эффективность инвестиций в тыс. руб.

Показатель	2007	2008
	0	1	2	3	4	5	6	7
Инвестиции	-7485,33
Прибыль		874,97	874,97	874,97	874,97	874,97	874,97	874,97
Денежный поток CF	-7485,33	874,97	874,97	874,97	874,97	874,97	874,97	874,97
Кумулятивный денежный поток CCF	-7485,33	-6610,4	-5735,4	-4860,4	-3985,5	-3110,5	-2235,5	-1360,5
Коэффициент дисконтирования б при Е=5%		0,996	0,992	0,988	0,984	0,979	0,975	0,971
Дисконтированный денежный поток DCF	-7485,3	871,3	867,7	864,1	860,5	857,0	853,4	849,9
Чистый приведенный доход NPV при Е=5%	-7485,3	-6614,0	-5746,3	-4882,1	-4021,6	-3164,6	-2311,2	-1461,4
Коэффициент дисконтирования б при Е=10%		0,992	0,984	0,975	0,967	0,959	0,951	0,944
Дисконтированный денежный поток DCF	-7485,3	867,7	860,6	853,5	846,4	839,4	832,5	825,6
Чистый приведенный доход NPV при Е=10%	-7485,3	-6617,6	-5757,0	-4903,6	-4057,2	-3217,8	-2385,3	-1559,7
Коэффициент дисконтирования б при Е=15%		0,988	0,975	0,963	0,952	0,940	0,928	0,917
Дисконтированный денежный поток DCF	-7485,3	864,2	853,5	843,0	832,6	822,3	812,1	802,1
Чистый приведенный доход NPV при Е=15	-7485,3	-6621,2	-5767,7	-4924,7	-4092,1	-3269,9	-2457,7	-1655,6
Прибыль	874,97	874,97	874,97	874,97	874,97	874,97	874,97	874,97
Денежный поток CF	874,97	874,97	874,97	874,97	874,97	874,97	874,97	874,97
Кумулятивный денежный поток CCF	-485,6	389,4	1264,4	2139,3	3014,3	3889,3	4764,3	5639,2
Коэффициент дисконтирования б при Е=5%	0,967	0,963	0,959	0,955	0,951	0,947	0,943	0,940
Дисконтированный денежный поток DCF	846,3	842,8	839,3	835,9	832,4	828,9	825,5	822,1
Чистый приведенный доход NPV при Е=5%	-615,0	227,8	1067,2	1903,0	2735,4	3564,3	4389,8	5211,9
Коэффициент дисконтирования б при Е=10%	0,936	0,928	0,920	0,913	0,905	0,898	0,890	0,883
Дисконтированный денежный поток DCF	818,8	812,0	805,3	798,6	792,0	785,5	779,0	772,6
Чистый приведенный доход NPV при Е=10%	-740,9	71,1	876,4	1675,0	2467,0	3252,5	4031,5	4804,1
Коэффициент дисконтирования б при Е=15%	0,905	0,894	0,883	0,872	0,862	0,851	0,840	0,830
Дисконтированный денежный поток DCF	792,2	782,4	772,8	763,2	753,8	744,5	735,3	726,2
Чистый приведенный доход NPV при Е=15%	-863,4	-81,0	691,7	1454,9	2208,7	2953,2	3688,5	4414,7
Прибыль	874,97	874,97	874,97	874,97	874,97	874,97	874,97	874,97
Денежный поток CF	874,97	874,97	874,97	874,97	874,97	874,97	874,97	874,97
Кумулятивный денежный поток CCF	12639,0	13514,0	14388,9	15263,9	16138,9	17013,8	17888,8	18763,8
Коэффициент дисконтирования б при Е=5%	0,909	0,905	0,901	0,898	0,894	0,890	0,886	0,883
Дисконтированный денежный поток DCF	795,2	791,9	788,6	785,3	782,1	778,8	775,6	772,4
Чистый приведенный доход NPV при Е=5%	11666,8	12458,6	13247,2	14032,5	14814,6	15593,4	16369,0	17141,3
Коэффициент дисконтирования б при Е=10%	0,826	0,819	0,813	0,806	0,799	0,793	0,786	0,780
Дисконтированный денежный поток DCF	722,9	717,0	711,0	705,2	699,3	693,5	687,8	682,1
Чистый приведенный доход NPV при Е=10%	10759,1	11476,0	12187,1	12892,2	13591,5	14285,1	14972,9	15655,0
Коэффициент дисконтирования б при Е=15%	0,751	0,742	0,733	0,724	0,715	0,706	0,697	0,689
Дисконтированный денежный поток DCF	657,5	649,4	641,4	633,5	625,6	617,9	610,3	602,8
Чистый приведенный доход NPV при Е=15%	9910,9	10560,3	11201,6	11835,1	12460,7	13078,7	13689,0	14291,7

Рисунок 4.2 - Эффективность инвестиций

Из рисунка 4.2 следует, что при норме дисконта Е=5% на 8-ом месяце эксплуатации магистрального газопровода сумма чистого приведенного дохода от инвестиций становится больше сумы инвестиций, при Е=10% - на 9-ом месяце реализации проекта, при E=15% - на 10-ом месяце.

На основе выполненных экономических расчетов затраты на проект и строительство магистрального газопровода в размере 7485,33 тыс. руб. окупятся через 8 месяц.

Внутренняя норма прибыли составит 2,2% в месяц, что превышает выбранную норму дисконта и говорит об эффективности проекта. Таким образом, строительство газопровода экономически целесообразно.

5. ОХРАНА ТРУДА И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

5.1 Охрана труда работников

Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации газового хозяйства организаций устанавливают требования по охране труда, обязательные для работодателей и работников организаций, расположенных на территории Российской Федерации, эксплуатирующих объекты газораспределительных систем. Выполнение работ по строительству линейной части газопровода должно осуществляться при соблюдении требований СНиП 12-03 и других нормативных правовых актов, а также настоящих норм и правил.

Правила содержат требования охраны труда, предъявляемые при эксплуатации газопроводов и сооружений на них, средств их защиты от электрохимической коррозии, газового оборудования, аппаратуры, контрольно-измерительных приборов, средств автоматики и телемеханики, вычислительной техники, всех видов газового оборудования газорегуляторных пунктов (ГРП), газонаполнительных станций (ГНС), газонаполнительных пунктов (ГНП), автомобильных (стационарных и передвижных) газозаправочных станций (АГЗС), складов баллонов со сжиженным и сжатым газом, баллонных и резервуарных установок сжиженного газа, а также газоиспользующего оборудования, зданий, сооружений и коммуникаций, относящихся к газифицированным объектам. Работодатель в зависимости от местных условий может предусматривать дополнительные меры безопасности труда, которые должны быть внесены в соответствующие инструкции по охране труда и доведены до работников в виде инструктажа. Перед допуском к работе работники, занятые в организации, проходят обучение и аттестацию в установленном порядке, а также инструктаж в соответствии с требованиями государственных стандартов в области безопасности труда. Проверка состояния здоровья работников перед допуском их к выполнению работ и периодический медицинский осмотр должен проводиться в установленном порядке. Расследование и учет несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний должны осуществляться согласно действующему законодательству. Расследование аварий на объектах, подконтрольных органам Госгортехнадзора России, проводится в порядке, установленном Госгортехнадзором России. Каждый работник обязан немедленно сообщить своему непосредственному руководителю о несчастном случае, происшедшем с ним или другим работником, а также о замеченных им нарушениях Правил.