Газификация районного центра Темирлановка Шымкентской области с применением полиэтиленовых труб

Не допускать эксплуатацию системы газоснабжения, а также выполнения всякого рода ремонтных работ, если дальнейшее производство работ сопряжено с опасностью для жизни работающих. Не допускать работников, не имеющих удостоверения, прав к обслуживанию газового хозяйства.

Работающие должны обеспечиваться спецодеждой, спецобувью, индивидуальными средствами защиты, и им должны предоставляться другие льготы в соответствии с действующими нормами.

Работы по охране труда, технике безопасности, производственной санитарии и контроль над соблюдением трудового законодательства должны быть возложены на инженера по технике безопасности.

Рабочие, связанные с обслуживанием и ремонтом газового хозяйства и выполнением газоопасных работ, должны быть обучены безопасным методам работы в газовом хозяйстве.

5.3 Охранная зона газопровода

В целях обеспечения сохранности распределительных сетей, создания нормальных условий их эксплуатации, предотвращения аварийных и несчастных случаев, согласно «Правил охраны газораспределительных сетей», устанавливается охранная зона в виде участка над земной поверхностью, ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии:

- 2 м с каждой стороны подземного газопровода;

- 10 м с каждой стороны ГРПШ.

По окончании строительства и уточнения фактического положения газопровода и уточнения границ охранной зоны, материалы об охранной зоне оформляются заказчиком и передаются в службы, занимающиеся оформлением разрешений на производство земляных работ, и в организацию, эксплуатирующую газовые сети.

На земельные участки, входящие в охранные зоны газораспределительных сетей, в целях, предупреждения их повреждения или нарушения условий их нормальной эксплуатации налагаются ограничения, которыми запрещается:

- строить объекты жилищно-гражданского и производственного назначения;

- сносить и реконструировать автомобильные дороги с расположенными газораспределительными сетями без предварительного выноса этих газопроводов по согласованию с эксплуатационными организациями;

- разрушать, перемещать, засыпать и уничтожать опознавательные знаки, контрольно-измерительные пункты и др. устройства газораспределительных устройств;

- устраивать свалки и склады, разливать растворы кислот, щелочей, солей и других химически активных веществ;

- огораживать и перегораживать охранные зоны, препятствовать доступу персонала эксплуатационных организаций к газораспределительным сетям, проведению обслуживания и устранению повреждений газораспределительных сетей;

- разводить огонь и размещать источники огня;

- рыть погреба, копать и обрабатывать почву сельскохозяйственными и мелиоративными орудиями и механизмами на глубину более 0,3м;

- самовольно подключатся к газораспределительным сетям.

Лесохозяйственные, сельскохозяйственные и другие работы, не подпадающие под ограничения, указанные выше, и не связанные с нарушением земельного горизонта и обработкой почвы на глубину более 0,3м, производятся собственниками земельных участков в охранной зоне при условии предварительного письменного уведомления эксплуатационной организации не менее чем за три рабочих дня до начала работ.

Хозяйственная деятельность в охранных зонах, не предусмотренная выше, при которой производится нарушение поверхности земельного участка и обработке почвы на глубину более 0,3м, осуществляется на основании письменного разрешения эксплуатационной организации газораспределительных сетей.

Организации и частные лица, получившие разрешение на ведение работ в охранной зоне газопровода, обязаны выполнить их с соблюдением мероприятий по его сохранности.

Организации, выполняющие работы, которые вызовут необходимость переустройства газопровода или защиту его от повреждений, обязаны выполнить работы с соблюдением требований «Правил безопасности в газовом хозяйстве» за счет своих средств по согласованию с организацией, в собственности которой находится данный газопровод.

Плановые работы по ремонту и реконструкции газопровода, проходящего по территории землепользователя, производятся по согласованию с ним.

Работы по предотвращению, ликвидации аварий или ликвидации их последствий на газопроводе производятся в любое время без согласования с землепользователем, с обязательным уведомлением его о производимых работах.

Юридические и физические лица, виновные в нарушении Правил охраны газораспределительных сетей, а также функционирования газораспределительных сетей, привлекаются к ответственности в порядке, установленном законодательством РК.

5.4 Мероприятия по гражданской обороне и предупреждению чрезвычайных ситуаций

Мероприятия по гражданской обороне тесно связаны с основными техническими решениями газифицируемого объекта.

Газопровод расположен в районном центре Темирлановка Шымкентской области и относится к некатегорированным объектам по гражданской обороне.

Постоянного обслуживающего персонала не предусматривается. Газифицируемые объекты располагаются вне зоны предполагаемого затопления и тектонических явлений.

Прокладка газопровода выполнена подземно и надземно на опорах.

На газопроводах возможны повреждения:

- истечения газа через отверстия в 1 дюйм и разрушение трубопровода на полное сечение;

- «гильотинный разрыв». Как наиболее опасный вариант аварии рассматривается разрушение трубопровода на полное сечение.

Эти аварии сопровождаются выбросом природного газа (97,64% метана) в атмосферу. По классификации взрывоопасных веществ, метан относится к 4 классу, наиболее опасному по последствиям взрыва.

В результате выброса природного газа в атмосферу образуется облако взрывоопасной газовоздушной смеси.

Зоны загазованности образуются по направлению истечения струи газа из отверстия при разрушении трубопровода на полное сечение оси газопровода. Размер зоны загазованности зависит от параметров газопровода (диаметра и давления газа).

Взрыв облака газовоздушной смеси с последующим горением происходит в 50-55% случае аварий. Источниками инициирования взрыва при этом чаще всего является осколки газопроводов.

Взрыв облака газо-воздушной смеси с последующим горением происходит в режиме быстрого горения, скорость которого 10 м/с, т.е. незначительная.

Наиболее опасными являются места установки арматуры и ГРПШ.

Давление в газопроводе - 0,3 МПа. Диаметр трубопровода -57x3.5мм. Масса природного газа в облаке:

, (7.1)

где,

S - площадь сечения трубы, ;

Р - давление газа, ;

- плотность газа, .

т.

Радиусы зоны детонационной волны, в которой происходит полное разрушение при ,

.

Радиус зоны смертельного поражения людей.

.

Радиус безопасного удаления, где ; .

Радиусы зон ударной волны, в которой происходят те или иные разрушения, определяются, согласно давлению, оказываемого взрывом на здания. Данные, приведенные в таблице 7.1

Таблица 7.1 ГРПШ №1

Степени разрушения зданий	Режим взрывного перемещения
	R, м	S,	Объекты, попадающие в зону разрушения
1	2	3	4
Полная	Жилые	Кирпичные	22	1520	Нет
		Деревянные	30	2826	Нет
Сильная	Жилые	Кирпичные	27	2289	Котельные школы
		Деревянные	43	5805	2 ж. д.
Средняя	Жилые	Кирпичные	35	3847	Нет
		Деревянные	52	8490	Ж.д.
Слабая	Жилые	Кирпичные	52	8490	Школа, мед пункт.
		Деревянные	66	13678	Ж.д.

Таблица 7.2 ГРПШ №2

Степени разрушения зданий	Режим взрывного перемещения
	R, м	S,	Объекты, попадающие в зону разрушения
1	2	3	4
Полная	Жилые	Кирпичные	22	1520	Детский сад
		Деревянные	30	2826	Нет
Сильная	Жилые	Кирпичные	27	2289	Нет
		Деревянные	43	5805
Средняя	Жилые	Кирпичные	35	3847
		Деревянные	52	8490
Слабая	Жилые	Кирпичные	52	8490	2 кв. ж. д.
		Деревянные	66	13678	Ж.д.

Таблица 7.3 ГРПШ №3

Степени разрушения зданий	Режим взрывного перемещения
	R, м	S,	Объекты, попадающие в зону разрушения
1	2	3	4
Полная	Жилые	Кирпичные	22	1520	Нет
		Деревянные	30	2826	Ж.д.
Сильная	Жилые	Кирпичные	27	2289	Нет
		Деревянные	43	5805	Нет
Средняя	Жилые	Кирпичные	35	3847	2 кв. ж. д.
		Деревянные	52	8490	Ж.д.
Слабая	Жилые	Кирпичные	52	8490	2-х кв. ж. д. - 2шт.
		Деревянные	66	13678	Нет

Таблица 7.4 ГРПШ №4

Степени разрушения зданий	Режим взрывного перемещения
	R, м	S,	Объекты, попадающие в зону разрушения
1	2	3	4
Полная	Жилые	Кирпичные	22	1520	2-х кв. ж. д.
		Деревянные	14	615	Спорт. зал
Сильная	Жилые	Кирпичные	27	2289
		Деревянные	43	5805	Ж.д.
Средняя	Жилые	Кирпичные	35	3847	Нет
		Деревянные	52	8490	Нет
Слабая	Жилые	Кирпичные	52	8490	Нет
		Деревянные	66	13678	2-х кв. ж. д.

Таблица 7.5 ГРПШ №5

Степени разрушения зданий	Режим взрывного перемещения
	R, м	S,	Объекты, попадающие в зону разрушения
1	2	3	4
Полная	Жилые	Кирпичные	22	1520	2-х кв. ж. д.
		Деревянные	30	2826	Ж.д.
Сильная	Жилые	Кирпичные	27	2289	Нет
		Деревянные	43	5805	Нет
Средняя	Жилые	Кирпичные	35	3847	Нет
		Деревянные	52	8490	Нет
Слабая	Жилые	Кирпичные	52	8490	Магазин
		Деревянные	66	13678	Нет

Самопроизвольное возгорание газа при повреждении линейной части является, хотя редким и временным, но мощным источником загрязнения атмосферы.

Радиус огневого шара находим по формуле 6.2.

; (6.2)

; (6.3)

;

.

Время существования огненного шара находим по формуле 6.4.

; (6.4)

.

Горение происходит в различных областях облака, чаще всего граничных, при концентрации газо-воздушной смеси на уровне нижнего предела взрываемости. Давление на фронте ударной волны при этом не превышает 15-20 кПа.

Задача обеспечение безопасности состоит в том, чтобы свести к минимуму появление взрывов, пожаров на объектах, а в случае их возникновения, предельно ограничить размеры аварии, локализовать и быстро ликвидировать опасный очаг, а так же ликвидировать последствия аварии.

В дипломе предусмотрены следующие мероприятия, обеспечивающие надежную и безопасную эксплуатацию газопровода.

Для увеличения надежности трубопроводных систем применены трубы с повышенными прочностными характеристиками.

Стальные газоопроводы запроектированы из труб по ГОСТ 10704-91/Вст 2-6СП ГОСТ 10705-80. соединение труб предусмотрено на сварке по ГОСТ 16037-80. подземный газопровод запроектирован из полиэтиленовых труб по ГОСТ 50838-95.

Для защиты газопровода от коррозии на подземных участках применяется пассивная изоляция типа «весьма усиленная» из пленки ПВХ-Л в три слоя по клеевой грунтовке на полимерной основе ГТ-760 ИН с защитой оберткой ПЭКОМ по ГОСТ 9.602-89.

Надземные участки окрашиваются эмалью ПФ-115 в 2 слоя по грунтовке ГФ-021.

Надземные газопроводы имеют защитное заземление.

ГРПШ установлено в ограждении с крышей, закрытым на замок, для защиты от повреждения и от несанкционированного проникновения.

В качестве мероприятий по предупреждению возможных аварий ситуаций следует:

1. Установить контроль за качеством поступающих на строительство труб, арматуры;

2. В процессе производства сварных работ должны быть исключены технологические дефекты;

3. Основным методом выявления дефектов является испытании газопровода на прочность и герметичность;

4. При эксплуатации газопровода проводить профилактику и планово-предупредительный ремонт газопровода.

5.5 Испытание газопроводов

Испытание газопроводов производить согласно требованиям СНиП 42-01-2002.

Перед испытанием на герметичность законченных строительством наружных газопроводов следует произвести продувку сжатым воздухом с целью очистки их внутренней полости.

Для испытания на герметичность газопровод следует разделить на отдельные участки, ограниченные заглушками или линейной арматурой.

Испытания на герметичность наружных газопроводов, газовых вводов следует производить после установки отключающей арматуры, оборудования и контрольно измерительных приборов. Если арматура, оборудование и приборы не рассчитаны на испытательное давление, то вместо них на период испытаний следует устанавливать катушки.

Нормы испытаний приведены в таблице 7.6

Таблица 7.6 Испытание газопровода

	Сооружения	Испытательное давление
		На герметич- ность МПа	Продолжительность испытаний, час
1	2	3	4
	Подземные газопроводы:
1	Газопроводы низкого давления до 0,005 МПа Сталь Полиэтилен	0,6 0,3	24 24
2	Газопроводы среднего давления свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа	0,6	24
	Надземные газопроводы:
3	Газопроводы низкого давления	0,3	1

Подземные газопроводы всех давлений, а также наземные газопроводы низкого и среднего давления на герметичность следует испытывать воздухом.

Испытание подземных газопроводов следует производить после их монтажа в траншее и присыпки на 20-25 см выше верхней образующей трубы или после полной засыпки траншеи до иx эксплуатационных отметок.

6. Экономическая часть

Задачами экономической части проекта является расчет показателей производственной программы, расчет текущих затрат в процессе эксплуатации, расчет затрат на оплату труда и отчислений на социальные нужды, определение суммарных капитальных вложений на объект и амортизационных отчислений, расчет налогов и технико-экономических показателей работы объекта.

6.1 Состав объектов системы газоснабжения районного центра Темирлановка Шымкентской области

Система газоснабжения поселка природным газом имеет следующий состав объектов:

- Шкафные газорегуляторные пункты для подачи газа потребителям (ГРПШ);

- Система газопроводов.

6.2 Расчет показателей производственной программы

Годовая пропускная способность газопровода на участке 1-2:

, (8.1)

где,

q - суточная пропускная способность, q=35,673 ;

Т - календарная продолжительность периода, сут;

- среднегодовой коэффициент неравномерности транспорта газа, .

.

Потери газа при транспортировке:

; (8.2)

.

Объем транспортируемого газа:

, (8.3)

где,

- объем транспортируемого газа, ;

- объем поступившего газа, ;

- потери газа при транспортировке, .

.

Транспортная работа:

, (8.4)

где,

- транспортная работа i-го участка,

L - длина газопровода, км.

Расчет показателей производственной программы для остальных участков газопровода среднего давления выполняется аналогично. Результаты расчет представлены в таблице 8.1:

Таблица 8.1 Показатели производственной программы

Участок
1	2	3	4	5
1-2	11718,58	11,718	11706,8	2926,7
2-3	7061,12	7,061	7054,06	705,4
3-4	557,46	0,557	556,9	13,92
3-5	6503,64	6,504	6497,1	194,9
2-6	4654,21	4,654	4649,55	319,23
6-7	351,16	0,351	350,8	0,702
6-8	4305,65	4,305	4301,34	451,64
8-9	1239,76	1,239	1237,76	55,69
8-10	3065,89	3,066	3062,82	205,21
10-11	584,07	0,584	583,48	8,752
10-12	2481,82	2,481	2479,32	371,9
12-13	1072,88	1,0729	1071,8	16,077
12-14	1408,93	1,409	1407,52	363,14

Общая транспортная работа:

.

6.3 Капитальные вложения на строительство объекта

Капитальные вложения на строительство системы газоснабжения представлены в таблице 8.2:

Таблица 8.2 Капитальные вложения в отдельные элементы системы

газоснабжения

№	Наименование объекта	Полиэтиленовый газопровод	Стальной газопровод
		Капитальные вложения, тыс.тг.	Удельный вес, %	Капитальные вложения, тыс.тг.	Удель ный вес, %
1	2	3	4	5	6
1	Подводящий газопровод:
	- строительно-монтажные работы;	14170	54,8	19755	55,2
	- оборудование и инвентарь;	1395	19,5	1070	18,4
	-прочие расходы.	1160	25,7	1395	26,4
	Всего по объекту:	16725	100	22220	100
2	Газорегуляторные пункты:
	- строительно-монтажные работы;	700	50,4	700	54,7
	- оборудование и инвентарь;	1350	27,6	1350	26,8
	-прочие расходы.	75	22	75	18,5
	Всего по объекту:	2125	100	2125	100

Суммарные капитальные вложения в систему газоснабжения:

, (8.5)

где,

К - суммарные капитальные вложения в систему газоснабжения, тыс.тг.;

- капитальные вложения в подводящий газопровод, тыс.тг.;

- капитальные вложения в газорегуляторные пункты, тыс.тг.

Для варианта с полиэтиленовым газопроводом:

тыс.тг.

Для варианта со стальным газопроводом:

тыс.тг.

6.4 Материальные затраты

Вспомогательные материалы:

, (8.6)

где,

- норма расхода материалов, ;

L - длина газопровода, км;

- объем перезаключаемого газа, .

Для участка 1-2:

.

Для остальных участков представлено в таблице 8.3:

Таблица 8.3 Стоимость материалов

Участок
1-2	5859,4
2-3	1412,2
3-4	27,85
3-5	390,18
2-6	632,9
6-7	14,04
6-8	904,05
8-9	111,51
8-10	410,71
10-11	17,52
10-12	744,3
12-13	32,16
12-14	726,525
ИТОГО:	11282,945

Природное сырье:

В эту составляющую входят отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы и рекультивация земель.

, (8.7)

где,

- нормы отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы и рекультивацию земель,

Для участка 1-2:

Для остальных участков представлено в таблице 8.4:

Таблица 8.4 Стоимость природного сырья

Участок
1	2
1-2	3661,875
2-3	882,64
3-4	17,405
3-5	243,86
2-6	395,59
6-7	8,775
6-8	565,03
8-9	69,695
8-10	256,69
10-11	10,95
10-12	465,185
12-13	20,1
12-14	454,08
ИТОГО:	6597,78

Стоимость потерь газа:

, (8.8)

где,

- объем теряемого газа, ;

- покупная цена газа,

Материальные затраты на систему газоснабжения поселка природным газом сведены в таблице 8.5:

Таблица 8.5 Материальные затраты

п/п	Наименование объекта	Числ. значение тыс.тг.	Удельный вес, %
1.	Вспомогательные материалы	11282,945	58,9
2.	Природное сырье	6597,78	24,1
3.	Стоимость потерь газа	43,37	17
ИТОГО:	17921,315	100

6.5 Затраты на оплату труда

Нормы численности обслуживающего персонала представлены в таблице 8.6:

Таблица 8.6 Нормы численности обслуживающего персонала

п/п	Наименование операций	Норма численности, чел/год
		Полиэтиленовый газопровод	Стальной газопровод
1.	Обслуживание газопровода	4,69	4,69
2.	Обслуживание ГРП	0,69	0,69
3.	Станция ЭХЗ	-	1
4.	Аварийная служба	0,5	0,5
ИТОГО:	5,88	6,88

Фактический фонд заработной платы:

, (8.9)

где,

- средняя заработная плата, ;

ч - численность работающих, см. выше, чел.;

- районный коэффициент, .

Для варианта с полиэтиленовым газопроводом

Для варианта со стальным газопроводом

Социальный налог

, (8.10)

Для варианта с полиэтиленовым газопроводом

Для варианта со стальным газопроводом

6.6 Амортизация

Среднегодовая стоимость основных фондов, норма амортизации и сумма амортизационных отчислений представлена в таблице 8.7:

Таблица 8.7 Амортизационные отчисления

п/п	Группа основных фондов	На, %	Среднегодовая стоимость основных фондов, тыс.тг.	Сумма амортизационных отчислений, тыс.тг.
1	Подводящий полиэтиленовый газопровод	15	16725	2508,75
2	ГРПШ	15	2125	318,75
ИТОГО:			2827,5
3	Подводящий стальной газопровод	15	22220	3333
4	ГРПШ	15	2125	318,75
ИТОГО:			3651,75

Таблица 8.8 Текущие затраты на систему газоснабжения поселка

п/п	Наименование затрат	Численные значения, тыс.тен	Удельный вес, %	Численные значения, тыс.тен	Удельный вес, %
		Полиэтиленовый газопровод	Стальной газопровод
1	Материальные затраты	17921,315	47,8	17921,315	46,5
2	Оплата труда	1622,88	15,2	1898,88	10,9
3	Соц.налог	178,51	6,2	208,87	15,3
4	Амортизация	2827,75	16,8	3651,75	14,6
5	Прочие затраты	1533,24	6,7	1571,285	20
6	Налоги	500,24	7,3	616,18	7,3

6.7 Технико-экономические показатели объекта

1. Производительность труда:

, (8.11)

где,

V - объем газа, ;

ч - число работающих.

- для полиэтиленового газопровода.

- для стального газопровода.

2. Стоимость покупного газа:

, (8.12)

где,

V - объем покупаемого газа, ;

- цена покупаемого газа, .

.

3. Выручка от реализации:

, (8.13)

где,

- объем отпускаемого газа, ;

- цена реализации газа, .

4. Валовая прибыль:

, (8.14)

где,

- общие затраты на транспортировку газа, тыс.тг.

- для полиэтиленового газопровода.

- для стального газопровода.

5. Чистая прибыль:

, (8.15)

- для полиэтиленового газопровода.

- для стального газопровода.

В результате расчета выяснилось, что при транспортировке газа по полиэтиленовому газопроводу чистая прибыль равна 6315,6 тыс. тг, а по стальному газопроводу чистая прибыль составила 5950,8 тыс. тг.

6.8 Определение чистой текущей стоимости

Чистая текущая стоимость каждого года рассчитывается путем умножения разности притока и оттока денежных средств на коэффициент дисконтирования.

, (8.16)

где,

- чисто текущая стоимость i-го года, тыс. тг.;

- поток наличности i-го года, тыс. тг.;

- капиталовложения i-го года, тыс. тг.;

- коэффициент дисконтирования:

, (8.17)

где,

- норма дисконтирования принимается равной проценту по банковскому депозиту, ;

- коэффициент инфляции, ;

- расчетный порядковый год.

Поток наличности:

, (8.18)

где,

- чистая прибыль, тыс. тг.;

- амортизация, тыс. тг.

- для полиэтиленового газопровода.

- для стального газопровода.

Определим и результаты занесем в таблицу 8.9 для полиэтиленового газопровода, а в таблицу 8.10 для стального.

Таблица 8.9 Для варианта с полиэтиленовым газопроводом

Год		, тыс. тг.	К, тыс. тг.	, тыс. тг.		, тыс. тг.	, тыс. тг.
1	2	3	4	5	6	7	8
2012	0		43433,69	-43433,69	1	-43433,69	-43433,69
2013	1	9143,1	-	9143,1	0,9346	8545,14	-34888,55
2014	2	9143,1	-	9143,1	0,8734	7985,58	-26902,97
2015	3	9143,1	-	9143,1	0,8163	7463,51	-19439,46
2016	4	9143,1	-	9143,1	0,7629	6975,27	-12464,19
2017	5	9143,1	-	9143,1	0,7130	6519,03	-5945,16
2018	6	9143,1	-	9143,1	0,6663	6092,04	146,88
2019	7	9143,1	-	9143,1	0,6227	5693,4	5840,28
2020	8	9143,1	-	9143,1	0,5820	5321,28	11161,56
2021	9	9143,1	-	9143,1	0,5439	4972,93	16134,49

Таблица 8.10 Для варианта со стальным газопроводом

Год		, тыс. тг.	К, тыс. тг.	, тыс. тг.		, тыс. тг.	, тыс. тг.
1	2	3	4	5	6	7	8
2012	0		50213,28	-50213,28	1	-50213,28	-50213,28
2013	1	9602,55	-	9602,55	0,9346	8974,54	-41238,7
2014	2	9602,55	-	9602,55	0,8734	8386,86	-32851,8
2015	3	9602,55	-	9602,55	0,8163	7838,56	-25013,3
2016	4	9602,55	-	9602,55	0,7629	7325,78	-17687,5
2017	5	9602,55	-	9602,55	0,7130	6846,61	-10840,9
2018	6	9602,55	-	9602,55	0,6663	6398,17	-4442,72
2019	7	9602,55	-	9602,55	0,6227	5979,50	1536,78
2020	8	9602,55	-	9602,55	0,5820	5588,68	7125,46
2021	9	9602,55	-	9602,55	0,5439	5222,82	12348,2

6.9 Определение срока окупаемости и внутренней нормы рентабельности проекта

, (8.19)

где,

- количество лет, в течение которых наблюдался отрицательный ПДН, лет;

- последнее отрицательное значение ПДН, тыс. тг;

- первое положительное значение ПДН, тыс. тг.

- для полиэтиленового газопровода.

- для стального газопровода.

На рис. 8.1 покажем динамику

Рис. 8.1 Динамика ЧТСакк.

Расчет внутренней нормы рентабельности.

ВНР - это дисконтная ставка, при которой сумма ЧТС проекта равна нулю.

Для определения внутренней нормы рентабельности произведем расчет при норме дисконтирования 20%.

Полученные результаты сведем в таблицу 8.11.

Таблица 8.11 Сводная таблица при норме дисконта 20%

Полиэтиленовый газопровод	Стальной газопровод
	, тыс. тг.	, тыс. тг.		, тыс. тг.	, тыс. тг.
1	2	3	4	5	6
1	-43433,69	-43433,69	1	-50213,28	-50213,28
0,9346	8545,14	-34888,55	0,9346	8974,54	-41238,7
0,8734	7985,58	-26902,97	0,8734	8386,86	-32851,8
0,8163	7463,51	-19439,46	0,8163	7838,56	-25013,3
0,7629	6975,27	-12464,19	0,7629	7325,78	-17687,5
0,7130	6519,03	-5945,16	0,7130	6846,61	-10840,9
0,6663	6092,04	146,88	0,6663	6398,17	-4442,72
0,6227	5693,4	5840,28	0,6227	5979,50	1536,78
0,5820	5321,28	11161,56	0,5820	5588,68	7125,46
0,5439	4972,93	16134,49	0,5439	5222,82	12348,2

Внутренняя норма рентабельности

Из рисунка 8.2 получаем пересечение графика с осью абсцисс, при этом =0. таким образом, внутренняя норма рентабельности для стального варианта составила 17,2%, а для полиэтиленового варианта равна 19,8%.

Если ВНР>Нр, то проект целесообразен Нр=11%.

17,2%>11% и 19,8%>11,% следовательно, вариант с полиэтиленом и стальным газопроводом целесообразен.

Максимальная величина рискуемого капитала представляет собой суммарные дисконтированные инвестиции, то есть реальная сумма денег, которой мы рискуем.

, (8.20)

где,

m - период основания инвестиций;

- инвестиции i-го года, тыс. тг.;

- коэффициент дисконтирования i-го года, тыс. тг.;

В данном случае для полиэтиленового газопровода и для стального газопровода.

Расчет коэффициента отдачи капитала:

, (8.21)

Для полиэтиленового газопровода:

Для стального газопровода:

Каждый вложенный тенге обеспечивает приток наличности для стального газопровода - 1,24 тг., а для полиэтиленового газопровода -1,37 тг.

Вывод: Проведенный экономический расчет показал, что вариант с полиэтиленовым газопроводом выгоднее по сравнению с вариантом применения стальной трубы по всем показателям.

Заключение

В данном дипломном проекте был спроектирован и разработан газопровод среднего и низкого давления от строящегося магистрального газопровода Бейнеу-Бозой-Шымкент, для обеспечения газом жилого квартала районного центра Темирлановка Шымкентской области. Были рассчитаны оптимальные диаметры стальных и полиэтиленовых газопроводов, потери газа. Предоставлены технические характеристики ГРПШ и подобрано оборудование для котельной. Разработаны мероприятия по охране труда и технике безопасности в газовом хозяйстве. Проведен сравнительный экономический анализ по применению полиэтиленовых и стальных труб, а также был рассчитан срок окупаемости проекта. Данный проект с использованием полиэтиленовых труб можно считать рентабельным по всем показателям.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Земенков Ю.Д., Кутузова Т.Т. Методические указания по выполнению и оформлению дипломных и курсовых проектов. - Тюмень: ТюмГНГУ,2001-2006.

2. «Транспорт и хранение нефти и газа в примерах и задачах» учебное пособие. Под общей редакцией Ю.Д. Земенков - СПб: недра 2004 - 544с.

3. «Газонаполнительные и газораспределительные станции» Учебное пособие. Под общей редакцией Ю.Д. Земенков: недра 2002 - 335с.

4. «Эксплуатация и ремонт газорегуляторных пунктов и установок» Л.А. Колпаков, Б.П. Павлов, Ю.М. Цветков: недра 1989г.

5. «Газораспределительные станции и газохранилища. - М» С.А. Бобровский, Е.И. Яковлев: Изд. МИНГ им. И.М. Губкина, 1997.

6. «Автоматическое регулирование и управление в городских газовых сетях. - М.» Д.Б. Баясанов, Г.М. Гуревич: Изд. лит. по строительству, 1990.

7. «Распределительные системы газоснабжения. - М.» Д.Б. Баясанов, А.А. Ионин: Стройиздат, 1997.

8. «Газовые сети и газохранилища. - М.» Е.И. Яковлев: недра, 1991.

9. «Справочник по сжиженным углеводородным газам. - Л.» Н.Л. Стаскевич, Д.Я. Вигдорчик: недра, 1986.

10. «Автоматическое регулирование и управление в городских газовых сетях. - М.» Д.Б. Баясанов, Г.М. Гуревич: Изд. лит. по строительству, 1999.

11. «Эксплуатационнику магистральных газопроводов: Справочное пособие. - М.» А.В. Громов, Н.Е. Гузанов, Л.А. Хичикян: недра, 1987.

12. «Эксплуатация и ремонт газорегуляторных пунктов и установок. - М.» Л.А. Колпаков, Б.П. Павлов, Ю.М. Цветков: недра, 1989.

13. «Эксплуатация газораспределительных станций - М.» А.И. Пиляк: недра, 1999.

14. «Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб» СП-42-101-2003г. ЗАО «ПОЛИМЕРГАЗ» Москва 2003.

15. «Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М.» Г.Е. Панов, Л.Ф. Петряшин, Г.Н. Лысяный: недра, 1986.

16. «Экология, здоровье и природопользование в России; под редакцией доктора экономических наук, проф. В.Ф. Протасова, - М.» В.Ф. Протасов, А.В. Молчанов: «Финансы и статистика», 1995.

17. ГОСТ 5542-87. «Газы горючие природные для промышленного и коммунально - бытового назначения. Технические условия».

18. СНиП 2.04.08-87 Газоснабжение. Москва 1988 г.

19. Старикова Г.В. Методические указания к выполнению раздела «Безопасность и экологичность проекта» в дипломных проектах технологических специальностей. Тюмень. 2003г.

20. РД 102-011-89 Охрана труда.

ДОКЛАД

В данном дипломном проекте рассмотрена возможность газификации районного центра Темирлановка от строящегося магистрального газопровода Бейнеу-Базой-Шымкент. В дипломе рассмотрено месторасположение объекта, характер местности. Приведены химико-физические свойства газов, описаны свойства используемого одорированного природного газа, описаны основные схемы газораспределения в жилых зонах.

В работе произведены следующие расчеты: определены расходы газа для жилых домов с использованием газовых плит, отопительных газовых котлов, водогрейных газовых установок. Жилой район разбит на сектора, и расчеты произведены для каждого сектора в отдельности. Произведены расчеты диаметров подающих трубопроводов низкого и среднего давления, определены допустимые потери давления по длине всего газопровода.

В качестве газораспределительного устройства в проекте применены ГРПШ (газораспределительные пункты шкафные), произведен подбор по пропускной способности и показана схема подключения ГРПШ к сети.

В дипломном проекте рассмотрено строительство автоматизированной котельной для школы.

В разделе экологии и безопасности рассмотрены вопросы строительства и безопасной эксплуатации вышеупомянутой котельной, а также описаны основные требования по охране труда и техники безопасности в газовом хозяйстве при строительстве и эксплуатации газовых сетей и газового оборудования. Также рассмотрены вероятные последствия от вероятных аварий и описаны способы их устранения.

Также в работе описаны основные требования по испытанию газопроводов.

Учитывая, что газопровод будет проложен в населенном пункте, где имеются дороги, на чертеже изображен переход газопровода через автодорогу.

В экономической части дипломного проекта рассчитаны сроки окупаемости строительства данного проекта, который составляет 6,9 лет. И произведен сравнительный анализ строительство стального и полиэтиленового газопровода. В результате сравнения полиэтиленовый газопровод по всем показателям превосходит газопровод стальной.

Таким образом, данный дипломный проект показал рентабельность строительства данного газопровода для районного центра Темирлановка Шымкентской области.

Размещено на Allbest