Длина прямого участка трубопровода есть расстояние между ближайшими торцевыми поверхностями сужающего устройства и местного сопротивления. В таблицах приложения 5 - РД-50-213-80 [51] представлены значения необходимых минимальных длин прямых участков трубопровода после различных местных сопротивлений с учетом соответствующих дополнительных погрешностей ??L возникающих при сокращении длин прямых участков. Эти погрешности арифметически добавляются к погрешности коэффициента расхода. При длинах прямых участков, превышающих их табличные значения, данная погрешность пренебрежимо мала. При использовании таблиц приложения 5 допустима линейная интерполяция.

Для местных сопротивлений, не приведенных в правилах РД 50-213-80 [51] и ГОСТ 8.563.1-97 [1], необходимо выбирать длину прямого участка не менее 100 D20 или устанавливать струевыпрямитель. Устанавливают струевыпрямитель с целью уменьшения необходимых длин прямых участков трубопровода целесообразна только после местных сопротивлений, создающих вихревой поток (например, группа колен в разных плоскостях). Наиболее эффективным является трубчатый струевыпрямитель, который обладает и наименьшим гидравлическим сопротивлением. Его изготавливают из трубок длиной не менее 2D20, расположенных параллельно друг другу и равномерно по сечению трубопровода. Внутренний диаметр трубок не менее 1/8 D20 при их числе 19 и более.

Струевыпрямитель стоит от ближайшего к сужающему устройству местного сопротивления на расстоянии не менее 20D20. Наименьшая допустимая длина прямого участка трубопровода между струевыпрямителем и сужающим устройством равна 12 D20 при m ? 0,2 и 20 D20 при m > 0,2 [51].

Регулирующую трубопроводную арматуру рекомендуется устанавливать за сужающим устройством. Использовать запорную арматуру в качестве регулирующей не рекомендуется.

Допускается уменьшение расстояния между двумя ближайшими к сужающему устройству местными сопротивлениями за счет соответствующего увеличения длины прямого участка между сужающим устройством и ближайшим к нему местным сопротивлением. Если расстояние между единичными коленами превышает 15D20, то каждое из колен считают одиночным. Если расстояние между коленами меньше 15 D20 то данную группу колен считают как одно местное сопротивление данного типа [27]. Причем внутренний радиус кривизны колен равен или больше диаметра трубопровода.

Если ближайшим к сужающему устройству местным сопротивлением является форкамера (емкость большого диаметра), то при выборе прямого участка расположенные перед ней местные сопротивления не учитываются. Сокращенная длина прямого участка перед сужающим устройством для любого типа сопротивлений, кроме гильзы термометра, не менее 10 D20.

Когда на трубопроводе расположено последовательно несколько сужающих устройств, то расстояние между ними выбирают по приложению 5 [51]. Сокращения указанных длин прямых участков не допускают.

Если перед сужающим устройством последовательно расположено несколько местных сопротивлений, то длина прямого участка определяется лишь двумя последними местными сопротивлениями (за исключением гильзы термометра). Причем расстояние между сужающим устройством и ближайшим к нему сопротивлением, находят по приложению 5 РД-50-213-80, при соответствующей дополнительной погрешности измерения. А необходимую наименьшую длину прямого трубопровода, между двумя ближайшими к сужающему устройству сопротивлениями, выбирают по приложению 5 для наиболее удаленного из двух сопротивлений. Для промежуточных значений m дополнительную погрешность выбирают по ближайшему большему табличному значению m для соответствующей величины L1 / D20.

Выбираем следующие характеристики применяемого трубопровода:

1. Диаметр трубопровода в стандартных условиях - 396,77 мм.

2. Диаметр трубопровода в рабочих условиях - 396,68 мм.

3. Материал трубопровода - Сталь 20.

4. Поправочный коэффициент на расширение материала трубопровода - 0,9997.

5. Абсолютная эквивалентная шероховатость стенок трубопровода 0,22 мм.

6. Поправочный коэффициент на шероховатость трубопровода - 1,0023.

7. Способ определения шероховатости трубопровода визуальным или табличным методом.

3.4 Расчёт сужающего устройства

3.4.1 Выбор сужающего устройства

При выборе сужающего устройства необходимо руководствоваться следующими соображениями [51]:

- потеря давления (энергетические потери) в сужающих устройствах увеличивается в следующей последовательности: труба Вентури, длинное сопло Вентури, короткое сопло Вентури, сопло, диафрагма;

- при одних и тех же значениях m и и прочих равных условиях сопло позволяет измерять больший расход, чем диафрагма, и обеспечивает более высокую точность измерения по сравнению с диафрагмой (особенно при малых значениях m);

- изменение или загрязнение входного профиля сужающего устройства в процессе эксплуатации влияет на коэффициент расхода диафрагмы в большей степени, чем на коэффициент расхода сопла.

Для достижения целей по компоновке автоматизированной системы учета расхода газа для газораспределительной станции Сохрановского ЛПУ для совместной работы с многониточным измерительным комплексом выбираем устройство сужающее быстросменное УСБ.00.000. по ГОСТ 14322-77, показанного на рисунке 2.2

Схема компоновки автоматизированной системы учета расхода газа для газораспределительной станции Сохрановского ЛПУ представлена на плакате ДП-806-10.1-46-07-00-000С2.

3.4.2 Расчет диаметра отверстия сужающего устройства для измерения расхода газа

При расчете диаметра отверстия сужающего устройства для измерения расхода газа в нормальных условиях необходимы следующие исходные данные максимальный расход газа Qhoм max; средний расход газа Qном ср; компонентный состав газа или плотность при нормальных условиях Qном; температура газа t; избыточное давление потока газа ри; барометрическое давление окружающей среды рб; допустимая потеря давления на сужающем устройстве при максимальном расходе газа Рпд; влажность газа при рабочих условиях ф (или f); диаметр трубопровода D; материал трубопровода и сужающего устройства. В качестве параметров ри, рб, t, Qном , ф (или f) потока газа принимают их усредненные значения, исходя из условий и режимов работы расходомерного устройства.

Условный диаметр трубопровода выбирают в соответствии с требованиями соответствующих стандартов, исходя из обеспечения необходимого числа Рейнольдса для соответствующих относительных площадей сужающих устройств.

Определяют недостающие для расчета данные, к числу которых относятся абсолютные значения температуры и давления газа; показатель адиабаты; коэффициент сжимаемости и вязкость газового потока при рабочих условиях; число Рейнольдса; внутренний диаметр трубопровода при рабочей температуре.

Определяют дополнительную величину С по формулам 3.9 и 3.10 [51] при измерении расхода сухого газа.

, (3.9)

а при измерении расхода сухой части влажного газа

. (3.10)

По вычисленному значению С, округленному до трех значащих цифр, и заданной величине Рпд по номограммам (приложение 32 для диафрагм, приложение 33, для сопел и приложение 34 для сопел Вентури- РД-50-213-80) находят искомое значение Pн и приближенное значение т. Если искомая точка расположена между двумя кривыми Pн, то принимают ближайшее меньшее значение Pн, а по нему при том же значении С находят т.

Значения Pн (сплошные линии номограмм) используют при расчете сужающего устройства в комплекте с кольцевыми, колокольными, мембранными и сильфонными дифманометрами. При применении поплавковых дифманометров используют значения Pн (пунктирные линии), когда плотность измеряемого потока вещества при рабочем давлении Р и t=20°C равна 1000 кг/м3, значения Pн (штрих-пунктирные линии) при q'-2000 кг/м3 и значения Pн (сплошные линии), когда q' пренебрежимо мало. Для промежуточных значений q' производят линейную интерполяцию.

Проверяют условие Re>Remin (Re вычисляют при Qном.ср) и, если оно выполняется, расчет продолжают и вычисляют с четырьмя значащими цифрами вспомогательную величину (ma)1 по выражению 3.11 [51]:

(ma)1 = C / , (3.11)

где е1 - коэффициент расширения газа, определяемый для верхнего предельного перепада давления дифманометра; P - наибольший перепад давления в сужающем устройстве, соответствующий Qном.пр

Для известных значений ma находят с четырьмя значащими цифрами m, посредством деления величины ma на соответствующее значение а.

Определяют значение е2, соответствующее относительной площади m1 при тех же P (или PН) и Р и вычисляют разность е1-е2. Если эта разность не превышает 0,0005, то значения m1 и е2 считают окончательными. При e1-е2 > 0,0005 вычисляют вспомогательную величину (ma)2 при е2 по формуле 3.12 [51]:

(ma)2 = C / , (3.12)

и определяют значение m2 и соответствующее ему значение е2 Цикл расчета повторяется до тех пор, пока не будет выполняться условие e(j + i)-еj<0,0005.

По найденному окончательному значению т, находят расчетный диаметр по формуле 3.14 [51]:

d20 = . (3.14)

Далее проверяют правильность расчета при найденных значениях m, d посредством вычисления расхода Qнoм.max > соответствующего Pн (или P).

Выбираем следующие характеристики сужающего устройства (СУ):

1. Диафрагма с угловым способом отбора давления.

2. Диаметр сужающего устройства в стандартных условиях - 276,2 мм.

3. Диаметр сужающего устройства в рабочих условиях - 276,12 мм.

4. Материал сужающего устройства - сталь 12Х18Н10Т

5. Поправочный коэффициент на расширение материала СУ - 0,99968

6. Радиус закругления входной кромки - 0,05 мм.

7. Поправочный коэффициент на не остроту входной кромки диафрагмы -1.

8. Наибольшее значение шероховатости поверхности входного торца диафрагмы - 0.027612 мм.

9. Наибольшее значение шероховатости отверстия диафрагмы - 0.0027612 мм.

10. Наибольшее значение шероховатости поверхности выходного торца диафрагмы - 0,01 мм.

11. Толщина диафрагмы - от 3,038 до 19,834 мм.

12. Допуск на изготовление диаметра СУ - 0,19334 мм.

13. Способ определения радиуса входной кромки диафрагмы визуальным или табличным методом.

3.4.3. Расчёт сужающего устройства с помощью программного комплекса «Расходомер - СТ»

Расчёт выполнен программным комплексом «Расходомер - СТ» версии 4.45 от 31.05.2000 года в соответствии с ГОСТ 8.563.1-97 для газораспределительной станции Сохрановского ЛПУМГ.

Выбираем следующие характеристики измеряемой среды - сухого природного газа:

1. Молярные доли компонентов (погрешность системы в %):

- азот (20,000 - 0,000) -0,0102%

- СО2 (50,000 - 0,000) - 0,01147%.

2. Относительная влажность - 0%.

3. Барометрическое давление - 761,0 мм рт. ст.

4. Избыточное давление - 2,5 кгс/см2.

5. Абсолютное давление - 3,53545 кгс/см2.

6. Температура - 0 град. С.

7. Плотность в стандартных условиях - 0,7228 кг/м3.

8. Плотность в рабочих условиях - 2,6732 кг/м3.

9. Коэффициент сжимаемости - 0,99269211.

10. Метод расчёта коэффициента сжимаемости - NX 19 мод.

11. Показатель адиабаты - 1,299

12. Динамическая вязкость - 0,0000101 Па с.

Выбираем следующие характеристики сужающего устройства (СУ):

1. Диафрагма с угловым способом отбора давления.

2. Диаметр сужающего устройства в стандартных условиях - 276,2 мм.

3. Диаметр сужающего устройства в рабочих условиях - 276,12 мм.

4. Материал сужающего устройства - сталь 12Х18Н10Т

5. Поправочный коэффициент на расширение материала СУ - 0,99968

6. Радиус закругления входной кромки - 0,05 мм.

7. Поправочный коэффициент на не остроту входной кромки диафрагмы -1.

8. Наибольшее значение шероховатости поверхности входного торца диафрагмы - 0.027612 мм.

9. Наибольшее значение шероховатости отверстия диафрагмы - 0.0027612 мм.

10. Наибольшее значение шероховатости поверхности выходного торца диафрагмы - 0,01 мм.

11. Толщина диафрагмы - от 3,038 до 19,834 мм.

12. Допуск на изготовление диаметра СУ - 0,19334 мм.

13. Способ определения радиуса входной кромки диафрагмы визуальным Выбираем следующие характеристики применяемого трубопровода:

1. Диаметр трубопровода в стандартных условиях - 396,77 мм.

2. Диаметр трубопровода в рабочих условиях - 396,68 мм.

3. Материал трубопровода - Сталь 20.

4. Поправочный коэффициент на расширение материала трубопровода - 0,9997.

5. Абсолютная эквивалентная шероховатость стенок трубопровода 0,22 мм.

6. Поправочный коэффициент на шероховатость трубопровода - 1,0023.

7. Способ определения шероховатости трубопровода визуальным или табличным методом.

Выбираем следующие характеристики измерительного участка:

1. Местные сопротивления, расположенные на расстоянии 100 D до СУ:

2. Первое (против потока) местное сопротивление - пробковый кран.

3. Второе (против потока) местное сопротивление конфузор.

4. Местное сопротивление после сужающего устройства есть.

5. Расстояние между первым местным сопротивлением и СУ - 25,2 м, диаметр трубопровода между первым и вторым местным сопротивлением - 396,77мм.

6. Расстояние между первым и вторым местным сопротивлениями - 1,8 м.

7. Расстояние между СУ и местным сопротивлением после него 5,9 м.

8. Суммарная погрешность, вводимая в связи с сокращением длин прямых участков трубопроводов - 0 %.

9. Место установки гильзы термометра после сужающего устройства.

10. Диаметр гильзы термометра - 18 мм.

11. Длинна прямого участка от сужающего устройства до места установки гильзы термометра - 3,18 м.

12. Погрешность, вводимая в связи с сокращением прямого участка трубопровода между сужающим устройством и гильзой термометра - 0%.

Выбираем следующие комплексные параметры расходомера:

1. Относительный диаметр СУ - 0,696.

2. Число Рейнольдса при максимальном измеряемом расходе 6991461.

3. Перепад давления на сужающем устройстве - 6300 кгс/см2.

4. Коэффициент расхода сужающего устройства - 0,6865.

5. Коэффициент расширения - 0,93248.

6. Коэффициент истечения - 0,60061.

7. Потери давления - 3149,1 кгс/см2.

8. Верхний предел измеряемого расхода в стандартных условиях - 150000 м3/ч.

9. Расчёт расхода (проверка) при верхнем пределе перепаде давления.

10. Объёмный расход:

в стандартных условиях - 149998 м3/ч.

массовый расход - 22,0852 кг/с.

Ниже приводятся формулы, применяемые для расчёта газа в многониточном измерительном комплексе «GiperFlo-3ПМ» [5]:

1. Объёмный расход при Re = 106, м3 / ч.:

, (3.15)

где: Ly- коэффициент расхода для диафрагм с угловым отбором;

d20 - диаметр отверстия диафрагмы при 20? С;

Е - коэффициент расширения;

Kt - поправочный множитель на тепловое расширение материала диафрагм;

?? - перепад давления на диафрагме, кгс/м2 (для формулы 3.5.3 - кгс/см2);

Р - абсолютное давление газа, кгс/см2;

?н - плотность сухого газа в нормальных условиях;

Т - температура газа, К;

К - коэффициент сжимаемости.

2. Коэффициент расхода для диафрагм с угловым отбором:

. (3.16)

3. Модуль сужающего устройства:

. (3.17)

4. Коэффициент шероховатости трубопровода:

, (3.18)

где , при с ? 0,3; и а = 0; при с > 0,3;

; при c ? 0,3; и в=1; с > 0,3.

5. Коэффициент притупления кромки диафрагмы:

, (3.19)

где ;

, при с?0,3;

, при с>0,3,

.

6. Коэффициент расширения:

. (3.20)

7. Абсолютное давление газа, кгс/см2:

. (3.21)

8. Показатель адиабаты:

(3.22)

где T=273,15+t.

9. Поправочный множитель на тепловое расширение материала диафрагмы:

. (3.23)

10. Коэффициент сжимаемости:

, (3.24)

где ;

;

;

;

;

При 0,147 ? Pc ? 1.3 и 0,84 ? Pc ? 1.09;

;

;

;

;

;

;

.

11. Объёмный расход приведённый к нормальным условиям, м3 / ч:

. (3.25)

12. Поправочный коэффициент на число Рейнольдса при угловом отборе перепада давления:

;

;

где ;

;

;

;

;

;

;

;

13. Динамическая вязкость, кгс/см2:

.

3.5 Требования по техническому обслуживанию и эксплуатации комплекса «GiperFlo-3ПМ»

3.5.1 Порядок программной калибровки каналов измерения комплекса «SuperFlo-IIЕ» в условиях эксплуатации

Во время проведения процедуры программной калибровки [7] для вызова функций, помеченных в верхней (красной) части клавиш портативного терминала CHITнеобходимо нажать клавишу («сдвиг»), а затем ту клавишу, в верхней части которой помечена желаемая функция. Например, для вызова калибровочной функции надо нажать клавишу , а затем - КЛБ/Р. Функции, помеченные в нижней ( белой ) части клавиш, вызываются непосредственным нажатием на нужную клавишу.

Перед началом выполнения процедуры калибровки необходимо убедиться, что на индикаторе портативного терминала CHIT показана исходная команда «Введите запрос»(Enter Request). Если вместо этого индикатор показывает что-нибудь другое, нажимаем несколько раз клавишу СБР («сброс») до появления команды. Если это не помогло, то нажимаем на одну из клавиш ДА или НЕТ, а затем снова на СБР до появления команды.

Убедившись, что на индикаторе показана исходная команда Enter Request(«Введите запрос»), нажимаем клавиши и КЛБ («Калибровка»). Это приводит к вызову калибровочной процедуры. Индикатор отреагирует выдачей следующей надписи: «Calibrate DP, Press, Temp?» («Калибровать перепад давления, давление, температуру?»).

Нажимаем клавишу Р («Перепад давления»). Это приводит к вызову процедуры калибровки датчика перепада давления. Индикатор отреагирует надписью «Calibrate Run 1 DP?» («Калибровать перепад давления на 1 измерительном трубопроводе?»).

Нажимаем клавишу «Да».

После нажатия клавиши «Да» измерение текущего перепада давления прекращается, и последняя измеряемая величина откладывается в памяти системы. Эта величина появится на индикаторе терминала по окончании процедуры калибровки.

Открываем оба входа датчика перепада давления. В правом нижнем углу индикатора указано количество импульсов, поступающих с выхода АЦП. Это число соответствует нулевому дифференциальному давлению на входах датчика. Убеждаемся, что количество импульсов находится в пределах 150-250. Если число, указанное на индикаторе, выходит за этот предел, то датчик перепада давления нуждается в повторной калибровке. Кроме того, проверяем стабильность этого числа в пределах ± 2 единиц.

Если число в правом нижнем углу индикатора находится в пределах 150-200 импульсов и стабильно в пределах ± 2 единиц, нажимаем клавишу «Ввод».

Индикатор покажет:

- Run 1 DP - Перепад давления на первом измерительном трубопроводе;

- Enter high Value - Введите верхнее значение в кгс/м?;

- in kg/m?.

Нажимая на соответствующие клавиши с числами, вводим величину давления, которое будет подано на «плюсовой» вход датчика перепада давления. Эта величина должна соответствовать диапазону измерения датчика, установленного на данном трубопроводе.

Во время процедуры калибровки датчика перепада давления «минусовой» вход датчика всегда находится под атмосферным давлением.

Нажимаем клавишу «Ввод».

Подаём давление, соответствующее максимальной (по шкале) величине перепада давления для датчика, установленного на данном трубопроводе.

Например, если давление, поданное на «плюсовой» вход датчика, равняется 5400 кгс/м?, что соответствует 3800 импульсам, то информация на индикаторе в этом случае будет выглядеть таким образом:

- Run 1 DP- Перепад давления на первом измерительном трубопроводе;

- Apply 5400 kg/m? - Подайте давление 5400 кгс/м?;

- Press Enter when steady 3800 - Нажмите на ввод, когда показания стабилизируются.

Убеждаемся, что количество импульсов находится в пределах 3700-4000. Если число, указанное на индикаторе, выходит за его пределы, то датчик перепада давления нуждается в повторной калибровке. Кроме того, проверяем, что указанное число стабильно в пределах ± 2 единиц. Изменение этой величины в более широких пределах указывает на колебания давления, поданного на «плюсовой» вход датчика.

Нажимаем клавишу «Ввод»

Индикатор покажет следующую информацию:

Display Run 1 DP - Показать данные на первом измерительном трубопроводе.

Нажимаем клавишу «Да»

Индикатор при этом покажет значение последней измеренной величины перепада давления, которая осталась в памяти системы на третьем этапе процедуры. Кроме этого будет также показано текущее значение измеренной величины, которое в данном случае будет равняться величине давления на «плюсовом» входе датчика.

Например, если на «плюсовой» вход датчика было подано 5400 кгс/м? и если значение величины оставшейся в памяти системы на третьем этапе равно 0 кгс/м?, то индикатор покажет следующее:

- Run 1 Diff 0.0 kg/m? - Перепад давления на первом измерительном трубопроводе равен 0 кгс/м? во время перехода на ручной контроль;

- Live = 5400 - Текущая величина 5400 кгс/м?.

Проверяем точность калибровки системы путём подачи на вход датчика перепада давления от калибратора давления следующих величин: 9, 25, 64, 81, 100 % от максимального значения шкалы и сравнения между поданной и считанной (текущей) величинами. Калибровка является правильной, если приведённая погрешность не превышает 0,25 % по всему диапазону измерений.

Нажимаем дважды клавишу СБР («сброс»)

Enter Request(«Введите запрос»).

На этом завершен процесс калибровки датчика перепада давления.

Калибровка нулевого значения датчика перепада давления при рабочем давлении.

Открываем соответствующие байпасные вентили, применяя рабочее давление к обеим сторонам датчика перепада давления. Закроем вентили на измерительном трубопроводе.

Нажмите Shift Calibrate ( , КЛБ ):

- Калибровка датчика перепада давления, давление, температуру? - Нажимаем Р;

- Калибровка датчика перепада давления на измерительном трубопроводе 1? - Нажимаем «Да»;

- Перепад давления на первом измерительном трубопроводе. Введите нулевой перепад на измерительном трубопроводе - Нажимаем «Ввод»

Цифровая индикация при нулевом значении перепада давления считается стабильной при изменении цифрового значения в пределах ± 2 единиц.:

- -Перепад давления на первом измерительном трубопроводе 1.

Здесь необходимо выйти из режима калибрования нажатием (два раза) клавиши СБР. Индикатор покажет следующую информацию:

- Показать перепад давления на измерительном трубопроводе 1?;

- Нажимаем «Нет»;

- Калибровать перепад давления, давление, температуру?;

- Нажимаем «СБР»;

- Введите запрос.

Порядок калибровки датчика давления приводим с поэтапной процедурой калибровки датчика давления в диапазоне 0-70 кгс/см?:

- Нажмите Shift Calibrate ( , КЛБ );

- Калибровать перепад давления, давление, температуру?;

- Нажимаем «Р»;

- Калибровка датчика перепада давления на измерительном трубопроводе 1?

- Нажимаем «Да».

- Давление на измерительном трубопроводе 1;

- Нажимаем «Ввод»;

- Введем нижнее значение.

Цифровая индикация при нулевом значении давления считается стабильной при изменении цифрового значения в пределах ± 2 единиц:

- Давление на измерительном трубопроводе 1

- Введем верхнее значение в кгс/см?;

- Вводим «70»;

- Давление на измерительном трубопроводе 1;

- Используем 70 кгс/см?.

При стабильной индикации нажимаем «Ввод» и контролируем индикацию цифрового значения при 70 кгс/см?:

- Индикация давления на измерительном газопроводе 1?;

- Нажимаем «Да»;

- Давление на измерительном трубопроводе 10,0 кгс/см?;

- Ручной режим;

- Действительное значение = 70 кгс/см.

Подавая последовательно на вход датчика давления значения, равные 10, 30, 50, 70, 100 %, проверяем правильность калибровки. Приведенная погрешность не должна превышать 0,25%.

- Здесь необходимо выйти из режима калибрования нажатием (два раза) клавиши СБР;

- Калибровка датчика перепада давления, давления, температуры?;

- Нажимаем «СБР»;

- Введите запрос.

Далее проведём поэтапную процедуру калибровки датчика температуры в диапазоне от плюс 5 до плюс 50? С. Для этого, установим на магазине сопротивлений, подключенному вместо чувствительного элемента, сопротивление соответствующее 20? С из свидетельства о приёмке чувствительного элемента:

- Нажмем Shift Calibrate ( , КЛБ )

- Калибровка датчика перепада давления, давления, температуры?;

- Вводим «Т»;

- Калибровка датчика перепада температуры на измерительном трубопроводе 1?;

- Нажимаем «Да».

- Датчик температуры на измерительном трубопроводе 1;

- Введем нижнее значение температуры;

- Вводим «5».

При стабильной индикации, например 2000, нажимаем клавишу «Ввод». Индикация 2000 соответствует температуре 5?С, цифровая индикация при нулевом значении температуры считается стабильной при изменении цифрового значения в пределах ± 2 единиц.

Установим сопротивление, соответствующее 50?С на магазине сопротивлений. Когда показания стабилизируются, продолжим калибровку:

- Датчик температуры на измерительном трубопроводе 1;

- Введем верхнее значение температуры на измерительном газопроводе 1?;

- Вводим «50»;

- Индикация температуры на измерительном трубопроводе 1?;

- Нажимаем «Да».

- Температура на измерительном трубопроводе 10,0?С;

- Ручной режим;

- Действительное значение = 50,0?С;

Здесь необходимо проверить верность калибровки с использованием других известных значений температуры и проследить за тем, чтобы действительные значения соответствовали введённым значениям.

Калибровка считается правильной, если приведённая погрешность не превышает ± 0,5 % по всему диапазону измерений:

Здесь необходимо выйти из режима калибрования нажатием (два раза) клавиши СБР;

Калибровка датчика перепада давления, давления, температуры?;

Нажимаем «СБР»;

Введите запрос.

Далее проведем проверку герметичности уравнительных вентилей. Для этого собираем схему, которая показана на рисунке 3.16

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3.16- Схема проверки герметичности уравнительных вентилей

1- измерительный трубопровод; 2 - диафрагма; 3, 15 - импульсные линии; 4 - отсекающий вентиль “+”; 5 - штуцер со съемной заглушкой; 6 - заглушка; 7 - датчик давления; 8 - вычислитель; 9 - датчик перепада давления; 10, 11 - уравнительные вентили; 12 - вентиль сброса газа; 13 - гибкая трубка; 14 - сосуд с водой; 15 - отсекающий вентиль “-“.

На вентиль сброса 12 надевается гибкая трубка 13, которая опускается в сосуд с водой 14. Открываются отсекающие вентили 4 и 15, вентили 10, 11 и 12 закрыты. Затем открывается вентиль сброса 12. Если вентили 10 и 11 герметичны, то в сосуде с водой 14 не будет обнаружено пузырьков воздуха, выходящих из трубки 13. Если хотя бы один из уравнительных вентилей негерметичен, то начинается интенсивное выделение пузырьков воздуха из трубки 13. В этом случае необходимо устранить утечку газа в уравнительных вентилях 10 и 11.

В результате проведенных мероприятий был полностью определен состав комплекса учета расхода газа, вопросы размещения его элементов на оборудовании и проблемы калибровки и программирования комплекса.

Разработан также комплект документации по электрическим схемам подключения элементов комплекса, планы трасс и проводок. Все вопросы технического проектирования выполнялись в соответствии с рекомендациями последующих разделов, касающихся экономической части проекта и его экологической безопасности.

4. Экономическая часть

4.1 Расчёт производственной программы ГРС

Исходные данные:

Таблица 4.1 - Исходные данные

№, п/п	Показатели	Единицы измерения
1.	Часовая производительность ГРС по паспортным данным, м3 /ч	150000
2.	Коэффициент неравномерности потребления газа	0,85
3. 3.	Норматив потерь газа при транспортировке, %	0,15

В производственной программе ГРС рассчитывается объем поступающего газа, потери газа при транспортировке и объем товарного газа.

Объем поступающего газа в год, Qпост., м3:

Qпост.= Qчас. Т Кн , (4.1)

где Qчас.- часовая производительность ГРС, м3

Т - календарное время (24•365=8760 час.)

Кн - коэффициент неравномерности потребления газа

Qпост. = 150000 · 8760 · 0,85 = 1116900000 м3

Потери газа при транспортировке:

Qпост • 0,15%

Qпот.= , (4.2)

100%

 1116900000 • 0,15

Qпот.= = 1675350 м3.

100

Объем товарного газа:

Qтов.= Qпост. - Qпот. (4.3) Qтов.= 1116900000 - 1675350 =1115224650 м3.

4.1.1 Расчёт показателей по труду

Исходные данные:

Тарифно-квалификационная расстановка слесарей по обслуживанию ГРС.

Таблица 4.2- Тарифно-квалификационная расстановка слесарей по обслуживанию ГРС

Наименование должности	Разряд	Месячная тарифная ставка, руб.	Численность, чел.
Слесарь	IV	9100	2

Дополнительные данные для расчёта фонда оплаты труда.

Таблица 4. 3 - Дополнительные данные для расчёта фонда оплаты труда

№, п/п	Показатели	Единицы измерения	Значение
1.	Норматив премии	%	60
2.	Средний стаж работы в газовой промышленности	лет	15
3.	Количество праздничных дней в году	дни	11
4.	Районный коэффициент к зарплате		1

К показателям по труду относятся:

-плановый фонд оплаты труда (ФОТ);

-среднемесячная зарплата;

-производительность труда.

Плановый фонд оплаты труда:

ФОТплан. = Зосн. + Здоп (4.4)

где Зосн. - основная зарплата рабочих, руб;

Здоп. - дополнительная зарплата рабочих, руб.

Основная зарплата рабочих:

Зосн. = Зтар. + Дпрем. + Дпразд. + Дст., (4.5)

где Зтар. - зарплата по тарифу, руб.;

Дпрем.- премиальная доплата, руб.;

Дпразд. - доплата за работу в праздничные дни, руб.;

Дст. - доплата за стаж работы в газовой промышленности, руб.

Зарплата по тарифу:

Зтар. , (4.6)

где О - оклад слесаря, руб.

n - численность слесарей, чел.;

11 - число рабочих месяцев в году. Размещено на http://www.allbest.ru/

Исходя из данных получим:

Зтар.=(9100•2) • 11= 200200 руб.

Премиальная доплата:

Дпрем.= , (4.7)

где Н - норматив премии, %.

Дпрем.= = 120120 руб.

Доплата за работу в праздничные дни:

Дпразд. = n K Зср.дн., (4.8)

где Зср.дн. - среднедневная зарплата, руб.;

К - количество праздничных дней в году;

n - численность работающих в праздничные дни, чел.

Среднедневная зарплата:

Зср.дн .= , (4.9)

где О - оклад слесаря, руб.,

22 - число рабочих дней в месяце.

Зср.дн. = = 413,27 руб.

тогда: Дпразд. = 1 • 11 • 413,27 = 4545,97 руб.

Доплата за стаж работы в газовой промышленности:

Дст. = (4.10)

где Н - норматив доплаты, 12 %;

Дст. = = 24024 руб.

Зосн. =200200 + 120120 + 80520+ 24024 = 424864 руб.

Дополнительная заработная плата:

Здоп. = (4.11)

Здоп. = = 42486,4 руб.

ФОТплан = 272404 + 27240,4 = 299644,4 руб.

Среднемесячная зарплата одного слесаря:

Зср.мес. = (4.12)

где n - численность слесарей, чел.; Зср.мес. = = 12485,18 руб.

Производительность труда на ГРС характеризуется выработкой, т.е. количеством транспортируемого газа одним рабочим.

В = , (4.13)

где В - выработка, м3/чел;

Qпост. - объем поступающего газа, м3/год;

n - число слесарей ГРС, чел.

В = = 588450000 м3/чел.

4.2 Расчёт экономического эффекта от внедрения комплекса «GiperFlo-3ПМ»

4.2.1 Сущность работы

Основным методом определения количества газа в отрасли является метод переменного перепада давления. Этот метод является косвенным методом измерения и требует определения для получения конечного результата около 50 различных параметров. Такой сложный процесс содержит множество источников, не исключенных систематических погрешностей измерения, то есть суммарная погрешность имеет несколько составляющих, уменьшение каждой из которых ведёт к повышению точности определения количества природного газа. В данной работе повышение точности достигается применением датчиков перепада давления, давления, температуры более высокого класса точности и автоматизированным расчётом мгновенных значений расхода по сравнению с ручной обработкой измеряемых параметров.

4.2.2 Технико-экономические показатели

В качестве базового варианта рассматриваются дифференциальные манометры, применяемые на газораспределительных станциях Сохрановского ЛПУ МГ до внедрения новой техники - измерительные комплексы «GiperFlo-3ПМ» производства совместного предприятия Совтексавтоматика. Сравнительная характеристика приведена в таблице 4.4.

Таблица 4.4 - Сравнительная оценка технического уровня

Показатели	ДСС	GiperFlo-3ПМ
Класс точности	1,455	0,877
Стоимость	1632 рубля.	202368 рублей.
Уровень механизации	Ручной.	Автоматизированный.
Время на расчёт.	Один час	3 секунды
Готовность к монтажу.	100 %	100 %
Надёжность по перегрузкам.	Отсутствует.	Способен к односторонним перегрузкам.
Установка.	В отапливаемом помещении.	Возможность на открытой площадке.
Питание.	Отсутствует.	Автономное. Искробезопасная электрическая цепь.
Пределы измерения	30 - 100	Возможно автоматическое изменение в диапазоне 1/10 при работе со сдвоенными датчиками.

4.2.3 Факторы, обеспечивающие экономический эффект

При наличии в разветвлённой сети магистральных газопроводов потерь газа (в виде утечек), не исключённая систематическая погрешность имеющая равномерное положительное и отрицательное значение, приводит к искажению значения этих потерь по результатам измерения количества газа; на одних участках увеличивая, на других уменьшая их значения.

Если на одних участках будут предприняты меры по устранению потерь газа, результаты измерений всё равно будут свидетельствовать об их наличии, какие бы усилия не предпринимались. На других участках результаты измерений будут показывать отсутствие потерь, и борьба с ними вестись не будет.

Таким образом, наличие не исключённой систематической погрешности приводит к неизбежным потерям газа и тем в большей степени, чем больше погрешность измерений. Поэтому, увеличение точности определения количества газа приводит к снижению уровня неучтённых потерь его, что в свою очередь приводит к получению дополнительной прибыли.

Первый фактор экономической эффективности является прибыль от реализации дополнительного газа, учитываемого в результате повышения точности.

Второй фактор - уменьшается время на расчёт газа.

Третий фактор - надёжность по перегрузкам.

Четвёртый фактор - не требуется специальных помещений для установки.

Пятый фактор - имеется автономное питание.

Шестой фактор - возможность передачи данных по модемной связи.

Исходными данными для расчёта экономической эффективности при переходе от систем учёта газа с использованием «ДСС» к системе «GiperFlo-3ПМ» являются погрешности измерительного комплекса до внедрения и с внедрением «GiperFlo-3ПМ» и годовой объём транспортируемого через ГРС газа. Оценка может быть дана по следующему критерию: «GiperFlo-3ПМ» является более точной системой, чем «ДСС», тем самым уменьшается вероятность потерь газа.

Исходные данные показаны в таблице 4.7.

Таблица 4.5 - Сравнительная оценка капитальных затрат

Перечень изменяющихся элементов капитальных затрат	Величина по вариантам	Изменения (?К): - уменьшение; + увеличение.	Обоснование.
	базовый	проектируемый
Объём внедрения шт.	2	1		План внедрения.
Объём замеренного газа за период 2004 года	1116900000 н.м. куб.		Показатель ЦДС
Цена за газ руб. за 1000 м3.	1200	1200		Показатель Регионгаза
Погрешность измерения, %.	1,455	0,877	- 0,578%	Паспортные данные
Стоимость изделия в рублях (заводская стоимость).	1632	202368	+ 200736	Показатель отдела комплектации
Стоимость монтажа- демонтажа, руб.	6500	19361	+ 12861	Показатель бухгалтерии
Государственная поверка, руб.	972	972		Показатель ЦСМ.
Отраслевой коэффициент эффективности.	0,15	0,15		Действующее положение.
Стоимость доставки		4070	+ 4070
Всего	8132	226771	+ 217667

4.2.4 Расчет изменяющихся текущих затрат за год

Себестоимость транспорта (распределения) газа складывается из следующих затрат:

1. Материальные затраты:

Затраты на материалы:

Sмат. = Qпост. • Н • Ц (4.14)

где Qпост. - объем поступающего газа, м3;

Н - норма расхода материалов, г;

Ц - цена единицы материалов, руб.

В качестве материалов на ГРС используются одорант, метанол, крановая смазка.

Затраты на одорант:

Sодор..= 1116900000 • 0,016 • 0,0482 = 861353,28 руб.

Затраты на метанол:

Sмет.= 1116900000 • 0,004 • 0,0168 = 12509,28 руб.

Затраты на крановую смазку:

Sсмаз. = 186150000 • 0,003 • 0,011 = 36857,7 руб.

Потери газа:

Sпот. = , (4.15)

где Qпот. - объем потерь газа, м3; (расчёт 4.1.1);

Ц - цена 1000м3 газа, руб;

b1- класс точности базового прибора.

Sпот.баз = = 2925161,1 руб.

Потери газа при проектируемом приборе составит:

Sпот.проек = = 1763138,34 руб.

Затраты на электроэнергию:

Sэл. = , (4.16)

где N - суммарная мощность электрооборудования, кВт;

Т- календарное время, час., Т- 8700 час.

Ц - цена 1кВт•часа потребляемой электроэнергии, руб..

Sэл. = 2,2 • 8700 • 2,5 = 47850 руб.

Всего материальных затрат:

S1 = Sод + Sмет. + Sсм. + Sпот. + Sэл., (4.17)

S1баз = 861353,28+12509,28+36857,7+2925161,1 +47850= 3883731,36 руб.

S1проек = 861353,28+12509,28+36857,7+1763138,34+47850 = 2721708,6 руб.

Расчёты выполнены согласно «Методических рекомендаций по исследованию технологических пунктов измерения расхода газа действующих промыслов, и систем магистральных газопроводов». М. ВНИИГАЗ 1975 год.

2. Средства на оплату труда:

Плановый фонд оплаты труда:

SФОТплан. = 299644,4 руб.(из расчёта 4.1.2)

Всего средств на оплату труда с отчислениями:

S2 = SФОТплан. (4.18)

S2 = 299644,4 руб.

Амортизация основных фондов.

Sар = Sа • Ка, (4.19)

где Sар. - сумма арендной платы за пользование основными фондами, руб.;

Sa - сумма амортизационных отчислений, руб.;

Ка - арендный коэффициент.

Амортизация основных фондов:

Sa = , (4.20)

где БС - балансовая стоимость основных фондов, руб.;

Н - норма амортизации, %.

Расчет суммы амортизационных отчислений приведены в таблице

Таблица 4.6 - Расчет суммы амортизационных отчислений

Наименование основных фондов	Балансовая стоимость ОФ (руб.)	Норма амортизации (%)	Сумма амортизации (руб.)
Базовая	8132	6,0	487,92
Проектируемая	226771	6,0	13606,26

Sa баз. = 487,92 руб

Sa. проек= 13606,26 руб.

Прочие расходы.

Отчисления в ремонтный фонд:

Sрем. = , (4.21)

где Нр. - норматив отчислений в ремонтный фонд, % . Нр. = 25%;

Sрем.баз = = 121,98 руб.

Sрем.проек = = 3401,56 руб.

Отчисления на социальные нужды:

Sс.н. = , (4.22)

где Нс.н. - норматив отчислений, %. Нс.н. = 26% ;

Sс.н. = = 77907,44 руб.

Плата за землю:

Sзем. = П • Ц , (4.23)

где: П - площадь ГРС в ограждении, м2

Ц - ставка платы за 1 м2, руб.

Sзем. = 1200 • 0,4 = 480 руб.

Другие расходы:

Sдр. = , (4.24)

S др. = = 149822,20 руб.

Всего прочих затрат:

S4 = Sрем. + Sc.н+ Sзем.+ Sдр. (4.25)

S4 баз = 121,98+77907,44+480+149822,20=228331,62 руб.

S4 проек =3401,56+77907,44+480+149822,20=231611,2 руб.

Сумма эксплуатационных расходов:

S = S1+ S2+ S3+ S4 , (4.26)

Sбаз= 3883731,36 + 299644,4 + 487,92 + 228331,62+

+ 149822,2 = 4562017,2 руб.

Sпроек= 2721708,6 + 299644,4 + 13606,26 + 231611,2 +

+149822,2 = 3416392,66 руб.

Таблица 4.7 - Сравнительная оценка годовых затрат

Перечень изменяющихся элементов капитальных затрат	Величина по вариантам	Изменения (?К): - уменьшение; + увеличение.
	базовый	проектируемый
1.Материальные затраты: а) затраты на материалы: - одорант; - метанол; - крановая смазка; б) потери газа при транспортировке: г) затраты на электроэнергию.	861353,28 12509,28 36857,7 2925161,1 47850,0	861353,28 12509,28 36857,7 1763138,34 47850,0	0 0 0 - 1162022,76 0
Всего материальных затрат	3883731,36	2721708,6	- 1162022,76
2. Средства на оплату труда: - плановый фонд оплаты труда;	299644,4	299644,4	0
3. амортизация основных фондов.	487,92	13606,26	+ 13118,34
4. Прочие расходы: а) отчисления в ремонтный фонд: б) отчисления на социальные нужды: в) плата за землю.	121,98 77907,44 480	3401,56 77907,44 480	+ 3279,58 0 0
Всего прочих расходов:	228331,62	231611,2	+3279,58
5. Другие расходы	149822,2	149822,2	0
Всего:	4562017,2	3416392,66	-1145624,84

4.2.5 Метод ЮНИДО в оценке коммерческой эффективности инвестиционного проекта

Для коммерческой оценки эффективности инвестиционного проекта в его развитии применяют специальный метод ЮНИДО, разработанный институтом развития и организации - ООН.

Оценка коммерческой эффективности инвестиционного проекта

Финансовая оценка
Экономическая оценка

- отчёт о себестоимости; - простые методы;

- отчёт о прибылях и убытках; - чистая текущая стоимость

- отчёт о движении денежных средств; (NPV);

- прогнозный балансовый отчёт - индекс рентабельности (PI);

(финансовые коэффициенты). - внутренняя норма

доходности (IRR);

- период окупаемости (PP).

Экономическая оценка инвестиций показывает, каков экономический эффект, выраженный в рублях, приносит данный проект за весь период экономической жизни, с учётом удовлетворения требований инвестора.

Чистая текущая стоимость (NPV): этот показатель рассчитывается на основе сравнения доходов и расходов по инвестиционному проекту за весь период экономической жизни:

NPV=I+PV, (4.27)

где: I - инвестиции, руб.

PV - сумма доходов, руб.

Для определения будущей стоимости FV, руб, сегодняшних денег в финансовой математики используют метод наращения:

FV=P?(1+R)n, (4.28)

где: P - денежный поток, руб.

R - ставка дисконтирования, %

n - период планирования, лет.

Стоимость будущих денег сегодня PV, руб:

PV=FV/(1+R)n, (4.29)

Тогда окончательно чистая текущая стоимость NPV, руб, будет равна:

, (4.30)

Уравнение (71) может иметь 3-и решения:

если I>PVNPV<0, то проект не окупается;

если I=PVNPV=0, то проект только окупается и не приносит доход;

если I<PVNPV>0, то проект окупается и приносит доход, проект принимается.

Индекс рентабельности (PI): этот показатель показывает, сколько денежных единиц суммарной текущей стоимости доходов по проекту приходится на одну денежную единицу вложенных инвестиций в этот проект.

, (4.31)

Уравнение (33) может иметь 3-и решения:

если PV<IPI<1 и NPV<0, то проект не окупается;

если PV=IPI=1 и NPV=0, то проект только окупается и не приносит доход;

если PV>IPI>1 и NPV>0, то проект окупается и приносит доход, проект принимается.

Внутренняя норма доходности (IRR): этот показатель отвечает на вопрос, какая величина прибыли достигается при реализации проекта.

, % (4.32)

Уравнение (34) может иметь 3-и решения:

если IRR<RNPV<0, то проект не окупается;

если IRR=RNPV=0, то проект только окупается и не приносит доход;

если IRR>RNPV>0, то проект окупается и приносит доход, проект принимается.

4.2.6 Расчет основных экономических показателей

Рассматривается инвестиционный проект стоимостью 226771 тыс. руб. Учитываем, что рентабельность активов предприятия составляет R=14,39%, а период экономической жизни проекта 10 лет.

Таблица 4.8 - Показатели финансовой оценки инвестиционного проекта

n	Инвестиции, I тыс. руб	Денежный поток Pi тыс. руб	(1+R)n	Текущая стоимость PV=Pi/(1+R)n, тыс. руб	Чистая текущая стоимость NPV=I+?PV тыс. руб
0	- 226771
1		18 213	1,14	15 922	-28 650
2		18 273	1,31	13 964	-14 686
3		18 332	1,50	12 248	-2 438
4		18 392	1,71	10 742	8 303
5		18 451	1,96	9 421	17 724
6		18 511	2,24	8 262	25 986
7		18 570	2,56	7 246	33 232
8		18 630	2,93	6 355	39 587
9		18 689	3,35	5 573	45 160
10		18 749	3,84	4 888	50 048
Итого	184 808		94 620

Результаты расчёта внутренней нормы прибыли проекта также приводится в таблице 4.8. Осуществляя этот расчёт методом итерации, остановились на значении ставки R равном 0,4768. При таком значении ставки R величина внутренней нормы прибыли проекта NPV близка к нулю. Следовательно, внутренняя норма прибыли проекта IRR составляет около 0,397 (?39,7 %).

Рисунок 4.1 - Графическое определение внутренней нормы доходности

4.2.5 Расчёт доходности проекта

Исходные данные:

Срок использования проекта - 6 лет.

Ежегодный ожидаемый доход составил 1145624,84 руб.

Процентная ставка - 12 %.

Инфляция по данным рынка - 10 %.

Уровень риска проекта -5 %.

Оценка доходности проекта.

Оценка доходности проекта включает определения следующих показателей:

1. чистый дисконтируемый доход проекта (ЧДД);

2. чистая текущая стоимость по годам реализации проекта (ЧТС);

3. индекс доходности проекта (ИД);

4. среднегодовая рентабельность проекта (Rср);

5. внутренняя норма доходности (ВНД);

6. срок окупаемости проекта (Ток).

Единовременные затраты.

Единовременные затраты по годам с учётом дисконтирования определяются:

Kd = KtKtd, (4.33)

где Kd - коэффициент дисконтирования;

Kt - единовременные затраты по проекту в году t;

Ежегодные ожидаемые доходы.

Ежегодные ожидаемые доходы от проекта с учётом дисконтирования определяются:

Дtd =Дt Кд, (4.34)

где Дt - доходы по проекту в году t.4

Коэффициент дисконтирования равен:

Ktd = 1/(1+d)t, (4.35)

где d - ставка дисконта проекта - 0,25;

t - текущий год;

t = 1, 2, 3 - число лет разработки и использование проекта.

Таким образом, единовременные затраты по годам и ежегодные ожидаемые доходы от проекта с учётом дисконтирования будут соответственно равны:

Kd = Kd / (1+d) t, (4.36)

Дtd = Дt / (1+d)t, (4.37)

Ставка дисконта равна: D = k + i + г, (4.38)

где k - процентная ставка,

i - инфляция на рынке,

г - уровень риска проекта.

k, i, г - единицы принимаются в долях.

Ежегодный ожидаемый доход составил: 1145624,84 руб.

Чистый дисконтный доход проекта рассчитывается по формуле:

ЧДД = Дt - Kt / (1+d)t, (4.39)

Чистая текущая стоимость по годам реализации проекта определяется:

ЧТСt= ЧТСt-1+ ЧДД t, (4.40)

Расчеты чистого дисконтированного дохода (ЧДД) и чистой текущей стоимости (ЧТС) по годам реализации проекта приведены в таблице 4.8

Проект является эффективным (при данной ставке дисконта), так как чистый дисконтированный доход проекта положителен.

Индекс доходности проекта определяется:

ИД = Дdt/ Кdt =2,418941 - 0,222701= 2,196240 мил. руб.

Индекс доходности тесно связан с чистым дисконтированным доходом. Если он положителен, то индекс доходности больше единицы.

Среднегодовая рентабельность проекта равна:

Rсс = ИД / n = (2,196240/ 6)·100=73,203000 %

Где n - срок использования результатов проекта.

Таблица 4.8 - Денежные потоки и обобщающие показатели эффективности проекта (замена активов)

Показатель	0	1	2	3	4	5	6
1. Стоимость вводимого оборудования 2. Стоимость выводимого оборудования	- 226771 + 8132
3. Чистый денежный поток от инвестиционной деятельности	-218639
Операционная деятельность
Источники изменения текущих расходов: 11. Общее снижение текущих расходов 12. Налог на прибыль		+1145624,84 -247949,96	+1145624,84 -247949,96	+1145624,84 -247949,96	+1145624,84 -247949,96	+1145624,84 -247949,96	+1145624,84 -247949,96
13. Чистый денежный поток от операционной деятельности		+897674,88	+897674,88	+897674,88	+897674,88	+897674,88	+897674,88
14. Общий чистый денежный поток	-218639	+897674,88	+897674,88	+897674,88	+897674,88	+897674,88	+897674,88
15. Кумулятивный чистый денежный поток 16.Коэффициент дисконтирования 17. Дисконтированный чистый денежный поток 18 Кумулятивный дисконтированный чистый денежный поток (ЧДД)	-218639 1 -218639 -218639	679035,88 0,89 798930,64 580291,64	218639 0,79 694943,15 114651,51	679035,88 0,71 637349,16 522696,65	218539 0,64 574511,92 51815,27	679035,88 0,59 529628,18 477812,91	218539 0,51 457814,19 -19998,72
Чистый дисконтированный доход (ЧДД) (чистая текущая стоимость)	1352473,8
Индекс доходности ИД (РI)	2,2
Срок окупаемости (РР)	0,1

В результате выполненных расчётов объем редуцированного газа составил - 1116900000 м3, среднемесячная заработная плата - 16485,18 руб., что соответствует используемым в расчётах исходным данным.

В результате применения системы «SuperFlo - II E» получен годовой экономический эффект в сумме 1145624,84 руб., что позволит окупить затраты на внедрение этой системы за 0,25 месяца.

Исходя из этого, можно сделать вывод, что внедрение системы «GiperFlo-3ПМ» экономически выгодно.

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Общие требования безопасности

1. К самостоятельной работе на газораспределительной станции допускаются лица, не моложе 18 лет, прошедшие вводный инструктаж, первичный инструктаж на рабочем месте по охране труда, обученные безопасным методам труда и имеющие квалификационное удостоверение, полученное после обучения в УКК.

2. Повторный инструктаж по охране труда оператор проходит 1 раз в 3 месяца, а ежегодную проверку знаний на допуск к работе 1 раз в 12 месяцев. При поступлении на работу оператор ГРС проходит предварительный медосмотр, а в дальнейшем периодические медосмотры 1 раз в 24 месяца.

3. Оператор ГРС, у которого просрочены сроки повторного инструктажа, проверки знаний по охране труда, а также медосмотра, к выполнению работ не допускаются. Оператор ГРС относится к не электротехническому персоналу, ему присваивается 1-я группа допуска по электробезопасности.

4. Оператор ГРС знает, что наиболее опасными и вредными факторами, которые могут действовать на него в процессе работы, являются :

5. воздействие паров одоранта,

6. вибрация от работающего оборудования,

7. повышенная загазованность воздуха рабочей зоны,

8. повышенный уровень шума,

9. недостаточная освещенность рабочей зоны,

10. опасность ожогов,

11. опасность поражения электротоком.

12. Оператор ГРС знает технологический процесс подачи газа потребителям, назначение технологического оборудования, основные причины неполадок в обслуживаемом оборудовании.

13. При неправильной эксплуатации оборудования ГРС может :

14. повыситься давление и произойти взрыв, в результате которого возможны травмы,

15. произойти пролив одоранта, в результате чего возможно образование в воздухе рабочей и жилой зоны превышение ПДК этилмеркаптана.

16. Работы по обслуживанию газового оборудования, выполняемые оператором на ГРС, относятся к газоопасным работам и включены в перечень газоопасных работ, проводимых без наряда-допуска с регистрацией в «Журнале учета газоопасных работ, проводимых без оформления наряда-допуска» службы, участка, цеха.

17. Работы по обслуживанию газового оборудования выполняют инструментом, не дающим при ударе искр: медным, латунным или стальным, но обильно смазанным смазкой (тавотом, солидолом или другой смазкой). Оператор ГРС не приступает к выполнению разовых работ, не связанных с прямыми его обязанностями по специальности без получения целевого инструктажа.

5.1.1 Средства обеспечения взрывозащиты измерительного комплекса «GiperFlo-3ПМ»

1. Взрывозащищённость комплекса «GiperFlo-3ПМ» достигается следующими видами взрывозащиты:

2. «искробезопасная электрическая цепь» (по ГОСТ 22782.5-78);

3. «специальная » (по ГОСТ 22782.3-77);

4. Датчики давления, перепада давления и температуры имеют искробезопасные электрические цепи. Цепи источников питания также являются искробезопасными.

5. Взрывозащита вида «искробезопасная электрическая цепь» обеспечивается путём ограничения токов как в цепях, подходящих к электрической плате вычислителя, так и в цепях, отходящих к датчикам и терминалу, а также в выходных цепях переносного пульта. Для этого:

6. автономное питание вычислителя осуществляется только от 6-вольтовых батарей типа РС-915 со встроенными ограничительными резисторами и предохранителями 0, 5 А, типа ВП1-2В;

7. для ручного терминала CHIT используются четыре батареи типа РС-1500 и две батареи типа РС-2400. Напряжение холостого хода и ток короткого замыкания для батарей составляет:

8. РС-1500 - Uхх = 1,55 В, Iкз = 6 А;

9. РС-2400 - Uхх = 1,55 В, Iкз = 6 А;

10. для переносного пульта используются четыре батареи типа РС-1500 и две батареи типа РС-2400;

11. питание от сети переменного тока осуществляется блоком питания БП-С2/12 через искробезопасный барьер ISCOM, имеющий встроенный ограничительный резистор и предохранитель типа 1/2 АМР2АG 230.500 SLOBLO. Применение предохранителей других типов запрещается.