Газифікація с. Комиші Сумської області природним газом двохступеневою системою поліетиленовими газопроводами з розробкою газифікації житлового будинку та технології будівництва поліетиленовими газопроводами з висвітленням технології зварювання поліет

Пояснювальна записка до дипломного проекту
На тему: «Газифікація с. Комиші Сумської області природним газом двохступеневоюсистемою поліетиленовими газопроводами з розробкою газифікації житловогобудинку та технології будівництва поліетиленовими газопроводами з висвітленнямтехнології зварювання поліетиленових труб в розтруб»

1. Загальна частина
 
1.1 Вступ
За сучасних умовпаливно-енергетичний комплекс (ПЕК) значною мірою забезпечує функціонуваннявсіх галузей економіки України і ступінь добробуту населення. Фактично вінпосів місце фундаменту як в економіці, так і в державі загалом. Саме від станусправ у ПЕК залежить розвиток промисловості, сільського господарства, сферипослуг, комунального господарства і, врешті-решт, рівень розвитку всьогосуспільства та якість життя.
Оскільки ПЕК має такевелике значення у житті країни, привертають увагу перспективи його розвитку. Іособливо це стосується нафтогазової галузі-найважливішої складової вітчизняногоПЕК. Адже її частка у наповненні державного бюджету перевищує четверту частину,а природний газ становить 45% всіх енергоносіїв, що споживаються в Україні.
Зокрема, у 2000 р.загальний видобуток природного газу в нашій державі становив 18,1 млрд. м3, у 2001 р. – 18,4, а в 2002 р. – вже 18,8 млрд.м3. У першому кварталі 2003 р. видобуток газусклав 4,38 млрд. м3(100,7% відпланових показників), тоді як за аналогічний період минулого року – 4,33 млрд.м3. Сьогодні є шанси вже до 2007 р. вийти на рівень видобутку, передбаченийНаціональною програмою « Нафта і газ України до 2010 р.», – 19–20 млрд. м3газу на рік. Наша держава має другу за величиною у Європі системумагістральних газопроводів, а за обсягами надання транзитних послуг посідаєперше місце на світовому ринку транспортування газу. Обсяг транзиту природногогазу територією України був таким: у 2000 р. – 120,6 млрд. м3,у 2001 р. – 123,4, у 2002 р. – 121,4 млрд. м3. За першийквартал цього року про транспортовано загалом 61,6 млрд. м3 газу, щона 12% більше за показник аналогічного періоду минулого року. Загальна довжинагазопроводів перевищує 37 тис. км, у тому числі 14 тис. – це магістральні газопроводидіаметром 1020–1420 мм. Пропускна здатність системи на вході до Українистановить 290, а на виході – 175 млрд. м3 на рік. Ця системазабезпечує як подачу газу внутрішнім споживачам, так і до 90% експортних поставокросійського газу до країн СНД, Європи та Туреччини.
Надійністьгазопостачання підтримується розвиненою мережею газосховищ. Загальна активнамісткість 13 існуючих підземних сховищ газу становить 34,5 млрд. м і єнайбільшою в Європі після Росії. До того ж більшість сховищ розташовано поблизутранзитних газопроводів біля західного кордону України. Крім того, триваютьроботи з подальшого розширення сховищ. На Пролетарському підземному сховищігазу після введення у дію другої черги активна потужність підвищиться з 1 до4,1 млрд. м.
На черзіперспективне завдання з перетворення деяких газосховищ України на євро сховища,оскільки послуги із зберігання газу є одним із шляхів збільшення надходжень відвикористання нашої газової інфраструктури.
Тому використання газового паливадозволяє підвищити інтенсифікації виробництва завдяки поліпшенню умов праці навиробництві, скороченню витрат праці на одиницю умовного продукту. Комплекснапрограма соціальної культурного розвитку населених пунктів України передбачаєсуттєве поліпшення житлових і комунально-побутових умов життя населення.Максимальний ефект досягається при комплексному використанні газу для теплозабезпечення житлових будинків, об’єктів комунально-побутового обслуговування івиробництва.
При проектуванні, будівництві іреконструюванні систем газопостачання, які використовують природній газ ігазоповітряні суміші з збитковим тиском не більшим 1,2 МПа, слід керуватисявказівками ДБН В.2.5–20–2001, Правилами безпеки систем газопостачання України,Правилами експлуатації електроустаткування іншими нормативними документами.
Суттєве значення при проектуванні ібудівництві газових мереж і обладнання мають раціональний вибір системгазопостачання і створення умов для їхньої безаварійної роботи шляхомвикористання сучасного обладнання з високою ступінню автоматизації.
1.2 Вихідні дані,опис проектованих об’єктів
У відповідності з завданням напроектування, необхідно запроектувати систему газопостачання населеного пункту,розміщеного в Сумській області.
Кліматичні дані для населеного пункту єтакі: [21]
– тривалість опалювальногоперіоду, n, 195 діб;
– середня температура зовнішньогоповітря за опалювальний період,
toc,складає – 2,5оС;
– розрахункова температуразовнішнього повітря для проектування системи опалення, tо, – 24 оС;
– розрахункова температуразовнішнього повітря для проектування систем вентиляції, tвент, – 12 оС.
У с. Комиші ґрунти переважно чорноземиі відносяться до II категорії.
Газ, який надходить в село,видобувається із Качанівського родовища, при розрахунках витрат газу приймаю нижчутеплоту згорання газу Q/>=37 Дж/м2. [8]
Газифіковане село займає територію 39,5 га.
Забудова села складається зіндивідуальних одноповерхових житлових будинків з земляними ділянками, в якихвстановлено:
–                    для приготування їжіприготування гарячої води і харчів для худоби газові плити типу – ПГ-4;
–                    для опалення будинків іприготування гарячої води двохконтурні побутові котли; та двохповерховихжитлових будинків, в яких встановлено:
–                    для приготування їжі – ПГ-4,
– для опалення і приготуваннягарячої води двохконтурні побутові котли.
В індивідуальному користуванні жителівсела знаходиться 1000 свиней і 500 корів.
Основними споживачами газу є молокозавод,ферма ВРХ, цегельний завод.
Молокозавод на технологічні потреби, атакож для опалення приміщень витрачає 0,8 млн. м3/рік, газу.
Ферма ВРХ витрачає 0,44 млн. м3/рікгазу на технологічні потреби і для опалення свого приміщення.
Цегельний завод споживає 1 млн. м3/рікгазу на технологічні потреби і для опалення приміщення.
Проектом передбачається такожгазифікація комунально-побутових споживачів – середня школа, дитсадок,адміністративна споруда, будинок культури та інше. Та великихкомунально-побутових підприємств: немеханізованої пральні, лазні, лікарні,хлібопекарні, підприємства громадського харчування.

2. Розрахунково-технічначастина
 
2.1Загальні положення по підрахунках витрат газу
При розроблені проекту газопостачаннянаселеного пункту визначаю річну і годинну витрати газу на розрахунковий періодз урахуванням перспективи розвитку об’єктів-споживачів природного газу.Розрахунковий період визначається планом перспективного розвитку населеногопункту і складає 20…25 років.
Витрати газу знаходжу окремо для кожноїкатегорії споживачів: на комунально-побутові і санітарно-гігієнічні потреби населення,на опалення, вентиляцію і гаряче водопостачання житлових і громадськихбудинків, на потреби промислових підприємств.
Споживання газу в населеному пункті восновному залежить від кількості жителів, ступеню благоустрою житла, кількостіі потужності промислових підприємств, кліматичних умов.
2.2 Розрахунокгазопостачання
 
2.2.1 Визначення кількості жителів
Витрати газу на комунально-побутові ітеплофікаційні потреби населеного пункту залежать від кількості жителів.Кількість населення N, чол., може бути визначена по даним статистичного обліку.Але якщо їх кількість не відома, то її визначаю окремо для кожного з районівнаселеного пункту згідно формули
 
N=Fж / f,             (2.1)
 
де Fж – загальна площа житловихбудинків у районі, м²;
f– норма забезпеченостізагальною площею, м²/чол(для існуючої забудови, а такожмалоповерхової забудови f=18 м²/чол٫ для багатоповерхової f=15 м²/чол;для перспективної f=21 м²/чол.), [22].
Загальну площу житлових будинків урайоні визначаю за формулою
 
Fж=Fз*В, (2.2)
де Fз-площа забудови у районі, га (визначаєтьсяпо генплану);
В-густина житлового фонду, м²/га,[22].
Приводжу приклад розрахунку першого району.
Fж=38*500=19000 м2.
N=19000/18=1056 чол.
Інші розрахунки проводжу аналогічно, результати зводжу втаблицю (дивись таблицю 2.1)
Таблиця 2.1 – Кількість жителівРайон
Площа житлової
забудови Fз, га
Густина житлового фонду В,
м²/га
Норма забезпечення
житловою площею f,
м²/чол.
Загальна площа житлових будинків
Fж, м² Кількість жителів N, чол. 1 38 500 18 19000 1056 2 1,5 3300 21 4950 236 Всього 1292
Кількість населення: першого району становить – 1056 чол.; другогорайону-236 чол.
Загальна кількість населення становить – 1292 чол.
2.2.2Визначення витрати газу на комунально-побутові потреби
Витрата газу на комунально-побутові потреби складає 10…15%загальної витрати газу в населеному пункті. До комунально-побутових споживачівналежать квартири житлових будинків, лікувальні заклади, підприємствапобутового обслуговування населення і хлібозаводи.
Річна витрата газу накомунально-побутові потреби Vрк-п, млн. м³/рік, визначаєтьсяв залежності від кількості споживачів, норм витрати теплоти з урахуваннямступеню забезпеченості газопостачанням комунально-побутових потреб населеннямза формулою
Vрк-п=N*S*x*qн/Qр*10–6,(2.3)
де N – чисельність населення, чол.;
S – розрахункова кількість комунальнихпослуг, [3];
x – ступінь забезпеченнягазопостачанням побутових потреб (приймається в межах від 0 до 1 згідно вихіднихданих);
qн – норма витрати теплоти наданий вид комунальних послуг, МДж/рік, [1];
Qр – нижча теплота згоранняпалива, МДж/м³.
Витрати газу на потреби підприємствторгівлі, побутового обслуговування населення невиробничого характеру необхідноприймати в розмірі 5% від витрат газу житловими будинками.
Приводжу приклад розрахунку першого району.
Vрк-п=1056*1*1*4600/37*10-6=0,13млн. м³/рік
Інші розрахунки проводжу аналогічно, результати зводжу в таблицю

Таблиця 2.2 – Річні витрати газу на комунально-побутовіпотребиСпоживач, послуга Розрахункова одиниця
Норма витрати теплоти, qн МДж/рік
Кількість розрахункових одиниць
на 1 жи-
теля, S Ступінь забезпечення, x
Загальна кількість розрахункових
одиниць
Річна
витрата
газу,
Vрк-п
млн. м³/рік
Житлові будинки
1 1 житель 4600 1 1 1056 0,13 2 1 житель 8000 1 1 236 0,05
Тваринництво:
–                      свині
–                      корови
1 тварина
1 тварина
4200
8400
1
1
1
1
1000
500
0,11
0,11 Немеханізовані пральні 1т сухої білизни 12600 0,05 0,4 25,84 0,01 Лазні 1 помивка 40 53 0,45 30814,2 0,03 Хлібозаводи 1т виробів 2500 0,22 0,99 281,4 0,02 Лікарні 1 ліжко 3200 0,012 0,95 14,73 0,001 Підпр. громад. харч. 1 обід 4,2 90 0,65 75582 0,009 Невеликі комунально-побутові підпр. 5% від житлових будинків 0,01 Всього 0,48
Сумарні річні витрати газу накомунально-побутові потреби мікрорайону населеного пункту складають Vр к-п=0,48 млн. м³/рік.
Максимальну годинну витрату газу Vгодк-п,м³/год, визначаю як частку річної витрати за формулою
 
Vгодк-п=Vрк-п*Kmax*106,(2.4)
 
де Vрк-п – річнавитрата газу споживачем, млн. м ³/рік (дивись табл. 2.2); Кmax– коефіцієнт годинного максимуму, рік/год, [22].

Таблиця 2.3 – Годинні витрати газу на комунально-побутовіпотребиСпоживач, послуга
Річні
витрати газу
Vрк-п,
млн. М³/рік
Коефіцієнт
годинного
максимуму
Kmax, рік/год
Кількість
споживачів
N, чоловік
Годинна
Витрата
газу Vгодк-п,
м ³/год Житлові будинки і нев. к-п підпр. і тваринництво 0,41 1/2000 1292 205 Немеханізовані пральні 0,01 1/2900 4 Лазні 0,03 1/2700
  11 Хлібзавод 0,02 1/6000
  3 Лікарня 0,001 1/2000 1292 1 Підприємства громадського харчування 0,009 1/2000
  5 Всього
 
 
  229
 
Сумарні годинні витрати газу накомунально-побутові потреби населеного пункту становлять Vгодк-п=229 м ³/год.
По результатам розрахунків годиннихвитрат газу на великі комунально-побутові підприємства розміщую одну лазню,одну лікарню, одну механізовану пральню, один хлібозавод.
2.2.3 Витрати газу на потребитеплопостачання
Годинну витрату газу, наопалення і вентиляцію житлових і громадських будинків Vгодов,м ³/год, визначаю за формулою
Vгодов =3600 * [1 + К * (1 + К1)] * />,(2.5)
де К – коефіцієнт, якийвраховує витрату газу на опалення громадських будинків (К = 0,25), [22];
К1 – коефіцієнт,який враховує витрату газу на вентиляцію (при розрахунках приймається К1= 0,4), [22];
q0 – укрупненийпоказник mах теплового потоку на опалення 1м2 загальної площі, Вт/м2,[22];
h – коефіцієнт корисноїдії системи теплопостачання (0,7);
Fж — площа житловоїзабудови, м2, (дивись табл. 2.1).
Річну витрату газу напотреби теплопостачання, Vров,
млн. м ³/рік, визначаюза формулою
 
Vpов =mов*Vгодов *10-6, (2.6)
 
де mов –кількість годин використання максимуму системи опалення і вентиляції, год/рік.
Значення mовзнаходжу по формулі
mов =n0[24/>], (2.7)
де n0– тривалість опалювального періоду, діб/рік, [22];
tв– температура внутрішнього повітря = 200С;
tо– розрахункова температура за опалювальний період,0С, [22];
tс– середня температура для розрахунку системи опалення, 0С, [22];
tвен– розрахункова температура для проектування системи вентиляції,0С,[22];
tоc– середня розрахункова температура зовнішнього повітря за опалювальний період, 0С,[22];
Z-кількістьгодин роботи систем вентиляції (приймаю 10 год/добу).
Приводжу приклад розрахунку першого району.
mов =195*[24*(1+0,25)/(1+0,25+(0,25*0,4))*((20+25)/20+24))+10*0,25*0,4*
*((20+2,5)/(20+12))]=2369 год/рік.
Vгодов=3600*[1+0,25*(1+0,4)]*(171*19000*10-6)/(37*0,7)=661 м³/год.
Vров=23,69*661*10 -6=1,5 млн.м ³/рік.
Інші розрахунки проводжу аналогічно, результати зводжу втаблицю (дивись таблицю 2.4)
 
Таблиця 2.4 – Витратигазу на потреби теплопостачанняРайон Кількість поверхів
Загальна площа Fж, м2 К-ть жителів N, чол. Тепловий потік на Значення коефіцієнт Витрати газу
Опалення q0, Вт/м2
Гаряче водо-
постачання qгв, Вт/чол.
mов
mгв
годинна,
м ³/год
річна,
млн. м ³/рік Ов гв å Ов Гв å 1 1 19000 1056 171 – 2369 – 662 – 661 1,5 – 1,5 2 2 4950 236 171 – 2369 – 174 – 173 0,4 – 0,4 836 1,9
 
Загальні витрати газу на місцеветеплопостачання становлять: годинні-836 м ³/год, річні-1,9 млн. м ³/рік.
 
2.2.4 Витрати газу напотреби промислових підприємств
Кількість газу, спожитогопромисловими підприємствами, знаходяться на основі теплотехнічних характеристиквстановленого обладнання, яке забезпечує технологічні процеси іопалювально-вентиляційні потреби.
Годинну витрату газу визначаю окремо Vгод,м ³/год, для кожного із промислових підприємств по формулі
Vгодп-п =3600*Q å/Qнр*h, (2.8)
 
де Qå – потужність встановленого обладнання, МВт;
h – коефіцієнт корисноїдії обладнання (η= 0,7).
Річні витрати газу на потребипромислових підприємств, Vрікп-п, млн. м ³/рік,визначаю по формулі

Vрікп-п= Vгодп-п /Кмах*10-6, (2.9)
де Кмах – коефіцієнтгодинного максимуму витрати газу вцілому по підприємству, приймається взалежності від виду виробництва, [22].
Приводжу приклад розрахунку ферми ВРХ
Vгод = 3600*0,6/(34*0,7)=91 м ³/год.
Vрікп-п =91/(1/4860)*10-6= 0,44 млн. м ³/рік
Іншірозрахунки проводжу аналогічно, результати зводжу в таблицю (дивись таблицю2.5)
Таблиця 2.5 – Витрати газу на потреби промисловихпідприємствНазва підприємства
Потужність встановленого обладнання
Qå, МВт
Коефіцієнт годинного максимуму, Кмах Витрати газу
Годинна,
м3/год
Річна,
млн. м3/год Цегельний завод 1 1/5900 151 1 Фермерське господарство 0,01 1/4860 3 0,01 Ферма ВРХ 0,6 1/4860 91 0,44 Зернотік 0,9 1/4860 125 0,6 Молокозавод 1 1/5700 139 0,8 Шкільна котельня 0,6 – 83 –
 
2.2.5 Розрахункові витрати
За результатами розрахунківвитрат газу різними категоріями споживачів з урахуванням рекомендацій попідключенню споживачів до газових мереж складаю зведену таблицю розрахунковихвитрат газу. На основі даних визначаю навантаження на мережі низького івисокого тисків, а також ГРП.
Розрахунки веду в формітаблиці (дивись таблицю 2.6).
 

Таблиця 2.6 – Зведена таблицярозрахункових витрат газуСпоживачі
Розрахункові годинні витрати газу, м3/год Загальні Середнього Низького 1. Житлові буд. і невел. ком. поб. підпр. 205 205
2. Великі кому-нально-побутові підприємства:
а) немех. пральня 4 4 в) лазня 11 11 в) хлібопекарня 3 3 г) лікарня 1 1 д) підприємства громадського харчування 5 5
3. Джерела теплопостачання:
а) місцеве 836 836
4. Промислові підприємства
а) цегельний завод 151 151 б) фермерське господарство 3 3 в) ферма ВРХ 91 91 г) зернотік 125 125 д) молокозавод 139 139 е) шкільна котельня 83 83 Всього 1658 589 1067
Загальна годинна витрата природногогазу населеним пунктом складає – 1658 м3/год.
2.3 Системагазопостачання
 
2.3.1 Вибір і обґрунтування системгазопостачання
У дипломному проектіприйнята двохступенева система газопостачання:
При виборі системи газопостачання яврахував такі показники, як надійність, безпечність, технологічність іекономічність.
Споживачами газу низького тиску внаселеному пункті є: житлові будинки, невеликі комунально-побутові об¢єкти і лікарні. Мережі низького тиску проектую кільцевимидля збільшення надійності системи газопостачання.
До мережі середнього тиску підключеніслідуючи об¢єкти: великі промислові підприємства, великікомунально-побутові підприємства.
Мережі середнього тиску виконанітупіковими. Джерелом газопостачання населеного пункту є ГРС, яка розміщена напівденному заході на відстані 400 метрів від житлової забудови.
Всі зовнішні газопроводипрокладаються підземним способом на глибині не менше 0,8 метра. Відмикаючи пристрої розміщені на вході і виході з ГРП, ГРС, перед споживачами навідгалуженнях, перед житловими будинками
2.3.2 Визначенняоптимальної кількості ГРП
Оптимальне числогазорегуляторних пунктів (ГРП), n0, визначаю за формулою
nо = Vр-р/Vопт,(2.10)
де Vр-р–рівномірно розподілене навантаження району, який обслуговується гідравлічнозв’язаною мережею газопроводів низького тиску, м3/год;
Vопт –оптимальне навантаження на 1 ГРП, м3/год (залежить від радіусуоптимальної дії ГРП Rопт, питомого навантаження на мережу низькоготиску l, м3/год*чол).
Vопт = m*е*R2опт/5000, (2.11)
де m – густина населенняврайоні, чол / Га;
е – питоме навантаження намережу низького тиску, м3/год*чол;
Rопт –оптимальний радіус дії.
Густина населення mвизначається згідно формули
m=N/Fз, (2.12)
де N-число жителів урайоні, чол;
Fз-площазабудови, га.
Питоме навантаження намережу низького тиску е визначаю за формулою
е= Vр-р/N, (2.13)
Оптимальний радіус дії ГРПRопт визначаю згідно формули
Rопт=6,5*(С0,388*(0,1*ΔP)0,081)/φ0,245*(m*е)0,143, (2.14)
де ΔP-розрахунковийперепад тиску у вуличних газопроводах
низького тиску, (ΔP=1200Па), [22];
φ-коефіцієнт густинимереж низького тиску, м -1;
С-вартість ГРП, грн. (С=20000грн).
Коефіцієнт густини мережнизького тиску визначаю згідно формули
φ=0,0075+0,003*(m/100), (2.15)
Розрахунки веду в формітаблиці (дивись таблицю 2.7)
Приводжу приклад розрахунку.
m=1292/39,5=33 чол/га.
Rопт = 6,5*((50000,388 *(0,1*1200)0,081)/0,0085245*(33*0,83)0,143=680 м.
φ=0,0075+0,003*33/100=0,0085 м-1.
е=1067/1292=0,83 м3/год.
Vопт=33*0,83*6802/5000=807 м3/год.
n0 =1067/807=1,3 шт.
Результати зводжу в таблицю.
Таблиця 2.7 – Визначення оптимальної кількостіГРП
Рівно-мірно розпо-ділене навантаження, Vp-p, м3/год Кількість жителів N, чол. Площа забудови Fз, га Густина населення m, чол/га
Питома витрата
газу е, м3/год*чол
Коефіцієнт густини мережі
j, м-1
Оптимальний радіус дії
Rопт,
м
Опти-мальні витрати газу Vопт, м3/год
Кіль-
кість ГРП
nо, шт. 1067 1292 39,5 33 0,83 0,0085 680 807 1,3
В результаті розрахункупроектую одне ГРП для обслуговування двох районів, так як оптимальний радіусдії достатній, а витрата ГРП невелика і складає – 1067 м3/год.
 
2.4 Гідравлічнийрозрахунок газопроводів
2.4.1 Гідравлічний розрахунокгазопроводів середнього тиску
Мета розрахунку –визначення діаметрів труб для проходження необхідної кількості газу придопустимих втратах тиску, або навпаки – знаходження втрат тиску притранспортуванні необхідної кількості газу по трубам існуючого діаметру.
Джерелом газопостачаннямереж середнього тиску є ГРС.
Гідравлічний режим роботигазопроводів призначаю виходячи з умов максимального використаннярозрахункового перепаду тиску. Розрахунок розподільчих мереж виконують у наступнійпослідовності:
1) накреслюю розрахунковусхему газопроводів на яку наносять:
а) місце розташування ГРС,зосереджених споживачів з вказівкою їх шифрів і навантажень (годинна витратагазу);
б) схему газопроводівсереднього тиску з поділом на ділянки. Нумерацію вузлів виконую починаючи відджерела газопостачання до найбільш віддаленого споживача;
в) розрахункові витратигазу та геометричні довжини ділянок.
В розрахункових схемахвитрати газу спочатку наносять на відгалуження
до кожного окремогоспоживача. На магістральних ділянках мережі витрати газу визначають у виглядісуми витрат для всіх відгалужень починаючи з самого віддаленого від споживача(ГРС).
2)       Визначаю питому різницюквадратів тиску для головної
магістралі
А(кПа)²/м, по формулі
А = (Рп2-Pк2)/ΣLі,        (2.16)
де Рп — абсолютний тискгазу на виході з ГРС, кПа;
Рк – абсолютний тиск газу навході у найбільш віддаленого
споживача, кПа;
Lі – довжинаі-ої ділянки головної магістралі, м.
3) Орієнтуючись на різницюквадратів тиску по номограмі в залежності від витрати газу на ділянці та їїдовжини підбираю діаметр газопроводу, уточнюю дійсне значення величини ΔP².
Значення тиску в кінціділянки визначаю по формулі
Рк = />, (2.17)
де Рп – початковий тискгазу, кПа;
DР² – різницяквадратів тиску, (кПа)2.
Отриманий тиск є початковимдля наступної, за напрямком руху газу, ділянки.
Нев´язка тисків унайбільш віддаленого споживача не повинна перевищувати 10%.
При ув´язуваннівідгалуджень у вузлових точках попередньо визначаю тиск газу, а потім знаходжупитому різницю квадратів тиску для даного відгалудження.
4)       Нев´язка тисків увузлових точках повинна бути не більше 10%.
Початковий тиск прийняв 400кПа згідно завдання.
Результати розрахунківзводжу в таблицю 2.8.
Таблиця 2.8 – Гідравлічнийрозрахунок газопроводів середнього тискуДілянка
V,
м3/год
Lг,
м Lр, м
А,
(кПа)²/м А*L, (кПа)²
Dз×S,
Мм
DР²,
(кПа)²
Рп,
кПа
Рк,
кПа Поч Кін. Головна магістраль 1–2–3–4–5–6–7 1 2 1658 230 253 73 18469 110х10 16000 400 379 2 3 1517 60 66 73 4818 110х10 5000 379 371 3 4 1426 350 385 73 28105 80х8,2 32000 371 325 4 5 359 50 55 73 4015 75х6,8 1500 325 322 5 6 234 50 55 73 4015 63х5,8 3000 322 315 6 7 151 750 825 73 60225 50х4,6 65000 315 210 Α =210–200/200*100%=4,7% Відгалудження 2–8 2 8 139 230 253 410 103730 50х4,6 16000 379 357 Відгалудження 3–9 3 9 91 300 330 295 97350 50×4,6 12000 371 354 Відгалудження 4–10 4 10 1067 50 55 256 14080 63х5,8 30000 325 275 Відгалудження 5–11 5 11 125 230 253 251 63503 50х4,6 5000 322 314 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
2.4.2 Газопроводинизького тиску
Згідно вимог сумарна втрататиску від ГРП до найбільш віддаленого приладу не повинна перевищувати 1200 Па.Гідравлічний розрахунок виконую методом питомих втрат тиску на тертя. Накреслююрозрахункову схему, на якій нумерую вузлові точки, проставляю напрямок рухугазу і довжини ділянок.
Спочатку знаходжу шляховівитрати газу на ділянках мереж згідно формули
Vшл= Lпр*Vп, (2.18)
де Lпр-приведенадовжина ділянки, м;
Vп–питомавитрата газу, м3/год.
Приведену довжину ділянкивизначаю за формулою
Lпр= Lг*Ке*Кз,(2.19)
де Lг – геометричнадовжина ділянки, м;
Ке-коефіцієнтетажності (приймаю рівним одиниці);
Кз — коефіцієнтзабудови (для двосторонньої забудови Кз=1, для односторонньоїзабудови Кз=0,5; для магістрального газопроводу Кз=0).
Питому витрату газувизначаю за формулою
Vп= Vгрп/ΣLпрі,(2.20)
де Vгрп — навантаженняна ГРП, м3/год;
ΣLпрі — приведенадовжина і-тої ділянки газопроводу, м.
Розрахунки веду в формітаблиці (дивись таблицю 2.9).
 
Таблиця 2.9-Шляхові витратигазу№ Ділянки Геометрична довжина L, м Коефіцієнт
Приведена
довжина
Lпр, м
Шляхова
витрата
Vшл, м3/год Поч. Кін.
поверховості
Ке
забудови
Кз 1 2 50 1 2 3 310 1 1 310 115 3 4 140 1 0,5 70 26 4 5 360 1 1 360 134 5 6 460 1 1 460 171 2 7 50 1 0,5 25 9 7 5 150 1 0,5 75 28 7 10 130 1 0,5 65 24 7 8 420 1 1 420 156 8 9 140 1 0,5 70 26 9 10 380 1 1 380 141 9 14 80 1 0,5 40 15 10 11 440 1 1 440 163 11 12 80 1 0,5 40 15 3 13 100 1 0,5 50 18 13 11 140 1 0,5 70 26 Всього 2875 1067
Визначаю вузлові витратигазу по формулі
 
Vj=0,5ΣmVшлі,(2.21)
де Vшлі-шляхова витрата газуі-тою ділянкою, м³/год;
m-кількість ділянок, які збігаються ві-ому вузлі.
Вузлові витрати газу:
V1 = 0,5*V1-2 =0,5*0 = 0м3/год.
V2 = 0,5 (V1-2 +V2-3+V2-7) = 0,5 (0 +115+9) = 62 м3/год.
V3 = 0,5 (V2-3+V3-4+V3-13=0,5 (115+26+18) = 79,5 м3/год.
V4 = 0,5 (V3-4+V4-5)= 0,5 (26+134) = 80 м3/год.
V5 = 0,5 (V4-5+V7-5+V5-6)= 0,5 (134+28+171) = 166,5 год.
V6 = 0,5*V5-6 =0,5*171 = 85,5 м3/год.
V7 = 0,5 (V2-7+V7-5+V7-8+V7-10)= 0,5 (9+28+156+24) = 108,5 м3/год.
V8 = 0,5 (V7-8+V9-8)=0,5 (156+26) = 91 м3/год.
V9 = 0,5 (V8-9+V9-10+V9-14)= 0,5 (26+141+15) = 91 м3/год.
V10 = 0,5 (V9-10+V7-10+V10-11)= 0,5 (141+24+163) = 164 м3/год.
V11 = 0,5 (V10-11+V13-11 +V11-12) = 0,5 (163+26+15) = 102 м3/год.
V12 = 0,5*V11-12= 0,5*15 = 7,5 м3/год.
V13 = 0,5 (V3-13+V13-11)= 0,5 (18+26) = 22 м3/год.
V14 = 0,5*V9-14 =0,5*15 = 7,5 м3/год.
Сума вузлових витрат дорівнюєнавантаженню на ГРП: ΣVj = Vгрп= 1067 м3/год.
Знаходжу розрахункові витрати газу:
Вузол 12: V11-12 = V12 =7,5 м3/год;
V11-12 = 7,5 м3/год.
Вузол 11: V13-11 + V10-11= V11-12+V11 =7,5+102=109,5 м3/год;
V13-11 = 29,5 м3/год;V10-11 = 80 м3/год.
Вузол 13: V3-13 = V13-11+ V13 = 29,5+22=51,5 м3/год.
V3-13 = 51,5 м3/год.
Вузол 6: V5-6 = V6 =85,5 м3/год.
V5-6 =85,5 м3/год.
Вузол 5: V7-5 + V4-5 =V5-6 + V5 =85,5+166,5 =252 м3/год;
V7-5 = 102 м3/год;V4-5 = 150 м3/год.
Вузол 4: V3-4 = V4-5 +V4=150+80=230 м3/год.
V3-4 = 230 м3/год.
Вузол 3: V2-3 = V3-4 +V3-13+V3 = 230+51,5+79,5=361 м3/год;
Вузол 14: V9-14=V14= 7,5 м3/год;
V9-14 = 7,5 м3/год.
Вузол 10: V9-10 +V7-10 =V10-11+V10 =80+164=244 м3/год;
V9-10 = 190 м3/год;V7-10 = 54 м3/год.
Вузол 9: V8-9=V9-14+V9-10+V9=7,5+190+91=288,5 м3/год.
V8-9 =288,5 м3/год.
Вузол 8: V7-8 = V8-9 +V8=288,5+91=379,5 м3/год.
V7-8 = 379,5 м3/год.
Вузол 7: V2-7=V7-5+V7-8 + V7-10 +V7 =102+379,5+54+108,5=644 м3/год;
V2-7 = 644 м3/год.
Вузол 2: V1-2 = V2-7+V2-3+V2=644+361+62=1067 м3/год.
Мінімальний діаметр газопроводів мережінизького тиску становить
Dз×S=50×2,9 мм.
Результати гідравлічногорозрахунку газопроводів низького тиску зводжу в таблицю (дивись таблицю 2.10)
Таблиця 2.10 – Гідравлічнийрозрахунок газопроводів низького тискуДілянка
V,
м3/год
Lг, м Lр, м
Dз×S,
Мм
R,
Па/м
DР,
Па
Рп,
Па
Рк,
Па Поч Кін 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Головна магістраль 1–2–7–8–9–10–11–12 1 2 1067 50 55 315х17,9 0,6 33 3000 2967 2 7 644 50 65 280х15,9 0,5 28 2967 2939 7 8 379,5 420 464 225х12,8 0,6 279 2939 2660 8 9 288,5 140 154 200х11,4 0,7 108 2660 2552 9 10 190 380 418 160х9,1 0,7 293 2552 2259 10 11 80 440 484 125х7,1 0,5 242 2259 2017 11 12 7,5 80 88 50х2,9 0,7 62 2017 1955 R = 0,7 Па/м Магістраль 2–3–4–5–6 2 3 361 310 341 200х11,4 0,8 273 2967 2691 3 4 2305 140 154 180х10,5 0,6 921 2694 2602 4 5 150 360 393 160х9,1 0,55 216 2602 2386 5 6 85,5 460 506 125х7,1 0,6 304 2386 2082
R = 0,8Па/м Магістраль 3–13–11 3 13 51,5 100 110 75х4,3 3 330 2694 2364 13 11 29,5 140 154 63х3,6 2,9 447 2364 1917
  R = 3,3 Па/м Відгалудження 7–5 7 5 102 150 165 90х5,2 4 660 2939 2279 Відгалудження 7–10 7 10 54 130 143 63х3,6 7,9 715 2939 2244 Відгалудження 9–14 9 14 7,5 80 88 50х2,9 0,8 71 2552 2481 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />

2.5 Газопостачанняжитлового будинку
2.5.1 Визначення витрат газу
Згідно завдання розраховуюгазопостачання двохповерхового житлового будинку. В кухні встановлена газоваплита типу ПГ-4, і опалювальний котел марки «Данко»
Визначаю витрати газу, V, м3/год,кожним газовим приладом по формулі
V=3,6*Q/Qнр *η, (2.22)
де Q – теплова потужність газовогоприладу, кВт;
η – коефіцієнт корисної дії.
Vпг = 3,6*11,116/37 = 1,13 м3/год.,
Vок= 3,6*15/37*0,82= 1,78 м3/год.
Витрати газу квартирою, Vкв.,м3/год, визначаю по формулі
Vкв.= Vпг+ Vок,(2.23)
Vкв.=1,13+1,78=2,91 м3/год.
Розрахункову витрату газу визначаю поформулі
Vр= Vн *Кsim,
де Кsim – коефіцієнтодночасності [22],
n – кількість квартир.
Vр = 2,91*0,7=2,0,3 м3/год
По витраті газу квартирою вибираємолічильник: так як витрата газу квартирою складає 2,03 м3/год.,тоді проектую встановлення лічильника типу G2,5.

2.5.2 Гідравлічний розрахунок внутрішньобудинкових газопроводів
Гідравлічний розрахунок розпочинаю відточки підключення дворового газопроводу до вуличної мережі (точка 1). Кінцеваточка розрахунку – останній газовий прилад найвіддаленішого стояка верхньогоповерху.
Рекомендуємий перепад тиску згідно ДБНскладає 600Па. Так як втрата тиску на газовий лічильник ΔPл=200Па,а опір газової плити ΔPпг=100Па. Тоді допустимі втрати тиску будутьскладати:
ΔP = 600 –200 – 100–60 = 240 Па.
Діаметри газопроводів визначаю,користуючись номограмою низького тиску, по розрахунковій витраті газу напитомих втратах тиску. Розрахункову витрату газу визначаю за формулою:
Vp = Vн Ksim, (2.24)
Питому втрату тиску визначаю заформулою
R = /> (2.25)
де lp – сума розрахунковихдовжин по головній магістралі, м.
Розрахункову довжину визначаю заформулою
lp = L г (1 +/>) (2.26)
де L – дійсна довжина ділянкигазопроводу;
α – надбавка на місцеві опори, %
Мінімальний діаметр для підземногогазопроводу 50 мм, діаметр газового стояка 20 мм і для підводу доприладів 15 мм. Гідравлічний розрахунок виконую в формі таблиці.
Гідравлічний тиск, DРг, Па для вертикальних ділянок газопроводузнаходжу по формулі
 
DРг = ± g h (ρп – ρг),(2.27)
де g – прискорення вільного падіння,9,81 м/с2;
h – різниця геометричних відмітоквертикальних ділянок газопровода м;
ρп — густинаповітря, кг/м3; (ρп =1,23 кг/м3);
ρг – густина газу, кг/м3(ρг = 0,7 кг/м3).
DРг = 9,81*6 (1,23–0,7) = 31,19 Па
Таким чином, загальні витрати тиску увнутрішньо-будинкових газопроводах, Σ DР,Па будують складати
Σ DР= Σ DРт + DРл — DРг;
 
Σ DР=240,38+ 200 +100–31,19 = 509,19 Па
Як видно, сумарні втрати тиску неперевищують рекомендованого перепаду.

3. Автоматика ітелемеханіка
 
3.1 Підбіробладнання газорегуляторних пунктів
По відомим параметрам навантаження(тиск газу на вході в ГРП, Р = 275 кПа, див табл. 2.8, тиск газу навиході з ГРП, Р2 = 3000 Па, пропускна здатність ГРП Vгрп=1067 м3/год; густина газу ρ = 0,7 кг/м3)визначимося з типом обладнання.
Користуючись [21] приймаю обладнаннядля стаціонарного газорегуляторного пункту (одна стандартна технологічна лініяпід регулятор тиску типу РДУК-100). Пропускна здатність РДУК-100 (з діаметромклапану 35 мм):
2240 м3/год, при Р= 0,3кПа; Запас вибраного регулятора по продуктивності достатній для надійної роботи.
Для викладених вище умов при Р = 275кПа пропускна здатність становить приблизно 3500 м3/год, щоперевищує максимальну годинну витрату газу ГРП.
Запобіжно-запірний клапан типу ПКН 2-Н,з діаметром умовного проходу 100 мм. Користуючись даними про технічнухарактеристику газових фільтрів [21] проектую встановлення фільтру ФВ-200. Йогопродуктивність 3500 м3/год (пропускна здатність приведена приперепаді тиску на фільтрі 5 кПа), при Р = 200 кПа; максимальний допустимий тискгазу на вході фільтра 1,2 МПа. Передбачити для фільтра перехідники з Æ 200 мм на Æ 100 мм.
В якості запобіжно скидного клапанувикористовуємо ПСК-50С.
3.2 Автоматика безпеки, контролю, регулювання,управління і сигналізації побутового газового опалювального приладу «Данко»
Автоматика безпеки і регулювання котла «Данко»,«КАРЕ» призначена для захисту і регулювання процесів згоряння природного газу впобутових газових приладах. Автоматика працює при тиску газу від 0,635 кПа до1,764 кПа.
Таблиця 3.1 – Технічні характеристикиавтоматикиПараметри Автоматика «КАРЕ» ½» ¾» 1» 1 ¼»
Умовна пропускна здатність при:
– тиску 1,274 кПа, />
– тиску 1,764 кПа, /> 2,8 5 8 12,5 4,2 7,5 12 19 Пусковий період, с, не більше 15 15 15 15
Час спрацювання регулятора при:
– відсутності тяги в димоході, с, не більше
– погасанні полум’я запальника, с, не більше
– падінню тиску газу, с, не більше 60 60 60 60 60 60 60 60 30 30 30 30 Діапазон регулювання температур, ° С 0 – 90 0 – 90 0 – 90 0 – 90
Відносна вологість навколишнього середовища
при температурі 25 ° С, % 80 80 80 80 Маса, кг, не більше 1,5 1,6 2,2 2,7
Будова та принцип роботи.
Подивіться на Рис. 1. Корпуснідеталі виготовлені з алюмінієвого сплаву. Автоматика складається з блоківбезпеки і регулювання.
Блок безпеки складається зтермоелектричного клапана та термопари, датчиків тяги та закипання води,з’єднаних між собою імпульсними трубками.
Блок регулювання – манометричний.Мембранний клапан приводиться до дії манометричним сильфонним перетворювачем(терморегулятор поз. 3 ¯).
Автоматика виконує такі функції:
1 – забезпечує подачу газу на запальникі основний пальник за допомогою ручного керування;
2 – автоматично вимикає подачу газу вапарат при погашені полум’я запальника, порушення тяги в димоході, нагріву водивище граничного діапазону регулювання;
3 – підтримує температуру вопалювальному приміщенні в заданих межах шляхом автоматичного вмикання івимикання подачі газу на основний пальник в залежності від температури води всистемі опалення;
4 – забезпечує ручне вмикання подачігазу на основний пальник при працюючому запальнику;
5 – забезпечує перекриття газу наосновний пальник в режимі «Пуск».
/>
Рис. 1. Автоматика регулювання ібезпеки «КАРЕ».
Розглянемо принцип роботи автоматики «КАРЕ».
Головка термоелектромагнітного клапану(поз. 1 ­) підтримується в стані відкриття за допомогою ЕРС,створеної шляхом підігріву осердя термопари (поз. 11) полум’ям запальника (поз.12). Зона підігріву осердя термопари полум’ям 3…4 мм.
В стані відкриття газ потрапляєканалом, зробленим в корпусі (поз. 1), через датчик від закипання (поз. 4) ідатчик тяги (поз. 5) по з’єднувальним трубках (поз. 15) на запальник (поз. 12).
Газ, проходячи черезтермоелектромагнітний клапан (поз. 1), потрапляє в мембранний клапан (поз. 2),заповнюючи нижню і верхню камери поверх мембрани через сопло, розміщене поцентру мембрани.
Верхня камера клапана (поз. 2) задопомогою з’єднувальної трубки (поз. 15) з’єднана з терморегулятором (поз. 3).
При повертанні ручки терморегулятора(поз. 3) праворуч, відкривається клапан терморегулятора (поз. 3) і газ витікаєчерез трубку (поз. 15) в евакуаційний пальник (поз. 9). Проходить запалюванняполум’я на основному пальнику (поз. 8) і починається процес підігріву води вапараті.
Коли температура перевищить верхнюмежу, встановлену на шкалі терморегулятора, проходить повторне закриття клапанутерморегулятора, що приводить до перекриття витоку газу з верхньої камеримембранного клапану (поз. 2). Через декілька секунд проходить вирівнюваннятиску в обох камерах клапану, мембрана опускається і відсікає подачу газу наосновний пальник.
Після погасання основного пальника(поз. 8) проходить падіння температури води в апараті і цикл повторюєтьсязнову. Фільтр газовий (поз. 17) встановлюється на опуску газопроводу передкотлом, призначений для очищення газу від пилу та інших твердих частинок, щозабезпечує стабільну роботу автоматики.Підготовка автоматикидо роботи
1.               Перед встановленням автоматикинеобхідно перевірити: стан капіляру і термобалону (поз. 11) на відсутністьпротікання в місцях пайки, рухливість ручок керуванні і регулювання;
2.               При монтуванні слідкувати, щобматеріал ущільнення труби, бруд не потрапив в середину блока автоматики.
3.               Не допускати різких перегинівкапіляру термопари, радіус загину повинен бути не меншим, ніж чотири діаметритрубки;
4.               Не допускати надмірногозатягування різьбових штуцерів термопари, запальника і датчика тяги.Порядок роботи
1.               Перед вмиканням автоматикинеобхідно перевірити наявність тяги в димоході;
2.               Для вмикання автоматикинеобхідно:
· відкрити кран на опускі газопроводу;
· натиснути кнопку (поз. 16) термоелектромагнітногоклапану (поз. 11) і запалити запальник (поз. 12) за допомогою п¢єзозапальнички (поз. 14).
Кнопку тримати натисненою 30 секунд,після чого плавно відпустити.
Запальник повинен горіти;
Примітка: якщо запальник (поз. 12) на горить, необхідно повторитипроцедуру розпалювання ще раз, не раніше, ніж 30 секунд.
3.               Плавно повернути ручкутерморегулятора (поз. 3) праворуч до моменту, коли спалахне основний пальник (поз.8);
4.               Виставити ручкоютерморегулятора бажану температуру;
5.               Для виключення основногопальника і запальника необхідно повернути ручку терморегулятора ліворуч доупору, після чого закрити кран на опуску газопроводу.Технічне обслуговування
1.               Для підтвердження придатностіавтоматики провести перевірку технічного стану:
· після закінчення монтування на апараті;
· перед першим введенням в експлуатацію;
· за графіком профілактичного обслуговування напочатку опалювального сезону;
· при виявленні несправностей.
2.               Об’єм перевірок: · зовнішній огляд всіх складових частин; · перевірка герметичності; ·перевірка працездатності.
3.               При зовнішньому оглядіпослідовно перевірити: · кріплення запальника, термопари,датчика тяги; · відсутність пилу і бруду на блоці автоматики, інжекційнихотворах запальника і евакуаційного пальника, датчику тяги.
4.               Перевірку герметичностіз’єднань автоматики провести за допомогою обмилювання. Перевірку провести припрацюючому запальнику і при працюючих запальнику і основному пальнику.Наявність бульбашок не допускається.
5.               Перевірку працездатностіпровести шляхом пробного розпалювання газопальникового пристрою.
6.               перевірку спрацьовуванняавтоматики при погашенні полум’я проводити так: ·запалити газопальниковий пристрій; · перекрити подачугазу на апарат за допомогою газового крану на вході, переконатись, що полум’я назапальнику і основному пальнику погасло. Через »60 секунд, термоелектричний клапан повинен спрацювати на відключення (чути).
7.               Перевірка спрацюванняавтоматики при порушенні тяги: · запалити газопальниковийпристрій; · перекрити димохід; ·в інтервалі часу між 10…. 60 секунд газопальниковий пристрій повинен погаснути.
Примітка: забороняється проводити перевірку контролю тяги зперекритим димоходом в проміжку часу більше 90 секунд.
8.               Перевірку спрацюваннятерморегулятора проводити після прогрівання апарату до температури, на якувстановлені ручки регулювання, точність спрацювання контролюйте термометром

Таблиця 3.2 – Можливі несправності іметоди їх усуненняНесправність Причина Спосіб усунення Запальник не горить після натиснення на пускову кнопку
·Перекрито подачу газу на котел.· Відсутність газу в газопроводі.
· Забруднено отвір сопла запальника.
· Забруднена сітка фільтра.
· Перевірити відкриття крану.
· Перевірити запускаючи інший газовий прилад.
· Прочистити сопло і труби, що подають газ на запальник.
· Розібрати і почистити фільтр. Через короткий час нормальної роботи котел повністю вимикається.
· Відсутність газу.
· Відсутність нормальної тяги в димовій трубі
· Перегрів води в котлі.
· Забруднена сітка газового фільтру
·Перевірити, запускаючи інший газовий прилад.
· Перевірити тягу в димовій трубі.
· перевірити температуру води у котлі.
· Розібрати і прочистити сітку фільтра. Основні пальники не Вимикаються, не дивлячись на досягнення зазна-ченої температури. Нещільність імпульсних трубок між мембраним клапаном і терморегулятором. Перевірити, затягнути на з¢єднаннях, механічно пошкоджені замінити новими. Нестабільне полум’я запалю-вального і основ-ного пальників. Відсутність правильного виходу димових газів. Прочистити димохід, димогарні канали топ очної камери. Запальник погасає після відпускання пускової кнопки.
· Не затягнуто якір до стрижня електромагніту.
· Термопара стоїть поза зоною горіння.
· Занадто мале полум’я запальника.
· Нещільний стик термопари біля входу в термоелектромагніт.
·Через 30 сек. з моменту запалювання запальника сильно натиснути на кнопку, а потім повільно відпустити.
· Прочистити сопло і трубопроводи. що подають газ на запальник.
· Легко затягнути термо-пару, виставивши зону обігріву полум’ям 3–4 мм Продовження таблиці 3.2 Кипіння води у котлі Пошкоджено або роз регульовано датчик захисту від закипання води (при наявності) Замінити або відрегулювати датчик.
Заходи безпеки при експлуатаціїавтоматики. (це в 6 розділ диплома)
1.               До робіт по монтажу, пуску,наладки, профілактичного обслуговування і ремонту автоматики допускаютьсяособи, що пройшли спеціальне навчання, підтверджене відповідним посвідченням.
2.               З¢єднання блоку автоматики з газовими магістралямизапальником, датчиком тяги, датчиком від закипання (при наявності) післязакінчення монтажу перед пуско-налагоджувальними роботами перевірити нагерметичність. Перевірку на герметичність проводити мильним розчином.
3.               Перед пуском у роботу газовогоопалювального пристрою з автоматикою слід провітрити приміщення, у якому воновстановлене. ЗАБОРОНЯЄТЬСЯ запалювати апарат при наявності запаху газу.
4.               Експлуатація газових приладів знесправною автоматикою заборонено.
5.               Слід періодично спостерігати зароботою газового апарату з автоматикою. При виявленні витоків води, газу іпродуктів його згорання слід вимкнути газовий опалювальний апарат.
6.               Про всі несправності повідомитигазову службу
7.               Ремонт і усунення несправностейавтоматики виконують особи які мають спеціальне посвідчення.
8.               Запалювати газовий апарат завтоматикою мають право особи, що пройшли інструктаж з техніки безпеки умісцевій газовій службі.
9.               Під час монтажу і експлуатаціїавтоматики слід дотримуватися правил безпеки, викладених в експлуатаційнихдокументах на газовий опалювальний прилад.
Таблиця 3.3 – Комплектність автоматики «КАРЕ»Найменування Кількість Термоелектромагнітний клапан 1 Мембранний клапан 1 Терморегулятор 1 Датчик від закипання води 1* Датчик тяги 1* Евакуаційний пальник 1 П¢єзоелектрод 1* Термопара 1 Запальник 1* Високовольтний провід 1* П¢єзозапальничка 1* З’єднувальні труби 3 – 5 ** Фільтр газовий 1 Паспорт 1
* – комплектується по окремому замовленню.
** – комплектується при замовленнівідповідної довжини. Природній газ по ГОСТ 5542–87.

4. Організаційно-будівельначастина
Проект виконання робіт розробляю по спорудженню підземногополіетиленового газопроводу по селищній вулиці при малоповерховій забудові;вулиця має рівнинний характер; геодезична відмітка початку будівництва 209;довжина газопроводу, на який виконується проект 460 м; з діаметром125х11,4 геодезична відмітка останнього пікету газопроводу 208,1; переважнабільшість ґрунтів по трасі віднесена до другої категорії. Виконання робітведеться сталевою трубою по ДСТУ Б.В.2.7–73–98; довжина окремої труби – 10 м.
4.1 Організаціябудівництва вуличного газопроводу
Земляні роботи по риттю траншеї і котлованів повиннівиконуватися після розбивки траси газопроводу, визначення меж розбивки івстановлення попереджуючих знаків про наявність на даній ділянці траси підземнихкомунікацій.
Згідно «Правил безпеки систем газопостачання України»газопроводи, які транспортують осушений газ, дозволяється прокладати в зоніпромерзання ґрунту.
У відповідності до вимог [1] відстань від поверхні ґрунтудо верху труби складає 1 м.
На підставі ДБН В.2.5–20–2001 визначаюглибину траншеї, Нтр, м, по формулі
Нтр=Нзакл+D,                               (4.2)
де Нзакл – глибина закладання (згідно вимог ДБННзакл=1 м), м;
D – діаметр труби, м.
Нтр=1+0,125=1,12 м
Остаточна глибина траншеї становить
Нтр ост=Нтр=1,12 м
Ширина дна траншеї для прокладання поліетиленовихгазопроводів залежить від способу вкладання та діаметра труби і може бутивизначена за формулою
В=D+0,3≥0,7, (4.3)
де Dізл – діаметр труби, м.
В=0,125+0,3=0,42
Але остаточно ширину низу траншеї приймаю по ширині ріжучоїкромки ковша екскаватора, попередньо прийнявши згідно довідника [2] багатоковшовий,ланцюговий екскаватор марки ЭТН-124 з шириною ріжучої кромки (ШРК) 0,4 м.В процесі виконання роботи стінки траншеї обрушуються і величина цього обрушеннявизначається категорією ґрунту. Таким чином, остаточна ширина низу траншеї можебути визначена за формулою
Вост=ШРК+δ (4.4)
де ШРК – ширина ріжучої кромки (ШРК=0,4 м), м;
δ – величина обрушення (для другої категорії ґрунту δ=0,1 м),м.
Вост=0,4+0,1=0,5 м
Згідно вимог для другої категорії ґрунту максимальнаглибина траншеї з вертикальними стінками і без кріплення становить 1,2 м,а тому після проведення необхідних розрахунків траншея буде виконана з прямимистінками.

4.2 Підрахунокоб’ємів робіт і вибір ведучого механізму, підрахунок об’ємів робіт і затратпраці
Прибудівництві підземних газопроводів розробка ґрунту полягає у копанні шурфів вмісці врізання газопроводу та з метою виявлення місць перетину з іншимиінженерними комунікаціями, риття траншеї, поширення приямків для зварюваннянеповоротних стиків. Для спрощення підрахунки веду на один метр траншеї.
Визначаю об’єм ґрунту, що розробляєтьсяпри копанні шурфів, за формулою на 1 погонний метр
νшур=В*Н*λ,                   (4.5)
де В-ширина низу траншеї, м;
Н – глибина траншеї, м;
λ – довжина траншеї, м.
νшур=0,5*1,12*1=0,56 м3
Об’ємґрунту, що розробляється при копанні траншеї екскаватором визначаю згідноформули
νекс=В*Н* λ, (4.6)
де В-ширина низу траншеї, м;
Н – глибина траншеї, м;
с – величина недобору (для екскаватораЭТН-124 с=0,1 м), м;
λ – довжина траншеї (прийняв 1 м),м.
νекс=0,5*(1,125–0,1)*1=0,56 м3
Визначаюоб’єм земляних робіт по поширенню приямків для зварювання неповоротних стиків.Згідно вимог приямок копається на 0,2 м нижче дна траншеї, а отже глибинуприямка визначаю за формулою

Нпр=Нтр ост+0,2,     (4.8)
де Нтр ост – остаточнаглибина траншеї, м.
Нпр=1,12+0,2=1,32 м
Згідно вимог [1] ширину низу приямку визначаю за формулою
Впр=D+0,5*2, (4.9)
де D – діаметр труби, м.
Впр=0,12+0,5*2=1,12 м
Ширину верху приямку визначаю за формулою
В′пр= Впр+2*m*Нпр,(4.10)
де Впр – ширина низуприямку, м;
m – величина крутизни відкосу (длядругої категорії ґрунту m=0,5);
Нпр – глибина приямка, м.
В′пр=1,12+2*0,5*1,32=2,44 м
Об’ємрозробленого ґрунту при поширенні приямків визначаю за формулою
νпр=/>, (4.11)
де Впр – ширина низуприямку, м;
В′пр – ширина верхуприямку, м;
Нтр – глибина приямку, м;
l – довжина траншеї (прийняв 1 м), м;
νекс – об’єм ґрунту, щорозробляється при копанні траншеї екскаватором, м3.
Vпр= (1,12+2,44)/2*1,32*0,6–0,51=0,72 м3
Форма і габаритиприямку диктуються вимогами техніки безпеки, а також умовами зручностіпроведення зварювальних робіт.
З метою визначення робочої ширинибудівельного майданчика розраховую ширину відвалу. Для її визначення необхідноврахувати збільшення об’єму після рихлення. Розрізняють два показники рихленняґрунту: коефіцієнт початкового рихлення – К1, який показує ступіньрихлення щойно розробленого ґрунту; коефіцієнт кінцевого рихлення – К2,який показує ступінь рихлення злежаного або втрамбованого ґрунту після йогозасипання. Для даної категорії ґрунту К1=1,2, К2=1,05.
Таким чином загальний об’єм ґрунту увідвалі на один метр траншеї визначаю за формулою
ν΄заг=νшур*К1, (4.12)
де νшур – об’єм ґрунту,розробленого при копанні шурфу, м3;
К1 – коефіцієнт початковогорихлення (К1=1,2).
ν΄заг=0,56*1,2=0,67 м3
Знаючи загальний об’єм землі по копаннюшурфу, розраховую габаритні розміри відвалу згідно слідуючих формул
hвід=/>,(4.13)
де νзаг – об’єм ґрунтуу відвалі на один метр траншеї, м.
hвід=√0,67=0,82 м
Ширину відвалу визначаю згідно формули
Ввід=2*hвід, (4.14)

де hвід – висота відвалу, м.
Ввід=2*0,82=1,64 м
Визначивши всі об’єми по розробціґрунту визначаю загальний об’єм робіт по копанню
νзаг=νшур*lшур*nшур+νекс*(L-lшур*nшур)+νпр*lпр*n, (4.15)
де νшур – об’єм ґрунту,що розробляється при копанні шурфів, м3;
νекс – об’єм ґрунту, щорозробляється при копанні траншеї екскаватором, м3;
νруч зас – об’ємґрунту, що розробляється при ручній зачистці дна траншеї, м3;
νпр – об’єм розробленогоґрунту при поширенні приямків, м3;
lшур– довжина шурфу, м;
L – довжина траси газопроводу, м;
lпр –довжина приямку, м;
n – кількість приямків, шт.;
nшур – кількість шурфів, шт.
νзаг=0,56*4+0,51*(460–4)+0,72*2*1=259,04 м3
Об’єм ґрунту у відвалі визначаю згідноформули
V1=νзаг*К1, (4.16)
де νзаг – загальнийоб’єм робіт по копанню, м3;
К1 – коефіцієнт первинногорихлення, (К1=1,2).
V1=251,04*1,2=310,85 м3
Післявкладання газопроводу на постіль він спочатку засипається м’яким ґрунтом звідвалу на 0,4 м вище верхньої відмітки ізольованої труби, з пошаровимущільненням ручною трамбівкою та підбивкою «пазух».
Об’ємґрунту для присипки газопроводу визначається за формулою
νручпр=/>, (4.17)
деD – діаметр труби, м;
В-ширинанизу траншеї, м.
νручпр=0,5*(0,125+0,4)*1–3,14*0,1252 /4*1=0,25 м3
Об’ємбульдозерної засипки визначаю за формулою
νбул=В*(Н-D –0,4)*l, (4.18)
деD – діаметр труби, м;
В-ширинанизу траншеї, м;
Н –глибина траншеї, м.
νбул=0,5*(1,12–0,125–0,4)*1=0,3 м3
Об’ємробіт по засипці приямків рівний об’єму робіт по поширенню приямків.
Визначаюоб’єм робіт по зворотній засипці за формулою
V2=(νручпр*L+νбул*L+νпр*lпр*n)*К2,(4.19)
де νруч пр – об’ємґрунту по ручній присипці газопроводу, м3;
νбул – об’єм ґрунту побульдозерній засипці, м3;
νпр – об’єм ґрунту позасипці приямку;
L – довжина траси газопроводу, м;
lпр –довжина приямку, м;
n – кількість приямків, шт.;
К2 – коефіцієнт вторинногорихлення, (К2=1,05).
V2=(0,25*460+0,3*460+0,72*2*1)*1,05=267,1 м3
Визначаю об’єм робіт по вивезенню ґрунту
V3=νзаг*(К1-К2)+νтруб*L,(4.20)
де νзаг – загальнийоб’єм робіт по копанню, м3;
К1 – коефіцієнт первинногорихлення, (К1=1,2);
К2 – коефіцієнт вторинногорихлення, (К2=1,05);
νтруб – об’ємізольованої труби, м3;
L – довжина траси газопроводу, м.
V3=259,04*(1,2–1,05)+0,012*460=44,38 м3
Складаю баланс земляних робіт. Нев’язкав підведенню балансу повинна становити не більше ±5%.
/>, (4.21)
де V1 – об’єм ґрунту увідвалі, м3;
V2 – об’єм робіт позворотній засипці, м3;
V3 – об’єм робіт повивезенню ґрунту, м3.
(310,85 – (267,1+44,38))/310,85*100% = -0,2
Основним фактором, який забезпечуєсвоєчасне виконання робіт при потоково-захватному методі є правильно визначенапотокова швидкість будівництва. При спорудженні підземних газопроводів найбільштрудомістким є виконання земляних робіт, тому інтенсивність потоку визначаєтьсяпо погонній (умовній) швидкості руху екскаватора, яка може бути визначена поформулі
V = П / V*Tзм, (4.22)

де П – продуктивність екскаватору, м3/зміну;
V – середній об’єм ґрунту на данійділянці, який приходиться на 1 м траншеї, м3;
Тзм – час зміни, год (Тзм=8год).
V = 320/0,56*8=71,4 м/год
Для риття траншеї під газопровід мноюпопередньо прийнятий екскаватор ЭТН-124 з об’ємом ковша 0,25 м3та оберненою лопатою, змінна продуктивність якого визначається за формулою
/>, (4.23)
де Тзм – час зміни, год (Тзм=8год);
Нчас – норма часу вмашино-годинах на розробку 1 м3 ґрунту в щільному стані (2); Нчас=0,025.
П=8/0,025=320 м3/зм
Згідноз завданням монтаж газопроводу буде виконуватись трубами довжиною 12 м.Таким чином загальна кількість труб, що підлягає монтажу визначається заформулою
/>,(4.24)
де L – довжина траси газопроводу, м;
lтр –довжина окремої труби, м.
nтр=460/10=46 шт.
Аналогічно можна визначити кількість стиків, які підлягаютьзварюванню

/>, (4.25)
де L – довжина траси газопроводу, м;
lтр –довжина окремої труби, м;
1 – стик, що додається на врізання вдіючий газопровід.
/>nст=460/10+1=47шт.
Об’єм робіт по зняттю рекультиваційного шару грунту визначаю згідно формули
V=(В+0,5)*L*h,  (4.26)
де В-ширина низу траншеї, м;
L – довжина траси газопроводу, м.
V=(0,5+ 0,5)*460*0,2 = 92 м3
Таким чином, мінімальну ширину робочоїзони визначаю згідно формули
ШРЗ=К+ШВ+2*Б+В+Зт+Т,                     (4.27)
де ШВ – ширина відвалу, м, ШВ=1,64 м;
Б – ширина берми, м, Б=0,5 м;
В-ширина траншеї, м, В=0,5 м;
Зт – зона розташування труби, м,Зт=0,375 м;
Т – зона руху технологічноготранспорту, м, Т=3,5 м;
К – зона виконання робіт поогородженню, м, К=0,5 м.
ШРЗ=0,5+1,64+2*0,5+0,5+0,375+3,5=7,5 м
Довжину огорожі будівельного майданчику визначаю заформулою

Lогор=2*L, (4.28)
де L – довжина траси газопроводу, м.
L=2*460=920 м
Кількість стиків, що підлягають контролю фізичними методами слідуючимчином. Згідно вимог [1] для тиску 0,002 МПа повинно контролюватися 10% всіхстиків.
nст ф к=nст*0,1, (4.29)
де nст – кількість стиків,шт.
nст ф к=26*0,1=3 шт.
Визначаю фактичну довжину «захвату» заформулою
/>, (4.30)
де L – довжина траси газопроводу, м.
L=460/5=92 м
Визначивши основні об’єми робіт по спорудженню підземногогазопроводу, приступаю до визначення затрат праці на виконання всіх робіт,враховуючи, що види робіт на «захваті» повинні бути закінчені за одну зміну.Знаючи загальний об’єм робіт даного виду, знаходжу норму часу на виконанняодиниці, виконую розрахунки (перемножуючи їх) та отриманий результат заношу втаблицю 1. (дивись таблицю 4.1)
Таблиця 4.1 – Відомість затрат праці повсьому фронту робіт№ п/п Найменування робіт РЕКН Вимірник Кількість
/>Норми часу
Буд Маш Затрати праці Буд Маш 1. Транспортування труб 25–22–1 100 м 0,46 5,75 27,98 26,45 66,59 2. Рекультивація грунту 1–24–6
1000м3 0,1 – 11,58 – 1,16 3. Розробка вручну 1–164–2
100м3 0,1 261,8 1,7 26,2 0,17 4. Підвішування підземних комунікацій 22–49–1 1 км 0,001 100,96 0,87 0,1 0,0009 5. Розробка грунту екскаватором у відвал 1–14–2
1000м3 0,26 – 25,12 – 6,53 6. Встановлення перехідних містків 20–2–1
100м2 0,02 22,04 1,54 0,44 0,03 7. Вкладання і зварювання поліетиленових труб з гідравлічним випробуванням 22–11–5 1 км 0,46 395,2 59,68 27,45 181,8 8. Встановлення фасонних частин 16–24–1 10 шт 0,1 87,25 4,95 8,73 0,5 9. Контроль якості стиків 25–122–3 1 ст 5 2,01 4,33 10,05 21,5 10. Встановлення контрольних трубок 16–75–1 1 шт 1 5,29 1,02 5,29 1,02 11. Засипання вручну траншей і котлованів 1–166–1
100м3 1,15 150,45 – 173,02 – 12. Ущільнення ґрунту пневматичним трамбуванням 1–134–1
100м3 1,15 18,36 4,45 21,11 5,12 13. Засипка траншей і котлованів бульдозером 1–71–5
1000м3 0,24 1,7 – 0,4 – Σ=307,55 Σ=276,22
Оскільки для виконання кожного видуробіт передбачено використання робітників відповідного фаху, то для зменшеннякількості працівників роботи повинні виконуватися комплексною бригадою змаксимально можливим суміщенням професій.
Визначаємо сумарні затрати праці по всьому фронту робіт заформулою
Тзаг = Тб+Тм,(4.31)
де Тб – затрати працібудівельників,
Тм-затрати праці машиністів.
Тзаг =307,55+276,22=583,77 люд/год.
Визначаємо строки будівництвагазопроводу
Nд= Тзаг*К/nбр*Нзм,днів (4.32)
де Тзаг-сумарні затратипраці по всьому фронту робіт,
nб-кількість чолоків убригаді,
Нзм – час зміни.
Nд=583,77*0,5/8*8=5 днів.
Вибір машин розпочинаю з виборуведучого механізму, яким буде екскаватор ЭТН-124, з шириною ріжучої кромки 0,4 м.Вибраний екскаватор буде здійснювати копання траншеї і його буде можливо використатидля виконання робіт по навантаженню надлишкового ґрунту.         
Попередньо для вивезення надлишковогоґрунту приймаю автосамоскид ММЗ-555 з об’ємом кузова 4,5 м3.
Визначаю кількість рейсів автомобілядля вивезення ґрунту за формулою
/>, (4.33)
де V3 – загальний об’ємґрунту, що підлягає вивезенню, м3;
νкуз – об’єм кузова, м3;
К1 – коефіцієнт, якийвраховує повноту заповнення кузова (К1=0,9).
nр=28,5/4,5*0,9=7 рейсів
Прийнятийсамоскид разом з екскаватором забезпечують виконання робіт в ритмі потоку ззаданою потоковою швидкістю. Для більш ефективного використання самоскида вінповинен доставляти на будівельний майданчик матеріал для устрою постелі.Визначаю час транспортної операції згідно формули
tтр оп=tх п+tзав+tрп+tрозв, (4.34)
де tх п – час холостогопереїзду, год;
tзав – час завантаження,год;
tр п – час переїзду звантажем, год;
tрозв – час розвантаження, год.
Час холостого ходу визначаю за формулою
/>, (4.35)
де Lx – відстань вивезенняґрунту, км;
ν – середня швидкість руху,км/год;
К – коефіцієнт зміни швидкості (К=0,5).
tх п=10/45*0,5=0,44 год
Визначаю час завантаження кузоваавтомобіля за формулою
tзав=νкуз*К1*Нчас,(4.37)
де Нчас – норма часу вмашино-годинах на розробку 1 м3 ґрунту в щільному стані [2]; Нчас=0,025;
νкуз – об’єм кузова, м3;
К1 – коефіцієнт, якийвраховує повноту заповнення кузова (К1=0,9).
tзав=4,5*0,9*0,025=0,1 год.
Визначаю час переїзду автомобіля з вантажем згідноформули
/>, (4.38)

де Lx – відстань вивезенняґрунту, км;
νр – середня швидкістьруху з вантажем, км/год;
К – коефіцієнт зміни швидкості (К=0,5).
tрп=10/40*0,5=0,5 год.
Час розвантаження для автомобілясамоскида tрозв=0,1 год. А тому, час транспортної операціївизначиться
tтр оп=0,44+0,1+0,5+0,1=1,14год
Визначаю загальнізатрати часу по вивезенню надлишкового ґрунту за формулою
Тзаг= nр*tтроп, (4.39)
де tтр оп – час транспортноїоперації, год;
nр – кількість рейсівавтомобіля для вивезення ґрунту, шт.
Тзаг=7*1,14=7,98 год.
Для забезпеченнявиконання робіт на захваті необхідно затратити 7,98 години. Прийнятий самоскидразом з екскаватором забезпечують виконання робіт в ритмі потоку з заданоюпотоковою швидкістю. Для більш ефективного використання самоскида він повинендоставляти на будівельний майданчик матеріал для устрою постелі.
Вибір вантажозахватних пристроїв тамашин для вкладання починаю з визначення ваги монтажної одиниці. Вагу плітігазопроводу, котрий підлягає вкладанню визначаю згідно формули
Рпл=ртр*lпл, (4,40)
де ртр – вага одногопогонного метра труби, кг/м;
lпл –довжина пліті, м.
Рпл=3,8*30=174 кг
Враховуючи те, щовага монтажної одиниці суттєва, то вкладання пліті буду здійснювати задопомогою автокрану.А тому, необхідновибрати тип автокрану, яким буде здійснюватись вкладання плітей. Підбір машинипочинаю з визначення розрахункового вильоту стріли автокрана за формулою
Rроз=Rmin+1,5+В/2,(4.41)
де Rmin – мінімальний вилітстріли, м;
Б – довжина берми, м;
В-ширина низу траншеї, м.
Rроз=3,5+1,5+ 0,5/2=5,25 мВизначаювантажопідіймальність крана на розрахунковому вильоті стріли згідно формули
/>, (4.42)
де Р – вантажопідйомність крана примінімальному вильоті стріли, т;
Rmin – мінімальний вилітстріли, м;
Rроз – розрахунковий вилітстріли автокрана, м.
Рроз= 1*3,5/5,25=0,66 тНавантаження на одингак автокрана знаходжу за формулою
Р1гак.= Рпл/2 (4.43)
Р1кр= 0,147/2= 0,074 кг
Рроз=0,66>0,074
Тобто кран може працювати без опор.Визначаю величинурозривного зусилля стропа згідно формули

R=S*K, (4.44)
де S – навантаження на гілку стропа,кг*с;
K – коефіцієнт запасу міцності (K=6).
R=190*6=1140 кг*с
Визначаю довжину віток стропа згідно формули
/>= /> =20 (4.45)
де В-висота від гака до труби, м;
А – довжина пліті, м.
Для вкладання вибираю кран типу КС-1562та стропи ТК46х7 (по ГОСТ 3071–88) з розривним зусиллям 3310 кг*с/мм2.
4.3 Вибір матеріалів для будівництва
Згідно [1] для спорудження підземнихполіетиленових газопроводів використовують труби поліетиленові ПЕ 80 ГАЗ SDR-11–125×11,4ДСТУ Б.В.2.7–73–98.
Кількість труб, необхідних для виконанняданого об’єму будівництва визначаю слідуючим чином. На основі РЕКН визначаюкількість труб на спорудження 1 км газопроводу; норма витрати складає 1010 м.Таким чином, для даної траси буде потрібно
Lтр=Lнор*Ктр,(4.46)
де Lнор – нормативна довжинадля спорудження 1 км прямого газопроводу, м;
Ктр – кількість кілометрів.
Lтр=1010*0,46=464,6 м
Матеріали для виконання зварювальнихробіт визначаю аналогічно
Nм=0,44*0,46=0,2 м3
де 0,44 – нормативна кількість толі зкрупнозернистою посипкою ТГ-350 на 1 мм;
Визначаю необхідний об’єм води;
Nв=29*0,46=13,34 м3
4.4 Захист газопроводів від корозії
При будівництві сталевих газопроводіввикористовується активний і пасивний види захисту. До активного відноситься електродренажнийзахист, катодний, протекторний. До пасивного бітумно-мастичні ізоляції татермоплівки.
Так, як поліетилен не піддаєтьсякорозії то ні активний ні пасивний захист не виконується. В моєму проектівикористано роз’ємне з’єднання поліетилен-сталь. Так, як ставль піддаєтьсякорозії, виконуємо пасивний захист, тобто наносимо посилену бітумно-мастичнуізоляцію. При нанесенні бітуму, його температуру доводять до 80 Со.При ізоляції поліетиленову частину накривають негорючою тканиною, запобігаючиоплавленню.
4.5 Технологія будівництва поліетиленовихгазопроводів
Монтажгазопроводів – це комплекс робіт, який здійснюють у трасових умовах. Відомо, щогазопроводи з пластмасових труб мають в порівнянні з сталевими коріннувідмінність – легкість. Наприклад, труби з поліетилену мають тільність 0,91: поліетиленунизької та високої щільності 0,92–0,93; полівінілхлориду – 1,42 г./см3,тобто в середньому в 7–8 разів менше, ніж у сталевих.
Підготовчіта земляні роботи на трасі газопроводу
Допідготовчих робіт з будівництва поліетиленових газопроводів будівельнаорганізація повинна приступати після отримання затвердженої технічної документаціївід замовника, ознайомлення з проектом виробництва робіт.
Доскладу підготовчих робіт входять такі операції:
–розбивка і планування траси;
–земляні роботи;
–вибраковка труб;
– транспортування труб па об’єкти:
– розкладання труб по трасі;
– встановлення зварювального обладнання.
Розбивкаі планування трас поліетиленових газопроводів, а також земляні роботи припрокладанні газопроводів з поліетиленових труб виконується так, як і длясталевих, однак при цьому необхідно приділяти більше уваги підготовці днатраншеї і присипці газопроводу. Траншею риють шириною втр=dн+0,3 мм, але не менше 0,7 м.
Розбивкатраси газопроводу повинна виконуватись в присутності представника будівельноїорганізації і замовника шляхом встановлення на осі газопроводу газопроводу іпоказників про наявність на даній ділянці траси підземних комунікацій.
Потрасі слід провести очищення від дерев, кущів та ін.
Плануваннятраси повинно виконуватись широкозахватним бульдозером з таким розрахунком, щобпісля проходження землерийного екскаватора залишалась спланована смуга (шириноюне менше 1,5 м для ведення робіт по зварюванню поліетиленових труб).
Земляніроботи повинні виконуватись відповідно до вимог «Земляні спорудження. Правилавиробництва і приймання робіт».
Розробкутраншеї під поліетиленовий газопровідслід виконувати механізованим способом звикиданням грунту в один бік. З цією метою використовують багатоковшовіекскаватори типу ЕТН-121, ЕТР-132Б та ін.
Ширинаі глибина траншеї для вкладання поліетиленового газопроводу повинна відповідативимогам проекту виробництва робіт. Рити траншею слід безпосередньо передвкладанні в неї звареної поліетиленової пліті (секції).
Транспортуваннятруб на об’єкти будівництва газопроводу від місця складування і розвезення потрасі виконують в основному автомобільним транспортом. Кількість труб, щовивозять на об’єкт, повинна встановлюватись змінним виробітком.
Розвантаженнятруб на місці складування повинно виконуватись слюсарем з монтажу і ремонтугазопроводів під наглядом зварювальника поліетиленових газопроводів.
Розкладаннятруб слід проводити торець в торець вздовж траси з якомога меншим інтервалом.
Передвкладанням поліетиленових газопроводів дно траншеї повинно бути очищеним відгрудок грунту і каміння, нерівності дна траншеї не повинні перевищувати 20–30 м.Грунт що використовується для влаштування постелі і засипання, не повинен матидомішок масел та органічних домішок.
Встановлюючи зварювальне обладнання намісці будівництва газопроводу, слід враховувати зручність проведення робіт іззварювання. Пальник повинен розташовуватись на відстані не менше 5 м відбалону і не менше 1 м від поліетиленових труб. Приєднання шланга до балонаі пальника повинно проводитись спеціальними стяжками (інвентарними хомутами).
4.6 Технологія зварювання поліетиленовихтруб в розтруб
Однимз основних технологічних процесів, що багато в чому визначає експлуатаційну надійністьполіетиленових газопроводів і темпи їх будівництва, є зварювання. Для з’єднаннятруб І деталей з поліетилену низького тиску застосовують контактне тепловезварювання у стик.
Тепловезварювання термопластів виконується, як відомо, за рахунок дифузії молекулнагрітого полімеру до його в’язкотекучого стану в контактованих поверхнях.Ділянка в’ язкотекучого стану полімеру – інтервал температур, що знаходятьсяміж температурою виникнення течії і температурою розпаду полімеру. У такомуінтервалі температур і здійснюється нагрівання труб при тепловому зварюванні. Урізних полімерів цей інтервал різний. Якщо він дуже великий, то процесзварювання ускладнюється за рахунок тимчасової жорсткості режиму, а це.істотно, може впливати на якість зварювання.
Ув’язкотекучому стані молекули поліетилену мають досить високу швидкість переміщенняодна відносно одної. Чим більша рухомість молекул (менша в’язкість розплаву),тим більше за один і той же час молекули полімеру можуть проникнути впограничні зони зварювальних поверхонь, тим міцніше буде з’єднання. Невдаловибрані теплотехнічні параметри зварювання г однією ч причин отримання стиковихз’єднань з низькими показниками міцності. Щоб уникнути цього, слід точно знатиті температурні інтервали, при яких відбуваються фазові перетворення в процесінагрівання і плавлення полімеру.
Коротковимоги такі: зварювання труб при високих температурах повітря необхідно вести нжорстких режимах (тобто після 2–3-хвилинної витримки стик швидко охолоджують);при зварюванні в зимовий період при температурі від -5 до -15 °С стикохолоджується за рахунок навколишнього повітря, тобто повільно. Ідеальною будевважатись така якість стику, яка Ідентична якості матеріалу труб.
Технологічнийпроцес зварювання включає такі етапи:
– підготовка труб до зварювання (збір і встановленнятруб у зварювальній установці);
–механічна обробка торців (обробка зварюваних кромок):
–перевірка точності співпадінняторців;
– приведення труб до контакту з нагрівальним інструментом інагрів торців (оплавлення);
–видалення деталей інструменту івиведення інструменту із зони зварювання (технологічна пауза);
– стискання труб однієї з іншою (осадкастику) з охолодженням стику під тиском.
Оплавлення зварюваних горцівздійснюється плоским нагрівальним інструментом, що являє собою алюмінієвийдиск, кільце або плиту. Температура поверхні інструменту – 21О-230 °С. Приоплавленні торці труб притискують до інструменту) з певним зусиллям. На початкупроцесу оплавлення створюють підвищений тиск (до 0,1–0,25 МІІа) длязабезпечення повного контакту торців з нагрівачем. Потім тиск зменшують (до0,02–0,03 МПа) і продовжують нагрів протягом певного часу, який залежить відтовщини стінки груби.
Тривалістьтехнологічної паузи (час між закінченням оплавлення торців і початком осадкистику) не повинен перевищувати 3–7 с.
Осадкустику виконують при наданому тискові, який складає 0,15–0,25
МПа, тривалість збільшення тиску осадки3–8 с. Зварені труби повинні залишатись закріпленими в затискачахцентратора зварювальної установки до тих пір, доки температура стику незнизиться до 50–60 °С.
Зварюванняполіетиленових труб з маркуванням «ГАЗ» і з’єднувальних деталей до нихдопускається при температурі від -5 до +30 °С. При температурі нижче-15 °С зварювання виконують у спеціальних укриттях. Місце зварювання необхіднозахищати від вітру: атмосферних опадів, сонячного проміння, пилу та піску.
Длязварювання поліетиленових труб нагрітим інструментом у стик розроблено івипускається малими серіями декілька модифікацій механізованих установок длязварювання поліетиленових труб у стик і (розтруб). Конструкція і маса зварювальнихустановок залежить від діаметра та типу труб, а також від функцій, які вонивиконують (нове будівництво, заготовка вузлів на ЦЗБ, ремонт газопроводів).Установки можуть бути переносними, транспортованими на підручних засобахстаціонарні.
Інститутомім. Патона розроблено установки УСТТ-110 та УСТТ-225. Виробництво їх освоївЄреванський завод «Рем деталь». Установки комплектуються нагрівальнимиінструментами, визначаються простотою виготовлення, невеликою масою ібезпечністю в роботі. Ці установки успішно впроваджуються при будівництвіполіетиленових газопроводів у Миколаївській, Полтавській, Харківській,Київській, Сумській, Донецькій та інших областях України.
Технологічніоперації із зварювання поліетиленових труб на установках УСТТ-1 10 та УСТТ-225виконуються в такій послідовності:
– встановлюється на блоці керування температуранагрівального інструменту 220 °С, що забезпечує підтримку в автоматичномурежимі на поверхні нагрівального інструменту 220 °С;
– труби закріплюються в затискачах центра торів, прицьому виліт кінців труб із затискачів має бути достатнім (від 10 до 20 мм)для ведення осадки труб у процесі зварювання;
–для вирівнювання зварюваних поверхонь, видалення шару, що зазнав впливусонячної радіації і кисню повітря, при якому на зварюваних торцях знімаєтьсяшар глибиною не менше 2 мм. Непаралельність торців після механічноїобробки не повинна перевищувати 0,3 мм для труб діаметром 63 мм, 0,4 ммдля труб діаметром 110, 160 мм, 0,5 – для труб діаметром 225 мм;
–проміжок часу між торцюванням інагрівом зварюваних поверхонь не повиненперевищувати 3 хв;
–перевіряється центрування, а потім надійність кріплення труб у центраторішляхом зведення труб і створення тиску осадки від 0,20 до 0,25 МПа. При цьомуне повинно відбуватись ковзання труб у затискачах центраторів. Попередньо визначаєтьсязусилля осадки. Зусилля холостого ходу визначається силовимірювальним пристроємпри переміщенні затиснутої в хомути центратора труби (пліті);
–після перевірки виходу на робочий режим нагрівальний інструмент встановлюєтьсяв зазор між трубами і створюється тиск оплавлення 0,2+0,05 МПа, якийпідтримується до утворення по всьому периметру труби первинного грата висотою:0,5 мм при товщині стінки до 7 мм; 1,0 мм – від 7 до18 мм;1,5 мм – більше 18. Після утворення первинного грата необхідно знизититиск до мінімального 0,02 – 009 МПа, що забезпечить щільне прилягання горцівтруб до нагрівального інструменту. Торці труб прогрівають протягом часу, якийвизначають залежно від товщини стінки труби і температури навколишньогосередовища:
– після закінчення процесупрогрівання видаляється нагрівальний інструмент із зони зварювання, створюєтьсятиск осадки 0,2–0,05 МПа і забезпечується природне охолодження зварного стику вцентраторі під вищевказаним тиском осадки. Тривалість технологічної паузиміж моментом закінчення прогріву і початком осадки, збільшення тиску осадки іохолодження зварного стику.
4.7 Будівельнийпаспорт підземного газопроводу
БУДІВЕЛЬНИЙ ПАСПОРТПІДЗЕМНОГО ГАЗОПРОВОДУ
 
побудованого_______ОхтирськимНГВУ__________________________________ _________________________________________________________________
заадресою___вул. Крупській_____ПК-0+157,3_____ПК+70_+156,2____
(вулиця, місто, прив’язкипочаткового та кінцевого пікетів)
П. 1 ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗОПРОВОДУ
Вказується довжина(для вводу та ввідного газопроводу – підземних та надземних ділянок), діаметр,робочий тиск газопроводу, тип ізоляційного покриття лінійної частини зварнихстиків (для підземних газопроводів та газопроводів вводів), кількість встановленихзапірних пристроїв та інших споруд.
____________________L=460 м, D=125х7,1, Р=0,01МПа
П. 2 ПЕРЕЛІК ПОДАНИХСЕРТИФІКАТІВ, ТЕХНІЧНИХ ПАСПОРТІВ (АБО ЇХНІХ КОПІЙ) ТА ІНШИХ ДОКУМЕНТІВ, ЩОПРИКЛАДАЮТЬСЯ ТА ЗАСВІДЧУЮТЬ ЯКІСТЬ МАТЕРІАЛІВ ТА ОБЛАДНАННЯ
_____Сертифікат на труби, електроди,паспорт на засувку, паспорт на ковер,____колодязь______________________________________________________________
Примітка. Допускається прокладати (аборозміщувати в даному розділі) витяги із зазначених документів, завірені особою,відповідальною за будівництво об’єкту, та які містять необхідні дані (номерсертифікату, марка (тип), нормативних або технічних документів, розміри, номерпартії, завод-виготовлювач, дата випуску, результати випробувань).
П. 3 ДАНІ ПРО ЗВАРЮВАННЯ СТИКІВГАЗОПРОВОДІВ
 П.І.П. зварника Номер(клеймо) зварника Зварено стиків Дата проведення зварювальних робіт діаметр труб, мм кількість, шт. Клименко І.А. К 127х7,1 47 17.04.2006
Майстер________________________________Максименко Є.В.____________
(посада, підпис,ініціали, прізвище виконавця робіт)
П. 4 ПЕРЕВІРКА ГЛИБИНИЗАКЛАДАННЯ ГАЗОПРОВОДУ, УКЛОНІВ, ПОСТЕЛІ, УЛАШТУВАННЯ ФУТЛЯРІВ, КОЛОДЯЗІВ,КІВЕРІВ
Встановлено, що глибина закладаннягазопроводу від поверхні землі до верху труби на всьому колодязі, уклонигазопроводу, постелі під трубами, а також улаштування футлярів, колодязів,коверів відповідають проекту
Виконавець робіт_______________________майстерМаксименко Є.В.___________
(посада, підпис,ініціали, прізвище)
Представник експлуатаційноїорганізації______бригадир_____Кіктенко В.В.____
(посада, підпис,ініціали, прізвище)
Представник замовника____________________майстер____Богдан Ю.О._______
(посада, підпис,ініціали, прізвище)
П. 5 ПРОДУВКА ГАЗОПРОВОДУ,ВИПРОБУВАННЯ ЙОГО НА МІЦНІСТЬ ТА ГЕРМЕТИЧНІСТЬ
П. 6.1 «18» квітня 2006 р.перед випробуванням на міцність зроблена продувка газопроводу повітрям
П. 6.2 «18» квітня 2006 р. проведенепневматичне (гідравлічне) випробування газопроводу на міцність тиском0,6МПа з витримкою протягом 24 год.
До початку випробування підземнийгазопровід знаходився під тиском повітря протягом 6 год. для вирівнюваннятемператури повітря в газопроводі з температурою ґрунту.
Заміри тиску проводилися манометром(дифманометром) за ГОСТ2405 клас 1.
Дані замірів при випробуванніпідземного газопроводу
Дата випробування Виміри тиску, кПа Падіння тиску, кПА місяць число години манометричне барометричне допустиме фактичне
Р1
Р2
В1
В2 квітень
18
18
900
900 300 294,2 104 103 4,0 3,3
Згідно з даними вищенаведених замірівтиску підземний газопровід випробування на герметичність витримав, витоки ідефекти в доступних для перевірки місцях не виявлені.
«__»________200___р. проведеновипробування надземного газопроводу (надземної частини газового вводу) нагерметичність тиском___МПа з витримкою протягом___год., подальшим зовнішнімоглядом і перевіркою всіх зварних, різьбових і фланцевих з’єднань. Витоки ідефекти не виявлені. Надземний газопровід (надземна частина газового вводу)випробування на герметичність витримав.
Виконавець робіт_________________майстерМаксименко Є.В._______________
Представник експлуатаційноїорганізації__________бригадир Кіктенко В.В.____
Представник замовника _______майстерБогдан Ю.О._______________________
П. 6 ВИСНОВОК
Газопровід (газовий ввід) збудованийзгідно з проектом, розробленим
___________Сумським проектнимінститутом ____________________________
(найменуванняпроектної організації і дані випуску проекту)
з урахуванням узгоджених змін, внесенів робочі креслення №__
Будівництво розпочато «15» квітня _2006 р.
Будівництво закінчено «20» квітня 2006 р.
Головний інженер будівельно-монтажноїорганізації__Хоруженко Р.І. ________
(посада, підпис, ініціали,прізвище)
Представник експлуатаційноїорганізації____________бригадир Кіктенко В.В.
(посада, підпис,ініціали, прізвище)
Представникзамовника_____________________майстер Богдан Ю.О._________
(посада, підпис,ініціали, прізвище)

5. Експлуатаціясистем газопостачання
 
5.1 Організаціяобслуговування режимів зварювання
Однимз основних технологічних процесів, що багато в чому визначає експлуатаційну надійністьполіетиленових газопроводів і темпи їх будівництва, є зварювання. Для з’єднаннятруб І деталей з поліетилену низького тиску застосовують контактне тепловезварювання у стик.
Тепловезварювання термопластів виконується, як відомо, за рахунок дифузії молекулнагрітого полімеру до його в’язкотекучого стану в контактованих поверхнях.Ділянка в’язкотекучого стану полімеру – інтервал температур, щознаходяться між температурою виникнення течії і температурою розпаду полімеру.У такому інтервалі температур і здійснюється нагрівання труб при тепловомузварюванні. У різних полімерів цей інтервал різний. Якщо він дуже великий, топроцес зварювання ускладнюється за рахунок тимчасової жорсткості режиму, а це.істотно, може впливати на якість зварювання.
Ув’язкотекучому стані молекули поліетилену мають досить високу швидкістьпереміщення одна відносно одної. Чим більша рухомість молекул (менша в’язкістьрозплаву), тим більше за один і той же час молекули полімеру можуть проникнутив пограничні зони зварювальних поверхонь, тим міцніше буде з’єднання. Невдаловибрані теплотехнічні параметри зварювання г однією ч причин отримання стиковихз’єднань з низькими показниками міцності. Щоб уникнути цього, слід точно знатиті температурні інтервали, при яких відбуваються фазові перетворення в процесінагрівання і плавлення полімеру.

Режими зварюванняДіаметр труби Час (сек.).
Технологічна пауза
(сек.) Час (хв.)
Прогрів труби
(градуси Цельсія)
Охолодження зварного
з’єднання
(градуси Цельсія)
-5+5◦
+5+20◦
>+20◦
-5+5◦
+5+20◦
>+20◦
20
25
32
40
50
63
75
90
110
10–12
10–12
12–14
16–20
20–24
24–30
30–40
40–50
50–60
6–7
6–7
8–9
13–15
17–19
22–24
26–28
33–35
40–42
4–6
5–6
6–7
10–12
15–17
20–22
24–26
30–32
37–40
2–3
2–3
3–4
4–5
4–5
5–6
5–6
5–6
6–7
2–3
2–3
3–4
4–5
5–6
6–7
7–8
8–10
10–12
2–3
2–3
4–5
5–7
6–8
8–9
8–10
10–12
12–14
4–5
5–6
6–7
7–8
8–9
9–10
10–12
12–13
14–15
Коротковимоги такі: зварювання труб при високих температурах повітря необхідно вести нжорстких режимах (тобто після 2–3-хвилинної витримки стик швидко охолоджують);при зварюванні в зимовий період при температурі від -5 до -15 °С стикохолоджується за рахунок навколишнього повітря, тобто повільно. Ідеальною будевважатись така якість стику, яка Ідентична якості матеріалу труб.
Технологічнийпроцес зварювання включає такі етапи:
– підготовка труб до зварювання (збір і встановленнятруб у зварювальній установці);
–механічна обробка торців (обробка зварюваних кромок):
–перевірка точності співпаданняторців;
– приведення труб до контакту з нагрівальним інструментом інагрів торців (оплавлення);
–видалення деталей інструменту івиведення інструменту із зони зварювання (технологічна пауза);
– стискання труб однієї з іншою (осадкастику) з охолодженням стику під тиском.
Оплавлення зварюваних горцівздійснюється плоским нагрівальним інструментом, що являє собою алюмінієвийдиск, кільце або плиту. Температура поверхні інструменту – 21О-230 °С. Приоплавленні торці труб притискують до інструменту) з певним зусиллям. На початкупроцесу оплавлення створюють підвищений тиск (до 0,1–0,25 МІІа) длязабезпечення повного контакту торців з нагрівачем. Потім тиск зменшують (до0,02–0,03 МПа) і продовжують нагрів протягом певного часу, який залежить відтовщини стінки груби.Склад бригади Обладнання та інструмент Спеціальність
К-сть
чол. Назва Марка
К-сть
шт.
Зварювальник 4 р.
Слюсар 3 р.
1
1
–                      Генератор струму
–                      Термометр ТТ-ЦО16
–                      Нагрівальний елемент
–                      Комплект змінних профільних пар (дорн-гільза) Ǿ -16–110
–                      Центратор
–                      Кутник
–                      Калібри
–                      Лінійка
–                      Ножиці Д-63
–                      Цикля
–                      Фаскознімач
HONDA
ТТ-ЦО16
1
1
1
1
1
1
1 компл.
1
1
1
1
Тривалістьтехнологічної паузи (час між закінченням оплавлення торців і початком осадкистику) не повинен перевищувати 3–7 с.
Осадкустику виконують при наданому тискові, який складає 0,15–0,25
МПа,тривалість збільшення тиску осадки 3–8 с. Зварені труби повинні залишатисьзакріпленими в затискачах центратора зварювальної установки до тих пір, докитемпература стику не знизиться до 50–60 °С.
Зварюванняполіетиленових труб з маркуванням «ГАЗ» і з’єднувальних деталей до нихдопускається при температурі від -5 до +30 °С. При температурі нижче-15 °С зварювання виконують у спеціальних укриттях. Місце зварювання необхіднозахищати від вітру: атмосферних опадів, сонячного проміння, пилу та піску.
Длязварювання поліетиленових труб нагрітим інструментом у стик розроблено івипускається малими серіями декілька модифікацій механізованих установок длязварювання поліетиленових труб у стик і (розтруб). Конструкція і масазварювальних установок залежить від діаметра та типу труб, а також від функцій,які вони виконують (нове будівництво, заготовка вузлів на ЦЗБ, ремонтгазопроводів). Установки можуть бути переносними, транспортованими на підручнихзасобах стаціонарні.
Інститутомім. Патона розроблено установки УСТТ-110 та УСТТ-225. Виробництво їх освоївЄреванський завод «Рем деталь». Установки комплектуються нагрівальнимиінструментами, визначаються простотою виготовлення, невеликою масою ібезпечністю в роботі. Ці установки успішно впроваджуються при будівництвіполіетиленових газопроводів у Миколаївській, Полтавській, Харківській,Київській, Сумській, Донецькій та інших областях України.
Технологічніоперації із зварювання поліетиленових труб на установках УСТТ-1 10 та УСТТ-225виконуються в такій послідовності:
– встановлюється на блоці керування температуранагрівального інструменту 220 °С, що забезпечує підтримку в автоматичномурежимі на поверхні нагрівального інструменту 220 °С;
– труби закріплюються в затискачах центра торів, прицьому виліт кінців труб із затискачів має бути достатнім (від 10 до 20 мм)для ведення осадки труб у процесі зварювання;
–для вирівнювання зварюваних поверхонь, видалення шару, що зазнав впливусонячної радіації і кисню повітря, при якому на зварюваних торцях знімаєтьсяшар глибиною не менше 2 мм. Непаралельність торців після механічноїобробки не повинна перевищувати 0,3 мм для труб діаметром 63 мм, 0,4 ммдля труб діаметром 110, 160 мм, 0,5 – для труб діаметром 225 мм;
–проміжок часу між торцюванням інагрівом зварюваних поверхонь не повиненперевищувати 3 хв;
–перевіряється центрування, а потім надійність кріплення труб у центраторішляхом зведення труб і створення тиску осадки від 0,20 до 0,25 МПа. При цьомуне повинно відбуватись ковзання труб у затискачах центраторів. Попередньо визначаєтьсязусилля осадки. Зусилля холостого ходу визначається силовимірювальним пристроємпри переміщенні затиснутої в хомути центратора труби (пліті);
–після перевірки виходу на робочий режим нагрівальний інструмент встановлюєтьсяв зазор між трубами і створюється тиск оплавлення 0,2+0,05 МПа, якийпідтримується до утворення по всьому периметру труби первинного грата висотою:0,5 мм при товщині стінки до 7 мм; 1,0 мм – від 7 до18 мм;1,5 мм – більше 18. Після утворення первинного грата необхідно знизититиск до мінімального 0,02 – 009 МПа, що забезпечить щільне прилягання горцівтруб до нагрівального інструменту. Торці труб прогрівають протягом часу, якийвизначають залежно від товщини стінки труби і температури навколишньогосередовища:
– після закінчення процесупрогрівання видаляється нагрівальний інструмент із зони зварювання, створюєтьсятиск осадки 0,2–0,05 МПа і забезпечується природне охолодження зварного стику вцентраторі під вищевказаним тиском осадки. Тривалість технологічної паузиміж моментом закінчення прогріву і початком осадки, збільшення тиску осадки іохолодження зварного стику.
5.2Енергоресурсозбереження при експлуатації та контролю якості зварного з’єднання
Контроль якостізварних з’єднань поліетиленових газопроводів можна розподілити на 3 етапи:попереджувальний – до початку зварювання, активний – в процесі зварювання,приймальний – після завершення зварювання.
При попереджувальномуконтролі рівень якості зварногоз’єднання залежить, перш за все від якості матеріалу.
Вимоги, які ставлятьдо якості поліетиленових труб, призначених для транспортування газусформульовано в нормативно-технічній документації, в якій регламентуютьсядопустимі значення лінійних розмірів: довжина труби, її середній зовнішнійдіаметр і товщина стінки. Використовуване зварювальне обладнання повинно бутиатестоване на право застосування при будівництві газопроводів. Повторнаатестація зварювального обладнання виконується з інтервалом не більше ніж 10днів (незалежно від перерв у роботі).
При зварюванні длязабезпечення високої якості зварних з’єднань необхідне співпадання зварюванихтруб за діаметром і товщиною стінки.
Активнийконтроль – це контроль правильності витримки оптимальних технологічнихпараметрів зварювання. Затримана інформація про ці параметри дозволяєпрогнозувати якість зварного з’єднання в процесі експлуатації.
Контролю підлягаютьтакі технологічні параметри:
• температура нагрівального інструменту (нагрівача);
• температура і глибина проплавлення контактних знагрівачем торців труб;
• час і тиск їх оплавлення;
• тривалість технологічної паузи після встановленнянагрівача;
• час і тиск при осадці і охолодженні зварного стику.
Контроль температуринагрівального інструменту виконується термоіндикатором температури; глибинипроплавлення торців труб за допомогою термографічної приставки, розробленої вІЕЗ ім. Патона. В результаті термографічного контролю залишається термограма,на якій зареєстровано розподілення глибини прогрівання по периметру труби.
Для контролютехнологічних параметрів зварювання і оцінки якості зварних з’єднань «Гипрониигазом»розроблений прилад – циклограф. За його допомогою на паперову стрічку –термограму записується весь технологічний цикл зварювання.
Основна частина цьогоприладу – реєструючий блок, розташований у пило- і вологозахищеному кожусі. Вінскладається із стрічкопротяжного і манометричного механізмів і реле тиску.Реєструючий блок за допомогою спеціальних кронштейнів кріпиться до рамизварювальної установки і з’єднується з трубопроводом з її гідравлічноюсистемою. Тиск робочої рідини, утворюваний в гідросистемі установки приоплавленні і осадці, передається одночасно на стискання торців труб і наманометричний механізм циклографа, перетворюючий змінюючий тиск узворотно-поступальний рух записуючого пристрою. Таким чином, на діаграмнійстрічці, що рухається з постійною швидкістю, записується у вигляді циклограмивесь процес зварювання.
Прилад призначений длякористування з установкою УСПТ, але може працювати і з установками іншого типу,які мають гідравлічну систему. Застосування циклографа дозволяє підвищитинадійність зварних з’єднань поліетиленових труб.
Термограма є паспортомконтрольованого стику. Таким чином, за допомогою циклограм, можна здійснюватиконтроль за правильністю виконання зварювальних операцій. Циклограми можутьслужити додатковою якісною характеристикою при перевірочних випробуванняхпластмасових газопроводів. Контроль за встановленими оптимальними параметрамизварювання за допомогою циклограм дозволяє підвищити відповідальністьвиконавців будівельно-монтажних робіт і не допустити до експлуатації зварніз’єднання поліетиленових газопроводів, виготовлені з відхиленням від заданогорежиму.
Приймальнийконтроль – це безпосередній контроль якості зварного стику.Методика оцінки якості зварних з’єднань поліетиленових труб повинна включати якруйнуючі, так і неруйнуючі методи контролю.
При короткочаснихруйнуючих випробуваннях зварні шви поліетиленових газопроводів перевіряютьсявибірково на зразках – лопатках, вирізаних з периметра шва за методикою,наведеною в ГОСТ 11262–80 (ОСТ СЕВ 1199–78) «Пластмаси». Метод випробування нарозтягування. Зразки для механічних випробувань вирізаються з пробних стиків нераніше, ніж через 24 години після зварювання. Зразки для випробувань вкількості не менше 5 штук на кожен стик вирізають з ділянок стику, розташованихрівномірно по його периметру, шляхом розпилювання стику на смужки з подальшимїх фрезеруванням. Допускається при товщині стінки труби до 10 мм зразки вирубуватиштампом – просічкою. Ґрат із зварного шва не знімається, а зварний шов неповинен бути розташований посередині зразка. Форми і розміри зразків наведенона схемі та табл. 5.1.
Таблиця 5.1 – Форми тарозміри зразківТовщина стінки труби, 5, мм Параметри зразка, мм
В
l L
В
r
До 10
Більше 10 до 23 10±0,5 20±0,5
115±5
115±5
150
170
20±6
40±0,5
60
80
/>
Рис. 5.1 Схемазразка для випробування стикових зварних з’єднань на розтягування і йогорозміри

Таблиця 5.2 – Геометричніпараметри зварного з’єднанняТовщина стінки труби, мм Від 5 до 7 Від 7 до 8 Від 9 до 10
Від 10
до 14 Від14 до 18
Від 8
до 23 Висота грата не менше, зсув мм кромок не більше, мм 2 2 2,5 2,5 3 3 0,5 1,0 1,0 1,5 2,0 2,0
Випробування зразківпроводять не менше, ніж через 16 годин після їх виготовлення. Для випробуваньзастосовують розривні машини, які забезпечують посилення, необхідне дляруйнування зразка при швидкості переміщення рухомого захвату 50 мм/хв.Якість зварних з’єднань вважається задовільною, якщо всі випробувані зразкибули зруйновані поза швом (за межами зварювання) – рис. 5.1
У якісному зварномуз’єднанні валики з обох боків зварного шва повинні бути овальної форми,гладкими, рівномірними і симетричними по всьому периметру (рис. 5.2). Крімтого, валики не повинні мати раковин, тріщин, розривів, сторонніх включень таінших дефектів. Впадина між валиками повинна бути видимою, не мати різкоїрозмежувальної лінії і бути не нижче зовнішньої поверхні труби. Основні дефектизварних з’єднань поліетиленових труб, причин їх виникнення і способизапобігання наведені в табл. 16. Геометричні параметри зварного з’єднання повиннівідповідати вимогам, зазначеним вище. Допускається найбільша висота грата небільше подвоєного значення, наведеного в таблиці.
Отже, при візуальномуконтролі якість зварних з’єднань поліетиленових труб характеризується чотирмавеличинами.
Таблиця5.3 – Основні поверхневі дефекти зварюванняДефект Причина дефекту Спосіб усунення Висота грата менша норми
Температура оплавлення нижче норми
Час нагріву нижче норми
Тиск осадки нижче норми Встановити потрібну температуру нагрівального інструменту Витримати час нагріву згідно з даними таблиці Забезпечити потрібний тиск осадки Нерівномірна ширина грата Нерівні торцеві поверхні Перекіс труб при зварюванні Зміщення торців зварюваних труб Підвищити точність торців Відрегулювати точність центрування труб Перевірити співвісність Тріщини і раковини по лініях зварювання Недостатній тиск осадки Погана підготовка торцевих поверхонь Штучне охолодження зварних швів Забезпечити потрібний тиск осадки Поліпшити ступінь чистоти зварюваних поверхонь Зварний шов охолоджувати тільки природним шляхом Непровари Надмірне охолодження оплавлених поверхонь під час технологічної паузи Знизити час технологічної паузи до межі, зазначеної в таблиці Раковини, бульбашки повітря
Температура нагріву вище норми
Потрапляння на оплавлені кінці крапель вологи
Забруднення поверхні нагрівального інструменту Порушення умов збереження труб Встановити потрібну температуру нагрівального інструменту Захищати ділянку зварювання від атмосферних опадів Більш ретельно очистити поверхню нагрівального інструменту Збільшити глибину шару, що знімають при торцюванні до 2 мм
Ефективністьвізуального контролю основана на тому, що названі параметри зварного з’єднанняпов’язані з параметрами технологічного процесу зварювання. Наприклад, висотавалика грата залежить від глибини проплавлення даної труби і тиску осадки,різниця висот валика грата свідчить про різну глибину проплавлення зварюванихтруб, а зсув поверхонь характеризує недостатнє центрування труб абоневідповідність зварюваних труб по діаметру.
У результатідосліджень візуального контролю був запропонований такий критерій оцінкиякості. Зварні з’єднання вважають якісними, якщо виконується умова:
а/d 0,15
Бракованим вважаєтьсязварне з’єднання, якщо має місце одна з умов:
а/d> 0,1      h1,2/d
Вимірювання лінійнихрозмірів виконується за допомогою штангенциркуля ЩЦ-1 ГОСТ 166–80, який маєглибиномір або з допомогою спеціального приладу – профілеміра, розробленогоінститутом ім. Платона.

№
п/п Вимоги до якості зварного з’єднання Примітка
1
2
3
4
5
6
Валики зварного грату повинні бути рівномірно розподілені по торцю розтрубу з’єднувальної деталі.
Висота валика повинна відповідати таким параметрам:
Геометричні розмірни валиків в різних місцях зварного з’єднання не повинні відрізнятися більше ніж на 20%.
Колір валика повинен відповідати кольору труби і деталі.
Поверхня валиків зварного з’єднання повинна бути гладкою. Без тріщин, раковин, пор, сторонніх включень.
Провести механічні випробування 1% всіх з’єднань, зварених одним зварником на одному етапі, але не менше 3 стиків.
Ǿ
Ǿ>63 3–4 мм
на віддир на зсув
на сплющення
При будівництвігазопроводів кожен зварювальник повинен мати посвідчення на право виробництвазварювальних робіт. Однак, незалежно від наявності названого посвідченнязварювальник повинен виконати зварювання трьох пробних стиків при зміннихдіаметрах зварюваних труб і типу зварювального обладнання, якщо впершеприступає до зварювання або мав перерву в роботі більше трьох місяців, припереході на інший будівельний об’єкт, а також через кожен рік безперервноїроботи. Відбір зразків для механічних випробувань здійснюють після того, якотримані позитивні результати візуального і вимірювального контролю.
Якщо в результатівізуального і вимірювального контролю зварні з’єднання не задовольняють встановленихвимог, або при випробуванні на розтягування руйнування відбулось на площізварювання, результат вважається незадовільним. У такому випадку зварниквиконує подвоєну кількість пробних стиків. Якщо при повторному контроліотримані незадовільні результати хоча б по одному із стиків (при візуальному івимірювальному контролі) або вирізаних зразків (при випробуваннях на розтяг),то зварник вважається таким, що не витримав випробувань, до роботи недопускається і направляється на повторне навчання.
Результати випробуваньпробних стиків оформляють актом або висновком і додають до виконавчоїдокументації на газопровід.
Технологічнапідготовка виробництва повинна забезпечувати наявність повного комплектутехнічної і технологічної документації та технологічного оснащення. Повиннітакож дотримуватись вимоги до виконання зварювальних робіт – освітленістьробочого місця, відсутність атмосферних опадів, необхідна температуранавколишнього середовища.
Особливостібудівництва газопроводу з поліетиленових труб регламентуються згідно зприйнятими вимогами. Зварювальні роботи допускається виконувати при температуріповітря від –15 до +30° С (при терморезисторному зварюванні від -10 до +45 °С).У більш широкому інтервалі температур зварювальні роботи слід виконувати вспеціальних приміщеннях. На кожне зварне з’єднання зварник повинен поставитиномер стику та клеймо, які наносяться на гарячий розплав через 20–30 секундпісля осадки.
Технологічний контроль(температура зварювання, тривалість нагріву і охолодження під тиском, тиск принагріві і охолодженні зварного стику, тривалість технологічної паузи)здійснюються в стовідсотковому об’ємі по кожному зварному стику. Зварніз’єднання поліетиленових труб необхідно перевіряти зовнішнім оглядом іпіддавати механічним випробуванням. Перевірці зовнішнім оглядом підлягають 100%з’єднань, механічним випробуванням – 1% з’єднань, але не менше 5 стиків іззагальної кількості виконаних одним зварювальником на одному об’єкті.Контрольні стики слід вирізати в період виробництва робіт з метою виключеннявварювання «котушок».
Безпосередньо післязакінчення зварювання кожен стик підлягає візуальному контролю, якийвиконується після звільнення труб із затискачів центратору. Дефектні зварністики бракуються і вирізаються, після чого виконується виявлення та усуненняпричин виникнення браку (протокол механічних випробувань).
У процесі виконаннязварювальних робіт на кожні 100 стиків необхідно виконувати руйнуючівипробування одного контрольного стику, який слід вирізати безпосередньо зтрубопроводу. У випадку незадовільних результатів випробувань виконуєтьсяповторна перевірка подвоєної кількості контрольних стиків. При незадовільнихрезультатах контрольних випробувань хоча б одного з додаткових контрольнихстиків зварювання припиняється, всі зварні стики даного зварника бракуються івирізаються, при цьому виконують виявлення і усунення причин браку. Якщопричиною браку виявляється низька кваліфікація зварника, то його звільняють відроботи.
5.3 Технологіябудівництва поліетиленовими газопроводами з висвітленням технології зварюванняполіетиленових труб в розтруб
Дляз’єднання труб І деталей з поліетилену низького тиску застосовують контактнетеплове зварювання у стик.
Тепловезварювання термопластів виконується, як відомо, за рахунок дифузії молекулнагрітого полімеру до його в’язкотекучого стану в контактованих поверхнях.Ділянка в’ язкотекучого стану полімеру – інтервал температур, щознаходяться між температурою виникнення течії і температурою розпаду полімеру.У такому інтервалі температур і здійснюється нагрівання труб при тепловомузварюванні. У різних полімерів цей інтервал різний. Якщо він дуже великий, топроцес зварювання ускладнюється за рахунок тимчасової жорсткості режиму, а це.істотно, може впливати на якість зварювання.
Ув’язкотекучому стані молекули поліетилену мають досить високу швидкістьпереміщення одна відносно одної. Чим більша рухомість молекул (менша в’язкістьрозплаву), тим більше за один і той же час молекули полімеру можуть проникнутив пограничні зони зварювальних поверхонь, тим міцніше буде з’єднання. Невдаловибрані теплотехнічні параметри зварювання г однією ч причин отримання стиковихз’єднань з низькими показниками міцності. Щоб уникнути цього, слід точно знатиті температурні інтервали, при яких відбуваються фазові перетворення в процесінагрівання і плавлення полімеру.
Коротковимоги такі: зварювання труб при високих температурах повітря необхідно вести вжорстких режимах (тобто після 2–3-хвилинної витримки стик швидко охолоджують);при зварюванні в зимовий період при температурі від -5 до -15 °С стикохолоджується за рахунок навколишнього повітря, тобто повільно. Ідеальною будевважатись така якість стику, яка Ідентична якості матеріалу труб.
Технологічнийпроцес зварювання включає такі етапи:
– підготовка труб до зварювання (збір і встановленнятруб у зварювальній установці);
–механічна обробка торців (обробка зварюваних кромок):
–перевірка точності співпаданняторців;
– приведення труб до контакту з нагрівальним інструментом інагрів торців (оплавлення);
–видалення деталей інструменту івиведення інструменту із зони зварювання (технологічна пауза);
– стискання труб однієї з іншою (осадкастику) з охолодженням стику під тиском.
Оплавлення зварюваних горцівздійснюється плоским нагрівальним інструментом, що являє собою алюмінієвийдиск, кільце або плиту. Температура поверхні інструменту – 21О-230 °С. Приоплавленні торці труб притискують до інструменту) з певним зусиллям. На початкупроцесу оплавлення створюють підвищений тиск (до 0,1–0,25 МІІа) длязабезпечення повного контакту торців з нагрівачем. Потім тиск зменшують (до0,02–0,03 МПа) і продовжують нагрів протягом певного часу, який залежить відтовщини стінки груби.
Тривалістьтехнологічної паузи (час між закінченням оплавлення торців і початком осадкистику) не повинен перевищувати 3–7 с.
Осадкустику виконують при наданому тискові, який складає 0,15–0,25
МПа,тривалість збільшення тиску осадки 3–8 с. Зварені труби повинні залишатисьзакріпленими в затискачах центратора зварювальної установки до тих пір, докитемпература стику не знизиться до 50–60 °С.
Зварювання поліетиленових труб змаркуванням «ГАЗ» і з’єднувальних деталей до них допускається при температурівід -5 до +30 °С. При температурі нижче -15 °С зварюваннявиконують у спеціальних укриттях. Місце зварювання необхідно захищати відвітру: атмосферних опадів, сонячного проміння, пилу та піску.
№
п/п Порядок зварювання з’єднань Примітка
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
Провести зовнішній огляд труб
Закріпити кінець труби і з’єднувальну деталь в
центраторі (для труб >Ǿ 40 мм.)
Зняти зовнішню фаску з торців труби пад кутом 45◦С.
Заміряти довжину розтруба і нанести її на кінець труби, зробити відмітку.
Провести легке шабрування кінця труби на довжину розтруба +30 мм на глибину не більше 0,1 мм.
Провести знежирення внутрішньої поверхні розтруба
Нагріти зварювальний інструмент до робочої температури
Перевірити температуру на робочій поверхні (дорна і гільзи)
Ввести кінець труби в гільзу нагрівального інструменту і надягнути з’єднувальну деталь на дорн, провести відповідний нагрів до появи первинного грату 1–1,5 мм
Зняти трубу і деталі з нагрівального інструменту.
Ввести кінець труби в розтруб деталі, до мітки на трубі.
Охолодити зварене з’єднання.
–                      перший етап – витримати на протязі 30 сек під осьовим зусиллям.
–                      другий етап – охолодження у фіксованомі стані.
Підігріти клеймо зварника на нагрівальному елементі і на поверхні з’єднувальної деталі виплавити або водостійкою фарбою нанести клеймо зварника на відстані 20 мм від торця розтруба, поблизу грата нанести водостійкою фарбою порядковий номер з’єднання.
По нормах вхідного контролю
h=1/3 товщини стінки
Уайт спірітом
t =255◦С
термометр ТТ-ЦО16
Технологічна пауза
Валик Ǿ
Ǿ> 63 3–4 мм.
Режим зварювання

4.1 Організаціяексплуатації систем газопостачання
На всіх підприємствах, яківикористовують газ, повинен забезпечуватися комплекс заходів по безпечнійексплуатації газового господарства згідно до вимог «Правил безпеки в системахгазопостачання України».
Забезпечення безпечної експлуатаціїгазового господарства покладається на перших керівників підприємств, якіорганізовують і періодично проводять відомчий контроль за станом газовогогосподарства і виконанням правил, норм і інструкцій газового обладнання.
На всіх підприємствах з числа ІТП,наказом, призначаються працівники на яких накладається персональнавідповідальність за забезпечення безпечних умов експлуатації газовогогосподарства.
Керівні інженерно-механічні працівникипов’язані з експлуатацією газового господарства повинні здавати екзамен назнання «Правил безпеки в газовому господарстві» один раз в три роки. ПеревіркаІТП проводиться комісією за участю газотехнічного інспектора.
Робітники, пов’язані з обслуговуваннямі ремонтом газового господарства, повинні бути навчені безпечним методом роботив газовому господарстві і проходити перевірку знань в комісіях з участю газотехнічного інспектора.
Кожне газифіковане підприємство повинномати комплект виконавчо-технічної документації. Порядок її збереженнявизначається першим керівником і оформляється наказом.
Інженерно-технічні працівники іробітники, які зв’язані з будівництвом і експлуатацією об’єктів газовогогосподарства повинні мати посадові інструкції, в яких визначені їх конкретніобов’язки.
Підприємство повинно мати, складенівідповідно до місцевих умов з вимогами правил безпеки і затверджені керівникомпідприємства, інструкції по експлуатації, а також схеми газопроводів.Інструкції вивішуються на робочих місцях. В цехах повинні бути вивішенізастерігаючи надписи і плакати по безпечному користуванню газом.
На підприємстві повинні бути розробленіі затверджені керівником плани попередження і ліквідації аварій, повинна бутизабезпечена система виклику персоналу для проведення аварійних робіт.
Інструкції по експлуатації газовогогосподарства і плани попередження аварій повинні переглядатися не рідше одногоразу в два роки.
Газові мережі і газове обладнанняпідприємств повинні проходити технічне обслуговування і ремонт.Відповідальність за виконання графіку технічного обслуговування несе головнийінженер. По всіх проведених роботах та технічному обслуговуванню повиннаскладатися документація.
Підприємство повинно бути оснащенеінструментами, обладнанням і матеріалами, а також засобами захисту робітників,необхідних для виконання ремонтних і аварійних робіт. Технічне обслуговуваннягазопроводів і газового обладнання на підприємствах повинно проводитися силамиі засобами самого підприємства.
Для забезпечення нагляду за технічнимстаном газового господарства і проведення його ремонту на підприємствахстворюється газова служба. Доцільність створення спеціальних газових служб вкожному випадку вирішується керівником підприємства. Посадові особи винні впорушенні правил безпеки несуть персональну відповідальність, незалежно відтого чи призвело це порушення до аварії, чи нещасного випадку, чи ні. Взалежності від характеру порушення їх наслідків, всі посадові особи несутьвідповідальність в адміністративному чи кримінальному порядку.
Експлуатацію газового господарства м.Охтирки здійснює Охтирське управління експлуатації газового господарства, якеобслуговує житлові будинки, дрібних комунально-побутових споживачів, виконуютьремонтні роботи на газопроводах та газовому обладнанні, контролює якістьбудівництва газопроводів, виконує роботи по попередженню і ліквідації аварій,пропагує безпечні методи використання газу.
Для виконання цих функцій в ньомустворені наступні підрозділи:
– аварійно-диспетчерська служба,завдання якої – це управління режимом роботи системи газопостачання, виконанняробіт по локалізації аварій на об’єктах;
– служба підземних мереж, основна функціяякої забезпечення безперебійної подачі газу споживачам;
– служба внутрішньо будинковогогазового обладнання, основна задача це організація робіт по безперебійномупостачанню газу житловим будинкам;
–        служба зрідженого газу, основнезавдання якої безперебійне постачання зрідженого газу промисловим та побутовимспоживачам.
4.2Енергоресурсозбереження при експлуатації газового обладнання
З метою зниження витрат паливно-енергетичнихресурсів в відповідності до законодавства України, Державний комітет України усправах містобудування і архітектури розробив ряд заходів по економічному їхвикористанню і зобов’язав місцеві органи архітектури та містобудування їхсуворо дотримуватися, а саме:
– затвердив нові нормативи, коефіцієнтитеплопередачі огороджуючи конструкцій житлових і громадських будівель таспоруд;
– затвердив контрольні показникипитомих витрат теплоти на опалення житлових будинків;
– зобов’язав проектні і будівельніорганізації забезпечити проектування і введення в дію об’єктів новогобудівництва та реконструкції житлових будинків, споруд соціально-комунального івиробничого призначення з обов’язковим оснащенням, засобами обліку і приладамирегулювання систем – вода, теплота газопостачання
Для забезпечення належного контролю за дотриманням вимогенергозберігаючих технологій, експертиз і державного архітектурного табудівельного контролю підлягають проекти будівництва, реконструкції будинків,споруд незалежно від відомчої підпорядкованості та форми власності.
Державним приймальним комісіямзаборонено приймати в експлуатацію закінчені будівництвом об’єкти, які невідповідають вимогам енергозбереження.
Для досягнення економії газового паливапри експлуатації газового обладнання необхідно виконувати такі заходи:
– зменшити теплопередачуогороджуючи конструкцій. Для цього збільшують товщину зовнішніх стін, виконуютьтрійне остеклення вікон, установлення перекриття та стін житлових будинків;
– обов’язкове встановлення лічильниківгазу, регулювання систем теплопостачання;
– поширити використання теплавідведених продуктів згорання, шляхом встановлення в димових каналах тадимоходах пристосувань для нагріву води за рахунок тепла продуктів згорання;
– для підвищення коефіцієнту корисноїдії опалювальних котлів на димоходах встановлюють регулюючі засувки, а втопковому просторі встановлюють роз сікачі полум’я над пальниками.
При проведенні пусконалагоджувальнихробіт опалювальних пристроїв особливу увагу потрібно звертати на процесспалювання газу, на відповідність співвідношення подачі газу та повітря напальники. Постійно слідкувати за станом опалювальних пристроїв, своєчасноочищати їх від сажі. Дотримання цих вимог та проведення перелічених заходівдозволить значно зменшити витрати газу.
4.3 Питанняотримання біогазу
Один із способів економії природних та зріджених газів є отриманняв господарстві біогазу. Біогаз отримується при анаеробному (без доступу повітря)переброжувані біологічної маси (навозу, відходів сільськогосподарськоговиробництва, покидьків.)
Газ, що утворюється в результаті бродіння містить 50–80% метану,20–50% двооксиду вуглецю, і менш ніж 1% сірководню та сліди аміаку. Ефективністьзброджування біологічної маси залежить від герметичності резервуарів, концентраціїпоживних речовин, а також температурного режиму його тривалості. Зброджуваннянавозу можливе при температурі 5–80 С, але найбільш вдало проходе притемпературі 30–35о С і 50–60о С. Тривалість зброджування навозу залежить відсубстрату біомаси. Для навозу великої рогатої худоби та курячого послідутривалість зброджування складає 20 діб, а навозу свиней –10 діб.
За добу із однієї тварини можна отримати слідуючи кількістьбіогазу: велика рогата худоба (жива вага 500 кг) – 1,5 м 3, свині (жива вага 80–100 кг) –0,2 м3, кури, кролики –0,015м3.
Субстратом для анаеробної ферментації є не тільки відходи тваринництва.Для отримання біогазу можуть бути використанні залишки сільськогосподарськихрослин (силос, солома), а також комиш, відходи льону, коноплі, водорості, щоотримують при скошені та очищення каналів та мул. З одного кілограму мулу можнаотримати до 700 літрів біогазу. В середньому 1 м3 біогазу можедати 21–29МДж енергії. Біогаз в основному використовують як правило на опаленнята отримання гарячої води, для приготування їжі та отримання електроенергії.
З 1 м3 біогазу з допомогою приводного газовимдвигуном внутрішнього згорання електричного генератора можна отримати 1.6 кВтелектроенергії
Біогаз можна спалювати як паливо в пальниках отоплюючи приладів,газових плит, водонагрівальних приладів. Також можна перевести дизельний двигунна газ. При цьому потужність двигуна буде знижена з дизельного палива назріджений газ на 20%, а зрідженого на біогаз – на 10%. Витрата біогазу в середньомускладає 0.65 м3 (кВт/>год). Тиск газу переддвигуном повинен бути не менше 0,4 кПа.
В тваринництві для підігріву води споживання біогазу на одну тваринускладає: корови-21–30 м3; свині-1,4–4,9 м3.
Біогазові установки в залежності від особливостей технологічноїсхеми бувають трьох типів: безперервної дії, періодичного та акумулятивного зброджування.
При безперервній схемі свіжий субстрат завантажується в камеру зброджування,безперервно або через деякі проміжки часу (від 2 до 10 разів на добу), виділяєту ж саму кількість зароджуваної маси. Ця система дозволяє отримуватимаксимальну кількість біогазу, але потрібно більше матеріальних затрат.
При періодичній схемі маються дві камери зброджування, які завантажуютьсяпо черзі. В даному випадку корисний об’єм камер використовується меншеефективно, чим при безперервній схемі. Крім цього потрібні значні запаси навозуабо іншого субстрату для їх наповнення.
При акумулятивній схемі сховище для навозу слугує одночасно камероюзброджування і сховищем переброженого навозу та його вивантаження.
Біогазові установки складаються із слідуючи елементів:
–        камеризброджування (реактора, метанетки);
–        пристрою длянагрівання субстрату;
–        пристрою дляперемішування субстрату;
–        газгольдера таємності для шламу.
Метанетки виконують наземними напівзаглибленими і заглибленими вґрунт.
В жарких та теплих районах встановлюють наземні метанетки,пофарбовані в чорний колір для використання сонячної радіації, в холоднихрайонах віддають перевагу заглибленим метанеткам для зберігання теплоти.
Камери для зброджування виготовляють різної геометричної форми,але найдоцільнішою є циліндр. Метанетки виготовляють з металу, поліетилену абозалізобетону.
Для дотримання необхідної температури для зброджування використовуютьпристрої для підігріву субстрату. Підігрів рідкого субстрату виконується передзавантаженням або в камері зброджування. В залежності від ступеня ізоляціїкамер і трубопроводів в теплоті може досягнути 30% енергії, яку виділяєбіогазова установка. Пристрої для нагрівання як правило з’єднують з перемішуючимипристроями.
Для перемішування субстрату використовують механічні, гідравлічніта газові пристрої.
Газгольдери призначені для збору і зберігання біогазу.
Компоненти, які входять до складу біогазу (двооксид вуглецю тасірководню) визивають корозію обладнання. Одним із найбільш розповсюджених і простихметодів очищення від домішок є «мокрий метод». Найбільш прості газгольдери з’єднуютьсяз метанетками.
Газгольдери високого тиску (0,8 – 1 МПа) мають сферичну форму. Вмокрих
газгольдерах тиск газу невисокий (менш5 кПа). Крім того газгольдери можуть бути суміщенні з реактором.
Схема біогазової установки для ферми на400 голів великої рогатої худоби, розроблена в нашій країні, зображена на 4листі графічної частини. Технологічний процес проточний з циклічним виповненнямоперацій. Навоз із тваринницької ферми попередньо виділяється від сторонніхдомішок. Для цього є пристрій для виділення від сторонніх домішокпродуктивністю 100 м3. Із приймача 1 насосом марки НЖ Н-200початкова маса подається в ємкість 53 м3, де проходе попереднійнагрів субстрату до 35 Со. Теплоносієм слугує гаряча вода або пар,отриманий в котлі, працюючим на біогазові. Із ємкості 1 субстрат перекачуєтьсяв метанетку 4 ємкістю 1000 м3, де проходе анаеробнезброджування навозу. Температуру підтримує теплообмінник 8. Із метанетки 4біогаз потрапляє до газгольдера 5.
Період зброджування 20–22 доби, добовийвихід біогазу 710 м3. Із цієї кількості 415 м3йде на особисті потреби, а на продаж – 245 м3.

6.Економічна частина
 
6.1Розрахунок кошторисної вартості об’єкту газифікації
Паспорт проекту по газопостачанню
·                  Характеристика системи:
ü    тип системи:
v    середній, низький тиск – змішана;
ü    параметри проекту:
v    ГРП-1 –1 шт.;
ü    тип прокладки газових мереж – підземний
ü    розрахункові рівні споживання газу по категоріямспоживачів:
v    житлово-комунальне споживання населенням – 400 тис.м3/рік;
v    комунально-побутові споживачі – 80 тис. м3/рік;
v    промислові і сільськогосподарські споживачі – 2850тис. м3/рік;
v    теплопостачання – 1900 тис. м3/рік.
Загальний об’єм споживання газу (Qріч)= 5230 тис. м3/рік.
Загальна довжина газопроводу – 5730 м
·                  Техніко-економічні показники:
ü    потужність системи – подача газу за рік приоптимальному використанні основних фондів (мереж і устаткування) повиннавстановлюватись по брутто-споживанню, тобто враховуючи втрати газу і йоговитрати на власні потреби.
Потужність системи Qпод,тис. м3/рік, визначаю згідно формули
Qпод = Qбрутто =(Qріч ∙ 0,8%)+Qріч = Qріч ∙ 1,008,(6.1)
де Qріч–загальний об’ємспоживання газу, тис м3/рік.
Qпод = 5230 ∙ 1,008 = 5271,8тис. м3/рік
Коефіцієнт використання потужностігазопроводу Кп, визначаю згідно формули
/>, (6.2)
де Qпод – потужністьсистеми, тис. м3/рік;
Qріч – загальний об’ємспоживання газу, тис. м3/рік.
/>
Питомі капітальні вкладення Кпит,грн., визначаю згідно формули
/>, (6.3)
де Кзаг – базисна кошториснавартість газопроводу (БКВ), тис. грн.;
Qріч – загальний об’ємспоживання газу, тис. м3/рік.
/> грн.
В суму капітальних витрат входять всівитрати по улаштуванню систем газопостачання, до складу яких входять будівельніроботи, безпосередньо пов’язані з будівництвом газопроводу (земляні, монтажні,випробування, тощо). Сума капітальних витрат визначається на основі кошторисівпо укрупненим показникам кошторисної вартості (УПСС) або по збірникам ресурснихелементних кошторисних норм (РЕКН).
Територіальний район виробництва робітприймається відповідно з населеним пунктом, де буде зводитися запроектованийоб’єкт.
Складання кошторисної документаціїпочинають з розробки локальних кошторисів на окремі види робіт і витрати покожному об’єкту будівництва, а потім складають кошторис, в якому визначаєтьсякошторисна вартість будівництва об’єктів, які входять до складу системигазопостачання.
В об’єктному кошторисі розраховуютькошторисну вартість загальнобудівельних і спеціальних будівельних та монтажнихробіт, технологічного обладнання, його монтаж і наладку, пристосування.
Базисна кошторисна вартість будівництвагазопроводу визначається по зведеному кошторисному розрахунку до проекту іявляється незмінним документом, у відповідності з яким здійснюєтьсяфінансування будівництва.
6.1.1 Складання локального кошторису
Локальний кошторис напідземні газопроводи
Основа: креслення №1. Базиснакошторисна вартість 546,02 тис. грн.
Складено в цінах 01.01.2007 р.№ п/п Шифр норм Назва робіт і витрат Кількість, м. Кошторисна вартість, тис. грн. За одиницю На весь об’єм 1 УРБН Мережа низького тиску Прокладання газопроводу в сухих ґрунтах Ø315×17,9 50 342,35 17,12 Ø280×15,9 50 270,6 13,53 Ø225×12,8 420 175,28 73,62 Ø200×11,4 450 138,99 62,55 Ø180×10,3 140 112,14 15,7 Ø160×9,1 740 89,18 66,0 Ø125×7,1 900 54,53 49,1 Ø90×5,2 150 28,7 4,3 Ø75×4,3 100 19,89 1,99 Ø63×3,6 270 13,98 3,77 Ø50×2,9 160 8,94 1,43 Мережа середнього тиску Прокладання газопроводу в сухих ґрунтах Ø110×10,0 290 64,37 18,67 Ø90×8,2 350 43,46 15,2 Ø75×6,8 50 29,93 1,5 Ø63×5,8 100 21,53 2,15 Ø50×4,6 1510 13,59 20,25 2 ДБН Д.1.1–1–2000 Всього прямі затрати по мережах середнього тисків 367,15 3 ДБН Д.1.1–1–2000 Накладні витрати 52,87 4 Планові накопичення 126 5 Всього вартість загально будівельних і монтажних робіт 546,02
6.2Техніко-економічні показники газифікації
 
6.2.1 Розрахунок експлуатаційнихвитрат
Річні експлуатаційні витрати системигазопостачання складаються з витрат:
·                  на матеріали (купівля газу);
·                  на заробітну плату звідрахуванням на соціальні заходи;
·                  на амортизацію;
·                  на поточний ремонт та іншівитрати.
Загальну суму собівартості реалізації газуСо, тис. грн., визначаю згідно формули
Со = Зк.г. +За +Зп.р. +Зо.п. +Зінші,                 (6.4)
де Зк.г. – витрати накупівлю газу, тис. грн.;
Зо.п. – витрати на оплатупраці, тис. грн.;
За – витрати на амортизацію,тис. грн.;
Зп.р – витрати на технічнеобслуговування і поточний ремонт, тис. грн.;
Зінші – інші витрати, тис.грн.
а) витрати на купівлю газу Зк.г.,тис. грн., визначаю згідно формули
Зк.г. = Qбрутто ∙Ц1000 м3,    (6.5)
де Qбрутто – об’єм подачігазу споживачам з урахуванням витрат газу;
Ц1000 м3 –ціна купівлі 1000 м3 газу – 982 грн.
Зк.г. = 5271,8 ∙ 982 =5176,9 тис. грн.
б) витрати на оплату праці Зо.п.,тис. грн., визначаю згідно формули
Зо.п. = Зср. ∙Чзаг ∙Квідр ∙n,           (6.6)
де Зо.п. – витрати на оплатупраці, тис. грн.;
Зср. – середньомісячназаробітна плата одного працюючого.;
Чзаг – загальна чисельністьвиробничого персоналу, чол.;
Квідр – коефіцієнтвідрахувань на соціальні потреби;
n – кількість місяців за рік – 12.
Загальна чисельність виробничогоперсоналу становить
Чзаг = Чауп +Чвироб.персонал.,                  (6.7)
Чисельністьадміністративного персоналу по нормативній трудоємкості обслуговування квартир,мереж газопроводів і подачі 1 млн. м3 газу в рік.
Трудоємкістьобслуговування 1 квартири Тр кв,у.о., дорівнює 1умовній одиниці (у.о.), визначаю згідно формули
Тркв = Ккв ∙ 1,                (6.8)
деКкв – кількість квартир, шт.
Тркв =345 ∙ 1 = 345 у.о.
Трудоємкістьобслуговування 1 км мережі газопроводу Тр км, у.о., дорівнює 10 умовних одиниць (у.о.),визначаю згідно формули
Тркм = Lкм ∙ 10,             (6.9)
деLкм – довжина газопроводу, км.
Тркм =5,73 ∙ 10 = 57,3 у.о.
Трудоємкістьобслуговування подачі 1 млн. м3 газу в рік Тр 1 млн. м3,у.о., дорівнює 2умовним одиницям (у.о.), визначаю згідно формули
Тр1 млн. м3 = Qбрутто млн. м3 ∙ 2,               (6.10)
де Qбруттомлн. м3 – потужність системи, тис. м3/рік.
Тр1 млн. м3 = 5,23 ∙ 2 = 10,46 у.о.
Чисельністьадміністративного персоналу Чадп, чол., знаходжу по формулі
/>,                (6.11)
де g – чисельність адміністративного персоналу в залежності від суми трудоємкості,в умовних одиницях.
/> чол.
SТ = 412,76 ум. од.
Чисельність виробничого персоналу поосновним службам сільського газового господарства визначається на основінормативів чисельності чоловік, виходячи з кількості газифікованих квартир,протяжності газопроводів.
Чисельність служби будинкових мереж Чб.м.,чол., визначаю згідно формули
Чб.м. = Ккв.∙0,00035,     (6.12)
де Ккв–загальна кількістьквартир, шт.
Чб.м. = 345 ∙ 0,00035= 0,12 чол.
Чисельність служби по експлуатаціїпідземних газопроводів Чв.м., чол., визначаю згідно формули
Чв.м. = Lкм ∙0,3,    (6.13)
Чв.м. = 5,73 ∙ 0,3 =1,72 чол.
Чисельність аварійно-диспетчерськоїслужби Чадс, чол., визначаю згідно формули
Чадс = 0,0005 ∙ SТр,                (6.14)
де SТр– загальна трудоємкість в умовних одиницях.
Чадс = 0,0005 ∙ 412,76= 0,2 чол.
Чисельність ремонтної служби Чр.с,чол., визначаю згідно формули
Чр.с = 0,0007 ∙ SТр,        (6.15)
де SТр– загальна трудоємкість в умовних одиницях.
Чр.с = 0,0007 ∙ 412,76=0,3 чол.
Загальна чисельність виробничогоперсоналуЧзаг, чол., визначаю згідно формули
Чзаг = Чадп + Чб.м.+ Чв.м. + Чадс + Чр.с,         (6.16)
де ЧАДП – чисельністьадміністративного персоналу, чол.;
Чб.м. – чисельність службибудинкових мереж, чол.;
Чв.м. – чисельність службипо експлуатації підземних газопроводів, чол.;
ЧАДС – чисельністьаварійно-диспетчерської служби, чол.;
Чр.с – чисельність ремонтноїслужби, чол.
Чзаг = 0,54+0,12+1,72+0,2+0,3= 2,88 ≈ 3 чол.
Виплати на оплату праці Зоп,тис. грн., визначаю згідно формули
Зоп = 792 ∙ Чзаг∙ 1,36 ∙ 12,      (6.17)
де Чзаг – загальначисельність виробничого персоналу, чол.
Зоп = 792 ∙ 3 ∙1,36 ∙ 12 = 38,78 тис. грн.
в) витрати на амортизацію За,тис. грн., визначаю згідно формули
/>, (6.18)
де На – норма амортизації – 5%;
К – сума капітальних вкладень, якадорівнює базисній кошторисній вартості будівництва газопроводу, тис. грн.
/> тис.грн.
г) витрати на технічне обслуговування іпоточний ремонт Зп.р., тис. грн., визначаю згідно формули
Зп.р. = 40% ∙ За,    (6.19)
де За – витрати наамортизацію, тис. грн.
Зп.р. = 0,4 ∙ 29,34 =11,74 тис. грн.
д) інші витрати Зінші, тис.грн., визначаю згідно формули
Зінші = 10% ∙ (За+ Зоп), (6.20)
де За – витрати наамортизацію, тис. грн.
Зоп – виплати на оплатупраці, тис. грн.
Зінші = 0,1 ∙ (29,34+38,78)= 6,8 тис. грн.
Тоді загальна сума собівартостіреалізації газу Со, тис. грн., дорівнює
Со = 5176,9 + 29,34 + 38,78+ 11,74 + 6,8 = 5263,56 тис. грн.
Собівартість реалізації 1000 м3газу С1000 м3, грн./1000 м3,визначаю згідно формули
/>,       (6.21)
де Со – загальнасобівартість реалізації газу, тис. грн;
Qнетто – об’єм реалізованогогазу споживачам, тис. м3/рік.
/> грн./1000 м3
Тариф реалізації споживачам Трг,грн./1000 м3,представляє собою ціну реалізації газудля даного газового господарства (підприємства), визначаю згідно формули
Трг = 1,2 ∙Цпідпр,   (6.22)
де Цпідпр – ціна реалізаціїгазу для підприємства, грн./1000 м3.
Ціну реалізації газу для підприємства Цпідпр,грн./1000 м3, визначаю згідно формули
Цпідпр = С1000 м3∙(1+/>) = С1000 м3 ∙(1+/>) = С1000 м3 ∙1,1,   (6.23)
де С1000 м3– собівартість реалізації 1000 м3 газу, грн./1000 м3
Цпідпр =1006,4 ∙ 1,1 =11107,04 грн./1000 м3
Визначаю тариф реалізації споживачам
Трг= 1,2 ∙ 1107,04 = 1328,5грн./1000 м3

6.2.2 Розрахунок прибутку ірентабельності
Балансовий прибуток Пб, тис.грн., визначаю згідно формули
Пб = Д – Со, (6.24)
де Д – сума доходу від реалізації газу,тис. грн.;
Со – загальна собівартістьреалізації газу, тис. грн.
Суму доходу Д, тис. грн., визначаюзгідно формули
Д = Qнетто реаліз. газу ∙Трг   (6.25)
Д = 5230 ∙ 1328,5 = 6948,1 тис.грн.
Визначаю балансовий прибуток, тис. грн.
Пб = 6948,1 – 5263,56 = 1684,54тис. грн.
Визначаю чистий прибуток Пч,тис. грн., згідно формули
Пч = Пб – Нп,       (6.26)
де Пб – балансовий прибуток,тис. грн.;
Нп – обов’язкові державніплатежі (Нп = 0,85*Пб), тис. грн.
Пч = 1684,54 ∙ 0,15 = 252,7тис. грн.
Визначаю рівень рентабельності Рр,%:
– по балансовому прибутку згідноформули
/>,      (6.27)
де Пб – балансовий прибуток,тис. грн;
Со – загальна собівартістьреалізації газу, тис. грн.
а) балансовий
/>
– по чистому прибутку згідно формули
/>
де Пч–чистий прибуток,тисгрн;
б) чистий
/>
6.2.3 Розрахунок терміну окупностікапітальних вкладень
 
Токуп = />,                                    (6.28)                 
 
Токуп = />= 3,66 роки
де К – капітальні вкладення вспорудження системи газопостачання, тис. грн.;
Пч – чистий прибуток, тис.грн.
Таблиця 5.1 – Основнітехніко-економічні показники№ п/п Назва показників Одиниця виміру Формула Кількість 1 Річний об’єм подачі газу в мережу
тис. м3
Qбрутто 5271,8 2 Річний об’єм реалізації газу
тис. м3
Qріч 5230 3 Капітальні вкладення в спорудження системи газопостачання тис. грн. БКВ 925,8 4 Питомі капітальні вкладення
грн./1000м3
Кпит 170 5 Загальна собівартість реалізації газу тис. грн.
С0 5263,56 6
Собівартість реалізації 1000 м3 газу грн.
С1000 1006,4 7 Сума доходу грн.
Дпрг 6948,1 8
Прибуток:
– балансовий
– чистий тис. грн.
Пбаланс
Пчп
1684,54
252,7 9
Рівень рентабельності:
– по балансовому
прибутку
– по чистому
прибутку %
Ррб
Рчп
32
4,8 10
Відпускна ціна 1000м3 газу грн.
ЦП 1107,04 11
Середній тариф реалізації
1000м3 газу споживачам тис. грн.
Трг 1328,5 12 Термін окупності капітальних вкладень роки
Токуп 3,66

7. Охорона праці
 
7.1          Загальніположення
 
Охорона праці – це система правових,соціально-економічних, організаційно-технічних, санітарно-гігієнічних талікувально-профілактичних заходів і засобів, спрямованих на збереження здоров’ята працездатності людини в процесі праці і її професійної діяльності.
Основним пріоритетним напрямкомдержавної політики в галузі «Охорони праці» є пріоритет життя і здоров’япрацівників по відношенню до результатів виробничої діяльності.
Закон України «Про охорону праці» вредакції від 21 листопада 2002 р. Розповсюджується на всі підприємства,установи, організації незалежно від форм власності і видів діяльності тавизначає основні положення щодо реалізації конституційного права громадян проохорону їх життя і здоров’я в процесі трудової діяльності, регулює за участювідповідальних державних органів відносини між власником підприємства,установи, організації або уповноваженим ним органом і представником з питаньбезпек, гігієни праці та виробничого середовища і встановлює єдиний порядокорганізації охорони праці в Україні.
Закон «Про охорону праці» задекларувавосновні принципи державної політики в галузі охорони праці. На перше місцевиведено принцип пріоритету життя і здоров’я працівників по відношенню дорезультатів виробничої діяльності підприємства а також повна відповідальністьроботодавця за створення безпечних і нешкідливих умов праці.
Під час виконання будівельних робітвиділяють ділянки неприйнятні з точки зору охорони праці і томі вони повиннідодатково вивчатися з метою розробки заходів по покращенню умов і безпекипраці. Питання, що підлягають розробці, поділяються на дві групи: технологічніі загально-будівельні.
Загально будівельні – це вибір системиосвітлення будівельного майданчика, позначення і огорожа зон, раціональнерозміщення складів і інших допоміжних і побутових приміщень.
Технологічні – це раціональний вибір(розробка) рішень по безпечному виконанню робіт, розробка пристроїв іпристосувань для проведення необхідних робіт, забезпечення безпечної експлуатаціїпристроїв і пристосувань що використовуються.
Під час виконання монтажних робіт вжитловому будинку можуть мати місце такі небезпечні та шкідливі виробничіфактори:
– наявність в робочій зонінебезпечних речовин;
– падіння з висоти;
– ураження електричним струмом;
– пожежа;
– вибух.
7.2 Вимоги охоронипраці при зварюванні поліетиленових труб
При роботі зпластмасовими трубами, розчинниками, клеями виділяються шкідливі пари та гази.При згорянні пластмасових матеріалів виділяються токсичні речовини, яківпливають на нервову систему, слизові оболонки та органи дихання. Притрубозаготівельних і зварювальних роботах можливі опіки нагрітими трубами таінструментом, гліцерином, що розбризкується. Тому, виконуючи роботи по монтажу,ремонту і експлуатації газопроводів з пластмасових труб, необхіднодотримуватись вимог техніки безпеки.
До монтажу іобслуговування газопроводів з пластмас допускаються особи не менше 18 років,які пройшли медичний огляд, спеціальне навчання, інструктаж з техніки безпеки,а також склали екзамени спеціальній комісії. Забороняється допускати до роботиосіб з хворобою верхніх дихальних шляхів. У виробничих приміщеннях повиненпередбачатись систематичний контроль за вмістом у повітрі робочої зонитоксичних і вибухонебезпечних газів та парів. Кожне робоче місце пов’язане змеханічною і тепловою обробкою, а також зварюванням і склеюванням пластмасовихтруб та деталей, повинно бути добре освітлене і обладнане припливно-витяжноювентиляцією.
Працювати потрібно вспецодязі і рукавицях, а також користуватись захисними окулярами з простимискельцями. У випадку опіку необхідно місце травми промити 0,2%-ним розчиноммарганцевокислого калію і прикрити спеціальним бинтом.
Ручкиелектроінструментів та інструментів, що працюють з нагрівом, повинні бутивиконані з електро – та термоізоляційного матеріалу і не повинні нагріватисьвище температури 40 °С. Для нагрівального інструменту необхіднопередбачити спеціальні підставки і футляри з захисними азбестовими покриттями.Переносні електрифіковані інструменти, що використовуються при роботі вприміщенні з підвищеною небезпечністю, а також поза приміщеннями, повинні бутирозраховані на напругу не більше 36 В. У приміщеннях, де підвищена небезпекавідсутня, допускається напруга 127 та 220 В з обов’язковим застосуваннямдіелектричних рукавиць, калош та килимків. Для отримання пониженої напругизабороняється використовувати автотрансформатори, дросельні котушки тареостати.
У місцях проведенняробіт з поліетиленовими трубами, а також біля місць їх складування і зберіганнязабороняється розпалювати вогонь, виконувати електро- та газозварювальні роботита зберігати речовини, які швидко загоряються. Ацетон, призначений дляобезжирювання з’єднувальних поверхонь труб, повинен знаходитись в металевійпосудині, ємкістю не більше 200 см3, яка повинна бутигерметично закрита.
Не слід допускатирозбризкування розчинників. Змочену розчинниками ганчірку після використаннянегайно видаляють з приміщення. Зберігати розчинники необхідно в спеціальновідведених прохолодних вентильованих місцях. При отруєнні ацетоном людинінеобхідне свіже повітря, а в непритомному стані – вдихання нашатирного спирту.
Виконуючитрубозаготівельні роботи, необхідно враховувати пружні властивості пластмаси інадійно закріплювати труби в процесі механічної обробки. Перед розігріваннямтруб у гліцериновій ванні потрібно перевірити відсутність вологи на кінцях труб(інакше можливе виплескування гліцерину та опіка). Нагрів пластмасових труб дляїх формування і зварювання виконувати відкритим полум’ям забороняється. Длязапобігання виникненню пожежі на робочому місці не допускається накопиченнястружки, ганчірок та інших відходів.
При зварювальнихроботах не допускається нагрівати інструменти вище температур, передбаченихтехнологією зварювання, оскільки, розкладаючись при нагріванні, пластмасивиділяють шкідливі гази. Зварювальні інструменти і пристосування необхіднозберігати від потрапляння на них різних масел. Використання захисних плівок наоснові фторопласта, для запобігання налипання оплавленого матеріалу труб наробочі поверхні електронагрівальних інструментів, зобов’язує стежити за тим,щоб температура інструменту не перевищувала 250 °С, оскільки при більшвисоких температурах розкладається і виділяються високотоксичні гази.
Персонал, який працюєз клеями, повинен забезпечуватись спецодягом, спецвзуттям, фартухами зпрогумованої тканини, засобами захисту органів дихання, головними уборами, рукизахищають гумовими рукавицями. Клейові речовини як і розчинники зберігають упосуді з герметично закритими кришками. Палити в приміщеннях, де знаходятьсясклянки з клеями та розчинниками і де виконують склеювання, забороняється,оскільки це може призвести до вибуху парів розчинника. Підігрівати клей і йогорозчинники забороняється. Для запобігання іскроутворенню розкриття тари з клеємабо розчинником повинно виконуватись пластмасовими, гумовими та дерев’янимишпателями. Пролитий клей засипають піском і збирають у спеціально відведенемісце совком, виготовленим з матеріалів, які не спричиняють іскріння.
Ті працівники, якіпрацюють з клеєм щомісячно, повинні проходити медичне обстеження і признаходженні шкіряних захворювань тимчасово або постійно перейти на іншу ділянкуроботи. По закінченню роботи, люди, що працюють з клеєм, повинні безпечнимирозчинниками і теплою водою з милом змити клей з рук і спецодягу, після чогоприйняти гарячий душ.
При монтажі івипробуванні газопроводів робітники повинні користуватись справними івипробуваними засобами захисту і пристосуваннями. Якщо роботи виконуються нижчерівня землі, слід перевірити стійкість і надійність кріплення стінок і відкосіву траншеях. Знайдені обвали, а також порушення кріплень стінок траншейнеобхідно повністю усунути до початку робіт.
Випробуваннягазопроводу проводять під керівництвом спеціально-виділеногоінженерно-технічного робітника. Особи, які беруть участь у випробуванні, повиннібути попередньо проінструктовані. Під час випробування забороняється ходити погазопроводу, сідати на нього, притуляти перехідні містки, обстукувати труби,відривати їх від землі або відтягувати від стінок траншеї.
На час проведенняпневматичних випробувань трубопроводів повинна встановлюватись охоронна зона.Мінімальна відстань в будь-якому напрямку від досліджуваного трубопроводу домеж зони при підземному прокладанні – 10 м. Межі зони помічаютьпрапорцями. Спостереження за охоронною зоною здійснюють контрольні пости: длязовнішніх трубопроводів в умовах достатньої видимості пост на 200 мтрубопроводу; в інших випадках число постів визначають з урахуванням місцевихумов з тим, що охоронна зона повинна була освітлена.
Перебування людей вохоронній зоні під час підняття тиску в трубопроводах при випробуванні наміцність забороняється. Компресор, що використовують для проведеннявипробувань, слід розташовувати за охоронною зоною. При збільшенні тиску вгазопроводі необхідно безперервно вести спостереження за показникамиманометрів. У випадку підвищення тиску в трубопроводі (внаслідок його нагріву)виконується скид повітря. При виявленні тріщин або інших пошкоджень, витіканьповітря на рознімних з’єднаннях випробування слід зупинити до усуненнянесправностей і пошкоджень. Перед продуванням трубопроводів після випробуваньвстановлюють щити біля кінців труб випробовуваних ділянок для захисту людей відтвердих часток та предметів.
7.3 Вимоги пожежноїбезпеки
 
Підприємства газового господарстваналежать до об’єктів підвищеної пожежної безпеки. Відповідно до вимог Правилбезпеки систем газопостачання України та Правил пожежної безпеки в Україніремонтні роботи на діючих газопроводах належать до робіт з підвищеною пожежноюнебезпекою. Їх проведення дозволяється тільки після вжиття спеціальнихпротипожежних заходів. Перед усім місце виконання робіт повинно бутиогороджене, виставлені попереджуючи знаки, забезпечене первинними засобами гасінняпожежі.
Перебування сторонніх осіб, а такожкуріння в місцях проведення газонебезпечних робіт і застосування відкритоговогню забороняється.
Перед початком ремонтних робіт напідземних газопроводах, пов’язаних з роз’єднанням газопроводу (заміна засувок,зняття і встановлення заглушок, прокладок, виріз стиків), необхідно відключитинаявний електрозахист і встановити на роз’єднуваних ділянках газопроводушунтуючу перемичку з кабелю перерізом не менше 25мм2 (у разівідсутності стаціонарно встановлених перемичок) з метою запобіганняіскроутворенню.
Вприміщенні ГРП можливе небезпечне накопичення газоповітряної суміші врезультаті витоку газу. В зв’язку з цим працівники повинні суворо дотримуватисязаходів безпеки: не палити, не користуватися відкритим полум’ям. Під часвиконання ремонтних і інших робіт не допускається іскроутворення, тому робочийінструмент повинен бути із матеріалу, що не утворює іскор, обміднений або густозмащений солідолом. На період роботи підлога, з метою запобіганняіскроутворення, підлога повинна застилатися гумовими килимками або фанерою.
Після закінчення робіт виконавецьповинен детально оглянути місце виконання робіт, за наявності горючихконструкцій полити їх водою, усунути можливі причини виникнення пожежі.Посадові особи, відповідальні за пожежну безпеку повинні забезпечити перевіркумісця проведення робіт після їх закінчення.

8. Захистнавколишнього середовища
 
8.1 Джерела тапричини забруднення, рекомендації по їх усуненню при будівництві поліетиленовогогазопроводу
8.1.1 Загальні положення
Зріст добутку, а відповідно транспорту,переробітку і використання газу; широке застосування в технології новихфізичних принципів, високих тисків, температур, швидкостей, спорудженнятрансконтинентальних газопроводів в екологічно легкоранимих районах та іншіпринципи значно підвищили екологічну загрозу газових виробництв, можливу тафактичну дію їх на повітря, воду, ґрунт, рослинність, тваринний світ та людину.В багатьох випадках газ та продукти його переробки, багаточисельні каталізатори,кислоти, основи, інгібітори та інші небезпечні речовини, а також викиди тавідходи являються основними забруднювачами навколишнього природного середовищата його основних елементів.
Зміни в складі і функції цих елементівпорушили, наприклад природній кругообіг речовин та енергії в природі, помітнозмінили в ряді випадків склад повітря та води, родючість ґрунту, умови життявсіх живих організмів. Величезна по масштабах техносфера, створена людьми вякості другої природи, негативно діє на клімат планети, надра Землі, знижуєзахисні функції океану, як очисника атмосфери. Під впливом її проходять глибокізміни у взаємовідношеннях між суспільством та природою, в обмінних процесах,які лежать в основі цих взаємовідносин.
Створюючи необхідні для свого існуванняпродукти, які відсутні в природі, людство використовує самі різноманітнінезамкнуті технологічні процеси по перетворенню природних речовин, зміни їххімічного складу, структуру, властивостей. Кінцеві продукти та відходи цихпроцесів не являються в більшості випадків сировиною для інших технологічнихциклів і губляться, забруднюючи навколишнє середовище. Більше 10% добутого газуперетворюється в небезпечні забруднювачі в процесі транспорту та переробки. Недосконалою, багатоступеневою залишається поки що технологія використання газу,використана при малому ККД.
Людство змінює живу та неживу природузначно швидше, ніж проходило її еволюційне відтворення.
Найбільш актупльноюінженерно-екологічною проблемою для газових виробництв та в використанні газу єоптимізація і комплексна автоматизація всіх технологічних процесів та операційпо екологічним факторам. Науково-практична розробка цієї актуальної проблемимає винятково важливе профілактичне значення.
8.1.2 Джерела забруднення
Газова промисловість – потенційно небезпечнапо забрудненню навколишнього середовища.
Всі технологічні процеси (розвідка,буріння, добування, збір, транспорт, зберігання, переробка, використання) привідповідних умовах можуть порушувати екологвчну ситуацію. Головні джерела такі:
–                    при бурінні та аварійномуфонтануванні розвідкових газових свердловин;
–                    при аварії транспортнихзасобів;
–                    при розривах газопроводів;
–                    при порушенні герметичностіобладнання (сальники, фланцеві з’єднання, засувки);
–                    при скиданні промислових вод;
–                    згорання газу в факелах.
8.1.3 Водні басейни та їх охоронавід забруднення
Всі води охороняються від забрудненнята спустошення. Закон забороняє скид в водні об’єкти виробничих, побутових таінших відходів.
Головне джерело забруднення поверховихводойм – стічні води. Найбільшу небезпеку дає конденсат (бензин, толуол,бензол, ксилол…). Навіть при малих концентраціях вони отруюють воду.
В процесі буріння гірські породируйнуються, виникає буровий шлам, а видаляють його промив очною рідиною –джерело хімічного забруднення.
8.1.4 Охорона надр, земель тарослинних ресурсів
Геологорозвідувальні роботи на газможуть виконуватись лише при наявності проекту та реалізації заходів позапобіганню забруднення надр. Місцеві забруднення ґрунту пов’язані з витокомгазу при пошкодженні трубопроводів та виходом через негерметичні з’єднання.
При прокладанні газопроводів порушуєтьсяструктура і склад землі. Тому необхідно своєчасно проводити рекультиваціюпорушених земель, яка повинна виконуватись в строгій відповідності з проектом.Вартість рекультивації визначені зони по трасі газопроводу, товщина родючого ґрунту,місце для знятого родючого ґрунту, способи його зняття, транспортування та йогонанесення, об’єми і методи навантаження і вивозу зайвого мінерального ґрунту впевне місце, методи трамбування після засипання трубопроводу.
Родючий шар ґрунту знімається тапереміщується у відвал бульдозерами: вздовж та поперек траси при товщині до 20 смі поперек при товщині більше 20 см.          До 10–15 см застосовуютьавтогрейдери. Звичайно цейс шар знімають по ширині траншеї поверху (+ 0,5 мв обидві сторони). Потім мінеральний ґрунт виймають екскаватором і складаютьвздовж траншеї. На вкладений трубопровід на початку засипають мінеральний ґрунт;потім рівномірно родючий ґрунт, який потім після усадки, прокатують тракторомна гусеничному ході.

8.1.5 Екологічні проблеми регіону
Комплекси нафтової та газовоїпромисловості та населені пункти перетворюють майже всі компоненти живоїприроди. В атмосферу, водойми, ґрунт в світі щорічно викидається більше, ніж 3млрд. т твердих промислових відходів, 500 км3 небезпечнихстічних вод та біля 1 млрд. аерозолів. Отруєні забруднення містять біля 800речовин в тому числі мутогени, які діють на спадковість, канцерогени – назародження і розвиток злоякісних новоутворень, алергени – на окремі органи,нервові і кров’яні отрути – на функції нервової системи, склад крові. Їх вміств повітрі в ряді випадків в 3–10 разів більше ГДК. Забруднення димом, пилом,сірнистими та іншими газами повітря непрозоре, обіднене киснем і на 30–50%менше, ніж чисте пропускає життєво необхідне для всіх біологічних організмів тарослин ультрафіолетове випромінювання сонячного світла. Дефіцит сонячноїрадіації створює добрі умови для розмноження великих колоній шкідливихбактерій, які викликають різноманітні захворювання у людей, тварин; руйнуютьжитлові будинки, споруди. Забруднене повітря різко скорочує термін життя дерев,рослин, людей.
Атмосферне забруднення прискорюєруйнування будівельних матеріалів, гумових, металічних виробів. При відповідномускладі та концентрації вони можуть бути причиною загибелі рослин і тварин. Алесаму більшу шкоду ці речовини наносять здоров’ю населення, а тим самимекономіці країни, значно збільшуючи захворюваність та знижуючи працездатність.
В багатьох селах регіону проявляєтьсядефіцит чистої питної води. Джерело води все частіше виконує одночасно функціїводозабору і каналізації. Стічні води, які містять мінеральні і органічніречовини, отруєні нафтою, конденсатом, заражені сполуками ртуті, свинцю неповністю очищаються сучасними методами і дуже небезпечні для здоров’я людини.
Серед жителів Землі сьогодні не має ніодної людини в організмі якої не можна знайти надлишкової кількостірадіоактивної речовини. Рівень радіоактивного забруднення планети росте.
Характерні для газової промисловостішкідливі викиди в навколишнє середовище негативно діють на умови життя і працісучасної людини. Для спрощення цих умов необхідна реалізація ефективногокомплексу природоохоронних заходів.
8.1.6 Рекомендації при будівництвіполіетиленового газопроводу
♦     Правильний (раціональний) вибіртраси газопроводу, що виключає шкоду навколишньому середовищу.
♦     Дотримання екологічних ітехнологічних правил зварювання труб і стиків
в польових умовах.
♦     Проведення рекультиваційних землянихробіт після прокладання підземних газопроводів – своєчасно і згідно проекту та правилрекультивації.
♦     Під час рекультиваційних робіт потрібновраховувати потужність (товщину) родючого шару:
а)  Якщо родючий шар дорівнює10–15 см, то його знімають автогрейдером на ширину траншеї газопроводуплюс по 0,5 м по
обидві боки іскладують його уздовж траншеї.
б)  Якщо родючий шар 20 см,то його знімають і відвалюють бульдозерами уздовж траси газопроводу, а якщобільше 20 см-то упоперек траси. Закладання ґрунту в траншею потрібнопроводити згідно його геологічного розташування: першим закладається грунт, якийвийнятий з траншеї останнім, а родючий шар, рівномірно розрівняний, зверху.
♦     Утилізація залишківполіетиленових труб.
♦     Установка покажчиків траси газопроводу– це перешкодить випадковому руйнуванню її землерийними машинами та полегшить пошукигазопроводу під час аварійно-ремонтних робіт.
♦     Дотримання в належному станінадземних і підводних газопроводів (профілактичний і регламентний огляд,пофарбування і т.д.).
♦     Утилізація гашеного вапна післяпроведення зварювальних робіт.
Примітки. При покладанні газопроводів вземляних насипах, через яри – слід передбачати влаштування водопропускнихспоруд /лотки, труби і т. п./ здатних пропускати воду паводка з можливістюйого повторення раз у 60 років. Забороняється використовувати родючий шар ґрунтудля влаштування перемичок та інших постійних та тимчасових споруд.
Категорично забороняється зливати врічки, озера та інші водоймища воду, з газопроводу, після його випробування,без попереднього її очищення. Кріплення незатоплюваних берегів річок, в місцяхпересічення їх підземним газопроводом, слід передбачати до відмітки води, щопіднімається не менш ніж на 0,5 м, над розрахунковим повідковим горизонтом,який може повторюватися один раз у 50 років. На затоплюваних берегах, крімукісної частини, повинна зміцнюватися заплавна частина на ділянці, що прилягаєдо укосу, згідно проекту та в залежності від геологічних та гідротехнічнихумов.
Будівництво систем газопостачання повиннопроводитися з урахуванням вимог природоохоронного законодавства тазабезпечувати ефективний захист навколишнього середовища від забрудненнядовкілля.

Висновок
 
Працюючи над дипломним проектом натему: Газифікація с. Слободка Сумської області природним газом одноступеневоюсистемою з розробкою газифікації двохповерхового житлового будинку та питанняотримань біогазу, я покращив теоретичні знання по розрахунку газопроводівсереднього тиску.
Також покращив знання по організаціїбудівництва газопроводів, їх експлуатації.
Навчився проводити розрахуноккошторисної вартості газопроводів та розрахунок окупності капітальних вкладень.
Я вважаю, що отримані мною знаннядопоможуть мені в практичній діяльності по будівництву і обслуговуванню системгазопостачання.

Література
1.       ДБН В 2.5 – 20 – 2001. «Газопостачання».– К.: Держбуд України, 2001.
2.       Г.Г. Шишко, О.М. Скляренко,К.М. Предун, В.Л. Молодих «Газопостачання». Частина 1. Газопостачаннянаселених пунктів. – К.: 1997.
3.       Енин П.М. «Газификациясельской местности». – К.: Урожай, 1991.
4.       Ионин А.А. «Газоснабжение». –К.: Урожай, 1991.
5.       Т.В. Гулько, Б.Х. Драганов,Г.Г. Шишко «Газификация и газоснабжение сельского хозяйства». – М.: ИРИЦ «Фермер»,1994.
6.       СНиП 2.04.05–91*. «Отопление,вентиляция и кондиционирование воздуха». Госстрой СССР. – М.: ЦИТП ГосстрояСССР, 1991.
7.       СНиП 11 – 3 – 79*. «Строительнаятеплотехника». Госстрой СССР. – М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1986.
8.       СНиП 2.01.01–82. «Строительная климатология игеофизика». – М.: Стройиздат, 1983.
9.       «Правила будови ра безпечноїексплуатації посудин, що працюють під тиском». –:
10.  Варфоломєєв В.А. «Справочник попроектированию, строительству и эксплуатации систем газоснабжения». – К.:Будівельник, 1988.
11.  ДБН А. 3.1 – 5 – 96. «Організаціябудівельного виробництва». – К., 1996.
12.  «Правила безпеки систем газопостачанняУкраїни». – К.: Основа, 1998.
13.  Закон України «Про енергозбереження», від1 липня 1994 року. 74–94-ВР. – К., 1994.
14.  Ашмаріна Н.А. «Методичні вказівки довиконання економічної частини дипломного проекту».