178777 (596319), страница 10

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 10)

отримання процентного прибутку (якщо гривню віднести в банк);

ризик (кредитор може не виконати свої боргові зобов’язання).

Так чи інакше відбувається зміна цінності національної валюти, тож у проектному аналізі це необхідно враховувати методом порівнювання різночасових грошей, так званим дисконтуванням [115].

Майбутня вартість (цінність) Бв сьогоднішніх грошей визначається за формулою (дисконтування постнумерандо – приведення поточної вартості до майбутньої вартості на дату кінця всіх періодів дисконтування):

(2.1)

де Св – сьогоднішня сума грошей, що інвестуються;

d – постійна норма дисконту, що дорівнює прийнятій для інвестора

нормі прибутку на капітал;

t – тривалість розрахункового періоду (в роках);

Сьогоднішня вартість (цінність) Св майбутніх грошей визначається таким чином (дисконтування пренумерандо – приведення всіх майбутніх вартостей до сьогоднішньої вартості на дату початку періоду дисконтування):

(2.2 )

Перерахунок поточних і майбутніх сум в еквівалентній вартості шляхом дисконтування дозволяє визначити цінність проектів на основі поточних і майбутніх витрат і результатів. Підраховані за кожний рік життя проекту, вони дисконтуються, а потім підсумовуються з метою одержання загального показника цінності проекту, на основі якого роблять висновок щодо прийнятності проекту.

Критерії, що використовуються в аналізі інвестиційної діяльності, можна підрозділити на дві групи в залежності від того враховується чи ні часовий параметр: 1) засновані на дисконтованих оцінках; 2) засновані на облікових оцінках. До першої групи відносяться критерії [119]:

чистий приведений ефект (Net Present Value, NPV);

індекс рентабельності інвестиції (Probabіlіty Іndex, PІ);

внутрішня норма прибутку (Іnternal Rate of Return, ІRR);

модифікована внутрішня норма прибутку (Modіfіed Іnternal Rate of Return, MІRR);

дисконтований строк окупності інвестиції (Dіscounted Payback Perіod, DPP).

До другої групи відносяться критерії:

строк окупності інвестиції (Payback Perіod, PP);

коефіцієнт ефективності інвестиції (Accountіng Rate of Return, ARR).

а) Метод розрахунку чистого приведеного ефекту(ЧДД)

Цей метод заснований на зіставленні величини вихідної інвестиції (ІC) із загальною сумою дисконтованих чистих грошових надходжень, генерованих нею протягом прогнозованого періоду. Оскільки приплив коштів розподілений у часі, він дисконтується за допомогою коефіцієнта r, встановлюваного інвестором самостійно виходячи зі щорічного відсотка повернення, який він хоче чи може мати на інвестований їм капітал. Припустимо робиться прогноз про те, що інвестиція (ІC) буде генерувати протягом n років річні доходи в розмірі Р1, Р2, …, Рn. Загальна накопичена величина дисконтованих доходів (Present Value, PV) і чистий приведений ефект (Net Present Value, NPV= ЧДД чистий дисконтований доход) відповідно розраховуються по формулах [85]:

(2.3)

(2.4)

Якщо NPV>0, то проект варто прийняти; якщо NPV<0, то проект варто відкинути; NPV=0, то проект ні прибутковий, ні збитковий. Дамо економічне трактування критерію NPV з позиції власників компанії, що по суті і визначає логіку критерію NPV:

якщо NPV<0, то у випадку прийняття проекту цінність компанії зменшиться, тобто власники компанії понесуть збиток;

якщо NPV=0, то у випадку прийняття проекту цінність компанії не зміниться, тобто добробут її власників залишиться на колишньому рівні;

якщо NPV<0, то у випадку прийняття проекту цінність компанії, а отже, і добробут її власників збільшиться.

Проект із NPV=0 має додатковий аргумент у свою користь – у випадку реалізації проекту добробут власників компанії не зміниться, але в той же час обсяги виробництва зростуть, тобто компанія збільшиться в масштабах.

При прогнозуванні доходів по роках необхідно по можливості враховувати усі види надходжень як виробничого, так і невиробничого характеру, що можуть бути асоційовані з даним проектом.

Якщо проект припускає не разову інвестицію, а послідовне інвестування фінансових ресурсів протягом m років, то формула для розрахунку NPV модифікується в такий спосіб (з врахуванням впливу інфляції як на дисконтовані потоки інвестиції, так і на згенеровані потоки прибутку інвестиційного проекту):

(2.5)

де j – прогнозований середній рівень інфляції.

При розрахунку NPV, як правило, використовується постійна ставка дисконтування, однак при деяких обставинах, наприклад, очікується зміна рівня дисконтних ставок, можуть використовуватися індивідуалізовані по роках коефіцієнти дисконтування. Якщо в ході імітаційних розрахунків приходиться застосовувати різні коефіцієнти дисконтування, то формула (2.5) не застосовується, і проект прийнятний при постійній дисконтній ставці може стати неприйнятним.

Показник NPV відбиває прогнозну оцінку зміни економічного потенціалу комерційної організації у випадку прийняття розглянутого проекту. Цей показник адитивений у просторово-тимчасовому аспекті, тобто NPV різних проектів можна підсумовувати. Це дуже важлива властивість, що виділяє цей критерій із всіх інших і що дозволяє використовувати його в якості основного при аналізі оптимальності інвестиційного портфеля.

б) Метод розрахунку індексу рентабельності інвестиції(ІД,ІДД)

Цей метод є по суті наслідком попереднього. Індекс рентабельності (PІ) = ІД(індекс доходності) розраховується по формулі [85]:

(2.6)

Якщо PІ>1, то проект варто прийняти; якщо PІ<1, то проект варто відкинути; якщо PІ=1, то проект є ні прибутковим, ні збитковим.

Якщо проект припускає не разову інвестицію, а послідовне інвестування фінансових ресурсів протягом m років, то формула для розрахунку PІ модифікується в такий спосіб (з врахуванням впливу інфляції як на дисконтовані потоки інвестиції, так і на згенеровані потоки прибутку інвестиційного проекту):

(2.7)

На відміну від чистого приведеного ефекту індекс рентабельності є відносним показником: він характеризує рівень доходів на одиницю витрат, тобто ефективність вкладень – чим більше значення цього показника, тим вище віддача кожної гривні, інвестованої в даний проект. Завдяки цьому критерію PІ дуже зручний при виборі одного проекту з ряду альтернативних, що мають приблизно однакові значення NPV (зокрема, якщо два проекти мають однакові значення NPV, але різні обсяги необхідних інвестицій, те вигідніше той з них, що забезпечує велику ефективність вкладень), або при комплектуванні портфеля інвестицій з метою максимізації сумарного значення NPV.

в) Метод розрахунку внутрішньої норми прибутку інвестиції(ВНД)

Під внутрішньою нормою прибутку інвестиції (ІRR= ВНД) розуміють значення коефіцієнта дисконтування r, при якому NPV проекту дорівнює нулю: ІRR = r, при якому NPV = f( r ) = 0.

Іншими словами, якщо позначити ІC=CF0, то ІRR знаходиться з рівняння [85]:

(2.8)

Практичне застосування даного методу ускладнено, якщо в розпорядженні аналітика немає спеціалізованого фінансового калькулятора. У цьому випадку застосовується метод послідовних ітерацій з використанням табульованих значень дисконтованих множників. Для цього за допомогою таблиць вибираються два значення коефіцієнта дисконтування r1

(2.9)

де r1 - значення табульованого коефіцієнта дисконтування, при якому

f(r1)>0 (f(r1)<0)); r2 - значення табульованого коефіцієнта дисконтування, при якому f(r2)0)).

г) Метод визначення строку окупності інвестицій(СО, ДСО)

Цей метод, що є одним з найпростіших і широко використовуємих у світовій обліково-аналітичній практиці, не припускає тимчасової упорядкованості грошових надходжень [85]. Алгоритм розрахунку строку окупності (СО) залежить від рівномірності розподілу прогнозованих доходів від інвестиції. Якщо доход розподілений по роках рівномірно, то строк окупності розраховується розподілом одноразових витрат на величину річного доходу, обумовленого ними. При одержанні дробового числа воно округляється убік збільшення до найближчого цілого. Якщо прибуток розподілений нерівномірно, то строк окупності розраховується прямим підрахунком числа років, протягом яких інвестиція буде погашена кумулятивним доходом. Загальна формула розрахунку показника СО має вид:

, при якому (2.10)

Нерідко показник СО = РР розраховується більш точно, тобто розглядається і дробова частина року; при цьому робиться припущення, що грошові потоки розподілені рівномірно протягом кожного року.

Тоді формула (1.10) модифікується для розрахунків як :

(2.11)

Деякі фахівці при розрахунку показника СО= РР рекомендують враховувати часовий аспект. У цьому випадку в розрахунок приймаються грошові потоки, дисконтовані по показнику WACC, а відповідна формула для розрахунку дисконтованого строку окупності (DPP) має вид:

, при якому (2.12)

Очевидно, що у випадку дисконтування строк окупності збільшується, тобто завжди DPP>PP. Іншими словами, проект прийнятний за критерієм СО може виявитися неприйнятним за критерієм DPP= ДСО.

Якщо проект припускає не разову інвестицію, а послідовне інвестування фінансових ресурсів протягом m років, то формула для розрахунку ДСО(DPP) модифікується в такий спосіб (з врахуванням впливу інфляції як на дисконтовані потоки інвестиції, так і на сгенеровані потоки прибутку інвестиційного проекту):

(2.13)

В табл.2.4 наведені вихідні дані проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз», за результатами яких в табл.2.5 -2.7 наведені результати розрахунків дисконтованої ефективності варіантів проекту за алгоритмами розрахунку (2.3) –(2.13).

Таблиця 1.4

Вихідні дані проекту (2008 – 2012 роки)

Таблиця 2.5

Результати розрахунку дисконтованої ефективності проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз» при ставці дисконтування 25% річних (номінальний варіант інвестування з відшкодуванням інвестору кредитних «карбон-бонусів»)

Таблиця 2.6

Результати розрахунку дисконтованої ефективності проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз» при ставці дисконтування 25% річних (класичний варіант інвестування з максимальним ризиком)

Як показують результати розрахунку дисконтованої ефективності проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз» при ставці дисконтування 25% річних (номінальний варіант інвестування з відшкодуванням інвестору кредитних «карбон-бонусів»), наведені в табл.2.5, інвестиційні дисконтовані характеристики проекту для ВАТ «Дніпропетровськгаз» є позитивними:

- повернення інвестицій здійснюється за рахунок міжнародних коштів по Кіотському протоколу, тобто для ВАТ «Дніпропетровськгаз» інвестування є безоплатним;

- дисконтований чистий дохід за 5 років становить 17, 2 млн. грн.;

- дисконтований чистий прибуток за 5 років становить 11,2 млн. грн.

- щорічний додатковий прибуток 6,5 млн. грн. суттєво знижує операційний збиток в 24 -26 млн. грн., характерний для діяльності ВАТ «Дніпропет-ровськгаз» за останні роки.

- норма ВНД проекту становить 52,075%, що практично в 2 рази вище норми дисконтування, та свідчить про високий рейтинг інвестиційної привабливості проекту (табл.2.7).

Таблиця 2.7

Результати розрахунку ставки ВНД проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз» (номінальний варіант інвестування з відшкодуванням інвестору кредитних «карбон-бонусів»)

Як показують результати розрахунку дисконтованої ефективності проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз» при ставці дисконтування 25% річних (класичний варіант інвестування без відшкодуванням інвестору кредитних «карбон-бонусів»), наведені в табл.2.6, інвестиційні дисконтовані характеристики такого варіанту проекту для ВАТ «Дніпропетровськгаз» є негативними, тобто отриманого від експлуатації інвестиції грошового потоку прибутку недостає для покриття дисконтованого грошового потоку інвестицій. Тобто, без механізму міжнародної підтримки ВАТ «Дніпропетровськгаз» не зможе виконати проект зниження витоків газу в навколишнє середовище.

Планування та реалізація інвестиційних проектів відбувається в умовах невизначеності, що породжується зміною внутрішнього та зовнішнього середовищ. Під невизначеністю розуміють відсутність повної та достовірної інформації про умови реалізації проекту [81].

Невизначеність, що пов’язана з можливістю виникнення в ході реалізації проекту несприятливих умов, ситуацій та наслідків називається ризиком.

Якісний моніторинг ризиків забезпечує управління інформацією, яка допомагає приймати ефективні рішення до настання ризикових подій. Модель організації робіт по управлінню ризиком приведена на рис.2.2.

Найбільш розповсюдженою характеристикою ризику є загроза або небезпека виникнення невдач в тій чи іншій діяльності, небезпека виникнення несприятливих наслідків, змін зовнішнього середовища, які можуть викликати втрати ресурсів, збитки, а також небезпеку від якої слід застрахуватись.

При оцінці інвестиційних проектів найбільш суттєвими є наступні види невизначеності та інвестиційних ризиків [65]:

- невизначеність політичної ситуації, ризик несприятливих соціально-політичних змін у країні та регіоні;

- ризик, пов’язаний з нестабільністю економічного законодавства та поточної економічної ситуації, умов інвестування та використання прибутку;

- зовнішньоекономічний ризик (можливість введення обмежень на торгівлю та постачання, закриття кордонів тощо);

Рис.2.2. Модель управління ризиком [86]

- неповнота та неточність інформації про динаміку техніко-економічних показників, параметрах нової техніки та технології;

- коливання ринкової кон’юнктури, цін, валютних курсів, невизначеність природно - кліматичних умов, можливість стихійних лих;

- виробничо-технологічний ризик (аварії, виробничий брак тощо);

- невизначеність цілей, інтересів та поведінки учасників; неповнота та неточність інформації про фінансовий стан та ділові репутації підприємств-учасників (можливість неплатежів, банкротств, зривів договірних зобов’язань).

За джерелами виникнення ризики класифікуються на [65]:

- політичні;

- господарські;

- форс-мажорні.

Політичні ризики обумовлені:

- ризиком зміни державного устрою, частими змінами уряду;

- нестабільністю політичної влади;

- неадекватністю політичних рішень.

Господарські ризики можуть включати:

- ризик зміни податкового законодавства;

- ринковий ризик (відсутність попиту на товари та послуги);

- ризик капітальних вкладень (інфляція);

- ризик зміни цін постачальників;

- ризик затримки платежів за реалізовану продукцію;

- ризик неадекватного менеджменту тощо.

Форс-мажорні обставини включають:

- ризики землетрусу, повені, бурі, урагану, ін. стихійних лих;

- ризики виникнення міжнаціональних конфліктів;

- ризик втрати майна при пожежі.

Інвестори повинні бути впевненні, що прогнозованих доходів від проекту вистачить для покриття витрат, виплат заборгованостей та забезпечення окупності капіталовкладень. Мова йде про ризик нежиттєздатності проекту.

Інвесторів хвилює і ризик додаткових витрат, які пов’язані з несвоєчасним завершенням будівництва проекту через інфляцію, коливань курсів валют, екологічних проблем. Тому перед початком будівництва учасники проекту повинні прийти до згоди відносно гарантій його своєчасного завершення.

Ризик непередбачених змін вартісних оцінок проекту в результаті зміни початкових управлінських рішень, а також змін ринкових та політичних обставин носить назву динамічного. Зміни можуть привести як до втрат, так і до додаткових доходів.

Ризик втрат реальних активів внаслідок нанесення збитків власності та незадовільної організації називається статичним. Цей ризик призводить лише до втрат.

Виходячи з певної ймовірності виникнення небажаних ситуацій, необхідно побудувати діяльність таким чином, щоб зменшити ризик і пов’язані з ним втрати в майбутньому.

Необхідно також провести аналіз чутливості інвестиційного проекту. Він полягає в тому, що крім прогнозованих фінансових результатів, розрахованих для базового варіанту, виконується розрахунок ще для декількох екстремальних випадків:

- розрахунок за найгіршим сценарієм – коли зовнішні фактори максимально заважають здійсненню проекту;

- розрахунок за найкращим сценарієм – коли зовнішні фактори максимально сприяють здійсненню проекту.

За найгіршого сценарію реалізації проекту, повинна бути забезпечена прибутковість, яка гарантує виконання зобов’язань перед кредиторами або партнерами.

Обмеженість фінансових ресурсів інвестиційного проекту приводить до необхідності залучення додаткового позикового капіталу.

Велика доля позикового капіталу при здійсненні проектів підвищує ризик порушення принципу ліквідності підприємства, тобто існує фінансовий ризик. Взагалі, фінансовий ризик поділяють на ризик ліквідності та ризик рентабельності. Договірні виплати платежів по кредиту, як правило, необхідно проводити і тоді, коли проект здійснюється не так успішно, як було заплановано.

Результатом може бути ліквідація проекту, продаж за безцінь майна та втрата власного капіталу. При фінансуванні власним капіталом можна припинити виплату дивідендів та заплановані погашення аж до покращення ситуації з ліквідністю.

З іншого боку, отримання додаткового капіталу підвищує рентабельність власного капіталу. Це виникає тоді, коли проценти за додатковий сторонній капітал менші від прибутку від капіталу. Частіше не можливо взагалі відмовитись від використання в проекті стороннього капіталу, так як не вистачає прибутків для покриття витрат на необхідні інвестиції. Якщо отримані кошти зі сторони не ведуть до збільшення прибутку, то може скластися ситуація, коли рентабельність власного капіталу значно зменшується і в екстремальному випадку можна втратити і власний капітал. Навіть успішні проекти не можуть бути захищені від коливань. Тому планові щорічні доходи від проекту повинні перекривати максимальні річні виплати по заборгованості. При цьому для зниження ризику, який має назву ризик несплати заборгованості, формують резервний фонд, як можливість додаткового фінансування проекту, шляхом відрахувань визначеного відсотку від реалізації продукції проекту.

Основні фактори ризику проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз» та заходи щодо його зменшення - при впровадженні проекту та його подальшій реалізації слід враховувати наступні основні види потенційних ризиків:

Ризики пов’язані із проектом: Добре розуміння даного проекту. Обрані для реалізації проекту матеріали та обладнання забезпечать максимальну ефективність та найякісніші результати. Усі учасники проекту мають значний досвід із зменшення викидів шкідливих речовин (у т.ч. метану) в атмосферу;

Головні ризики: Базові обсяги викидів для цього проекту розраховувались компанією Лейкс Юероп Інк (Lakes Europe, Іnc). Згідно зі стандартами DNV перед цим затверджувались базові обсяги викидів при реалізації подібних проектів у російських газорозподільних мережах, впровадження цих проектів засвідчило високу відповідність вказаних базових розрахунків практичним результатам.

Ринкові ризики: Прогнозується значний ринковий ефект у результаті впровадження даного проекту. На сьогоднішній день, кінцевий споживач, внаслідок витоків забруднюючих речовин у атмосферу несе збитки, оскільки він змушений платити за втрати газу із загальних обсягів його подачі.

Фінансові ризики: Фінансові ризики для даного проекту СВ є незначними порівняно з іншими проектами СВ, оскільки методологія та результати добре відомі, «принцип додатковості» високий і тому прибутковість є стабільною;

Ризики, пов’язані із особливостями країни реалізації проекту: Україна має значний потенціал щодо зменшення викидів шкідливих речовин. Враховуючи спеціальні умови, що існують в країні на сьогоднішній день, компанія Poіnt Carbon підвищила статус України з ВВ- до ВВ щодо факторів ризику в країні. В Україні вже існує відповідна законодавча та нормативна бази.

Формулювання «принципу додатковості» щодо даного проекту.

Використання сучасного герметику Gore-Tex дозволить учасникам проекту повністю усунути витоки у межах проекту. Таким чином, всі усунені витоки стануть карбоновими кредитами – тобто є джерелом додаткового фінансування проекту в рамках Кіотського протоколу. Результати вимірів витоків після впровадження програми реконструкції у 10 регіонах Російської Федерації підтверджують зазначений висновок.

При виконанні проекту будуть використовуватись новітні технології та обладнання, а також сучасні методики контролю у газорозподільних мережах України.

Очікуваний глобальний/локальний вплив на навколишнє середовище (позитивний та негативний) внаслідок реалізації проекту

Місцеві переваги: Зменшення безпосередніх витоків метану. Проектні роботи не потребують інфраструктури або обладнання, що могло б завдати будь-якого істотного впливу на місцеве або регіональне навколишнє середовище. Результати виконання проектних робіт, скорочення витоків метану відображають зменшення ймовірності їх виникнення, особливо пов’язаних з внутрішніми витоками.

Виконання проектних робіт принесе також інші додаткові переваги, такі як енергозбереження, яке вигідне кінцевим споживачам, позитивний вплив на стан здоров’я населення, внаслідок заміни азбесту, що використовувався в якості ремонтного матеріалу та зменшення ризику виникнення непередбачуваних подій, пов’язаних із витоками газу.

Глобальні переваги - зменшення частки метану в атмосфері.

Очікуваний соціальний та економічний ефект від впровадження проекту - даний проект СВ є проектом чистих технологій, що може бути впроваджений на великих газорозподільних мережах України і матиме наступні позитивні наслідки:

Укладення комерційних угод з українськими підприємствами, що будуть залучені до виконання проектних робіт (програма виміру витоків, ремонтні роботи, моніторинг, тощо).

Набуття нових технологій виміру та усунення витоків метану.

Підвищення кваліфікації співробітників газорозподільних підприємств, що забезпечують роботу та обслуговування газорозподільної інфраструктури.

Зменшення витрат за газ з боку кінцевих споживачів (промисловості, комерційного сектору, населення) за рахунок припинення оплати газу, який втрачаєтьться внаслідок витоків, можливе впровадження змін та вдосконалення майбутніх тарифів за споживання природного газу.

Висновок щодо переваг від впровадження проекту для сталого розвитку країни - проект є надважливим для України та Східної Європи. Міжнародне агентство з енергетики переконало Україну сприяти впровадженню проектів по зменшенню витоків метану. Вбачаються наступні переваги від реалізації проекту для стабільного розвитку України:

Проект представляє екологічно чисті, передові технології та методи щодо управління газовою промисловістю.

Збереження природного газу при постачанні його кінцевим споживачам та енергозбереження;

Покращення місцевих умов навколишнього середовища завдяки зменшенню витоків метану в атмосферу;

Створення робочих місць для працівників, що забезпечують роботу та обслуговування газорозподільної інфраструктури.

Розділ 3. Обґрунтування плану впровадження заходів

3.1 План організаційних заходів

Для виконання проекту на базі 18 територіальних управлінь ВАТ «Дніп-ропетровськгаз» з використанням наявної чисельності монтажників, допущених до роботи на газорозподільних мережах, та з введенням в бригади 24 спеціалістів фірми - корпорація «Лейкс Юероп, Інк». по навчанню роботі з приладами заміру витоків газу Gasurveyor 500 Serіes та 6 консультантів по роботі з ущільнювачем штока засувки GORE™ фірми ТОВ «Центр Тест» по проектуванню систем герметизації фланців та вентилів-регуляторів, створюються 18 поточних бригад на 5-ти місячний період роботи.

Сценарій проекту передбачає перевірку усіх клапанів та фланців, які охоплюються проектом, на наявність витоків. У разі виявлення витоку, він буде належним чином виміряний та відремонтований із застосуванням сучасних ущільнювачів. У разі не виявлення витоку у клапані старі герметики також будуть замінені сучасним матеріалом в усіх клапанах. Герметики у фланцях будуть замінюватися тільки у разі виявлення витоку. Усі клапани та фланці охоплені проектом будуть контролюватись протягом періоду визначення економічного ефекту впровадження проекту.

Учасники проекту вже сформували робочі групи в Дніпропетровську для проведення робіт з вимірювання витоків та заміни герметику на протязі періоду дії проекту та вирішили проблему з необхідними для впровадження проекту ресурсами, устаткуванням для вимірювання та сучасними герметиками для ліквідації витоків.

На протязі виконання проектних робіт буде проведено навчання працівників ВАТ «Дніпропетровськгаз» та створення спеціалізованих бригад для проведення робіт у випадку появи нового витоку після проведення ремонтних робіт та забезпечення контролю за вказаним вузлом.

3.2 Виробнича програма, план реалізації продукції та послуг, план матеріально-технічного забезпечення заходів

Виробнича діяльність підприємств характеризується системою показників. Найістотнішими з них в умовах вільних ринкових відносин є такі, як попит на продукцію та обсяг виробництва, величина пропозиції й виробнича потужність підприємства, витрати й ціни на продукцію, потреба в ресурсах та інвестиціях, обсяг продажу та загальний дохід тощо.

Найважливішим у процесі планування діяльності підприємств є розроблення виробничої програми, тобто обґрунтування обсягу виготовлення продукції, конкретної номенклатури й асортименту відповідно до потреб ринку.

За результатами дослідження потреб ринку в продукції підприємства визначають обсяг виробництва кожного виду продукції, при цьому досягається рівновага попиту та пропозиції. Це означає, що плани виробників та споживачів з виготовлення й споживання того чи іншого виробу або послуги збігаються, що є важливою умовою нормального функціонування підприємства.

Планування виробництва продукції на підприємствах — це процес розроблення та виконання основних показників з обсягів виробництва. Номенклатуру, асортимент і кількісні показники продукції визначають виходячи з потреб ринку, на підставі яких складають план збуту продукції.

У процесі планування виробництва продукції досягають забезпечення збалансованості виробничої програми й виробничої потужності, конкретизації обсягів та термінів виконання робіт і послуг, також виконують розрахунки потреб в усіх видах ресурсів і визначають можливості забезпечення ними процесу виробництва.

Визначаючи виробничі можливості, виконують розрахунки наявних і потрібних виробничих потужностей, кількості працівників, матеріальних ресурсів. У ринкових умовах основним обмеженням обсягів виробництва товарів та послуг, що плануються, є недостатність ресурсів. Через це та через межі, що вони ставлять перед усякою виробничою діяльністю, обсяг виробництва на кожному підприємстві лімітується багатьма факторами. Важливим чинником виробничих можливостей підприємства є виробнича потужність. Вона визначає рівень виробництва продукції та послуг, ступінь стримування обсягу випуску, тобто верхню межу продажу продукції. Верхня межа зумовлена наявністю виробничих площ, технологічного устаткування, трудових ресурсів, матеріалів і капіталу.

Розподіляючи виробництво продукції, ураховують:

кількість робочих днів у кожному плановому періоді;

змінність роботи підприємства та його підрозділів;

планову зупинку устаткування на ремонт;

стан технічної підготовки виробництва тощо.

Матеріально-технічне постачання має своїм завданням пошук найкращої відповіді на пропозицію ринку за мінімальних витрат. Воно покликане не лише забезпечити досягнення певної мети, а й знайти найбільш економічні варіанти.

Потребу в МТР розраховують різними методами, серед яких найширше застосовують метод прямого розрахунку (детермінований), що ґрунтується на прогресивних нормах витрат матеріалів та планах випуску продукції. До методів прямого розрахунку відносять подетальний, на виробничу одиницю, за аналогами, за типовими представниками, рецептурний та ін.

За подетального методу потребу в матеріалах визначають як добуток норми витрат на деталь і кількість запланованих до виробництва деталей.

В табл.3.1 наведені результати розрахунків обсягів планових робіт та необхідних обсягів фінансування для виконання проекту ВАТ «Дніпропет-ровськгаз» в районному розрізі по 18 управлінням.

Таблиця 3.1

Планування обсягів робіт та обсягів фінансування МТЗ проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз»

3.3 План з праці

Метою розроблення плану персоналу та оплати праці є визначення економічно обґрунтованої потреби підприємства в персоналі й забезпечення його ефективного використання в плановому періоді.

План персоналу та оплати праці розробляють на підставі плану виробництва й реалізації продукції.

План інновацій впливає на чисельність персоналу, його фаховий склад і кваліфікаційний рівень. Затрати на утримання персоналу визначають рівень витрат виробництва.

План персоналу складається з трьох підрозділів: план продуктивності праці, план чисельності персоналу та план оплати праці. Порядок розроблення плану персоналу та оплати праці охоплює такі етапи:

аналіз стратегічних цілей і завдань підприємства на плановий період і завдань щодо персоналу та оплати праці;

аналіз базових показників персоналу та оплати праці;

розрахунок планових показників продуктивності праці;

обчислення планового бюджету робочого часу одного працівника;

- визначення потреби в персоналі;

- розрахунок додаткової потреби (вивільнення) персоналу;

- планування підготовки, підвищення кваліфікації та перепідготовки персоналу;

- обчислення фонду оплати праці;

- визначення середньої заробітної плати.

В табл.3.2 наведені результати розрахунків обсягів та вартості планових робіт, нормування чисельності персоналу, обсягів потрібного фонду оплати праці (з 39% відрахувань в соцфонди) при реалізації проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз» в районному розрізі по 18 управлінням. Рівень середньої заробітної плати досягає 5 901 грн./міс для 325 працівників проекту.

Таблиця 3.2

Планування продуктивності праці, нормовитрат праці для виконання обсягів планових робіт та планової чисельності персоналу для виконання проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз»

3.4 План витрат та собівартості продукції підприємства

Планування витрат — це визначення цілей підприємства та його підрозділів у формі постановки виробничих завдань і вибору засобів для їх виконання. Плани конкретизують у кошторисах, які відображають витрати в грошовій формі. Отже, планування витрат полягає у виявленні складу витрат та їх кількісної оцінки.

Усі витрати підприємства під час планування поділять на одночасні та поточні.

Одночасні витрати здійснюють у формі інвестицій та різних інноваційних заходів, пов’язаних з розширенням виробництва, заміною основних фондів, реконструкцією тощо.

Поточні витрати, пов’язані з виробництвом і реалізацією продукції, робіт, послуг, також набувають форми витрат. Крім них підприємство платить податки, відрахування, штрафи, пені, витрачає кошти на соціальні потреби членів трудового колективу.

Сума зазначених витрат, виражена в грошовій формі за певний період часу, створює витрати підприємства.

Складовою витрат підприємства є собівартість продукції.

Собівартість продукції — це виражені в грошовій формі витрати на споживані під час виготовлення продукції засоби виробництва, оплату праці робітників, послуги інших підприємств, витрати на реалізації продукції, а також витрати на управління й обслуговування виробництва.

Собівартість є одним з найважливіших економічних показників господарської діяльності підприємства, одним з основних показників якості його роботи.

Метою розроблення плану собівартості продукції є визначення планових, економічно обґрунтованих загальних витрат на виробництво запланованих обсягів продукції. Величину витрат на виробництво всієї товарної продукції, продукції, що підлягає реалізації, та кожного виду виробу визначають техніко-економічними розрахунками.

У процесі планування собівартості вирішують низку завдань, серед яких основними є:

- розрахунок вартості необхідних ресурсів;

- обчислення собівартості виробництва кожного виду продукції та її рентабельності. Це є критерієм нижнього рівня ціни та умовою формування виробничої програми;

- визначення загальної величини витрат на виробництво запланованих обсягів виробів.

Вихідними даними планування витрат є:

планові обсяги виробництва продукції в натуральному та вартісному вираженні;

норми витрат матеріальних ресурсів для виробництва продукції та розрахунок потреби в ресурсах у натуральному вираженні;

ціни на матеріально-технічні ресурси, необхідні для виробництва, та ціни на послуги виробничого характеру сторонніх організацій;

норми затрат праці, розрахунки чисельності та професійного складу робітників, умови оплати їхньої праці, що визначаються контрактом та колективними угодами;

економічні нормативи: норми амортизаційних відрахувань, відрахувань на соціальні заходи, податків, обов’язкових платежів, передбачених законодавством;

плани організаційно-технічних заходів, економії матеріальних ресурсів, поліпшення використання праці.

План собівартості продукції розробляють у такій послідовності:

складають кошторис витрат і калькулюють собівартість продукції та послуг цехів виробничої інфраструктури;

Таблиця 3.3

Кошторис витрат собівартості проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз»

складають кошториси: витрат, пов’язаних з підготовкою та освоєнням виробництва продукції; відшкодування зносу спеціального інструменту та пристроїв спеціального призначення; загальновиробничих витрат за цехами основного виробництва з подальшим узагальненням їх по підприємству; адміністративних витрат; витрат на збут продукції; інших операційних витрат;

- калькулюють собівартість одиниці продукції за видами;

- розраховують собівартість усієї товарної продукції та продукції, що реалізується;

- складають зведений кошторис витрат на виробництво.

Результати планових розрахунків виражають показниками абсолютної величини, відносного рівня й динаміки витрат, що обчислюються для одиниці або до загального обсягу випуску певного виду продукції та продукції, що реалізується.

В табл.3.3 наведені результати кошторисних розрахунків обсягів та вартості планових робіт по реалізації проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз» в районному розрізі по 18 управлінням.

3.5 Фінансовий план та план прибутку

Основою фінансового планування є фінансова стратегія підприємства. Фінансова стратегія — складова загальної стратегії економічного розвитку, яка охоплює систему довготермінових завдань фінансової діяльності підприємства та способи їх досягнення. Розроблення фінансової стратегії підприємства пов’язано з вирішенням таких основних завдань:

- обґрунтування основних джерел фінансового забезпечення діяльності підприємства;

- вибір оптимальних способів інвестиційної діяльності підприємства;

- зведення до мінімуму фінансових ризиків підприємства;

- забезпечення фінансової стійкості та рентабельності;

- визначення способів виходу підприємства з фінансової кризи та методів управління за умов кризового стану підприємства.

Фінансова стратегія є основою для розроблення фінансової політики. Фінансова політика підприємства — форма реалізації фінансової стратегії за окремими аспектами його фінансової діяльності. Фінансова політика формується за окремими напрямами фінансової діяльності: політика формування активів і структури капіталу, політика управління активами та інвестиціями, політика залучення фінансових ресурсів (формування власних фінансових ресурсів і залучення із зовнішніх джерел).

Фінансове планування — це процес визначення обсягу фінансових ресурсів, необхідних для виробничо-господарської діяльності підприємства, а також джерел їх надходження.

Основними завданнями фінансового планування є:

- забезпечення виробничої та інвестиційної діяльності необхідними фінансовими ресурсами;

- визначення напрямів ефективного вкладення капіталу, оцінювання раціональності його використання;

- виявлення й мобілізація резервів збільшення прибутку за рахунок поліпшення використання матеріальних, трудових та грошових ресурсів.

У процесі фінансового планування використовують такі методи:

1) балансовий — дохід і витрати балансують, а також для кожної статті витрат визначають джерела їх покриття;

2) нормативний — потребу у фінансових ресурсах визначають на основі фінансових норм і нормативів;

3) розрахунково-аналітичний — базові дані та індекси зміни їх у плановому періоді використовують, складаючи фінансовий план;

4) методи економіко-математичного моделювання — застосовують для прогнозування значення показників та оптимізації планових рішень.

Фінансовий план слугує необхідною умовою для раціональної організації роботи на всіх ділянках фінансово-господарської діяльності підприємства.

Плануючи прибуток, ураховують внутрішні й зовнішні умови діяльності підприємства, тобто зміни макроекономічних чинників (зміна законодавства, структури попиту, інфляції і т. ін.).

Розрізняють пасивну й активну стадії складання плану прибутку. Розроблення плану прибутку з урахуванням корективів, що враховують зміни зовнішніх і внутрішніх умов, — це пасивна стадія планування. Активна стадія полягає у визначенні найбільшої прибутковості підприємства з урахуванням зовнішніх і внутрішніх змін. Активна стадія дає змогу збільшити прибуток, визначений у процесі пасивної стадії розроблення плану, завдяки пошуку й мобілізації резервів підвищення продуктивності праці, зниження окремих витрат на виробництво та реалізацію продукції, збільшення обсягів продажу продукції, частки прибутку в ціні окремих виробів, якість яких перевищує якість аналогічної продукції конкурентів, і т. ін.

Для планування прибутку від інноваційного проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз» в дипломному дослідженні виконане балансове постатейне прогнозування з використанням результатів звіту по Формі №2 за 2007 рік.

В якості прогнозних результатів проекту введені дані прогнозного кошторису за 1 рік (2008) проекту (табл.3.1 – 3.3):

- для початку робіт поступає іноземна інвестиція 3,0 млн. євро (еквівалент 22,65 млн. грн.) 3-ма траншами на протязі 5 місяців виконання робіт проекту;

- отримані кошти використовуються для додаткових витрат в собівартості ВАТ для реалізації проекту (22,65 млн. грн.):

а) придбання приладів заміру – 2,209 млн. грн.;

б) придбання ущільнюючих матеріалів – 4,666 млн. грн.;

в) розрахункові витрати на оплату праці робочих бригад – 13,523 млн. грн.;

г) додаткові накладні витрати проекту – 2,252 млн. грн.

- додатковий валовий дохід ВАТ «Дніпропетровськгаз» на кінець року від продажу газу, виток яких перекритий(62,165 млн.м3) становитиме 71,490 млн. грн.;

В табл.3.4 наведені результати прогнозування фінансових результатів діяльності ВАТ «Дніпропетровськгаз» за 2008 рік, які реалізовані введення додаткового валового доходу та витрат в реальний фінансовий звіт за 2007 рік.

Як показує аналіз результатів прогнозування, наведених в табл.3.4:

- валовий реалізаційний прибуток зріс з фактичного рівня 10,823 млн. грн. до прогнозного 38,55 млн. грн.;

- сумарний операційний прибуток зріс з фактичного рівня збитку -26,124 млн. грн. до рівня позитивного прибутку +1,602 млн. грн.;

- рівень чистого прибутку після оподаткування зріс з фактичного рівня збитку -23,935 млн. грн. до рівня позитивного прибутку +3,792 млн. грн.

Таким чином, впровадження інноваційного проекту зменшення витоку газу з магістральних з’єднань та клапанно-регуляційних вузлів газотранспортної мережі у Дніпропетровській області, дозволяє вийти на економію 62,165 млн.м3 газу, що при річному обсягу поставок газу ВАТ «Дніпропетровськгаз» до 3,1 – 3,3 млрд.м3 на рік приводить до переходу підприємства в перший рік впровадження проекту з збиткової роботи до прибуткової.

Таблиця 3.4

Прогноз звіту про фінансові результати ВАТ «Дніпропетровськгаз» за 1 рік (2008) впровадження проекту

Розділ 4. Розробка заходів з охорони праці на підприємстві

4.1 Законодавчі нормативи охорони праці

Охорона праці - це система правових, соціально-економічних, організаційно-технічних, санітарно-гігієнічних і лікувально-профілактичних заходів та засобів, спрямованих на збереження здоров'я і працездатності людини в процесі праці [6].

При укладенні трудового договору громадянин має бути проінформований власником під розписку про умови праці на підприємстві, наявність на робочому місці, де він буде працювати, небезпечних і шкідливих виробничих факторів, які ще не усунуто, можливі наслідки їх впливу на здоров'я та про його права на пільги і компенсації за роботу в таких умовах відповідно до законодавства і колективного договору.

Забороняється укладення трудового договору з громадянином, якому за медичним висновком протипоказана запропонована робота за станом здоров'я.

Умови праці на робочому місці, безпека технологічних процесів, машин, механізмів, устаткування та інших засобів виробництва, стан засобів колективного та індивідуального захисту, що використовується працівником, а також санітарно-побутові умови повинні відповідати вимогам нормативних актів про охорону праці.

На адміністрацію підприємства покладається проведення інструктажу працюючих [6]:

Вступний інструктаж проводить інженер по охороні праці із усіма поступаючими на роботу, незалежно від їхньої освіти і стажу роботи, а також з учнями і студентами, що прибули на виробниче навчання і практику.

Первинний інструктаж на робочому місці проводить індивідуально безпосередній керівник робіт із усіма робітниками, відрядженими, учнями і студентами, що вперше приступають до даного виду роботи. До ряду професій пред'являються підвищені вимоги з погляду забезпечення безпеки праці. Робітники таких професій перед первинним інструктажем повинні проходити навчання по спеціальних програмах.

Повторний інструктаж проводять із усіма працівниками, що проходять первинний інструктаж, з метою перевірки і підвищення рівня їхніх знань по охороні праці. Його необхідно проводити систематично через визначений проміжок часу.

Позаплановий інструктаж необхідно проводити при змінах різного роду в об'єктах, що обслуговуються, при порушенні працівниками інструкцій з охорони праці і при зміні правил по охороні праці.

Про проведення відповідного виду інструктажу повинні робитися записи в спеціальному журналі з обов'язковими підписами інструктуємого і інструктора.

Працівник має право відмовитися від дорученої роботи, якщо створилася виробнича ситуація, небезпечна для його життя чи здоров'я або для людей, які його оточують, і навколишнього середовища. Факт наявності такої ситуації підтверджується спеціалістами з охорони праці підприємства з участю представника профспілки і уповноваженого трудового колективу, а в разі виникнення конфлікту - відповідним органом державного нагляду за охороною праці з участю представника профспілки.

Власник зобов'язаний відшкодувати працівникові шкоду, заподіяну йому каліцтвом або іншим ушкодженням здоров'я, пов'язаним з виконанням трудових обов'язків, у повному розмірі втраченого заробітку відповідно до законодавства, а також сплатити потерпілому (членам сім'ї та утриманцям померлого) одноразову допомогу.

4.2 Правила охорони праці та безпеки будівництва і експлуатації систем газопостачання України

Правила безпеки систем газопостачання (далі - ці Правила) встановлюють вимоги до проектування, будівництва і експлуатації систем газопостачання, які використовують як паливо природні гази (газових і газонафтових родовищ), газоповітряні суміші на їх основі з надмірним тиском не більш 1,2 МПа (12 кгс/кв. см), зріджені вуглеводні гази (далі - ЗВГ) з надмірним тиском не більше 1,6 МПа (16 кгс/кв. см) [42].

Вимоги цих Правил поширюються на проектування і будівництво нових, розширення, реконструкцію та капітальний ремонт і експлуатацію діючих систем і об'єктів газопостачання.

Ці Правила поширюються на підприємства, установи, організації (далі - підприємства) незалежно від форми власності, відомчої належності та видів їхньої діяльності, в тому числі на:

- газопроводи і споруди систем газопостачання населених пунктів (включаючи міжселищні), підвідні газопроводи до підприємств, теплових електростанцій (далі - ТЕС), котелень, автомобільних газонаповнювальних компресорних станцій природного газу (далі - АГНКС);

- газопроводи і газове обладнання житлових і громадських будинків, промислових і сільськогосподарських підприємств, котелень, підприємств житлово-комунального і побутового обслуговування та ТЕС;

- газорегуляторні пункти (далі - ГРП), газорегуляторні установки (далі - ГРУ), комбіновані домові регулятори, установки для одержання газоповітряних сумішей;

- газонаповнювальні станції (далі - ГНС);

- газонаповнювальні пункти (далі - ГНП);

- проміжні склади балонів (далі - ПСБ);

- стаціонарні автомобільні газозаправні станції (далі - АГЗС) і пункти (далі - АГЗП), резервуарні, групові і індивідуальні балонні установки, випарні та змішувальні установки ЗВГ.

Агрегати, обладнання, прилади, засоби автоматики, матеріали і арматура, придбані за кордоном для систем газопостачання, повинні відповідати вимогам цих Правил, норм і державних стандартів, що діють на території України.

В табл.4.1 наведений перелік основних нормативних документів, виконання вимог яких забезпечую технічні та технологічні умови охорони праці при будівельних роботах та експлуатації систем газопостачання

Таблиця 4.1

Нормативні документи, вимогам яких повинні відповідати проектні і будівельні роботи та експлуатація систем газопостачання [42]

Додаток 3 до пункту 4.3.7 Правил безпеки систем газопостачання України

Працівники, зайняті будівництвом, налагоджуванням і експлуатацією газопроводів, газовикористовувальних установок і приладів, а також влаштуванням і експлуатацією вентиляційних каналів і димовідвідних пристроїв, перед призначенням на самостійну роботу зобов'язані пройти навчання з безпечних методів і прийомів виконання робіт у газовому господарстві і здати екзамен у відповідності з Типовим положенням.

До виконання газонебезпечних робіт допускаються спеціалісти і працівники, які пройшли навчання і здали екзамени на знання цих Правил, технології проведення газонебезпечних робіт, вміють користуватись засобами індивідуального захисту та подати першу медичну допомогу потерпілим.

На кожному підприємстві (об'єкті) повинно бути розроблене і затверджене керівником положення-інструкція з організації і проведення контролю за безпечну експлуатацію газового господарства, в якому повинно бути передбачено:

періодичність і обсяг проведення перевірок;

порядок виявлення і усунення порушень;

визначення стану газопроводів, газового обладнання і приладів;

аналіз причин допущених порушень;

- перевірку діяльності керівників служб, цехів і інших підрозділів із забезпечення ними умов для дотримання на робочих місцях вимог цих Правил, а також виконання ними приписів органів Держнагляду і служби охорони праці підприємства.

1. Проектування і будівництво

1.1. Роботи з будівництва газопроводів газорегуляторних пунктів та інших об'єктів систем газопостачання міст, селищ і сільських населених пунктів повинні провадитись згідно з затвердженим проектом газопостачання населеного пункту, а також за наявності організації, на яку покладено технічний нагляд і приймання робіт, а в подальшому - і експлуатацію газового господарства цього населеного пункту.

1.2. Проектна документація на будівництво (п.1.1.2) повинна відповідати вимогам ДБНА 2.2-3-97, СНиП 2.04.08-87, СНиП 3.05.02-88, ГОСТ 9.602-89, цим Правилам, іншим нормативним актам та додатковим вимогам до обладнання систем і об'єктів газопостачання, викладеним у табл.4.1.

1.2.1. При розробці проектів будівництва підземних газопроводів одночасно повинні розроблятися проекти захисту їх від корозії.

1.2.2. Газовикористовувальні установки з технічного стану і будови повинні відповідати чинним нормативним документам з охорони праці і ефективному використанню газу.

1.3. Запроектовані системи газопостачання (п.1.1.2) повинні забезпечувати безперебійне і безпечне газопостачання, а також можливість оперативного відключення відгалужень до окремих мікрорайонів, підприємств, споживачів і ділянок закільцьованих газопроводів з тиском понад 500 даПа (0,05 кгс/кв. см) до 1,2 МПа (12 кгс/кв. см) (газопроводи середнього і високого тиску).

1.4. При проектуванні розподільних газопроводів середнього і високого тиску, які надалі повинні продовжуватись для подачі газу іншим споживачам (ГРП, підприємствам), на кінцевих ділянках необхідно передбачити встановлення запірних пристроїв з заглушеними патрубками довжиною не менше 500 мм.

1.5. Будівництво об'єктів систем газопостачання повинно здійснюватися спеціалізованими будівельно-монтажними організаціями, які одержали в установленому порядку дозвіл органів Держнаглядохоронпраці на виконання робіт із спорудження систем газопостачання і зареєстровані в цих органах за місцем виконання робіт.

1.6. Субпідрядні будівельно-монтажні організації, які виконують роботи з ізоляції, електрохімзахисту газопроводів та інші роботи на об'єктах систем газопостачання, а також лабораторії, що контролюють якість зварювальних та ізоляційних робіт, повинні мати дозвіл органів Держнаглядохоронпраці і бути зареєстровані в місцевих органах Держнаглядохоронпраці за місцем виконання робіт.

1.7. Об'єкти систем газопостачання (п.1.1.2), крім житлових будинків до початку їх спорудження, монтажу і наладки, повинні бути зареєстровані в місцевих органах Держнаглядохоронпраці.

1.8. Після закінчення будівництва об'єкти систем газопостачання (п. 1.1.2) повинні прийматися комісією.

Склад і організація роботи комісії регламентуються вимогами ДБН А3.1-3-94 і СНиП 3.05.02-88. Замовник повинен не пізніше як за 5 днів повідомити орган Держнаглядохоронпраці і членів комісії про дату і місце роботи приймальної комісії.

1.9. Допускається приймання в експлуатацію зовнішніх розподільних газопроводів низького тиску (підземних і надземних протяжністю до 100 м) з дозволу місцевого органу Держнаглядохоронпраці без участі інспектора.

1.10. Крім документації на будівництво, передбаченої СНиП 3.05.02-88 і ДБН А3.1-3-94, приймальній комісії повинні бути представлені такі документи:

- копія наказу про призначення особи, відповідальної за безпечну експлуатацію газового господарства підприємства;

- положення про газову службу підприємства або договір з СПГГ чи іншою спеціалізованою організацією про технічне обслуговування і ремонт газопроводів та газового обладнання;

- протоколи перевірки знань цих Правил, норм і інструкцій з питань охорони праці керівниками, спеціалістами і робітниками;

- посадові та виробничі інструкції, технологічні схеми, а також інструкції з охорони праці;

- акт приймання газового обладнання;

- акт про перевірку технічного стану димовідвідних та вентиляційних пристроїв;

- план локалізації і ліквідації можливих аварійних ситуацій, складений відповідно до вимог розділу 6 цих Правил;

- акти про виконані роботи з герметизації вводів інженерних підземних комунікацій.

1.11. Приймаючи в експлуатацію газопроводи із поліетиленових труб, будівельно-монтажна організація і замовник повинні представити приймальній комісії технічну документацію в обсязі, передбаченому СНиП 3.05.02-88.

1.12. Закінчені будівництвом об'єкти ГНС, ГНП, ПСБ, АГЗС, АГЗП, котельні та інші споруди повинні прийматися згідно з вимогами ДБН А3.1-3-94.

1.13. Пусконалагоджувальні роботи на ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП, котельних та інших газифікованих агрегатах та установках повинні виконуватися згідно з вимогами СНиП 3.05.05-84 (додаток 1 до "Порядка производства пусконаладочных работ").

Пусконалагоджувальні роботи повинні виконуватися підприємствами, які мають дозволи, одержані та зареєстровані в органах Держнаглядохоронпраці в установленому порядку.

Перед заповненням резервуарів, газопроводів ЗВГ, пуском котелень та інших агрегатів та установок повинно бути забезпечене приймання обладнання для комплексного опробовування, введення в дію автоматичних засобів контролю і управління, передбачене проектом і паспортами обладнання, протиаварійні і протипожежні засоби. Персонал слід навчити методам і способам виконання газонебезпечних робіт згідно з вимогами розділу 7 цих Правил, проінструктувати про можливі неполадки і засоби їх усунення, забезпечити потрібними схемами та інструкціями, а також засобами захисту і пожежогасіння, спецодягом, необхідними приладами і обладнанням.

1.14. Приєднання (врізання) новозбудованих газопроводів підприємств до діючих розподільних газопроводів населених пунктів, експлуатація яких здійснюється СПГГ, повинно здійснюватися тільки підрозділами СПГГ.

Роботи з приєднання проводяться на підставі заявки власника (замовника) і при наявності акта прийняття газопроводу в експлуатацію.

1.15. Приєднання до діючих газопроводів новозбудованих газопроводів, ГРП, відводів (вводів) до житлових і громадських будинків, промислових і сільськогосподарських підприємств, котелень, підприємств житлово-комунального та побутового призначення та інших об'єктів, а також газових мереж в середині будівель повинно проводитись під час пуску газу в ці газопроводи або об'єкти. До приєднання новозбудованих розподільних газопроводів до ГРП, відводів (вводів) в кінці кожного приєднуваного газопроводу повинні ставитися заглушки на зварюванні.

2. Експлуатація систем газопостачання

2.1. Загальні вимоги

2.1.1. Введення в експлуатацію систем газопостачання населених пунктів, громадських будинків, промислових та сільськогосподарських підприємств котелень, підприємств комунально-побутового обслуговування населення виробничого характеру дозволяється за наявності акта прийняття об'єкта, технологічних схем систем і об'єктів газопостачання, інструкцій і експлуатаційної документації з безпечного користування газом, плану локалізації і ліквідації можливих аварій, документів з навчання і перевірки знань керівників спеціалістів і робітників, які обслуговують газове господарство, а також наказу про призначення осіб, відповідальних за газове господарство.

2.1.2. За наявності на підприємстві газової служби, введення в експлуатацію (пуск газу) нового газового обладнання проводиться газовою службою підприємства. Про дату проведення пуску газу підприємство повідомляє СПГГ не пізніше ніж за 5 днів.

Коли на підприємстві газова служба відсутня, пуск газу проводиться спеціалізованою службою СПГГ за договорами, укладеними в установленому порядку.

2.1.3. Введення в експлуатацію газового обладнання житлових, громадських будівель і об'єктів комунально-побутового обслуговування населення виробничого призначення провадиться СППГ.

2.1.4. Закінчення робіт з пуску газу фіксується в наряді на газонебезпечні роботи, який повинен бути доданий до виконавчо-технічної документації об'єкта і зберігатися разом з нею.

2.1.6. Організація і проведення робіт з технічного обслуговування і ремонту споруд систем газопостачання встановлюються інструкціями з технічної експлуатації, що затверджуються керівником (власником) підприємства.

В інструкціях з технічної експлуатації повинні бути наведені форми експлуатаційних журналів, актів та паспортів згідно з КТМ 204 УРСР 065-81 "Єдині форми виконавчо-технічної документації на експлуатацію систем газопостачання населених пунктів УРСР".

2.1.9. Для осіб, зайнятих технічною експлуатацією газового господарства, власником повинні бути розроблені та затверджені посадові, виробничі інструкції та інструкції з безпечних методів робіт. Виробничі інструкції доводяться до відома працівників під розпис. Для працюючих на пожежонебезпечних ділянках власником повинні бути розроблені інструкції з пожежної безпеки на основі типових інструкцій і з врахуванням особливості газового господарства, вимог заводів-виготовлювачів обладнання і конкретних умов виробництва.

Інструкції повинні бути розроблені й затверджені у встановленому порядку і знаходитися на робочих місцях, а також у справах газової служби або у відповідальної особи за газове господарство.

2.1.10. Виробнича інструкція повинна містити вимоги з технологічної послідовності виконання різних операцій з врахуванням вимог безпеки їх виконання, методи і обсяги перевірки якості виконуваних робіт.

До інструкції технічного обслуговування і ремонту обладнання ГРП, ГРУ, ГНП, АГЗС, котелень, газовикористовувальних агрегатів і установок повинні додаватися технологічні схеми з позначенням місць установки регулювальних пристроїв, запобіжної і запірної арматури, а також контрольно-вимірювальних приладів і засобів протиаварійного захисту.

2.1.11. Розділи виробничих інструкцій з безпечних методів робіт повинні розроблятися відповідно до "Положення по розробці інструкцій по охороні праці", затвердженого Держнаглядохоронпраці України 29.01.98 N 9, зареєстрованого в Міністерстві юстиції України 07.04.98 N 226/2666.

2.1.12. Інструкції з протипожежної безпеки повинні відповідати вимогам "Правил пожежної безпеки в Україні", затверджених управлінням Державної пожежної охорони МВС України і введених в дію наказом МВС України 22.06.95 N 400, зареєстрованих в Міністерстві юстиції України 14.07.95 N 219/755.

2.1.15. Надземні, наземні і внутрішні газопроводи (за винятком внутрішніх газопроводів і арматури житлових і громадських будівель), а також арматура, повинні бути пофарбовані згідно з ГОСТ 14202-69 і ГОСТ 4666-75.

На маховиках запірної арматури повинен бути позначений напрямок обертання при відкритті і перекритті арматури. На газопроводах підприємств, котелень, ГРП, ГРУ, ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП повинно бути позначене прямування газу.

2.2. Організація технічного обслуговування і ремонту систем газопостачання підприємств і організацій

2.2.1. На кожному підприємстві наказом керівників або спеціалістів, які пройшли у встановленому порядку перевірку знань цих Правил, призначаються особи, відповідальні за технічний стан і безпечну експлуатацію систем газопостачання.

2.2.3. Особі, відповідальній за безпечну експлуатацію систем газопостачання підприємства, надається право:

- здійснювати зв'язок з газозбутовою або газопостачальною організацією, а також підприємствами, які виконують роботи з технічного обслуговування та ремонту за угодою, і контролювати своєчасність, повноту і якість виконаних ними робіт;

- не допускати до обслуговування систем газопостачання і виконання газонебезпечних робіт осіб, які не пройшли перевірки знань або які допускають порушення цих Правил, а також відсторонювати від роботи осіб, які допустили порушення цих Правил;

- не допускати введення в експлуатацію систем газопостачання і газовикористовувальних об'єктів, які не відповідають вимогам цих Правил;

- припиняти роботу систем газопостачання, газопроводів і газового обладнання, небезпечних для подальшої експлуатації, а також введених в роботу самовільно;

2.2.5. На підприємстві, яке експлуатує систему газопостачання власними силами, повинна бути організована газова служба.

2.2.11. Роботи з експлуатації електрохімзахисту підземних газопроводів і резервуарів ЗВГ, виявлення і ліквідації корозійнонебезпечних зон на них, технічного обслуговування і ремонту установок електрохімзахисту повинні забезпечуватися підприємствами-власниками. Вказані роботи можуть виконуватись за угодою службами СПГГ або спеціалізованими підприємствами, які одержали дозвіл в установленому порядку в органах Держнаглядохоронпраці.

2.2.12. На підприємствах повинні бути розроблені, відповідно до чинного законодавства, плани локалізації і ліквідації можливих аварій в системі газопостачання, організовано систематичне проведення навчально-тренувальних занять з обслуговуючим персоналом за цими планами, згідно з затвердженим графіком, із записом в журналі.

2.2.13. Технічне обслуговування, ремонт і експлуатація газопроводів і прокладених спільно з ними інших інженерних комунікацій в колекторах, каналах-"зчіпках", технічних коридорах і підпіллях повинно здійснюватись згідно з єдиною спеціальною інструкцією, розробленою та затвердженою власником споруди і погодженою з місцевим органом Держнаглядохоронпраці.

2.3. Зовнішні газопроводи і споруди

2.3.1. Подані в газопроводи горючі гази повинні відповідати вимогам ГОСТ 5542-87. Інтенсивність запаху газу повинна перевірятися газозбутовими і газопостачальними організаціями відповідно до вимог ГОСТ 22387.5-77.

2.3.3. Встановлені на газопроводах запірна арматура і компенсатори повинні підлягати щорічному технічному обслуговуванню і за необхідності - ремонту. Відомості про заміну засувок, кранів, компенсаторів, а також виконані при капітальному ремонті роботи повинні заноситися до паспорта газопроводу, а про технічне обслуговування - до журналу стану запірної арматури та обслуговування компенсаторів згідно з формою, наведеною в Правилах технічної експлуатації.

2.3.5. Технічний стан зовнішніх газопроводів і споруд повинен контролюватися комплексом заходів (обходом, комплексним обстеженням за допомогою приладів, вимірювань потенціалів та ін.).

2.3.7. При обході підземних газопроводів (у т.ч. з поліетиленових труб) повинен перевірятися стан газопроводів і виявлятися витікання газу за зовнішніми ознаками; перевірятися за допомогою приладів (газоаналізатором або газошукачем) на наявність газу всі колодязі і контрольні трубки, а також колодязі, камери інших підземних комунікацій, підвали будинків, шахти, колектори, підземні переходи, розташовані на відстані до 15 м по обидва боки від осі газопроводу.

2.3.8. При обході підземних газопроводів забороняється: опускатися в шахти, колектори, колодязі та інші підземні споруди без засобів індивідуального захисту, згідно з вимогами розділу 6; користуватись відкритим вогнем та курити в підвалі, а також біля колодязів, шахт, колекторів та інших споруд.

2.3.9. Перевірка герметичності повинна провадитися за допомогою приладів або мильної емульсії.

2.3.10. При виявленні газу на трасі газопроводу робітники, які проводять обхід, зобов'язані терміново повідомити аварійно-диспетчерську службу (АДС), керівників газової служби, вжити заходів для додаткової перевірки і провітрювання загазованих підвалів, перших поверхів будівель, колодязів, камер, які розташовані на відстані до 50 м по обидва боки від осі газопроводу вздовж траси. До приїзду аварійної бригади люди, які перебувають у загазованих будинках, повинні бути попереджені про неприпустимість куріння, користування відкритим вогнем і електроприборами. За необхідності вживають заходів щодо евакуації людей і відключення будівель від джерела електропостачання пристроєм, який знаходиться поза зоною загазованості.

При виявленні газу на межі 50-метрової зони перевірка на загазованість розповсюджується на територію за межею цієї зони.

2.3.11. Періодичність обходу трас підземних газопроводів повинна встановлюватися власником диференційовано залежно від технічного стану газопроводів, небезпеки корозії і ефективності роботи електрозахисних установок, тиску газу, наявності сигналізаторів загазованості в підвалах, випнутих ґрунтів, сейсмічності, характеру місцевості і щільності її забудови, пори року, але не рідше, ніж у терміни, зазначені в таблиці 1 [ ].

2.3.31. Витоки газу на газопроводах ліквідовуються в аварійному порядку. При виявленні небезпечної концентрації газу вище від 1/5 нижчої межі вибуховості (НМВ) в підвалах, підпіллі будівель, колекторах, підземних переходах, галереях газопроводи негайно відключаються. До усунення витоків газу експлуатація їх забороняється.

2.3.36. Перед початком ремонтних робіт на підземних газопроводах, пов'язаних з роз'єднанням газопроводу (заміна засувок, знімання і установка заглушок і прокладок, вирізування стиків), необхідно вимкнути електрозахист і встановити на роз'єднуваних ділянках газопроводу шунтувальні перемички з кабелю перетином не менше 25 кв.мм (якщо немає стаціонарно встановлених шунтувальних перемичок) з метою запобігання іскроутворенню від дії блукаючих струмів.

За неможливості установки шунтувальної перемички зазначені роботи повинні провадитись після продувки газопроводу повітрям.

2.3.37. Про відключення газопроводів, пов'язане з їх ремонтом, а також про час поновлення подачі газу споживачі попереджуються заздалегідь.

2.3.38. Підприємство-власник повинно своєчасно вживати заходів щодо ремонту захисних покриттів.

Дефекти захисних покриттів на газопроводах, які розташовані в зоні дії блукаючих струмів, поблизу будівель з можливим скупченням людей, повинні ліквідовуватися в першу чергу, але не пізніше ніж через два тижні після їх виявлення.

2.3.39. Виконання зварних і ізоляційних робіт при приєднанні і ремонті сталевих підземних газопроводів і контроль за їх якістю здійснюються відповідно до вимог СНиП 3.05.02-88.

2.3.40. Організація, яка виконує будівельні і земляні роботи, повинна представляти СПГГ проект виконання робіт, складений з урахуванням вимог СНиП 3.02.01-87, СНиП Ш-4-80*, ДБН А3.1-5-96.

Будівельні і земляні роботи на відстані менше ніж 15 м від газопроводу допускаються тільки на підставі письмового дозволу СПГГ, у якому повинні бути зазначені умови і порядок їх проведення. До дозволу додається схема розташування газопроводу з прив'язками.

2.3.41. Перед початком робіт ударних механізмів і землерийної техніки поблизу підземного газопроводу організація, яка виконує земляні роботи, зобов'язана виявити фактичне місцезнаходження газопроводу шляхом відкриття шурфів вручну і в присутності представника СПГГ.

2.4. Газорегуляторні пункти, газорегуляторні установки і комбіновані домові регулятори тиску

2.4.1. У кожному ГРП (ГРУ) на видному місці повинні бути вивішені схеми обладнання, попереджувальні написи та інструкції з експлуатації, протипожежної безпеки і охорони праці.

2.4.2. Режим роботи ГРП і ГРУ встановлюється у відповідності з проектом і фіксується в затверджених режимних картках.

2.4.3. Вихідний робочий тиск газу з ГРП (ГРУ) і комбінованих домових регуляторів тиску повинен регулюватися згідно з встановленими режимами тиску в газовій системі споживача.

Максимальний робочий тиск газу після регулятора тиску, який подає газ побутовим газовим приладам, встановлюється залежно від номінального тиску перед приладами, але не більше 300 даПа (300 мм вод. ст.).

2.4.4. Не допускається коливання тиску газу після регуляторів, яке перевищує 10% робочого тиску.

2.4.5. В тупикових системах газопостачання запобіжно-скидні клапани (далі - ЗСК) ГРП і ГРУ повинні спрацьовувати раніше, ніж спрацюють запобіжно-запірні клапани (далі - ЗЗК).

У кільцевих системах газопостачання ЗСК ГРП і ГРУ повинні забезпечувати їх спрацювання після спрацювання ЗЗК.

2.4.6. Для тупикових систем газопостачання ЗСК, а також запобіжно-скидні пристрої, вбудовані в регулятори тиску, повинні забезпечувати скид газу при перевищенні максимального робочого тиску після регулятора на 15%, а ЗЗК настроюються на верхню межу спрацювання, яка не перевищує 25% максимального робочого тиску.

Для кільцевих систем газопостачання ЗЗК настроюються на верхню межу спрацювання, яка не перевищує 15% максимального робочого тиску, а ЗСК повинні забезпечити скид газу при перевищенні максимального робочого тиску на 25%.

Для тупикових і кільцевих систем газопостачання низького тиску до 300 даПа (300 мм вод. ст.) нижча межа спрацювання ЗЗК установлюється СПГГ, але не менше ніж 70 даПа (70 мм вод. ст.) у споживача.

При виконанні робіт з перевірки і настроювання запобіжних пристроїв і регуляторів тиску повинно бути забезпечене безпечне газопостачання.

2.4.7. Несправності регуляторів, які викликають підвищення або зниження робочого тиску, неполадки в роботі запобіжних клапанів, а також витоки газу, необхідно ліквідувати в аварійному порядку (розділ 8).

2.4.8. Включення в роботу регуляторів тиску у випадку припинення подачі газу повинно проводитися після встановлення причин спрацювання ЗЗК і вжиття заходів до їх усунення.

2.4.9. Запірні пристрої на обвідній лінії (байпасі) повинні бути у закритому положенні (перед ЗСК - у відкритому) і опломбовані. Газ по обвідній лінії допускається подавати тільки протягом часу, потрібного для ремонту обладнання і арматури, а також в період зниження тиску газу перед ГРП або ГРУ до величини, яка не забезпечує надійної роботи регулятора тиску. При цьому на весь період подачі газу по байпасу повинен бути забезпечений постійний контроль за вихідним тиском газу.

2.4.10. Температура повітря в приміщеннях ГРП, де розміщені обладнання і засоби вимірювання, повинна бути не нижче за передбачену в паспортах заводів-виготовлювачів.

2.4.11. Із зовнішнього боку будівлі ГРП або на огорожі ГРУ на видному місці необхідно встановити попереджувальні написи - "Вогненебезпечно. Газ".

2.4.12. Під час експлуатації ГРП і ГРУ повинні виконуватися технічний огляд, регулювання обладнання, технічне обслуговування, поточний і капітальний ремонт.

Технічний огляд здійснюється:

ГРП з регулюючими клапанами "ВО" і "ВЗ" - цілодобовим наглядом;

інших ГРП (ГРУ) - не рідше 1 разу на 4 дні;

ГРП з телемеханікою - не рідше 1 разу на 7 днів.

Регулювання обладнання ГРП (ГРУ) і перевірка параметрів спрацювання ЗСК і ЗЗК - не рідше 1 разу на 2 місяці, а також після ремонту обладнання.

Технічне обслуговування - не рідше 1 разу на 6 місяців.

Поточний ремонт - не рідше 1 разу на рік, якщо завод-виготовлювач регуляторів тиску, запобіжних клапанів, телемеханічних пристроїв не вимагає проведення ремонту в стисліші строки. Капітальний ремонт здійснюється на підставі дефектних відомостей, складених за результатами оглядів комісією експлуатаційної організації.

2.4.13. При технічному огляді стану ГРП (ГРУ) виконуються:

перевірка приладами величин тиску газу перед і після регулятора, перепаду тиску на фільтрі, температури повітря в приміщенні, а стану герметичності системи - за допомогою як приладів, так і мильної емульсії;

контроль за правильністю положення молоточка зчеплення важелів ЗЗК;

перевірка справності КВП і А;

перевірка стану і роботи електроосвітлення і електрообладнання, вентиляції, системи опалення; візуальне виявлення тріщин і нещільностей стін, які відділяють основне і допоміжне приміщення;

зовнішній і внутрішній огляд будівлі, за необхідності - очищення приміщення і обладнання від забруднення.

2.4.14. При виявленні порушень режимів газопостачання або наявності аварійних ситуацій потрібно повідомити АДС і вжити заходів згідно з планом локалізації і ліквідації аварії.

2.4.15. При перевірці засміченості фільтрів максимальний перепад тиску газу в касеті фільтра не повинен перевищувати встановлений заводом-виготовлювачем, але не більше, даПа (мм вод. ст.):

сітчастого - 500 (500);

вісцинового - 500 (500);

волосяного - 1000 (1000).

2.4.16. При зніманні для ремонту запобіжних пристроїв замість них необхідно встановлювати випробувані запобіжні пристрої. Робота ГРП (ГРУ) без запобіжних пристроїв забороняється.

2.4.17. При технічному обслуговуванні повинні виконуватися:

перевірка роботи засувок і запобіжних клапанів;

змащення тертьових частин і перенабивка сальників;

визначення щільності і чутливості мембран регуляторів тиску і управління;

продувка імпульсних трубок до регуляторів тиску, контрольно-вимірювальних приладів і ЗЗК;

перевірка параметрів настроювання ЗСК й ЗЗК.

2.4.18. При поточному ремонті слід обов'язково виконувати:

розбирання регуляторів тиску, запобіжних клапанів з очищенням їх від корозії і забруднень;

перевірку щільності прилягання клапанів до сідла, стану мембран;

змащення тертьових частин;

ремонт або заміну зношених деталей;

перевірку надійності кріплень конструкційних вузлів, які не підлягають розбиранню;

розбирання запірної арматури, яка не забезпечує герметичності закриття;

роботи, перелічені в п. 4.4.17.

2.4.19. Відмикаючи пристрої на лінії редукування при розбиранні обладнання повинні бути в перекритому положенні. На межі відключених ділянок повинні встановлюватися інвентарні заглушки, які б відповідали вхідному максимальному тиску газу. ГРП (ГРУ) повинні бути забезпечені комплектом інвентарних заглушок.

2.4.20. Ремонт електрообладнання ГРП і заміна перегорілих електроламп повинні проводитися при знятому навантаженні персоналом, який пройшов перевірку знань згідно з вимогами ПУЕ і ПБЕ електроустановок.

При недостатньому природному освітленні допускається застосування переносних вибухозахищених світильників.

2.4.21. При наявності в ГРП місцевого опалення з розташуванням індивідуальної опалювальної установки в допоміжному приміщенні ГРП слід стежити за газонепроникністю стін (відсутність видимих тріщин, наскрізних отворів і т.ін.), які відділяють основне приміщення ГРП від приміщення, де є опалювальна установка.

За наявності в розділювальних стінах нещільностей користуватися опалювальними установками забороняється.

Перевірка і прочищення димоходів повинна проводитися перед кожним опалювальним сезоном з оформленням акта.

2.4.22. Результати ремонтів обладнання ГРП (ГРУ), пов'язаних з заміною деталей і вузлів, повинні заноситися в паспорт ГРП (ГРУ).

Перелік виконаних робіт, які не відображаються в паспорті ГРП, повинен відображатись в експлуатаційному журналі, де вказуються також параметри експлуатації обладнання ГРП і ГРУ і виконані роботи.

2.4.23. В приміщеннях ГРП зварювальні та інші вогневі роботи повинні виконуватись за нарядами-допусками на виконання вогневих і газонебезпечних робіт.

2.4.24. Приміщення ГРП повинні бути вкомплектовані первинними засобами пожежогасіння (додаток 5).

Зберігання обтиральних горючих матеріалів та інших матеріалів в основному приміщенні ГРП не дозволяється.

2.4.25. Установка і будова комбінованих домових регуляторів тиску газу здійснюються за вимогами СНиП 2.04.08-87.

2.4.26. При кожному обході газопроводів-вводів, згідно з установленою періодичністю, перевіряється герметичність з'єднань комбінованих домових регуляторів тиску за допомогою приладів або мильної емульсії, а також їх зовнішній стан.

2.4.27. Технічне обслуговування комбінованих домових регуляторів тиску повинно провадитися не рідше 1 разу за 3 роки або за заявкою власника. При цьому регулятор повинен пройти дефектацію, ремонт і налагодження, згідно з ТУ, в майстернях спеціалізованих підприємств газового господарства (СПГГ).

Замість знятого СПГГ встановлює справний регулятор.

2.4.28. За наявності заявки абонента на відхилення тиску газу від номінального слід перевірити його величину на виході регулятора. Тиск перевіряється на приладі споживача за відсутності відбору газу.

2.5. Внутрішні газопроводи і газове обладнання житлових і громадських будинків

2.5.1. Вимоги цього розділу розповсюджуються на газопроводи і газове обладнання, яке розміщене після відключувального пристрою на вводі по ходу газу, в житлових і громадських будинках, комплексах і спорудах згідно з СНиП 2.08.02-89.

2.5.2. Власники житлових будинків до пуску газу повинні забезпечити інструктаж квартиронаймачів, власників квартир і житлових будинків з питань користування газом та техніки безпеки спеціалізованим підприємством газового господарства.

2.5.6. Періодичність і порядок технічного обслуговування внутрішніх газопроводів і газового обладнання житлових і громадських будинків повинні виконуватися згідно з "Положенням про порядок технічного обслуговування внутрішньобудинкових систем газопостачання житлових будинків, громадських будівель, підприємств побутового та комунального призначення", затвердженим наказом ДАКХ Укргаз 30.07.97 N 35 і зареєстрованим в Мін'юсті України 02.10.97 N 451/2255.

2.5.11. Відключенню від системи газопостачання з установкою заглушки підлягають прилади і апарати, в яких не забезпечена герметичність і які мають несправну автоматику безпеки, а також несправні димоходи, вентиляційні канали і їх оголовки.

2.5.12. Несправне газове обладнання, плити, печі та інше обладнання, ремонт якого пов'язаний з його розбиранням, а також газове обладнання при капітальному ремонті помешкань житлових і громадських будинків повинно відключатись з встановленням заглушок і оформлюватися актом, складеним представником організації, яка експлуатує газове господарство. Один примірник акта вручається власнику.

2.6. Газопроводи і газовикористовувальні установки промислових і сільськогосподарських підприємств, котелень, підприємств комунально-побутового обслуговування виробничого характеру

2.6.1. СПГГ і підприємства повинні скласти акт і схему розмежування ділянок обслуговування.

2.6.2. Розмежування ділянок обслуговування зовнішніх і внутрішніх газопроводів, а також газопроводів і установок в середині підприємства повинно бути оформлене наказом (розпорядженням) по підприємству з додатком схем пограничних ділянок з зазначенням меж.

2.6.3. Межа обслуговування газопроводів СПГГ і газоспоживальними організаціями встановлюється за домовленістю.

2.10. Захист сталевих підземних споруд систем газопостачання від електрохімічної корозії

2.10.1. Всі види захисту від електрохімічної корозії (надалі - ЕХЗ), передбачені проектом, повинні бути введені в дію до здавання побудованих підземних споруд в експлуатацію.

2.10.2. Відповідальними за стан ЕХЗ споруд систем газопостачання є їх власники.

2.10.3. Експлуатація установок ЕХЗ споруд систем газопостачання повинна виконуватись за вимогами ГОСТ 9.602-89, РДИ 204 УССР 067-89.

2.10.4. Налагоджувальні і експлуатаційні роботи на установках ЕХЗ, а також проведення електричних вимірювань повинні здійснюватися персоналом, який пройшов спеціальну підготовку і має посвідчення на право роботи з електроустановками напругою до 1 000 В, з додержанням вимог Правил устройства электроустановок (надалі - ПУЕ), затверджених Міненерго СРСР 04.07.84; Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей (надалі - ПТЕ), затверджених Міненерго СРСР 20.02.1989 р. і Правил безпечної експлуатації електроустановок (далі - ПБЕ), затверджених наказом Держнаглядохоронпраці 06.10.97 N 257, зареєстрованих в Мін'юсті України 13.01.98 N 11/2451.

2.10.5. Експлуатація засобів ЕХЗ споруд систем газопостачання населених пунктів, як правило, повинна здійснюватися спеціалізованими службами СПГГ.

2.10.7. Технічний огляд установок ЕХЗ, не обладнаних засобами телемеханічного контролю, повинен проводитися (не рідше):

дренажних - 4 рази на місяць;

катодних - 2 рази на місяць;

перетворювачів малої потужності - 1 раз на 6 місяців;

контрольованих протекторних - 1 раз на 6 місяців.

2.10.9. При технічному обслуговуванні установок ЕХЗ виконуються, окрім робіт, вказаних в п. 4.10.8 цих Правил, також:

- перевірка опору анодів і захисного заземлення 1 раз на рік, а також під час проведення ремонтних робіт;

- випробування кабельних ліній електроживлення - 1 раз на рік;

- перевірка ізоляції апаратури і кабельних ліній електроживлення, а також опору розтікання струму захисного заземлення - не рідше 1 разу на рік;

- перевірка справності електроізолювальних фланцевих з'єднань - 1 раз на 2 роки;

- контроль за станом захисного покриття - 1 раз на 5 років.

2.11. Електрообладнання

2.11.1. Електрообладнання повинно експлуатуватися відповідно до вимог ПУЕ, ПТЕ, ПБЕ, цих Правил та інструкцій заводів-виготовлювачів.

2.11.2. Вибухозахищене електрообладнання повинно періодично обстежуватися, випробовуватися, технічно обслуговуватися і ремонтуватися згідно з вимогами ПБЕ.

2.11.3. Огляд електрообладнання і електропроводки ГРП, ГНС, ГНП, АГЗС і АГЗП повинен проводитися:

на початку кожної робочої зміни - обслуговуючим персоналом;

щотижня - особою, відповідальною за електрогосподарство підприємства-власника;

огляд електрообладнання ГРП - при технічному обслуговуванні.

2.11.4. Випробування вибухозахищеного електрообладнання проводиться відповідно до вимог і норм, не нижче встановлених інструкціями заводів-виготовлювачів, ПТЕ і ПБЕ.

2.11.6. Технічне обслуговування вибухозахищеного обладнання повинно проводитися не рідше одного разу на 6 місяців, при цьому відкриваються кришки оболонок, розбираються вводи (при потребі), проводиться огляд електричних частин електрообладнання і усуваються виявлені несправності, роботи повинні виконуватися персоналом, який пройшов перевірку знань відповідно до вимог ПТЕ і ПБЕ електроустановок споживачів, з додержанням технічних і організаційних заходів.

2.11.14. Заземлення будівель і обладнання ГРП, ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП належить перевіряти не рідше одного разу на рік.

2.11.16. Перевірка стану пристроїв захисту від блискавки повинна проводитися для будівель і споруд І і ІІ категорій 1 раз на рік перед початком грозового сезону, для будівель і споруд ІІІ категорії - не рідше 1 разу на 3 роки.

Перевірці підлягають цілісність і захищеність від корозії доступних огляду частин блискавковідводів і струмовідводів та контактів між ними, а також значення опору струму примислової частоти заземлювачів, який повинен бути не більшим ніж при прийманні заземлювального пристрою.

Заземленню підлягають як окремо стоячі блискавковідводи, так і встановлені на будівлях і спорудах, а також блискавкоприймальні сітки.

2.11.17. Для аварійного освітлення на ГРП, ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП застосовуються переносні вибухозахищені світильники напругою 12 В.

2.12.12. Експлуатація газового обладнання з відключеними контрольно-вимірювальними приладами, автоматикою безпеки і передбаченими проектом приладами блокування і сигналізації забороняється.

3. Газонебезпечні роботи

3.1. Газонебезпечними вважаються роботи, які виконуються в загазованому середовищі або за яких можливе витікання газу.

До газонебезпечних робіт належать:

3.1.1. Приєднання новозбудованих газопроводів до діючої системи газопостачання.

3.1.2. Пуск газу в системи газопостачання об'єктів при введенні в експлуатацію, після ремонту і їх реконструкції, виконання пусконалагоджувальних робіт; введення в експлуатацію ГРП, ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП, резервуарів ЗВГ.

3.1.3. Технічне обслуговування і ремонт діючих зовнішніх і внутрішніх газопроводів, споруд систем газопостачання, надомних регуляторів тиску, газообладнання ГРП (ГРУ), газовикористовувальних установок, обладнання насосно-компресорних і наповнювальних відділень, зливних естакад ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП резервуарів ЗВГ, а також вибухозахищеного електрообладнання.

3.1.4. Робота на байпасі ГРП (ГРУ).

3.1.5. Усунення закупорок, установка і зняття заглушок на діючих газопроводах, а також від'єднання від газопроводів агрегатів, обладнання і окремих вузлів.

3.1.6. Відключення від діючих газопроводів, консервація і реконструкція газопроводів і обладнання сезонної дії.

3.1.7. Виконання зливно-наливних операцій на резервуарних установках ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП і АЦЗГ, заповнення ЗВГ резервуарних установок, злив ЗВГ з несправних і переповнених балонів, злив невипарних залишків, заправка газобалонних автомашин і балонів.

3.1.8. Ремонт і огляд колодязів, видалення води і конденсату з газопроводів і конденсатозбірників.

3.1.9. Підготовка до технічного огляду резервуарів і балонів ЗВГ і його проведення.

3.1.10. Розкопка грунту в місцях витоку газу до їх усунення.

3.1.11. Всі види робіт, які пов'язані з виконанням вогневих і зварювальних робіт на діючих газопроводах ГРП, установках ЗВГ і виробничих зонах ГНС, ГНП, АГЗС і АГЗП.

3.1.12. Технічне обслуговування і ремонт побутових газовикористовувальних приладів і апаратів.

3.3. Газонебезпечні роботи повинні виконуватися бригадою в складі не менше двох працівників. Введення в експлуатацію індивідуальних ГБУ, технічне обслуговування газового обладнання житлових і громадських будинків (у тому числі і домових регуляторів тиску), а також окремих газових приладів і апаратів у житлових будинках можуть виконуватися одним працівником.

Допускається СПГГ проводити технічний огляд ГРП, які розташовані в окремих будівлях, вбудованих і прибудованих до будов з відокремленим входом, одним працюючим за інструкцією, яка містить додаткові заходи безпеки.

Огляд ГРП, обладнаних системами телемеханіки, розташованими в шафах, на відкритих площадках, а також ГРУ може провадитися одним працівником.

Ремонтні роботи в колодязях, тунелях, траншеях і котлованах глибиною понад 1 м, колекторах і резервуарах повинні виконуватися бригадою не менше як із трьох працівників.

3.4. На виконання газонебезпечних робіт видається наряд-допуск (додаток 8) з додатком інструкції із заходів безпеки.

3.7. Пуск газу в газові мережі населених пунктів, у газопроводи середнього і високого тиску, роботи з приєднання газопроводів середнього і високого тиску, ремонтні роботи в ГРП (ГРУ), у виробничій зоні ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП із застосуванням зварювання і газового різання, ремонтні роботи на діючих газопроводах середнього і високого тисків з застосуванням зварювання і газового різання, зниження і відновлення робочого тиску газу в газопроводах середнього і високого тиску, зв'язані з відключенням споживачів, відключення і наступне включення подачі газу в цілому на підприємство, первинне заповнення резервуарів зрідженим газом на ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП виконуються за нарядом-допуском і за спеціальним планом, затвердженим керівником СПГГ, а при виконанні вказаних робіт силами газової служби підприємства - керівником цього підприємства.

3.25. Зовнішні газопроводи всіх тисків підлягають контрольному опресовуванню тиском 0,1 МПа (1 кгс/кв.см).

Падіння тиску не повинно спостерігатися протягом 10 хвилин.

3.26. Контрольне опресовування внутрішніх газопроводів промислових і сільськогосподарських підприємств, котелень, підприємств комунально-побутового обслуговування населення виробничого характеру, а також обладнання і газопроводів ГРП (ГРУ), ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП повинне проводитися тиском 0,01 МПа (1000 мм вод.ст.).

Падіння тиску не повинне перевищувати 10 даПа (10 мм вод.ст.) за 1 год.

3.27. Контрольне опресовування внутрішніх газопроводів і газового обладнання житлових і громадських будинків повинна проводитися тиском 0,005 МПа (500 мм вод.ст.). Падіння тиску не повинно перевищувати 20 даПа (20 мм вод.ст.) за 5 хвилин.

3.28. Резервуари ЗВГ, газопроводи обв'язки резервуарних і групових балонних установок повинні випробуватися тиском 0,3 МПа (3 кгс/кв.см) протягом 1 год. Результати контрольного опресовування вважаються позитивними при відсутності видимого падіння тиску на манометрі і витоків, виявлених приладом або за допомогою мильної емульсії.

3.31. При ремонтних роботах в загазованому середовищі повинні застосовуватися інструменти з кольорового металу, який би унеможливлював іскроутворення. Інструменти і пристрої з чорного металу повинні бути оміднені або густо змазуватися солідолом.

3.32. Працівники і спеціалісти, які виконують газонебезпечну роботу в колодязі, резервуарі, в приміщеннях ГРП, ГНС, ГНП, АГЗС і АГЗП, повинні бути у вогнестійкому спецодязі і взутті без сталевих підківок і цвяхів.

3.33. При виконанні газонебезпечних робіт повинні застосовуватися переносні вибухозахищені світильники напругою не більше 12 В.

3.34. У колодязях, що мають перекриття, тунелях, колекторах, технічних коридорах, ГРП і на території ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП не допускається проведення зварювання і газового різання на діючих газопроводах без відключення і продування їх повітрям або інертним газом. При відключенні газопроводів після запірних пристроїв повинні встановлюватися інвентарні заглушки.

3.35. У газових колодязях зварювання, різання, а також заміна арматури, компенсаторів та ізолювальних фланців допускається тільки після повного зняття перекрить.

3.37. Газове різання і зварювання на діючих газопроводах при приєднанні до них газопроводів і їх ремонт повинні проводитися при тиску газу 40-150 даПа (40-150 мм вод.ст.). Наявність вказаного тиску повинна перевірятися протягом всього часу виконання роботи.

При зниженні тиску нижче 40 даПа (40 мм вод.ст.) і підвищенні його понад 150 даПа (150 мм вод.ст.) різання або зварювання слід припинити.

3.38. При виконанні робіт із встановлення додаткового обладнання на діючих внутрішніх газопроводах зварювання і різання слід провадити на відключених ділянках, які повинні бути продуті повітрям або інертним газом.

3.39. Перевірення герметичності газопроводів, арматури і приладів вогнем забороняється.

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

3.41. При газовому різанні або зварюванні на діючих газопроводах для попередження утворення високого полум'я місця виходу газу повинні замазуватися глиною з азбестовою крихтою.

3.61. Відповідальним за забезпечення працівників засобами індивідуального захисту і справність цих засобів є спеціаліст, що керує газонебезпечною роботою.

Забезпеченість засобами індивідуального захисту і їх справність виявляються при видачі наряду-допуску на газонебезпечні роботи.

При організації робочого місця керівник роботи зобов'язаний забезпечити можливість швидкого виведення робітників з небезпечної зони.

3.62. Кожному працюючому за нарядом-допуском повинен видаватися рятувальний пояс в комплекті зі страхувальним мотузком, шланговий або ізолювальний протигаз. Застосування фільтрувальних протигазів не допускається.

Потреба застосування протигазів працівниками при виконанні ними газонебезпечних робіт визначається керівником робіт.

3.63. Дозвіл на користування ізолювальними протигазами в кожному випадку повинен видавати керівник робіт особам, які пройшли медичний огляд і спеціальний інструктаж з правил користування таким протигазом.

3.64. Тривалість роботи в протигазі без перерви не повинна перевищувати 30 хвилин. Загальний час роботи ізолювального протигазу визначається паспортом протигазу.

3.65. Повітрозабірні патрубки шлангових протигазів при роботі повинні розставлятися і закріплюватися з навітряного боку від місця виділення газу.

За відсутності "примусової" подачі повітря вентилятором довжина шлангу не повинна перевищувати 10 м. Шланг не повинен мати різких перегинів і будь-чим затискатися.

3.66. Рятувальні пояси повинні мати наплічні ремені з кільцем з боку спини на їх перетині для кріплення мотузка. Пояс повинен підганятися так, щоб кільце розміщувалося не нижче лопаток.

4.3 Інженерно- технічні заходи щодо охорони праці

Для запобігання випадків поразки електрострумом та зниження рівня статичного електроструму в газорозподільній мережі використовується захисне заземлення. Захисне заземлення здійснюється за допомогою заземлювачів – металевих провідників, що знаходяться в безпосередньому контакті з землею і розташовуються в ряд. Обираємо трубчатий електрод, довжиною l = 3м(мах), діаметром d = 40мм = 0,04 м.

Для визначення необхідного заземлення проводимо розрахунок а алгоритмом [94].

Розрахуємо опір одного вертикального електроду, Ом:

, (4.1)

де - питомий опір поверхні в місці розташування заземлювачів, Ом∙м, грунт суглинок, тому = 100 Ом∙м.

l - довжина трубчастого електроду, м, l = 3 м.

d - діаметр трубчастого електроду, м, d = 40мм = 0,04 м.

– відстань від верхньої точки стержневого заземлювача до поверхні землі, м; 0,5 1,0 м; = 0,9;

t - глибина розташування середини електрода від поверхні землі, м,

розраховується за формулою

, (4.2)

м

Ом

Припустимий опір устрою, який заземлює, Rдоп = 4 Ом. Так як Re > Rдоп, знаходимо потрібну кількість вертикальних електродів.

На початку розрахуємо початкову кількість заземлювачів без урахування об'єднуючої штиби.

(4.3)

шт.

приймаємо начальну кількість електродів - 8 штук.

Визначаємо необхідну кількість вертикальних електродів:

(4.4)

де - коефіцієнт використання вертикальних електродів, що враховує обопільне екранування.

Для вибору цього коефіцієнта приймають значення відношення відстані між електродами до їхній довжини а = 1, отже, коефіцієнт використання вертикальних електродів = 0,65.

Приймаємо кількість електродів – 14 штук.

Визначивши кількість заземлення знайдемо довжину з'єднуючої штиби:

(4.5)

м

Опір з'єднуючої штиби визначаємо за формулою:

, (4.6)

де В - ширина з'єднуючої штиби, м; b = 20 мм = 0,02 м;

- відстань від верхньої точки трубчастого заземлювача до поверхні землі, м; = 0,9 м.

Ом.

І розрахуємо загальний опір для устрою, який заземлює, Rз, який повинен бути .

(4.7)

ηш- коефіцієнт використання з'єднуючої штиби, ηш = 0,62.

Ом.

Загальний опір Rз відповідає умові Rз Rдоп, тому обрані нами 14 електродів

d = 0,04м, довжиною l = 3м відповідає всім нормам [94].

Висновки та рекомендації

Досліджуєме відкрите акціонерне товариства по газопостачанню та газифікації "ДНІПРОПЕТРОВСЬКГАЗ" є ліцензіатом з розподілу природного і нафтового газу та з постачання природного газу за регульованим тарифом у Дніпропетровській області (окрім м.Дніпропетровськ та м.Кривий Ріг).

ВАТ “Дніпропетровськгаз” підпорядковане Національній акціонерній компанії “Нафтогаз України”, яка є власником 51% акцій підприємства.

Між Дочірнєю компанією „Газ України” Національної акціонерної компанії „Нафтогаз України” (компанія) та ВАТ „Дніпропетровськгаз” (користувач) укладено угоду, згідно якій ВАТ „Дніпропетровськгаз” у тимчасове користування надане державне майно, яке не підлягає приватизації і використовується для забезпечення постачання та розподілу природного газу, а саме: розподільні газові мережі, споруди на них, транспортні засоби спеціального призначення та інше державне майно, яке передано НАК „Нафтогаз України” у користування згідно з постановою КМУ від 25.05.98р. №747 „Про утворення НАК „Нафтогаз України”.

Статутний фонд ВАТ “Дніпропетровськгаз” відповідно до установчих документів складає 2 455 902 грн., розподілений на 861 720 простих іменних акцій номінальною вартістю 2,85 грн кожна. Загальна кількість акціонерів становить 12,5 тис.осіб. ВАТ "Дніпропетровськгаз" має 18 відокремлених структурних підрозділів, розташованих в основних районних містах Дніпропетровської області.

Результати проведеного аналізу динаміки росту статей балансу та змін в структурі статей активів та пасивів балансу ВАТ «Дніпропетровськгаз» за 2005 - 2007 роки показали:

- обсяги валюти балансу ВАТ «Дніпропетровськгаз» зменшились з рівня 580 407 млн.грн. (2005) до 479 560 млн.грн. (2007), при цьому темп негативного приросту становив -0,91% у 2006 році та -16,54% у 2007 році;

- обсяги власних коштів в балансі ВАТ «Дніпропетровськгаз» за рахунок погашення накопичених збитків резервами додаткового капіталу зменшились з рівня 98 239,0 млн.грн. (2005) до 70 343,8 млн.грн. (2007), при цьому темп негативного приросту становив -12,72 % у 2006 році та -17,96% у 2007 році;

- обсяги чистого доходу від реалізації продукції ВАТ «Дніпропетровськ-газ» зросли з рівня 326 983 млн.грн. (2005) до 546 202 млн.грн. (2007), при цьому темп приросту становив 18,34 % у 2006 році та 41,16% у 2007 році;

- обсяги чистого прибутку після оподаткування ВАТ «Дніпропетровськ-газ» зросли з збиткового рівня -43 218 млн.грн. (2005) до меншого збиткового рівня -23 934,8 млн.грн. (2007), при цьому темп приросту становив 41,19 % у 2006 році та 5,8% у 2007 році;

Таким чином, система розвитку підприємства ВАТ «Дніпропетровськ-газ» може бути охарактеризована за результатами 2006-2007 року як нестійка за класичним «золотим правилом» співвідношення основних показників росту підприємства.

Проведений аналіз структури та динаміки активів підприємства за 2005 –2007 роки показав:

- структурна частка необоротних активів в валюті балансу з рівня 35,61% у 2005 році зросла до рівня 45,73% у 2007 році за рахунок зростання структур-ної частки основних засобів з рівня 33,9% у 2005 році до рівня 43,6% у 2007 році (з рівня 196 820 млн.грн.(2005) до 209 257 млн.грн.(2007));

- в структурі оборотних активів підприємства:

1) структурна частка запасів в валюті балансу з рівня 7,44% у 2005 році знизилась до рівня 3,06% у 2007 році;

2) структурна частка дебіторської заборгованості в валюті балансу з рівня 50,3% у 2005 році знизилась до рівня 39,9% у 2007 році;

3) структурна частка готівкових грошей в валюті балансу з рівня 1,28% у 2005 році зросла до рівня 2,65% у 2007 році;

Таким чином, падіння структурної частки запасів та дебіторської заборго-ваності в валюті активів балансу зумовлене у 2005 -2007 роках зростанням структурної частки необоротних активів.

В структурі джерел (пасивів) підприємства за 2005 -2007 роки:

1) структурна частка власних коштів в валюті балансу з рівня 16,93% у 2005 році зменшилась до рівня 14,66% у 2007 році за рахунок збитковості роботи підприємства та покриття збитків резервами капіталу;

Характеристики

Список файлов ВКР