Газифікація села Н. Рябина В-Писарівського району Сумської області природним газом двохступеневою системою з розробкою газифікації житлового будинку та питань діагностики технічного стану систем газопостачання

Мінімальні відстані (у просвіті) газопроводів до підземних інженерних мереж, будинків та споруд виконано згідно з вимогами [4]і ДБН Б.2.4-1.

На ділянках із стисненими умовами замість поліетиленових труб виконано прокладання сталевих з виконанням вимог для сталевих газопроводів, що прокладаються в стиснених умовах.

На висоті 400-500мм над поліетиленовими газопроводами, прокладеними без футлярів, укладено попереджувальну полімерну стрічку жовтого кольору шириною не менше 200мм із незмивним написом «Газ».

Футляри, які застосовуються у стиснених умовах, виконані із сталевих труб. Внутрішні діаметри футлярів виконано більшими від зовнішніх діаметрів газопроводів, не менше ніж на 40 мм при діаметрах газопроводів до 90 мм і не менше ніж 80 мм при діаметрах газопроводів понад 90мм. Кінці футлярів при прокладанні в них газопроводів повинні ущільнено діелектричними водонеп-роникненими матеріалами (гумові втулки, термоусадочні плівки, пінополіуретаном - мікрофлексом, пінофлексом).

В межах футляра газопроводи по 1м в обидва боки від нього не мають зварних та інших з'єднань. На одному кінці футляра встановлено контрольну трубку, що виходить під захисний пристрій.

Мінімальні відстані у просвіті від газопроводів до найближчих труб теплових мереж безканальної прокладки без дренажу, від анкерних опор, що виходять за габарити труб теплових мереж, до гаражів, до фундаментів будинків та споруд, огорож автостоянок, автогазозаправних та автозаправних станцій, до напірної каналізації передбачено у відповідності з вимогами додатку 8.1 [4]

Глибину прокладки газопроводів прийнято не менше 1 м до верху газопроводів або футлярів. При прокладанні під проїзними частинами доріг та вуличних проїздів (у футлярах або без футлярів) глибину прокладки виконано на глибині не менше 1,2м до верху газопроводів або футлярів. В місцях пересічення з підземними інженерними мережами на висоті 400-500мм над поліетиленовими газопроводами укладено попереджувальну жовту полімерну стрічку шириною не менше 200мм із незмивним написом «Газ».

Траси підземних газопроводів відмічені табличками покажчиками:

в забудованій частині - на стінах будинків або орієнтирних стовпчиках у місцях повороту трас, установка арматури, зміни діаметрів;

в незабудованій частині - на орієнтирних стовпчиках.

Орієнтирні стовпчики установлено на відстані 1м від осі газопроводів, справа по ходу газу.

З метою позначення трас газопроводів (при відсутності постійних точок прив'язок) передбачено шляхом прокладки над газопроводами на висоті 400-500мм від верху труби ізольованого алюмінієвого або мідного проводів перерізом 2,5-4,0мм., або на висоті 400-500мм над трубами газопроводів прокладено попереджувальну поліетиленову стрічку жовтого кольору шириною не менше 200мм з вмонтованим в неї алюмінієвим або мідним проводом перерізом 2,5-4,0мм .

У відповідності з [6] виконана безколодязна установка кранів, які приєднуються до газопроводу зварюванням, із забезпеченням керування ними з поверхні землі через обсадну трубу, виведену під ковер.

Вимикаючи пристрої на зовнішніх газопроводах розміщено в колодязях, наземних негорючих шафах або огорожах, а також на стінах будинків. Вимикаючи пристрої встановлено в доступному для обслуговування місці.

В колодязях передбачено компенсуючи пристрої, що забезпечують монтаж і демонтаж запірної арматури.

Колодязі для розміщення вимикаючих пристроїв на газопроводах виконані з негорючих, вологостійких та біостійких матеріалів.

Для захисту від механічних пошкоджень контрольних трубок, контактних виводів контрольно-вимірювальних пунктів, водовідвідних трубок конденсатозбірників, гідрозатворів та арматури встановлено ковери, які установлено на бетонній, залізобетонній або іншій основі, яка забезпечує стійкість та виключає їхнє осідання.

При підходах підземних газопроводів до стін будинків (при улаштуванні вводів) біля стін будинків над газопроводами-вводами для можливості своєчасного виявлення витоків газу з підземних газопроводів передбачено установку контрольних трубок. Відведення продуктів згорання від побутових газових приладів, печей та іншого побутового газового обладнання, в конструкції якого передбачено відведення продуктів згорання в димохід, слід здійснювати від кожного приладу, агрегату або печі по відособленому димоходу.

Площа перетину димоходу не повинна бути меншою за площу патрубка газового приладу, який приєднується до димоходу.

Вентиляційні канали кухонь і приміщень, які обладнані приладами і апаратами, що працюють без відводу продуктів згорання в димохід, повинні відповідати вимогам СНиП 2.08.01-89.

В існуючих будівлях дозволяється приєднувати до одного димоходу не більше двох водонагрівачів або опалювальних печей, розміщених на одному або різних поверхах будівлі, за умови вводу продуктів згорання в димохід на різних рівнях не ближче 0,5 м один від одного або на одному рівні з влаштуванням у димоході перетинки на висоту не менше 0,5 м

Допускається приєднання до одного димоходу опалювальної печі періодичної дії і газового водонагрівача, який використовується для гарячого водопостачання, або іншого газового приладу, що не працює безперервно, при достатньому перерізі димоходу, який повинен визначатися розрахунком. Приєднання димовідвідної труби газового приладу до оборотів димоходу опалювальної печі не допускається.

В існуючих будівлях, за відсутності димоходів, допускається влаштування приставних димоходів.

Допускається прокладання димоходів через перекриття за умови влаштування пожежної безпеки конструкцій перекриття.

Існуючі в кухнях димові канали від колишніх кухонних вогнищ і печей, які не сполучені з іншими діючими димовими каналами, можна використовувати як вентиляційні канали.

Приєднувати газові водонагрівачі та інші газові прилади до димоходів треба трубами, виготовленими з покрівельної сталі.

З'єднувальна димовідвідна труба, яка сполучає газовий прилад з димоходом, повинна мати вертикальний відрізок.

Довжина вертикального відрізку з'єднувальної труби від низу димовідвідного патрубка газового приладу до осі горизонтального відрізку труби повинна бути не менше 0,5 м.

У приміщеннях висотою до 2,7 м для приладів із стабілізатором тяги допускається зменшення довжини вертикального відрізку до 0,25 м, без стабілізатора тяги - 0,15 м.

Сумарна довжина горизонтальних відрізків з'єднувальних труб у нових будинках повинна бути не більше 3 м, в існуючих будинках - не більше 6 м, нахил труби повинен бути не менше 0,01 у бік газового приладу.

З'єднувальна труба повинна мати не більше трьох поворотів, радіус закруглення яких повинен бути не менше діаметра труби.

Забороняється прокладання з'єднувальних труб від приладів і печей до димоходів через житлові кімнати.

Підвішування і кріплення з'єднувальних труб повинно унеможливлювати їх прогин. Ланки з'єднувальних труб повинні щільно, без зазорів, вставлятися одна в одну за ходом димових газів не менше ніж на 0,5 діаметра труби. З'єднувальна труба повинна щільно приєднуватися до димового каналу. Кінець її не повинен виступати за стіну каналу, для чого застосовуються обмежувальні пристрої (шайба або гофр).

Відстань від з'єднувальної димовідвідної труби до негорючої стелі або негорючої стіни має становити не менше 5см, до дерев'яних оштукатурених стель і стін - не менше 25см. Допускається зменшення вказаної відстані з 25см до 10см за умови оббивки дерев'яних оштукатурених стін або стелі покрівельною сталлю по листу азбесту завтовшки 3мм. Оббивка повинна виступати за габарити димовідвідної труби на 15см з кожного боку.

Нижче від місця приєднання димовідвідної труби від приладу до димоходу належить передбачати влаштування «кишені» перерізом не менше за переріз димоходу і завглибшки не менше 25см, яка повинна мати люк для очищення.

Прилади комунально-побутового призначення (ресторанні плити, котли для готування їжі тощо) дозволяється приєднувати як до відокремленого, так і до спільного димоходу. Дозволяється передбачати використання з'єднувальних димовідвідних труб, спільних для декількох агрегатів.

Введення продуктів згорання в спільний димохід для декількох приладів слід передбачати на різних рівнях або на одному рівні з улаштуванням перетинки з урахуванням вимог п. 18 Правил безпеки систем газопостачання України

Площа перерізу димоходів і з'єднувальних труб повинна визначатися розрахунком, виходячи із умов одночасної роботи всіх приладів, приєднаних до димоходу.

Сумарна довжина горизонтальних ділянок з'єднувальних труб від ресторанних плит і іншого газового обладнання повинна бути не більше 10м.

З'єднувальні труби ресторанних плит і котлів для готування їжі повинні покриватись теплоізоляцією. З'єднувальні труби, виготовлені з чорної листової сталі, повинні бути покриті вогнестійким лаком.

На димовідвідних трубах від ресторанних плит, кип'ятильників, плит для готування їжі та інших установок і газових приладів комунально-побутового призначення, які не мають стабілізаторів тяги, необхідно передбачати вимикальні шибери (заслонки). Шибер повинен мати отвір діаметром не менше 15мм. На димоході від приладів із стабілізатором тяги не допускається установлювати шибери.

Для відводу продуктів згорання від газових приладів (ресторанні плити, кип'ятильники та ін.), які встановлені в громадських будівлях, дозволяється використовувати сталеві димові труби. Ззовні будівлі сталеві труби повинні бути тепло-ізольовані на всю висоту.

Гирла цегляних труб висотою 0,2м належить оштукатурити цементним розчином для захисту від атмосферних опадів.

У будинках, які обладнані приладами і апаратами з відводом продуктів згорання в димоходи, не допускається влаштування витяжної вентиляції з штучним спонуканням.

3. Автоматика і телемеханіка

3.1 Підбір обладнання газорегуляторних пунктів

В ГРП передбачається використання такого обладнання: фільтра, запобіжно-запірного клапана, регулятора тиску газу, запобіжно скидного клапану, запобіжної арматури, контрольно-вимірювальних приладів і приладів обліку витрат газу, байпасної лінії.

Регулятор тиску газу вибираю користуючись вихідними даними та на підставі характеристики про пропускну здатність регуляторів тиску газу.

Вихідні дані:

1) пропускна здатність регулятора тиску газу V_ГРП = 681,19 м³/год. (дивись таблицю 2.6)

2) тиск газу на вході в ГРП - Р₁ = 316 кПа (дивись таблицю 2.8);

3) тиск газу на виході з ГРП - Р₂ = 3000 Па;

4) густина газу с = 0,73 кг/м³).

ГРП слід розмістити в окремій споруді. Для обліку природного газу слід встановити лічильник.

Користуючись вихідними даними на підставі характеристик про пропускну здатність регуляторів тиску газу [2] (таблиця 2 додаток 7), приймаю регулятор тиску газу типу РДУК2-50 з діаметром сідла клапана - 50мм. Його таблична пропускна здатність становить 1344м³/год, що перевищує навантаження на ГРП.

Користуючись даними про технічну характеристику газових фільтрів [2] (таблиця 4 додаток 7), встановлюю фільтр ФС-50, з діаметром патрубків для підключення до газопроводів 50 мм. Його конструкція розрахована на максимальний тиск Р = 0,6 мПа, що перевищує тиск на вході ГРП. Пропускна здатність фільтра становить 1510 м³/год., що перевищує навантаження на ГРП,

V_ГРП = 681,19 м³/год.

3.2 Автоматика безпеки, контролю, регулювання, управління і сигналізації водогрійних котлів

Комплект випускається модернізованим в двох модифікаціях: КСУ-1-Г-2 -- для водогрійних котлів теплопродуктивністю до 1 Гкал/год, що працюють на газі низького тиску. КСУ-1 -Г-3 -- теж на газі середнього тиску.

Малюнок 3.1.- .Принципова схема комплексу засобів управління КСУ-1-Г: 1 -- шкаф комплексу; 2, 3 -- відсіяні клапани; 4 -- клапан-відсікач запальника; 5, 17 -- виконавчі механізми; 6 -- датчик-реле температури; 7, 10, 11, 18 -- датчики-реле тяги, напору, тиску; 8 -- електрозапальник; 9 -- котушка запалювання; 12 -- пальник; 13 -- контрольний електрод; 14 --манометр електроконтактний; 15, 16 -- термометри манометричні; ТІ -- табло „Аварія"; Т2 -- табло „Робота"; Л1-Л14 -- лампи: ЛІ -- „Мережа", Л2 -- „Немає полум'я", ЛЗ -- „Розрідження низьке", Л4 -- „Тиск повітря низький", Л5 -- „Тиск води низький", Л6 -- „Тиск води високий", Л7 -- „Температура води висока", Л8 -- „Тиск газу низький", Л9 -- „Тиск газу високий", Л10 -- Комплект несправний", Л11 -- „Немає резервування", Л12 -- „Температура відходячих газів висока", ЛІЗ -- „Котел відключений загальнокотельним пристроєм", Л14 -- „Включено"; К1-К5 -- кнопки: К1 -- „Пуск", К2 -- „Стоп", КЗ -- „Відключення звукової сигналізації", К4 -- „Відключення сигналізації світлової", К5 -- „Контроль сигналізації"; ПІ перемикач „Робота з загальнокотельним пристроєм"; ЛС-1 -- „Живильна мережа 380/220В", 50 Гц, ЛС-2 -- „Сигнали диспетчеру (а -- „Включення живильної напруги", б -- „Аварія"), ЛС-3 -- „Дистанційне управління (в -- „Пуск", г -- „Зупинка", д -- „Включення регулювання"), ЛС-4 -- „Сигнали від загально- котельного пристрою регулювання" (є -- „Пуск-стоп", ж -- „Мале горіння -- велике горіння").

Комплект забезпечує:

-деопозиційне регулювання і підтримку в заданих межах (температури води на виході з котла, подачі повітря у відповідності з подачею газу, розрідження в топці);

-автоматику безпеки (подача газу до котла припиняється при: відхиленні тиску газу від заданих значень; пониженні тиску повітря; пониженні розрідження; погасанні полум'я пальника; підвищенні температури гарячої води; підвищенні або пониженні тиску води; несправності комплекта; пропаданні або підвищенні напруги);

-світло-звукову робочу і аварійну сигналізацію,

-автоматичний пуск і зупинка котла.

Електронні схеми КСУ-1-Г побудовані на базі елементів дискретної автоматики, реалізованих з допомогою мікросхем, транзисторів та інших електрорадіоелементів.

Функціональну основу комплекту складають в більшості багатоканальні блоки, кожний канал якого або сам блок виконує визначену логічну функцію.

Комплект розміщений в навісній шафі з розмірами 620 х 910 х 395 мм. Маса комплекту не більше 70 кг. Органи оперативного управління і сигналізації розміщені у верхній частині лицьової сторони дверцят шафи.

Автоматичне регулювання.

Автоматичне регулювання може виконуватись в двох режимах: разом з загальнокотельним пристроєм і без нього. Вибір режиму регулювання проводиться тумблером.

При роботі без загальнокотельного пристрою датчиком в системі регулювання є манометричний термометр типу ТПГ-СК.

Якщо температура гарячої води знаходиться в інтервалі між нижчим та вищим заданими значеннями (стрілка знаходиться між нерухомими контактами і контакти розімкнуті), газ до пальника поступає через два відкритих клапани: „великого" і „малого" горіння блока БЖГ, заслінка на повітропроводі і шибер на димоході повністю відкриті.

Замикання контакту при досягненні вищого заданого значення температури відключає клапан „великого" горіння, спрацьовують електровиконавчі механізми, частково перекриваючі повітропровід і димохід. Положення максимального і мінімального відкриття заслінки на повітропроводі і шибера на димоході регулюють в процесі наладки, встановлюючи оптимальне співвідношення „газ-повітря". Котел переходить у режим „мале горіння".

При подальшому зниженні температури води знову відкривається клапан „великого" горіння і міняється положення заслінки на повітропроводі і шибера на димоході, тобто регулювання проводиться в режимах 100 і 40% теплової потужності пальника. При цьому клапан „малого" горіння постійно відчинено.

При роботі з загальнокотельним пристроєм комплект виконує наступні команди:

- сигнал на зупинку котла;

- сигнал на пуск котла;

- сигнал відкриття регулюючих органів на „велике" горіння;

- сигнал відкриття регулюючих органів на „мале" горіння.

Включення пристрою регулювання потужності при першому пуску (як з загальнокотельним пристроєм так і без нього) здійснюється вручну тумблером, що супроводжується загорянням відповідної сигнальної лампи, при чому це відключення дозволяється тільки після прогріву котла (120сек).

Автоматика безпеки і сигналізація.

№	Параметр	Датчик	Світлова сигналізація
1	Підвищення тиску газу	ЕКМ-1У ДД-06-11К	Тиск газу високий
2	Пониження тиску газу	ДД-06-11К ДН-250-11К	Тиск газу низький
3	Пониження тиску повітря	ДН-250-11К	Тиск повітря низький
4	Пониження розрідження	ДТ-40-11К	Розрідження низьке
5	Погасання полум'я пальника	Контрольний електрод КЕ	Немає полум'я
6	Підвищення температури гарячої	ТПГ-СК(0-160°С)	Температура води висока
7	Підвищення або	ЕКМ-1У(0-ІОкгс/см";	Тиск води високий.
	пониження тиску води		Тиск води низький
8	Несправність блока. Підвищення напруги		Комплект несправн.

При спрацюванні датчиків, що контролюють параметри автоматики безпеки, а також при пропаданні напруги живлення пропадає струм на виконавчих реле, розриваючи коло живлення відсічних клапанів і подача газу до котла припиняється. Одночасно загоряється табло „Аварія" і сигнальна лампа першопричини аварії, замикається коло живлення джерела звукового сигналу.

Зняття звукового сигналу проводиться натисненням кнопки „Відключення сигналізації звукової".

Відключення світлової сигналізації повинно проводитись тільки після усунення причини появи аварійного сигналу натисненням кнопки „Відключення сигналізації світлової".

Пуск і зупинка котла з автоматикою КСУ-1-Г.

Перед кожним пуском комплекти необхідно:

- Включити автоматичний вимикач мережі (при цьому загоряється лампа „Мережа").

- Перевірити справність світлової і звукової сигналізації натисненням кнопки „Контроль сигналізації".

- Впевнитись у відсутності аварійних параметрів.

- Вибрати режим роботи комплекту шляхом встановлення тумблера в положення „Без загальнокотельного пристрою".

- Відкрити „контрольний" кран до БЖГ.

- Натиснути на кнопку „Пуск", після чого включається лампа „Пуск" і комплект починає відпрацьовувати програму розпалювання.

- Після розпалювання запальника відкрити „робочий" кран і розпалити основний пальник.

- Перед розпалюванням пальника включити циркуляційний насос.

- Закрити продувочну „свічу".

- Зробити запис в змінному журналі про розпалювання котла із зазначенням часу.

Для зупинки котла оператору достатньо натиснути на кнопку „Стоп" і при повному закінченні роботи закрити „контрольний" і „робочий" крани, відкрити „свічу", відключити автоматичний вимикач мережі і зробити запис в змінному журналі із зазначенням часу зупинки котла.

4. Організаційно-будівельна частина

4.1 Організація будівництва вуличного газопроводу

Завданням визначена розробка проекту виконання робіт по будівництву підземного поліетиленового газопроводу с. Н.Рябина Сумської області. Згідно розрахунків другого розділу для забезпечення газовим паливом рівномірно-розподілених споживачів необхідно прокладати сталевий газопровід довжиною 280м, O 57?3мм. Ґрунти по даній вулиці відносяться до 2категорії, глибина залягання ґрунтових вод нижча 5м, середня геодезична відмітка початку будівництва 210, кінця будівництва - 208.9.

Земляні роботи по риттю траншеї і котлованів повинні виконуватися після розбивки траси газопроводу, визначення меж розбивки і встановлення попереджуючих знаків про наявність на даній ділянці траси підземних комунікацій. Згідно „Правил безпеки систем газопостачання України” газопроводи, які транспортують осушений газ, дозволяється прокладати в зоні промерзання ґрунту.

У відповідності до вимог [5] відстань від поверхні ґрунту до верху труби складає 0,8м.

Для визначення глибини траншеї необхідно визначити діаметр поліетиленової труби, який знаходжу згідно формули

Визначаю діаметр ізольованої труби D_ізл, м, по формулі

D_ізл = D_зовн + 2Т_із, (4.1)

де: D_зовн - зовнішній діаметр труби, мм;

Т_із - товщина шару ізоляції, мм.

D_ізл = 0,057 + 2 · 0,009 = 0,075м

Глибина траншеї для вкладання газопроводу встановлюється проектом у відповідності з ДБН В.2.5.-20-2001, Н_тр, м, визначаю по формулі

Н_тр= Н_з + D_із, (4.2)

де: Н_з - глибина закладання газопроводу, м;

D_із - діаметр ізольованої труби, м.

Н_тр= 0,8 + 0,075 = 0,88м

Ширина дна траншеї для прокладання сталевих газопроводів залежить від способу вкладання та діаметра ізольованої труби і розраховую за формулою

В = D_із + 0,3, ? 0,7 (4.3)

В = 0,075 + 0,3 = 0,375 < 0,7м

Але остаточно ширину низу траншеї приймаю по ширині ріжучої кромки ковша екскаватора, попередньо прийнявши пневмоколісний екскаватор з оберненою лопатою марки ЭО-2621 з ємкістю ковша 0,25м³ та шириною ріжучої кромки (ШРК) 0,77м. В процесі виконання роботи стінки траншеї обрушуються і величина цього обрушення визначається категорією ґрунту. Таким чином, остаточна ширина низу траншеї може бути визначена за формулою

В_ост = ШРК + д, (4.4)

де: ШРК - ширина ріжучої кромки ковша, м;

д - величина обрушення для ІІ категорії ґрунту, м.

В_ост = 0,77 + 0,1 = 0,87 м

Згідно вимог 8 в ґрунтах ІІ категорії глибина траншеї з вертикальними стінками приймається 1,2м.

4.2 Вибір ведучого механізму та машин, підрахунок об'ємів робіт і затрат праці, розрахунок ширини робочої зони

Проведення робіт починають при наявності затвердженого проекту прокладання газопроводу по вулиці. Виконання робіт починають з огляду об'єкта будівництва в натурі і виявлення всіх його специфічних особливостей, при цьому визначають можливість застосування того чи іншого механізму. Потім визначають інтенсивність потоку по ведучому механізму. При спорудженні трас трубопроводів провідним механізмом, який визначає інтенсивність потоку є землерійний снаряд, який виконує найбільш трудомістку роботу.

Визначаю об'єм ґрунту, що розробляється при копанні шурфів н_шур, м³, за формулою

н_шур = В · Н · , (4.5)

де В - ширина низу траншеї, м;

Н - глибина траншеї, м;

- довжина траншеї (прийняв 1 м), м.

н_шур = 0,87 · 0,88 · 1 = 0,75м³

Об'єм ґрунту, що розробляється при копанні траншеї екскаватором некс, м³, визначаю згідно формули

н_екс = В · (Н - с) · , (4.6)

де В - ширина низу траншеї, м;

Н - глибина траншеї, м;

с - величина недобору (для екскаватора ЭО-2621 с = 0,1м), м;

- довжина траншеї (приймаємо 1м), м.

н_екс = 0,87 · (0,88 - 0,1) · 1 = 0,66м³

Об'єм ґрунту, що розробляється при ручній зачистці дна траншеї н_{руч зач}, м³, визначаю за формулою

н_{руч зач}=В · с · , (4.7)

де В - ширина низу траншеї, м;

с - величина недобору (для екскаватора ЭО-2621 с = 0,1м), м;

- довжина траншеї (приймаю 1м), м.

н_{руч зач} = 0,88 · 0,1 · 1 = 0,09 м³

Для здійснення робіт по врізанню газопроводу в діючий відривають приямки для забезпечення умов виконання робіт по зварюванню неповоротних стиків. Визначаю об'єм земляних робіт по поширенню приямків для зварювання неповоротних стиків. Згідно вимог ДБН приямок копається на 0,7м нижче дна траншеї, а отже глибину приямку Нпр, м, визначаю за формулою

Н_пр = Н_{тр ост}+0,7, (4.8)

де Н_{тр ост} - остаточна глибина траншеї, м.

Н_пр = 0,88 + 0,7=1,58м

Згідно вимог ДБН ширину низу приямку Впр, м, визначаю за формулою

В_пр=D_ізл+1,2, (4.9)

де D_ізл - діаметр ізольованої труби, м.

В_пр = 0,075 + 1,2 = 1,28м

Ширину верху приямку В?пр, м, визначаю за формулою

В?_пр = В_пр + 2 · m · Н_тр, (4.10)

де В_пр - ширина низу приямку, м;

m - величина крутизни відкосу (для другої категорії ґрунту m = 0,5);

Н_тр - глибина траншеї, м.

В?_пр = 1,28 + 2 · 0,5 · 1,58 = 2,56м

Об'єм розробленого ґрунту при поширенні приямків нпр, м³, визначаю за формулою

н_пр= _, (4.11)

де В_пр - ширина низу приямку, м;

В?_пр - ширина верху приямку, м;

Н_тр - глибина траншеї, м;

- довжина траншеї (приймаю 1м), м;

н_екс - об'єм ґрунту, що розробляється при копанні траншеї екскаватором, м³.

н_пр= = 2,34м³

Форма і габарити приямку диктуються вимогами техніки безпеки, а також умовами зручності проведення зварювальних робіт.

З метою визначення робочої ширини будівельного майданчика розраховую ширину відвалу. Для її визначення необхідно врахувати збільшення об'єму після рихлення.

Розрізняють два показники рихлення ґрунту: коефіцієнт початкового рихлення - К₁, який показує ступінь рихлення щойно розробленого ґрунту;

коефіцієнт кінцевого рихлення - К₂, який показує ступінь рихлення злежаного або втрамбованого ґрунту після його засипання. Для даної категорії ґрунту К₁=1,2, К₂=1,04.

Таким чином загальний об'єм ґрунту у відвалі на один метр траншеї нґ_заг, м³, визначаю за формулою

нґ_заг=н_шур· К₁, (4.12)

де н_шур- об'єм ґрунту, розробленого при копанні шурфу, м³;

К₁ - коефіцієнт початкового рихлення (К₁=1,2).

нґ_заг = 0,75 · 1,2 = 0,9м³

Знаючи загальний об'єм землі по копанню шурфу, розраховую габаритні розміри відвалу згідно наступних формул. Висоту відвалу h_від, м, визначаю згідно формули

h_від=, (4.13)

де н_заг - об'єм ґрунту у відвалі на один метр траншеї, м.

м

Ширину відвалу Ввід, м, визначаю згідно формули

В_від=2 · h_від, (4.14)

де h_від - висота відвалу, м.

В_від=2 · 0,81 = 1,62м

Визначивши всі об'єми по розробці ґрунту визначаю загальний об'єм робіт по копанню н_заг, м³, згідно формули

н_заг = н_шур · _шур + н_екс · (L - _шур) + н_{руч зас} · (L - _шур) · н_пр · n · _пр, (4.15)

де н_шур - об'єм ґрунту, що розробляється при копанні шурфів, м³;

н_екс - об'єм ґрунту, що розробляється при копанні траншеї екскаватором, м³;

н_{руч зас} - об'єм ґрунту, що розробляється при ручній зачистці дна траншеї, м³;

н_пр - об'єм розробленого ґрунту при поширенні приямків, м³;

_шур - довжина шурфу, м;

L - довжина траси газопроводу, м;

_пр - довжина приямку, м;

n - кількість приямків, шт.

н_заг = 0,75·4 ·2 + 0,66 · (280 - 8) + 0,09 · (280 - 8) + 2,34 · 1 · 2 =214,68м³

Об'єм ґрунту у відвалі V₁, м³, визначаю згідно формули

V1 = нзаг · К1, (4.16)

де н_заг - загальний об'єм робіт по копанню, м³;

К₁ - коефіцієнт первинного рихлення, (К₁=1,2).

V₁ = 214,68 · 1,2 = 257,616м³

Після вкладання газопроводу на постіль він спочатку засипається м'яким ґрунтом з відвалу на 0,2м вище верхньої відмітки ізольованої труби, з пошаровим ущільненням ручною трамбівкою та підбивкою “пазух”. Об'єм ґрунту для присипки газопроводу нруч.пр, м³, визначається за формулою

V_{руч пр}=, (4.17)

де D_ізл - діаметр ізольованої труби, м;

В - ширина низу траншеї, м.

V_{руч пр}=м³

Об'єм бульдозерної засипки нбул, м³, визначаю за формулою

н_бул = В · (Н - Dізл - 0,2) · , (4.18)

де Dізл - діаметр ізольованої труби, м;

В - ширина низу траншеї, м;

Н - глибина траншеї, м.

н_бул = 0,87· (0,88 - 0,075 - 0,2) · 1 = 0,5м³

Визначаю об'єм робіт по зворотній засипці V2, м³, за формулою

V₂ = (нруч пр · L + нбул · L + нпр · пр · n) · К2, (4.19)

де н_{руч пр} - об'єм ґрунту по ручній присипці газопроводу, м³;

н_бул - об'єм ґрунту по бульдозерній засипці, м³;

н_пр - об'єм ґрунту по засипці приямку;

L - довжина траси газопроводу, м;

_пр - довжина приямку, м;

n - кількість приямків, шт.;

К₂ - коефіцієнт вторинного рихлення, (К₂=1,04).

V₂ = (0,23 · 280 + 0,5 · 280 + 2,34 · 3 · 1) · 1,04 = 217,44м³

Визначаю об'єм робіт по вивезенню ґрунту V₃, м³, за формулою

V3 = нзаг · (К1 - К2) + нтруб · L , (4.20)

де н_заг - загальний об'єм робіт по копанню, м³;

К₁ - коефіцієнт первинного рихлення, (К₁=1,2);

К₂ - коефіцієнт вторинного рихлення, (К₂=1,04);

н_труб - об'єм ізольованої труби, м³;

н_пос - об'єм матеріалів для устрою постелі, м³;

L - довжина траси газопроводу, м.

Об'єм 1 м труби визначимо по формулі, V_ТР.ІЗ , м³

(4.21)

Де D_ізол - діаметр ізольованої труби, м;

L - довжина труби прийнято 1 м

V_ТР.ІЗ = = 0,03 м³

V₃ = 175,3 · (1,2 - 1,04) + 0,04 · 280 +0,03 ·280 = 31,87м³

Складаю баланс земляних робіт. Нев'язка в підведенню балансу повинна становити не більше ± 5%.

Б = , (4.22)

де V₁ - об'єм ґрунту у відвалі, м³;

V₂ - об'єм робіт по зворотній засипці, м³;

V₃ - об'єм робіт по вивезенню ґрунту, м³.

Б =

Перевірка показала, що об'єми земляних робіт визначені вірно. Приступаю до визначення інших об'ємів робіт.

Основним фактором, який забезпечує своєчасне виконання робіт при потоково-захватному методі є правильно визначена потокова швидкість будівництва.

При спорудженні підземних газопроводів найбільш трудомістким є виконання земляних робіт, тому інтенсивність потоку визначається по погонній (умовній) швидкості руху екскаватора V, м/год, яка може бути визначена по формулі

, (4.23)

де П - продуктивність екскаватору, м³/зміну;

V - середній об'єм ґрунту на даній ділянці, який приходиться на 1 м траншеї, м³;

Т_зм - час зміни, год (Т_зм = 8 год).

м/год

Для риття траншеї під газопровід мною попередньо прийнятий екскаватор ЭО-2621 з об'ємом ковша 0,25м³ та оберненою лопатою, змінна продуктивність якого визначається за формулою

, (4.23)

де Т_зм - час зміни, год (Т_зм=8 год);

Н_час - норма часу в машино-годинах на розробку 1 м³ ґрунту в щільному стані ( Н_час=0,105)

м³/зм

Вибір машин розпочинаю з вибору ведучого механізму, яким буде екскаватор з оберненою лопатою ЭО-2621, з об'ємом ковша 0,25м³ та шириною ріжучої кромки 0,77м . Вибраний екскаватор буде здійснювати копання траншеї і його буде можливо використати для виконання робіт по навантаженню надлишкового ґрунту .

Для виконання зварювальних робіт вибираю зварювальний апарат АСД-500 та малогабаритний варочний котел для приготування бітумної мастики.

Попередньо для вивезення надлишкового ґрунту приймаю автосамоскид ММЗ-555 з об'ємом кузова 4м³

Згідно з завданням монтаж газопроводу буде виконуватись трубами довжиною 12м. Таким чином загальна кількість труб, що підлягає монтажу nтр, шт., визначається за формулою

, (4.24)

де L - довжина траси газопроводу, м;

_тр - довжина окремої труби, м.

шт.

Аналогічно можна визначити кількість стиків, які підлягають зварюванню nст, шт., за формулою

, (4.25)

де L - довжина траси газопроводу, м;

_тр - довжина окремої труби, м;

1 - стик, що додається на врізання в діючий газопровід.

шт.

З метою прискорення робіт по монтажу максимально можлива кількість стиків повинна зварюватися поворотними стиками, які при найменших затратах праці гарантують якість виконання робіт і потребують нижчу кваліфікацію зварювальника.

Кількість поворотних стиків обмежується максимальною довжиною пліті, яка згідно ДБН не повинна перевищувати 36м (з метою запобігання пошкодження ізоляції при вкладанні в траншеї).

Таким чином, маю змогу визначити кількість неповоротних стиків nн.ст, шт., за формулою

, (4.26)

де L - довжина траси газопроводу, м;

_пл - довжина пліті, м;

1 - стик, що додається на врізання в діючий газопровід.

шт.

Кількість поворотних стиків nп.ст, шт., визначаю за формулою

, (4.27)

де n_ст - кількість стиків, шт.;

n_нст - кількість неповоротних стиків, шт.

шт.

Об'єм робіт по зняттю рекультиваційного ґрунту V, м³, визначаю згідно формули

V = (В + 0,5 · L)*h, (4.28)

де В - ширина низу траншеї, м; L - довжина траси газопроводу, м.

V = (0,87+ 0,5) ·280 · 0,2 = 76,72м³

Довжину огорожі будівельного майданчику Lогор, м, визначаю за формулою

L_огор = 2 · L, (4.29)

де L - довжина траси газопроводу, м.

L = 2 · 280 = 520м

Кількість стиків, що підлягають контролю фізичними методами n_ст.ф.к, шт., визначаю наступним чином.

n_{ст. ф. к} = n_ст · 0,1, (4.30)

n_{ст ф к} = 25 · 0,1 = 3 шт.

де n_ст - кількість стиків, шт.

Визначаю фактичну довжину “захвату” L_захв, м, за формулою

, (4.31)

де L - довжина траси газопроводу, м.

м

Ширину робочої зони, ШРЗ, м, визначаємо за формулою

ШРЗ = К + ШВ + Б + В + Б + З_т + Т, (4.32)

де К - зона виконання робіт по огородженню, м;

ШВ - ширина відвалу, м;

Б - ширина берми, м;

В - ширина верху траншеї, м;

З_т - зона розкладання труб;

Т - зона руху технологічного транспорту.

ШРЗ = 0,5+1,62+2 ·0.5+0,87+0.375+3.5= 7,87м

Визначивши основні об'єми робіт по спорудженню підземного газопроводу, приступаю до визначення затрат праці на виконання всіх робіт, враховуючи, що види робіт на “захваті” повинні бути закінчені за одну зміну. Знаючи загальний об'єм робіт даного виду , знаходжу норму часу на виконання одиниці, виконую розрахунки (перемножуючи їх) та отриманий результат заношу в таблицю 4.1.

Таблиці 4.1 - Відомість розрахунків затрат праці по захватам та по всьому фронту

№	Назва робіт	Група РЕКН	Одиниці виміру	Кіль-кість	Норма часу	Затрати праці
					будівн.	машин	будівн	машин
1	Рекультивація ґрунту	1-26-2	1000м3	0,076	-	5,95	-	0,45
2	Розробка ґрунту вручну	1-164-2	100м3	0,35	3,96	-	1?38	-
3	Підвішування підземних комунікацій і їх розбір	22-49-1	1км	0,001	100,96	0,87	0,10	0,0008
4	Улаштування містків	20-2-1	100м3	0,039	3,96	-	0,154	-
5	Розробка ґрунту екскаватором у відвал	1-13-5	1000м3	0,148	18,33	84,66	1946	8,97
6	Розробка ґрунту екскаватором з одночасним навантаженням надлишкового ґрунту	1-18-5	1000м3	0,031	45,9	131,58	1,6	4,6
7	Вкладання зварювання сталевих труб з пневматичним випробуванням	22-9-1	1км	0,280	537,6	130,03	150,5	36,41
8	Нанесення дуже посиленої бітумно-мастильної ізоляції	22-17-1	1км	0,280	111,84	10,44	31,3	2,92
9	Влаштуванні КВП	16-75-2	1шт	1	4,5	0,6	4,5	0,6
10	Контроль якості зварних стиків	25-122-1	1ст	3	1,52	3,35	4,56	10,05
11	Влаштування присипки газопроводу	1-166-2	100м3	0,41	165,24	-	67,7	-
12	Ущільнення ґрунту пневматичними трамбівками	1-134-1	100м3	0,69	18,36	4,45	12,66	2,9
13	Засипання траншеї і котлованів бульдозером	1-71-5	1000м3	0,14	-	1,7	-	0,2
							378,61	128,4
							507,01

Оскільки для виконання кожного виду робіт передбачено використання робітників відповідного фаху, то для зменшення кількості працівників роботи повинні виконуватися комплексною бригадою з максимально можливим суміщенням професій. Знаючи на основі відомості сумарні затрати праці на спорудження газопроводу, визначаю термін будівництва підземного сталевого газопроводу.

Визначаємо тривалість будівництва за формулою

, (2.34)

де Т_заг - загальні затрати праці по всьому об'єкту будівництва;

N_бр - кількість робітників в бригаді;

Т_зм - час зміни.

дн.

Розрахунки показують, що строки виконання робіт по будівництву підземного сталевого газопроводу 4 робочих днів. Визначаю кількість рейсів nпр, автомобіля для вивезення ґрунту. Згідно формули

N_пр=V₃/V_куз*К₁ (4.33)

N_пр=31,87/4 · 0,9 =7рейсів

де V₃ - загальний об'єм ґрунту,що підлягає вивезенню,м³;

V_куз - об'єм кузова.

K₁ - коефіцієнт ,який враховує повноту заповнення кузова.

Вага пліті ,яка підлягає вкладанню P_пл, кг, визначаю згідно формули

P_пл = m_1.п.м · l_пл·1,1 (4.34)

де m_1.п.м -вага одного погонного метра, кг/м

I_пл--довжина пліті, м

P_пл=6,6·36·1,1 = 261,4 кг

Враховуючи те, що пліть має суттєву вагу, для її вкладання приймаємо пневматичний автокран КС-1562, а для стропування труб вибираємо потнище ПМ-337.

2.3 Вибір матеріалів для будівництва

Згідно [4], [7] для спорудження підземних газопроводів використовують труби зі сталей, які добре зварюються і містять не більше 0,25% вуглецю, 0,056% сірки, 0,046% фосфору. Для споруджуваного мною газопроводу використовую електрозварні прямошовні труби по ГОСТ 10705-91 групи В.

Кількість труб, необхідних для виконання даного об'єму будівництва визначаю слідуючим чином. На основі збірника [6] визначаю кількість труб на спорудження 1 км газопроводу; норма витрати складає 1004 м. Таким чином, для даної траси буде потрібно

L_тр=L_норК_тр, (2.43)

де L_нор - нормативна довжина для спорудження 1 км газопроводу, км;

К_тр - кількість кілометрів.

L_тр=10040,28=281 м

Підбір типу електродів для зварювання веду згідно з робочим проектом. Марка електродів повинна відповідати марці сталі труби і супроводжуватися, як і труба, сертифікатом якості. На основі збірника [6] визначаю марку електродів - Э 42, кількість яких визначаю згідно формули

n_ел=n_нК_ел, (2.44)

де n_н - нормативна кількість електродів для зварювання 1 км газопроводу;

К_ел - кількість тисяч метрів газопроводу, які необхідно зварити.

n_ел=0,040,28=31 кг

Необхідна кількість ізоляційних матеріалів для ізоляції зварених стиків визначаю з розрахунку на 1 км газопроводу зведена в таблицю 2.2 (дивись таблицю 2.2)

Таблиця 2.2 - Потреби матеріалів для проведення ізоляційних робіт

Назва матеріалів	Норма	Кількість
Бензин авіаційний Б-70	0,004 т	1,1 кг
Бітуми нафтові будівельні БН-90/10	0,0013 т	0,36 кг
Полотно скловолокнисте ВВ-К	38 м2	1,049 м2
Папір обгортковий листовий	32 м2	8,9 м2
Мастика бітумно-гумова покрівельна	0,15 т	43 кг
Тканина мішечна	0,8 м2	0,24 м2
Брезент	0,6 м2	0,175 м2

4.3 Захист газопроводів від корозії

Захист газопроводів від корозії класифікується на пасивний і активний. Пасивним захистом передбачається нанесення на поверхню труби відповідного типу ізоляційного покриття, тим самим запобігається взаємодія з електролітом. Конструкції ізоляційних покриттів трубопроводів приймаються згідно з ДСТУ Б.В.2ю5-29:2006. Вони можуть бути виконані як у заводських умовах, так і в польових умовах (при спорудженні газопроводу). Перехідний електричний опір ізольованого трубопроводу після укладання і засипки має бути не нижче 10⁴ Ом-м².

Надземні газопроводи слід захищати від атмосферної корозії покриттям, що складається з двох шарів ґрунтовки та двох шарів фарби, лаку або емалі, призначених для зовнішніх робіт при розрахунковій температурі зовнішнього повітря в районі будівництва відповідно ГОСТ 14202.

Останніми директивними документами корпорації Укргаз та ДБН В.2.5-20-2001 заборонено прийняття в експлуатацію об'єктів газифікації без наявності катодного захисту мереж підземних газопроводів. [6]

Поверхня захищаємих трубопроводів S_r, м², визначається за формулою

, (4.47)

де d_і - зовнішній діаметр ізольованого газопроводу, мм;

?_і - довжина ізольованого газопроводу, м;

n - кількість діаметрів газопроводів мережі, яку захищаємо.

S_r= 3,14 • (219 •40+168580+13370+127870+1081110+102180+891370+

+83230+76410+70520+60440+57490 = 1909м²

Визначаю щільність поверхні газопроводу f, м²/га, на одиницю площі території за формулою

, (4.48)

де S_сел - площа мікрорайону , га.

м²/га

Визначаю середню щільність захисного струму j, мА/м², за формулою

, (4.49)

j = 20,1+(162,5 - 4,96 • 27,27 + 33,9 • 30) • 10^-3 = 21,1 мА/м²

де ГВ - середня геодезична відмітка місцевості;

с - середній питомий опір ґрунту в зоні прокладання, Ом/м;

20,1; 33,9; 4,96 - коефіцієнти прийняті на основі досліджень, [9].

Сумарну величину захисного струму I, A, визначаю за формулою

I = 1,2 • j • S_r, (4.50)

І = 1,2 • 0,021 • 1909 = 48,1 А

Визначаю кількість катодних станцій n_с, шт., згідно формули

, (4.51)

де І - сумарна величина захисного струму, A.

шт.

Визначаю оптимальний радіус захисту R, м, за формулою

, (4.52)

де І - сумарна величина захисного струму, A;

j - середня щільність захисного струму, мА/м²;

f - щільність поверхні газопроводу на одиницю площі території, м²/га.

м

Загальний опір анодного заземлення R_{анод.заз}, Ом, визначаю за формулою

, (4.57)

де з_е - коефіцієнт екранування, [9].

Ом

Переріз кабельної лінії S, мм², визначаю за формулою

, (4.58)

де с - питомий опір матеріалу кабелю, Ом/мм²•м;

? - довжина кабелю, м;

U - різниця потенціалів, 1V.

мм²

Опір кабельної лінії R_каб, Ом, визначаю за формулою

, (4.59)

Ом

Необхідна вихідна напруга катодної станції U_вих, В, визначається за формулою

U_вих = І_кс • (R_{анод.зах} +R_каб), (4.60)

U_вих = 48,1 • (0,68+0,014) = 33,38 В

Для забезпечення нормальної роботи захисту приймаю 3 катодні станції типу КСС-600 з номінальною випрямляючою напругою 24/48 В і номінальним випрямляючим струмом 25 А.

5. Експлуатація систем газопостачання

5.1 Прийняття в експлуатацію внутрішньо будинкового газового обладнання

Змонтовані газопроводи і газове обладнання перед введенням в експлуатацію підлягають спеціальному прийманню, без якого пуск газу в житлові будинки категорично забороняється. Внутрішньобудинкове газове обладнання приймає комісія в складі представників газового господарства, монтажної організації, власника житлового будинку. Дану комісію очолює представник газового господарства.

Перед пуском газу всі внутрішньобудинкові газопроводи і арматура житлових будинків підлягають контрольній опресовкі. Контрольна опресовка - випробування газопроводів на міцність і щільність, проводе бригада газового господарства. При випробуванні газопроводів житлових будинків на міцність і щільність накачують газопровід під тиском 5кПа і спостерігають на протязі 5 хвилин, тиск не повинен падати більше ніж на 0,2кПа.

Після перевірки газопроводу на міцність і щільність проводиться заповнення газопроводу газом і видаленню газоповітряної суміші. Для проведення продувки необхідно закрити крани на вводах в квартиру до заповнення газу системи, в верхній частині стояка викручують пробку, надівють гумовий шланг, кінець якого виводять у кватирку, відкривають кран на вводі стояка в приміщення через шланг.

Спочатку буде виходити повітря, потім газоповітряна суміш і тільки тоді - газ. Для того щоб встановити закінчення продувки, шланг вставляють у відро з мильною емульсією. При цьому у відрі з`являються мильні бульбашки, відро відносять на відстань 20-30 м від забудови і запалюють. Якщо в бульбашках чистий газ, то вони горять спокійним полум`ям, а якщо газоповітряна суміш, то вони горять із трісканням, при відсутності газу - бульбашки не загораються. В цьому випадку продувка зупиняється, знімають шланг і кран перекривають.

Після закінчення продувки газопроводів проводять продувку газових приладів.

Після контрольної опресовки і продувки внутрішньобудинкових газопроводів газом проводять пуск і регулювання газових приладів, та інструктаж жителів по правилам користування газу. Складається акт після пуску, в якому вказується склад бригади.

5.2 Організація обслуговування внутрішньо будинкового газового устаткування

Внутрішньобудинкове газове устаткування житлових і громадських будинків містить у собі внутрішньобудинкові газопроводи (від запірного пристрою на введенні в будинок до апаратів) і побутові газові апарати (газові плити, проточні і ємнісні водонагрівачі, опалювальні апарати, грубні пальникові пристрої, холодильники і т.п.), що використовують газ як паливо. Установлено наступні види технічного обслуговування:

· річний плановий ремонт (РПР),

· проміжне технічне обслуговування (ПТО),

· сезонне технічне обслуговування (СТО),

· позаплановий ремонт за заявками (ПРЗ).

Річний плановий ремонт -- основний вид обслуговування. При проведенні РПР виконується комплекс робіт, що забезпечує надійну і безпечну роботу внутрішньобудинкового газового устаткування на термін не менш року.

Проміжне технічне обслуговування проводиться в громадських будинках і комунальних квартирах, де через інтенсивну експлуатацію і велике число споживачів неможливо забезпечити надійну і безпечну експлуатацію внутрібудинкового газового устаткування проведенням тільки РПР.

Сезонне технічне обслуговування проводиться два рази в рік: при включенні і вимиканні сезонно працюючого газового устаткування (газифікованих опалювальних печей, квартирних опалювальних апаратів, харчових апаратів літніх таборів, баз відпочинку і т.п.). Перед початком сезону перевіряється герметичність і працездатність устаткування, усуваються виявлені несправності, включається апаратура. По закінченні сезону виконується відключення апаратури з установкою пломб на закритому і затягнутому крані або заглушки на газопроводі.

Позаплановий ремонт за заявками виконується позапланово - на підставі заявок абонентів.

Технічне обслуговування внутрібудинкового газового устаткування житлових будинків (за винятком комунальних квартир з числом родин більш п'яти) здійснюється при проведенні річного планового ремонту - один раз у рік, сезонного технічного обслуговування, позапланового ремонту за заявками; суспільних будинків і комунальних квартир з числом родин більш п'яти - при проведенні річного планового ремонту - один раз у рік, проміжного технічного обслуговування - один раз у рік (між РПР), сезонного технічного обслуговування, позапланового ремонту за заявками. При кожнім технічному обслуговуванні внутрібудинкового газового устаткування проводиться інструктаж абонентів за правилами безпечного користування газом.

До робіт по технічному обслуговуванню допускаються слюсарі, що мають кваліфікацію не нижче 2-го розряду, що мають спеціальну підготовку в обсязі технікуму по газовій справі і склали іспити на знання Правил безпеки систем газопостачання України.

Річний плановий ремонт відноситься до газонебезпечних робіт і виконується під керівництвом інженерно-технічного працівника. Бригада повинна складатися з трьох і більш чоловік.

Змащення кранів на внутрібудинкових газопроводах діаметром до 50мм дозволяється проводити під тиском газу не більш 300мм вод.ст. із застосуванням пристосувань, що виключають вихід газу в приміщення.

При РПР один раз у п'ять років проводять перевірку герметичності внутрібудинкового газового устаткування повітрям або газом під тиском 500мм вод. ст. Допустиме падіння тиску протягом 5хв не повинно перевищувати 20 мм вод. ст.

Таблиця 5.1 - Терміни виконання робіт по технічному обслуговуванню внутрішньобудинкових газопроводів. і газового устаткування житлових будинків, громадських будівель, підприємств побутового і комунального призначення

Об'єкти обслуговування	Склад робіт	Періодичність обслуговування
1	2	3
Газопроводи в сходових клітках	Перевірка герметичності	При плановому ремонті, ревізії ВДГО
Відключаючих пристроїв на введеннях, ввідних газопроводах низького тиску	Профілактичне обслуговування	Те ж
Газове устаткування в житлових будинках, громадських будівлях, гуртожитках, підприємствах побутового і комунального призначення: газові нагрівачі і опалювальні прилади газові плити	Плановий ремонт Те ж	Не рідше за 1 раз на рік Не рідше за 1 раз на 3 роки
Внутрішньобудинкові газопроводи	Перевірка герметичності	Не рідше за 1 раз на 3 роки газоіндикатором)
Опалювальні печі, квартирні опалювальні апарати	СТО	2 рази на рік при виключенні і виключенні устаткування
Газове устаткування в комунальних квартирах з числом сімей більше 5	ПТО	Не рідше за I раз
Внутрішньобудинковою газопровід і газове устаткування: громадські будівлі, підприємства побутового і комунального призначення з окремими котельнями	Профілактичне обслуговування	Не рідше за 1 раз
Гуртожитки і опалювальні котельні, вбудовані в житлові будівлі	Те ж

При проведенні ТО виконують такі роботи:

- візуально перевіряють відповідність установки побутових газових апаратів, приладів, газопроводів і приміщень вимогам Правил безпеки в газовому господарстві, Правил технічної експлуатації і вимог безпеки праці в газовому господарстві України;

- у разі потреби власникам житлових будинків і громадських будівель видають розпорядження на виконання робіт, не пов'язаних з ремонтними роботами газових систем;