Организация эксплуатации газового хозяйства г. Новороссийска

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Обозначения и сокращения

Введение

1. Организация эксплуатации газового хозяйства

1.1 Характеристика города Новороссийска

1.2 Определение группы предприятия газового хозяйства

1.3 Определение численности руководящих инженерно технических работников и служащих

1.4 Определение численности обслуживающего персонала аварийно-диспетчерской службы

2. Режим работы систем газораспределения

3. Техническое обслуживание подземных газопроводов 3.1 Определение численности работающих в службе подземных газопроводов

3.2 Виды технического обслуживания газопроводов

3.3 Определение объёмов работ по обслуживанию подземного газопровода низкого и среднего давления

3.4 Определение нормативной численности рабочих на общий объем работ

3.5 Определение себестоимости объема работ

4. Эксплуатация газового оборудования жилых домов

4.1 Контрольная опрессовка газового оборудования жилых домов

4.2 Обслуживание и ремонт автоматического отопительного газового водонагревателя (АОГВ-23)

4.3 Определение себестоимости работ

5. Эксплуатация катодных станций

6. Техника безопасности при эксплуатации оборудования и систем газоснабжения

6.1 Техника безопасности при обслуживании газорегуляторных пунктов

6.1 Техника безопасности при обслуживании газорегуляторных пунктов

6.2 Техника безопасности при обслуживании подземных газопроводов

6.3 Техника безопасности при испытании газопроводов

6.4 Техника безопасности при ремонте газового оборудования по заявкам

6.5 Техника безопасности при пуске газа в газопроводы и оборудование жилого дома

Заключение

Список используемой литературы

Ведомость чертежей.

Лист замечаний

Рецензия преподавателя



Обозначения и сокращения

ЕСГ - Единая система газоснабжения;

ЦПДУ - Центральное производственно-диспетчерское управление;

ГРС - газораспределительная станция;

ГНС - газонаполнительная станция;

ШРП - шкафной регуляторный пункт;

ГРП - газорегуляторный пункт;

ГХ - газовое хозяйство;

ЗАО - закрытое акционерное общество;

ОАО - открытое акционерное общество;

СМУ - строительно-монтажное управление;

ВДГС - внутридомовая газовая служба;

АДС - аварийно-диспетчерская служба;

АСУ ТП - автоматизированные системы управления технологическими процессами;

ПТО - производственно-технический отдел;

СНиП - строительные нормы и правила;

ОСТ - отраслевой стандарт;

ИТР - инженерно-технический работник;

КТУ - коэффициент трудового участия;

КТВ - коэффициент трудового вклада;

ГСМ - горюче-смазочные материалы;

км - километры;

м - метры кубические;

кВт - киловатты;

млн. - миллионы;

мм - миллиметры;

см - сантиметры;

Ду - диаметр условного прохода.

Введение

Использование газа в нашей стране началось сравнительно недавно. Общая протяжённость газопроводов составляет 140 тысяч километров. В 1941 году магистральный газопровод Бугуруслан - Куйбышев, был протяжённостью 100 километров.

В 1946 году было закончено строительство крупнейшего газопровода Саратов - Москва, протяженностью около 150 км. В период 1959 года были построены крупнейшие магистральные газопроводы - Дон - Киев - Москва, Ставрополь - Москва и другие.

В целях повышения экономии магистральных газопроводов и обеспечение надёжности газоснабжения в нашей стране построен ряд подземных хранилищ.

В последние годы интенсивного перевода на природный газ автомобильного, железнодорожного транспорта, а также сельскохозяйственной техники даёт возможность экономить дефицитное топливо и сократить вредные выбросы в атмосферу.

На территории России построено и эксплуатируется 185 автомобильных газонаполнительных, компрессорных станций, где ежедневно заправляется более 60 тысяч автомобилей. В настоящее время на территории нашей страны сложился следующий внутренний рынок поставок газа - главным поставщиком является Россия и Туркмения, это единственные страны, обеспечивающие поставки другим государствам.

Россия поставляет газ Украине и странам Балтики.

Загрязнение атмосферного воздуха вызывает большую озабоченность, чем другой любой вид разрушений природной среды. Наибольшую опасность представляет загрязнение воздуха городов и посёлков. Многоэтажные городские здания, преграждая путь ветру, резко снижают приток свежего воздуха в центральные районы, порой до 50 процентов.

В плотно застроенной части города и без того сильно насыщенной различными загрязнениями, происходит застаивание загрязнённого, опасного для здоровья воздуха.

Городские, промышленные предприятия и транспорт являются основными источниками загрязнения воздуха. Загрязняют воздух в значительной степени и отопительные котельные.

Наличие вредных веществ в продуктах сгорания органических топлив, обусловлено содержанием в последних неорганических веществ, сернистых и азотных соединений и других примесей, переходящих в продукты сгорания. Кроме того, при сжигании топлива образуются продукты незавершённого сгорания, сажа, угарный газ.



1. Организация эксплуатации газового хозяйства

1.1 Характеристика города Новороссийска

Город Новороссийск расположен в Краснодарском крае. Климат умеренный. Лето жаркое, а зима сравнительно тёплая. Рельеф местности предгорный.

В городе проложены инженерные коммуникации: теплотрасса, водопровод, канализации и т.д. Газоснабжение города предусмотрено природным и сжиженным газом. Газоснабжению подлежат бытовые, коммунально-бытовые потребители и промышленные предприятия. Население использует газ для приготовления пищи и горячей воды. Реализация газа в год предприятием газового хозяйства ОАО «Юггазсервис» - 560 миллионов м³. Численность работающих на предприятии газового хозяйства - 400 человек. Протяжённость подземного газопровода - 495 км. Количество газифицированных квартир - 80000.

В городе расположены крупные промышленные предприятия, такие как, цементные заводы, рыбный завод, лесной порт, нефтяная база и другие.

1.2 Определение группы предприятия газового хозяйства

В соответствии с приказом Минтопэнерго РФ от 17. 02. 1994 года «О должностных окладах руководителей предприятий и организаций» рассчитаны группы по оплате труда.

первая группа - свыше тридцати;

вторая группа - свыше пятнадцати до тридцати баллов;

третья группа - свыше десяти до пятнадцати баллов;

четвёртая группа - свыше пяти до десяти баллов;

пятая группа - до пяти баллов.

Показатели, определяющие предприятия ГХ, приведены в таблице 1.

Таблица 1

Показатели для определения группы предприятия

Наименование показателей	Показатели	Кол-во баллов
Количество газифицированных квартир	100000	2
Объём реализуемого газа природного и сжиженного	100 млн. м3	2
Число работающих	100 человек	2

По заданию определить группу предприятия ГХ:

- количество газифицированных квартир 80000;

- реализация природного газа в год 560 млн. м³;

- количество работающих на предприятии 400 человек.

Все данные расчёта приводятся к баллам.

Расчёт производится в таблице 2.

Таблица 2

Определение группы предприятия газового хозяйства

Показатели	Единицы измерения	Количество баллов	Количество показателей	Всего баллов
Газифицируемые квартиры	100000	2	80000	1,6
Реализация газа	100 млн. м3	2	560 млн. м3	11,2
Число работающих	100 человек	2	400 человек	8
Итого: 20,8

Вывод: Предприятие ГХ относится ко второй группе.

1.3 Определение численности руководящих инженерно технических работников и служащих

Руководствуясь «Типовыми нормативами численности ИТР и служащих предприятий газового хозяйства», определить численность руководящих ИТР по заданию:

- численность работающих - 400 человек;

- протяжённость подземного газопровода - 495 км;

- количество газифицированных квартир - 80000.

Расчёт производится в таблице 3.

Таблица 3

Определение численности руководящих инженерно-технических работников

Номер пункта	Показатели	Исполнительные функции	Нормативы численности, чел	Кол-во чел.
1-1-1	Численность работающих 400 человек	Общее руководство производства	4,2	5
1-1-2	Численность работающих 400 человек	Планирование и организация труда	4,3	5
1-1-5	Численность работающих 400 человек	Бухгалтерский учёт и финансирование	7,2	7
1-1-10	Протяжённость газопровода 495 км	Оперативное руководствование подземных газопроводов	8,0	8
1-1-11	Количество газифицированных квартир 80000	Оперативное руководствование по ВДГО	9,7	10
1-1-8	Объём работ второй группы	Оперативное руководствование АДС	8,0	8
1-2-6	Стоимость основных фондов	Обслуживание промышленных предприятий	3,2	4
Итого: 47 чел.

1.4 Определение численности обслуживающего персонала аварийно-диспетчерской службы

Задачи аварийно - диспетчерской службы (АДС).

Аварийно-диспетчерская служба является самостоятельным структурным подразделением, находящимся в непосредственном подчинении главного инженера и возглавляется начальником службы.

Основными задачами АДС является:

- управление режимами работы системы газоснабжения;

- выполнения работ по предотвращению и локализации аварий на объектах газоснабжения, организация и обеспечения безопасной эксплуатации ГРП и ГРУ.

Аварийные работы на газонаполнительных станциях в основном выполняется персоналом ГНС. Участие АДС в выполнении аварийной работы на ГНС устанавливается планом локализации и ликвидации аварии на ГНС. Структурная схема аварийно - диспетчерской службы приведена на рисунке 1.

Структура и оснащение аварийно - диспетчерской службы (АДС).

Устройства АСУ ТП перед вводом в эксплуатацию должны пройти наладку и приёмочные испытания.

Наладочные работы должны выполняться персоналом эксплуатационной организации или специализированной организацией, поставляющей средства АСУ ТП.

При выполнении наладочных работ специализированной организацией до ввода устройства АСУ ТП в эксплуатацию производитель работ должен представить технический отчёт о наладочных работах, содержащий таблицы, графики и другие материалы, отражающие установленные и фактически полученные данные по настройке и регулировке устройств АСУ ТП, описания и чертежи изменений, которые были внесены при наладке, а также следующие документы:

- исполнительную документацию, откорректированную по результатам наладки;

- заводскую документацию, эксплуатационные инструкции и паспорта на оборудование и аппаратуру;

- протоколы наладки и испытаний;

- производственные инструкции для обслуживающего персонала по эксплуатации АСУ ТП.

Приёмка выполненных наладочных работ и разрешение на ввод в эксплуатацию оформляются в установленном порядке.

В случае, когда на предприятии нет специально обученного персонала по обслуживанию устройств АСУ ТП (до его подготовки), в приёмке наладочных работ должен принимать участие специалист организации, обслуживающей устройства АСУ ТП.

После окончания наладочных работ и индивидуального опробования должно быть проведено комплексное опробование АСУ ТП совместно с технологическим оборудованием в течение не менее 72 часов.

Организации, монтирующие и производящие наладку устройств АСУ ТП, по требованию представителя предприятия, где установлены средства АСУ ТП, принимают участие в комплексном опробовании АСУ ТП совместно с работой технологического оборудования.

Персонал, осуществляющий обслуживание и ремонт устройств АСУ ТП, должен знать устройство технологического оборудования, которое непосредственно взаимодействует с АСУ ТП, и требования в объёме выполняемых работ.

Находящиеся в эксплуатации устройства АСУ ТП должны быть постоянно включены в работу, за исключением тех, которые по функциональному назначению могут быть отключены при неработающем технологическом оборудовании.

При эксплуатации устройств АСУ ТП должен вестись постоянные контроль электропитания устройств аварийной и предупредительной сигнализации на работающих объектах, а также исправности предохранителей автоматов и цепей управления этих устройств.

Включение и отключение устройств АСУ ТП, находящихся в ведении АДС эксплуатационной организации, производится только с его разрешения с обязательной записью в эксплуатационном журнале.

Во избежание возможности доступа посторонних к устройствам АСУ ТП они должны быть надёжно закрыты и опломбированы, о чём должна быть сделана соответствующая запись в эксплуатационном журнале (сохранность пломб проверяет при приёмке и сдаче дежурства оперативный персонал).

Вскрытие устройства может производить персонал, их обслуживающий, или оперативно-диспетчерский персонал с обязательной записью в эксплуатационном журнале.

Щиты, панели и пульты управления АСУ ТП должны иметь со стороны доступа к ним хорошо видимые надписи, указывающие их назначение в соответствии с едиными диспетчерскими наименованиями, а установленная на них аппаратура - надписи или маркировку согласно схемам.

Проводники, присоединённые к рядам зажимов, а также к зажимам устройств и приборов, должны иметь маркировку согласно схемам.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1 - Структурная схема АДС

Учёт аварий и заявок

Для локализации и ликвидации аварийных ситуаций в газовых хозяйствах городских и сельских поселений должны создаваться единые при газораспределительных организациях аварийно-диспетчерские службы (АДС) с городским телефоном «04» и их филиалы с круглосуточной работой, включая выходные и праздничные дни.

Допускается создавать специализированные АДС в подразделениях, обслуживающих ГРП (ГРУ), а также промышленные объекты и котельные.

Численность и материально-техническое оснащение АДС (филиалов) определяются типовыми нормами.

Места их дислокации определяются зоной обслуживания и объектом работ с учётом обеспечения прибытия бригады АДС к месту аварии за 40 минут.

При извещении о взрыве, пожаре, загазованности помещений аварийная бригада должна выехать в течение пяти минут.

По аварийным заявкам организаций, имеющих собственную газовую службу, АДС газораспределительных организаций должны оказывать практическую и методическую помощь по локализации аварийных ситуаций по договору и согласованному плану взаимодействия.

Аварийные работы на ТЭС выполняются собственным персоналом.

Участие в этих работах АДС газораспределительных организаций определяется планами локализации и ликвидации аварий.

Деятельность аварийных бригад по локализации и ликвидации аварий определяется планом взаимодействия служб различных ведомств, который должен быть разработан с учётом местных условий.

Планы взаимодействия служб различных ведомств должны быть согласованы с территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждены в установленном порядке.

Ответственность за составление планов, утверждение, своевременность внесения в них дополнений и изменений, пересмотр (не реже одного раза в три года) несёт технический руководитель организации - собственника опасного производственного объекта.

В АДС должны проводиться тренировочные занятия с оценкой действий персонала:

- по планам локализации и ликвидации аварий (для каждой бригады) - не реже одного раза в шесть месяцев;

- по планам взаимодействия служб различного назначения - не реже одного раза в год.

Проведение тренировочных занятий должно регистрироваться в специальном журнале.

Все заявки в АДС должны регистрироваться с отметкой времени её поступления, временем выезда и прибытии на место аварийной бригады, характером повреждения и перечнем выполненной работы.

Заявки, поступающие в АДС, должны записываться на магнитную ленту. Срок записей должен быть не менее десяти суток.

Допускается регистрация и обработка поступающих аварийных заявок на персональном компьютере при условии ежедневной архивации полученной информации с жёсткого диска на другие носители (дискеты и др.).

Своевременность выполнения аварийных заявок и объём работ должны контролироваться руководителями газораспределительной организации.

Анализ поступивших заявок должен производиться ежемесячно.

При получении заявки о наличии запаха газа диспетчер обязан проинструктировать заявителя о мерах безопасности.

Аварийная бригада должна выезжать на специальной автомашине, оборудованной радиостанцией, сиреной, проблесковым маячком и укомплектованной инструментом, материалами, приборами контроля, оснасткой и приспособлениями для своевременной ликвидации аварий.

При выезде по заявке для ликвидации аварий на наружных газопроводах бригада АДС должна иметь исполнительно-техническую документацию или планшеты (маршрутные карты).

Согласно «Сборника руководящих материалов для работников газового хозяйства» том два, приложение один.

Численность персонала АДС предприятия газового хозяйства определяется по таблице 4.

Таблица 4

Численный состав персонала аварийно - диспетчерской службы

Должность	Численность персонала АДС в зависимости от объёма ГХ, выраженного через количество газифицированных квартир
Начальник	Более 80000 1	От 40000 до 80000 1	От 10000 до40000 1	Менее 1000 1
См. мастер	1 в смену	1 в смену	1 в смену	1 в смену
Аварийная бригада	1 в смену	1 в смену	1 в смену	1 в смену
Дежурный диспетчер	1 в смену	1 в смену	1 в смену	1 в смену

Примечание:

Численный состав аварийной бригады должен быть не менее трёх человек (двух слесарей и одного шофёра - слесаря).

Следует принять следующий состав АДС:

1. Начальник - один человек;

2. Старший мастер - один человек;

3. См. мастер - пять человек (один в смену плюс один подменный);

4. Диспетчер - четыре человека (один в смену);

5. Аварийная бригада - 20 человек из расчёта:

- два слесаря в четыре смены - восемь человек;

- три слесаря подменных - три человека;

- два водителя в четыре смены плюс один подменный - девять человек;

6. Обслуживание КИП - два человека;

7. Обслуживание ГРП - десять человек.

Итого: 43 человека



2. Режим работы систем газораспределения

Строительство систем газораспределения городов и населенных пунктов производится по специально разработанным проектам, в основу которых берется годовое потребления газа различными потребителями. Рассчитывают годовое потребление газа каждым потребителем по установленным удельным нормам теплопотребления, предусмотренным СНиП. После этого определяют максимальный часовой расход, на который рассчитывают системы газоснабжения городов и населенных пунктов.

Значения коэффициентов часового максимума расхода газа на хозяйственно-бытовые нужды приводятся в зависимости от численности населения, снабжаемого природным газом, а также для нужд коммунально-бытовых потребителей. Так, коэффициент часового максимума на хозяйственно-бытовые нужды для города, снабжаемого газом, с числом жителей 500 тысяч человек. Составляет 1/3300, а для города со 100-тысячным населением - 1/2800, для предприятия общественного питания - 1/2000.

Значения коэффициентов часового максимума расхода газа для промышленных предприятий рекомендуется устанавливать при проектировании на основании данных о режимах топливопотребления и характере производства для каждого предприятия в отдельности. Расчетные часовые расходы газа на отопления, вентиляцию и горячее водоснабжения следует определять в соответствии с указаниями на проектирование отопления, вентиляции, горячего водоснабжения.

Расчетный расход газа на участках распределительных газопроводов низкого давления, имеющих путевые расходы газа, определяют как сумму транзитного и половины путевого расхода газа на данном участке.

Потребления газа изменяется по часам суток, дня недели, месяцам года. В зависимости от периода, в течение которого потребления принимают постоянным, различают:

- сезонную неравномерность, или неравномерность по месяцам года;

- суточную неравномерность, или неравномерность по дням недели, месяца или года;

- часовую неравномерность, или неравномерность по часам суток.

Неравномерность потребления газа определяется рядом факторов: укладом жизни

населения, климатическими условиями, характеристикой газового оборудования различных потребителей газа, режимов работы предприятий.

Теоретический расчет влияния этих факторов не представляется возможным, поэтому очень важны накопления, обработка и изучение опытных данных.

Анализ этого графика позволяет сделать следующие выводы:

- для различных категорий потребителей газа характерна неравномерность

потребления газа;

- сезонная неравномерность зависит от отопительной нагрузки, которая во многом

определяется температурой наружного воздуха. Максимальный расход газа приходится на зимние месяцы, а летом, когда отопительные котлы не работают, расход газа минимальный;

- наиболее равномерно по месяцам потребляют газ промышленные предприятия. Это

объясняется тем, что потребность в газе для технологических нужд практически постоянна и не зависит от температуры наружного воздуха. С небольшой неравномерностью потребляют газ промышленные котельные, которые вырабатывают пар для технологических нужд, на отопление и вентиляцию зданий;

- значительную сезонную неравномерность имеют коммунальные, общественные и бытовые потребители газа.

На рисунке 2 показан совмещенный годовой график потребления газа несколькими городами.

Рисунок 3 свидетельствуют о том, что бытовое потребления газа характеризуется двумя пиками: утренним и вечерним. Вечерние пики превышают утренние, в ночное время расход газа значительно снижается по сравнению с дневным.

Рисунок 2 - Годовой график потребления газа

Рисунок 3 - График среднесуточного потребления газа

Потребление газа неравномерно не только по месяцам года, но и по дням недели. Суточные колебания определяются режимом работы отдельных предприятий, укладом жизни населения и изменением температуры наружного воздуха.

Распределения расхода газа по часам суток также неравномерно. Наибольшая часовая неравномерность наблюдается у бытовых и коммунальных потребителей.

Знание закономерностей колебаний расхода газа позволяет эксплуатационным организациям для покрытия неравномерностей потребления газа принимать соответствующие меры: использовать подземные хранилища газа; буферные потребители; сжиженный газ для получения пропано-воздушной смеси; аккумулирующие емкости последних участков магистральных газопроводов.

Каждый из перечисленных способов имеет свою область применения. Недостаток газа в зимний период покрывается за счет подземных хранилищ газа. Подземные хранилища газа имеют большую вместимость, и хранения газа в них требует сравнительно небольших затрат. Поэтому в нашей стране предусматривается дальнейшее строительство подземных хранилищ газа вблизи промышленных центров. Для покрытия суточной неравномерности отопительной нагрузки служат буферные потребители, которые могут потреблять газ и прекращать или уменьшать его расход в периоды увеличенного потребления газа. Буферными потребителями обычно является крупные электростанции или промышленные предприятия, которые могут переходить с одного вида топлива на другой, например газа на мазут.

Для покрытия часовой неравномерности могут быть использованы аккумулирующие емкости последних участков магистральных газопроводов, которые в отличие от промежуточных участков характеризуются неустановившимся движением газа.

Учет неравномерности потребления газа позволяет правильно планировать подачу газа от источников газоснабжения, определять режим работы буферных потребителей, а также координировать работу отдельных элементов системы газоснабжения.

3. Техническое обслуживание подземных газопроводов

Техническое обслуживание подземных газопроводов должно производиться в соответствии с ПБ 12-529-03 «Правилами безопасности в газовом хозяйстве» и СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы».

В состав технического обслуживания входят следующие работы:

- наблюдение за состоянием наружных газопроводов и сооружений на них, включая средства электрозащиты, а также устранение мелких неисправностей, возникающих в процессе эксплуатации;

- осмотр арматуры, установленной на газопроводе;

- проверка состояния газопроводов и их изоляции приборами, буровым и шурфовым осмотрами или посредством опрессовки;

- измерение давления газа в газопроводах;

- измерение электрических потенциалов на газопроводах.

Из газопроводов среднего и высокого давлений утечки газа распространяются в грунте со скоростью до шести м/ч. Газ распространяется на большие расстояния и попадает в различные сооружения и коммуникации. Поэтому кроме газовых колодцев проверяют контрольные трубки, колодцы других подземных сооружений, камеры теплосети и подвалы зданий, расположенные на расстоянии до 15 м по обе стороны от оси газопроводов.

В случае обнаружения газа, в каком - либо сооружении должны быть осмотрены подвалы домов, первые этажи бесподвальных зданий и другие сооружения а радиусе до 50 м от места обнаружения газа. Наличие газа в подвалах, коллекторах, шахтах, колодцах и других подземных сооружениях должно проверяться газоанализатором. При отборе проб воздуха из колодцев, шахт и других подземных сооружений спускаться в них запрещается.

Установленная в газовых колодцах арматура не реже одного раза в год должна тщательно осматриваться и проверяться. При этом очищают колодцы и арматуру от грязи и налётов коррозии; проверяют шпиндели, сальники задвижек и состояние компенсаторов; исправность приводного устройства; герметичность соединений задвижки и компенсатора с помощью мыльной эмульсии; спусковые скобы и крышки колодца; наличие привязочных знаков; окрашивают задвижки, компенсаторы и газопроводы.

Скопившуюся в конденсатосборниках жидкость необходимо удалять. Конденсат из гидрозатворов и конденсатосборников низкого давления можно откачивать насосом с ручным или механическим приводом, а из газопроводов высокого и среднего давлений - давлением газа. Конденсат откачивают в специальную ёмкость и опорожняют её в заранее отведенном месте.

При откачке конденсата нельзя допускать к месту работы посторонних лиц, курить и пользоваться открытым огнём. Работы проводят в строгом соответствии с утверждённой инструкцией.

Периодическое приборное обследование газопровода должно проводиться не реже одного раза в пять лет.

Газопроводы, включенные в план капитального ремонта или замены, должны обследоваться не реже одного раза в год.

Внеочередные целевые технические обследования стальных газопроводов должны проводиться при обнаружении неплотности или разрыва сварных стыков, сквозного коррозионного повреждения, при перерывах в работе электрозащитных установок в течение года, более одного месяца - в зонах влияния блуждающих токов, более шести месяцев - в остальных случаях.

При техническом обслуживании стальных подземных газопроводов нужно проверять герметичность, качество сварных стыков, подверженность коррозионной опасности, состояние защитного покрытия и металла труб. Порядок обследования и назначение газопроводов на капитальный ремонт определяются руководящими документами. Состояние металла труб нужно определять во всех шурфах, вскрываемых в процессе эксплуатации газопровода с целью проведения ремонта изоляции или устранения утечек газа. Качество сварных стыков проверяют, если в процессе эксплуатации на данном газопроводе обнаружены дефекты стыков. Осмотр подземных стальных газопроводов с целью определения состояния защитного покрытия металла труб должен выполняться только в местах выявления повреждений покрытия, а также там, где использование приборов затруднено индустриальными помехами.

Проверку герметичности и обнаружение мест утечек газа из подземных газопроводов допускается производить методом бурения скважин с последующим взятием проб прибором. Скважины бурят через каждые два метра. Глубина бурения их в зимнее время должна быть не менее глубины промерзания грунта, а в остальное время - соответствовать глубине укладки труб. Скважины бурят в шахматном порядке по отношению к оси газопровода на расстоянии 0,5 метра от стенки газопровода. Проверка скважин на загазованность допускается открытым огнём, если скважины находятся не ближе трёх метров от зданий и сооружений. Если газ в скважине не воспламеняется, проверяют его наличие прибором. По результатам технического обследования составляют акт, в котором с учётом выявленных дефектов и оценки технического состояния следует дать заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода. Необходимости и сроках проведения его ремонта или замены.

Проверку на герметичность газопроводов при техническом обследовании проводят опрессовкой отдельных участков воздухом аналогично опрессовке вновь построенных газопроводов при вводе в эксплуатацию.

3.1 Определение численности работающих в службе подземных газопроводов

Определить численный состав работающих на СПГ, обслуживающих подземные газопроводы, протяжённостью 495 км.

Служба СПГ работает в дневное время. В штате предусмотрена бригада слесарей - ремонтников согласно штатному расписанию.

Из расчёта на одного мастера на дясять,четырнадцать слесарей - обходчиков.

Состав работающих следующий:

- начальник службы - один человек;

- старший мастер - один человек;

- мастер (один человек по врезке; два человека на ремонтные работы; четыре человека по обходу трасс);

- слесари-обходчики четыре бригады по десять человек;

- ремонтная бригада четыре бригады по три человека.

Итого: 61 человек.

3.2 Виды технического обслуживания газопроводов

Одним из видов технического обслуживания подземных газопроводов является обход трасс газопроводов.

Эти работы должны выполняться по правилам безопасности в ГХ и по инструкции. Обход трасс производит бригада слесарей - обходчиков из двух человек - один из них старший. Допускаются к работе слесари - обходчики не моложе восемнадцати лет. Этот вид работ производят слесари и службы подземных газопроводов. За каждой бригадой должны быть закреплены участки трасс. Трасса должна иметь номер, состоит она из маршрутов, каждый маршрут имеет номер.

В состав обхода трасс входит:

- проверка компенсаторов, отчистка от загрязнений арматуры и оборудования;

- внешний осмотр газопроводов со всеми установленными отключающими устройствами;

- отчистка ковера от грязи и воды;

- проверка на утечку газа кранов;

- проверка крышек колодцев, крышек коверов;

- отчистка крышек колодцев от грязи и пыли, от мусора и строительных материалов;

- проверка грунта вокруг колодца.

Обход трасс газопроводов производят в радиусе 50 м от оси газопроводов, если же обнаружены утечки газа,- то в радиусе 80 м или в зависимости от местных условий.

Слесари - обходчики должны иметь при себе исправный газоанализатор, деревянный брусок, крюк, раствор мыльной эмульсии, кисточка, краска и кисточка для краски, флажки, предупредительные знаки.

Для обслуживания газопроводов слесарям - обходчикам мастером в начале рабочего дня выдаётся под расписку маршрутная карта. Каждой маршрутной карте присвоен номер. На каждой маршрутной карте должны быть указаны газопроводы и сооружения на них, все колодцы подземных коммуникаций в радиусе 80 м.

Для обхода трасс мастерами составляется календарный план, и строятся графики обхода трасс, которые утверждаются главным инженером.

Если по трассе расположены надземные газопроводы, их также обслуживают слесари - обходчики.

Сроки обхода газопроводов в каждой области устанавливаются свои в зависимости от местных условий. Основными факторами, влияющими на обход трасс газопроводов, являются: время года, давление газа, продолжительность эксплуатации газопроводов, окружающая среда.

3.3 Определение объёмов работ по обслуживанию подземного газопровода низкого и среднего давления

Для расчета взята трасса газопровода, которая разбита на семь маршрутов. По первому маршруту расположены газопроводы среднего давления, периодичность обхода два раза в неделю. Остальные маршруты - газопроводы низкого давления, периодичность обхода два раза в месяц.

Составить график обхода трассы подземного газопровода среднего давления протяженностью два км и низкого давления протяжённостью пятнадцать км.

Для расчета использованы «Типовые нормы времени на техническое обслуживание газопроводов», которые приведены в таблице 5.

Таблица 5

Типовые нормы времени на техническое обслуживание газопроводов

Виды работ	Единицы измерения	Норма времени на обслуживание чел/час
Обход и осмотр трассы газопровода	1 км	0,72
Проверка на загазованность колодцев подземных коммуникаций	1 колодец	0,11
Проверка на загазованность подвального помещения	1 подвал	0,07
Проверка на загазованность: СК ГЗ КТ КП	1 СК 1 ГЗ 1 КТ 1 КП	0,64 0,12 0,10 0,09
Реставрация знаков: с заменой знака без замены знака	1 ЗН 1 ЗН	0,35 0,15
Оформление рапорта	1 рапорт	0,30

Определить объём работ по обслуживанию подземного газопровода, данные для расчёта приведены в таблице 6.



Таблица 6

Объём работ по обслуживанию подземного газопровода низкого и среднего давления

Виды работ	Периодичность обслуживания	Кол-во, шт.	Единица измерения	Норма времен чел/ч	Объем работ, чел/ч
1	2	3	4	5	6
Газопровод низкого давления
1.Обход и осмотр трассы газопровода	2 раза в месяц	15	1 км	0,72	21,6
2. Проверка на загазованность
СК		60	1 СК	0,64	76,8
ГЗ		35	1 ГЗ	0,12	8,4
КТ		10	1 КТ	0,10	2
КП		6	1 КП	0,09	1,08
3. Проверка на загазованность колодцев подземных сооружений		60	1 колодец	0,11	13,2
4. Реставрация знаков:
С заменой знака		6	1 знак	0,35	4,2
Без замены знака		8	1 знак	0,15	2,4
5. Проверка на загазованность подвального помещения		15	1 подвал	0,07	2,1
6. Оформление рапорта		7	1 рапорт	0,30	4,2
Итого:	135,98
Газопровод среднего давления
1 Обход и осмотр трассы газопровода	2 раза в неделю	2	1 км	0,72	11,52
2 Проверка на загазованность
СК		14	1 СК	0,64	71,68
КТ		4	1 КТ	0,10	3,2
КП		2	1 КП	0,09	1,44
3.Проверка на загазованность колодцев подземных сооружений		6	1 колодец	0,11	5,28
4.Реставрация знаков:
С заменой знака		18	1 знак	0,35	50,4
Без замены знака		16	1 знак	0,15	19,2
5.Проверка на загазованность подвального помещения		10	1 подвал	0,07	5,6
6.Оформление рапорта		1	1 рапорт	0,30	2,4
Итого:	170,72
Общий объем:	306,7



3.4 Определение нормативной численности рабочих на общий объем работ

Определить нормативную численность рабочих, n, чел., по формуле:

где Т - объем выполняемых работ, чел/час.;

t - средняя норма времени, час.

Вывод: Объем работ не соответствует нормативной численности, его необходимо увеличить.

3.5 Определение себестоимости объема работ

Определить часовой тариф слесаря второго разряда Q, руб. по формуле:

где М - месячная заработная плата, М = 8000 руб.;

t - средняя норма времени, час.



Определить часовый тариф слесаря третьего разряда Q₁, руб. по формуле:

где М - месячная заработная плата, М = 8500 руб.

t - средняя норма времени, час.

Определить трудоемкость затрат на одного слесаря Т₁, чел/час по формуле:

где Т - объем выполняемых работ, чел/час.

Определить общую стоимость фонда оплаты труда для двух слесарей Ф, руб. по формуле:

Ф= Т₁ (Q + Q₁)

где Т₁ - трудоемкость затрат на одного слесаря, чел/час.;

Q - часовой тариф слесаря второго разряда, руб.;

Q₁ - часовый тариф слесаря третьего разряда руб.



Ф= 153,35 (48,00 + 51,00) = 15182,00 руб.

Определить себестоимость работ, Ф₁, руб. по формуле:

Ф₁= ФN

где Ф - общая стоимость фонда оплаты труда для двух слесарей, руб.;

N - индекс себестоимости - 5,3.

Ф₁=151825,3 = 80464,60 руб.

эксплуатация обслуживание газовый себестоимость



4. Эксплуатация газового оборудования жилых домов

Техническая эксплуатация газового оборудования жилых, общественных зданий и коммунальных предприятий должна производиться с учетом требований правил безопасности.

В состав технической эксплуатации внутренних газопроводов входят приемка в эксплуатацию законченного строительством газового оборудования зданий, подключение и пуск, техническое обслуживание, регулировка и ремонт, контроль за состоянием вентиляционных и дымовых каналов.

Приемку внутренних газопроводов в эксплуатацию осуществляют комиссии в составе представителей газового хозяйства, заказчика и монтажной организации. Приемная комиссия одновременно с проверкой исполнительно-технической документации и строительных паспортов по формам три и пять производит осмотр внутренних газопроводов. При этом проверяется соответствие выполненных работ проекту и требованиям СНиП: прочность крепления трубопроводов и приборов, комплектность газовых приборов и оборудования, исправность дымовых и вентиляционных каналов.

Газопроводы в жилых и общественных зданиях после окончания монтажа и производства испытаний на прочность и плотность окрашиваются масляными или нитроэмалевыми водостойкими красками.

По результатам приемки законченного строительством газового оборудования составляется акт приемки по форме четырнадцать. Затем производится контрольная опрессовка газопроводов и приборов воздухом на давление пять кПа.

Подключение и пуск газа осуществляет бригада квалифицированных слесарей во главе с инженерно-техническим работником организации газового хозяйства в присутствии представителей заказчика и монтажной организации. Если падение давления за пять минут не более 0,2 кПа, приступают к наполнению газопровода газом с одновременным удалением из него воздуха. Для этой цели в верхней части газового стояка вывертывают пробку. На газопровод надевают гибкий шланг, конец которого выводят в окно. Время окончания продувки устанавливается с помощью мыльной эмульсии в банке. В нее направляют продувочный шланг для образования пузырей, которые поджигают. При этом запрещается поджигать пузыри в помещении, где производится продувка. Обычно это делается на лестничной площадке.

Зажигать газовые приборы следует только после продувки квартирной разводки, для чего один конец шланга надевают на трубку горелки плиты, а второй выводят в форточку.

Пуск газа в жилые дома после окончания строительства или капитального ремонта следует производить, как правило, до их заселения -- по инструкции организации газового хозяйства города, После заселения квартир газ необходимо подключить в присутствии жильцов. Все проживающие в доме должны пройти инструктаж по безопасному пользованию газовыми приборами, а ответственным квартиросъемщикам выдаются инструкции о пользовании ими.

После включения газа составляется акт, в котором указываются состав пусковой бригады, номера квартир и тип подключаемых газовых приборов.

Техническое обслуживание газового оборудования жилых домов, общественных зданий и других учреждений проводит бригада службы газового хозяйства города в составе четырех-шести слесарей. За ней закрепляется определенный территориальный участок.

Техническое обслуживание внутренних газопроводов жилых зданий и предприятий включает: годовой плановый ремонт газового оборудования жилых и общественных зданий, коммунальных, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, а также групповых и резервуарных установок сжиженного газа (производят один раз в год) - промежуточное техническое обслуживание газового оборудования в общежитиях, общественных зданиях, детских и лечебных учреждениях, столовых, магазинах, промышленных, коммунальных и сельскохозяйственных предприятиях, включая отопительные котельные, а также групповые установки сжиженного газа (выполняют один раз в месяц); сезонное техническое обслуживание при включении и выключении сезонного работающего газового оборудования -- пищеварочных и водогрейных приборов летних лагерей, баз отдыха, полевых кухонь и т. д. (производят два раза в год). Ремонт приборов у сезонных потребителей в годовом плане совмещается с включением газового оборудования.

Внеплановый ремонт по заявкам абонентов выполняется с целью устранения неисправностей, указанных жильцами. Утечки газа устраняются немедленно дежурным слесарем аварийной службы.

В последнее время проявляется тенденция отказа от годового планового ремонта и промежуточного технического обслуживания, ограничиваются ремонтом оборудования по заявкам. Это позволяет сократить численность эксплуатационного персонала.

В жилых и общественных зданиях один раз в пять лет проверяют на герметичность внутреннее газооборудование (воздухом или газом) под давлением пять кПа (500 мм водяного столба). Падение давления в течение пяти минут не должно превышать 0,2 кПа (20 мм водяного столба).

Регулировка бытовых газовых приборов производится только работниками газового хозяйства. От их квалификации полностью зависит своевременное проведение осмотра и регулировки, эффективное и безопасное использование приборов.

При появлении в помещении запаха газа следует немедленно перекрыть его подачу, открыть окна, вызвать аварийную службу, не зажигать огонь, не курить, не пользоваться электрозвонками, не включать освещение и приборы. Проверить, закрыты ли все краны электроприборов.

Дымовые и вентиляционные каналы помещений, где установлены приборы, обеспечивают отвод продуктов сгорания, образующихся при пользовании газом, а также при возможных утечках. На все дымовые и вентиляционные каналы здания должны быть исполнительные чертежи.

4.1 Контрольная опрессовка газового оборудования жилых домов

Контрольная опрессовка внутренних газопроводов и газового оборудования предприятий бытового обслуживания населения непроизводственного характера, жилых домов и общественных зданий должна производиться давлением 500 даПа (500 мм водяного столба). Падение давления не должно превышать 20 даПа (20 мм водяного столба) за пять минут. Результаты контрольной опрессовки считаются положительными при отсутствии видимого падения давления по манометру и утечек, определяемых с помощью мыльной эмульсии. Результаты контрольной опрессовки должны записываться в нарядах-допусках на выполнение газоопасных работ. Давление воздуха в присоединяемых газопроводах должно сохраняться до начала работ по их присоединению или пуску газа. Если осмотренные и подвергшиеся контрольной опрессовке газопроводы не были наполнены газом, то при возобновлении работ по пуску газа они должны быть повторно осмотрены и спрессованы.

Контрольная опрессовка газового оборудования жилых домов должна производиться не реже одного раза в пять лет. Через продувочную свечу удаляется газ и проводится продувка газопровода воздухом. Перед испытанием на герметичность выдерживают в течение 24 часов для выравнивания температуры воздуха в газопроводе и окружающего грунта. Нормы испытательного давления зависят от рабочего давления и вида покрытия газопроводов.

Газопроводы жилых домов испытываются от крана на вводе до кранов на опуске до газовых приборов. Норма испытательного давления 0,01 МПа, время выравнивания температур один час. Результаты испытаний считаются положительными, если по манометру класса точности 0,15 и 0,4 падение давления составляет одно деление шкалы в течение пяти минут, а по манометру класса точности 0,6 падения давления нет.

Если оборудование, установленное на газопроводе не рассчитано на испытательное давление, его убирают, а вместо него устанавливают соединительные катушки.

По заданию определить объём работ по контрольной опрессовке:

- 72 квартирных жилых домов девяти этажных - три дома;

- 36 квартирных жилых домов девяти этажных - два дома;

- 90 квартирных жилых домов пяти этажных - три дома.

Расчёт производится на основании «Типовых норм времени на техническое обслуживание и ремонт оборудования газового хозяйства», приведены в таблице 7.

Таблица 7

Нормы времени на один стояк

Количество приборов на один стояк	Норма времени
До 5	1,68
6 - 10	2,47
11 - 15	3,23
Свыше 16	4,00

Расчёты производятся в таблице 8

Таблица 8

Объём работ по контрольной опрессовке газопроводов и газового оборудования жилых домов

Наименование работ	Кол-во жилых домов	Ед. измерения, стояк	Количество штук	Норма времени, чел/час	Объём работ, чел/час
72 кв. жилой дом (9 этаж.)	3	ст	24	2,47	59,28
36 кв. жилой дом (9 этаж.)	2	ст	8	2,47	19,76
90 кв. жилой дом (5 этаж.)	3	ст	54	1,68	90,72
Итого: 169,80



4.2 Обслуживание и ремонт автоматического отопительного газового водонагревателя (АОГВ-23)

В процессе эксплуатации аппарата могут возникнуть случаи, когда после розжига запальной горелки при отпускании пусковой кнопки клапан-отсекатель срабатывает и прекращается подача газа на запальную горелку. Прежде всего, следует проверить, обеспечивают ли датчики герметичность линии сброса. Наиболее характерными причинами могут быть: недостаточный нагрев биметаллической пластины; деформация пластины; неплотность посадки шариков-клапанов на свои седла.

Основные причины неплотной посадки: попадание под шарик смазки или других предметов; повреждение поверхности шарика; деформация проволочного конца пружины в сторону кромки седла; наличие заусенцев внутри насадки-стаканчика и др.

Следует обратить внимание на правильную регулировку положения корпуса датчика относительно подвижного конца биметаллической пластины. Положения датчиков, степень контакта между шариком и свободным концом пластины регулируют путем смещения корпуса датчика по резьбе направляющих его положение гаек.

Для проверки герметичности линий сброса датчиков, когда шарики-клапаны плотно прилегают к своим седлам, можно отсоединить накидную гайку от штуцера нижней крышки клапана-отсекателя и продуть их воздухом. Если линии сброса пропускают воздух через себя, следует искать причину негерметичности.

При установке корпуса датчика тяги по месту следует учитывать, что свободный конец биметаллической пластины может смещаться от четырёх до пяти мм.

Наиболее вероятными местами утечками газа могут быть: накидная гайка, резиновая диафрагма пусковой кнопки, а также место посадки нижней крышки на резиновое уплотнение большой мембраны и прижимного кольца.

По заданию выполнить следующие ремонтные работы:

- замена крана горелки;

- замена терморегулятора;

- прочистка отверстий горелки и удлинителя;

- замена мембраны электромагнитного клапана.

Обслуживание и ремонт производится согласно «Прейскуранту цен на услуги газового хозяйства по техническому обслуживанию и ремонту систем газоснабжения» и «Типовым норм времени на техническое обслуживание и ремонт газового оборудования газового хозяйства». Расчет производится в таблице 9.

Таблица 9

Обслуживание и ремонт АОГВ-23

Наименование работ	Состав работ	Единица измерения	Норма времени чел/час	Цена по прейскуранту, руб.
1	2	3	4	5
Замена крана горелки	Вызов. Перекрыть кран на опуске перед прибором, разобрать резьбовые соединения. Отсоединить старый и подсоединить новый кран, собрать резьбовое соединение. Пуск газа и проверка работы прибора, проверка герметичности. Инструктаж абонента, запись в абонентскую книжку.	1	0,4 0,77 0,09	168.00 190.00 50.00
Замена терморегулятора	Вызов. Перекрыть кран на опуске перед прибором. Снять старый и установить новый терморегулятор. Наполнить водой прибор. Пуск газа, регулировка работы прибора. Инструктаж абонента, запись в абонентскую книжку	1	0,4 2,20 0,09	168.00 618.00 50.00
Прочистка отверстий горелки и удлинителя	Вызов Перекрыть кран на опуске перед прибором. Снять газоотводную трубку и колпак тягопрерывателя. Снять горелку и удлинить тяги. Прочистить от сажи отверстия. Установить всё на место. Проверить тягу, отрегулировать горение газа. Инструктаж абонента, запись в абонентскую книжку.	1	0,4 1,03 0,09	168.00 254.00 50.00
Замена мембраны электромагнитного клапана	Вызов. Перекрыть кран на опуске перед прибором. Разборка клапана. Снять старую и поставить новую мембрану. Собрать клапан. Пуск газа. Проверка герметичности работы прибора. Инструктаж абонента, запись в абонентскую книжку.	1	0,4 1,44 0,09	168.00 356.00 50.00
Итого:	7,4	2290.00

4.3 Определение себестоимости работ

Определить часовой тариф слесаря третьего разряда Q, руб., по формуле:

где t - средняя норма времени - 167 часов;

М - месячная заработная плата, М - 8500 руб.

Определить себестоимость работ за отработанные часы Ф, руб., по формуле:

Ф= Q К

где К - отработанные часы - 7,4 чел/час;

Q - часовой тариф слесаря третьего разряда.

Ф= 51.007,4 = 377,40 руб.

Определить себестоимость работ с начислениями Ф₁, руб., по формуле:

Ф₁= ФN

где N - индекс себестоимости - 5,3 ч.;

Ф - общая стоимость фонда оплаты труда для двух слесарей, руб.

Ф₁=377,40 5,3 = 2000, 00 руб.



5. Эксплуатация катодных станций

Установки катодной защиты состоят из катодной станции (преобразователя), анодного заземления, защитного заземления и соединительных кабелей.

В объем работ по монтажу установок катодной защиты входят установка катодной станции (преобразователя), прокладка кабеля и подводка питания к катодной станции, устройство анодного и защитного заземления, подключение катодной станции к защищаемому сооружению.

Корпусы катодных станций и усиленных электродренажей подлежат заземлению.

При наладке катодной станции проверяют выпрямленные напряжение и ток катодной станции, а также потенциал трубопровода относительно земли на контактном устройстве.

Перед установкой заданного режима автоматического усиленного дренажа и автоматической катодной станции следует проверить работу цепи автоматической регулировки.

При проверке параметров работы катодной станции измеряют ток катодной защиты, напряжение на выходных клеммах катодной станции и потенциал в точке защитного тока, когда режим работы катодной станции резко меняется, но не реже одного раза в год.

На весь период работы опытной станции катодной защиты у контура анодного заземления должен находиться дежурный и должны быть установлены предупредительные знаки.

При значительных расходах мощности на защиту тепловых сетей, а также при больших расстояниях между выносным заземлением и катодной станцией, осуществляющей защиту смежных сооружений, целесообразно применять индивидуальные защитные установки.

Защита от коррозии трубопроводов на каждом из участков затопления или заносов канала достигается путем регулирования распределения тока в отдельных ветвях установки катодной защиты между катодной станцией (преобразователем) и вы-с поеными анодными заземлениями.

Регулирование силы тока в каждой ветви может осуществляться с помощью резисторов многоканального блока совместной защиты типа БДР, включенного в анодный участок цепи катодной станции.

Измерение рекомендуется выполнять в контрольно-измерительных пунктах или существующих на трубопроводах устройствах (сифонах, задвижках, гидрозатворах, регуляторных станциях и узлах домовых вводов).

По варианту катодной защиты потребуется установка катодной станции типа КСС-300 с устройством анодного заземления из угольно-графитовых электродов (три электрода, глубина заложения 12 м).

Катодная защита газопровода приведена на рисунке 4.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 4 - Катодная защита газопровода

1 - защищаемый газопровод;

2 - катодная станция;

3 - анодный заземлитель;

4 - направление движения.

При проведении измерений в зоне влияния блуждающих токов электрифицированных железных дорог период измерений должен охватывать пусковые моменты и время прохождения в обе стороны электропоездов между ближайшими станциями.

Количество железокремнистых электродов, опускаемых в скважину, может быть различным и зависит от защитного тока катодной станции, геоэлектрического разреза вмещающих пород, но обычно не должно превышать от десяти до пятнадцати штук.

На каждую катодную станцию с анодным заземлением из железокремнистых электродов эксплуатационная организация составляет паспорт, в котором должны найти отражение сведения об анодном заземлении: конструкция, тип, размеры, количество и общая масса железокремнистых анодов; тип активатора, геоэлектрический разрез; сопротивление растеканию заземлителя.