Организация эксплуатации газового хозяйства станицы Северской

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Организация эксплуатации газового хозяйства

Объектом курсового проектирования организации эксплуатации газового хозяйства является станица Северская.

Газоснабжение станицы Северской предусмотрено природным газом. Реализация газа в год предприятием газового хозяйства природного 182 млн. м³, численность работников на предприятии газового хозяйства 153 человека.

1.1 Определение группы предприятия газового хозяйства

В соответствии с приказом МИНТОПЭНЕРГО РФ от 17.02.94 года "О должностных окладах руководителей предприятий и организаций" рассчитаны группы по оплате труда:

- первая группа - от 30 до 80 баллов;

- вторая группа - от 15 до 30 баллов;

- третья группа - от 10 до 15 баллов;

- четвертая группа - от пяти до 10 баллов;

- пятая группа - до пяти баллов.

Показатели, по которым определяется группа предприятия газового хозяйства, приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Показатели для определения группы предприятия газового хозяйства

Показатели	Единицы измерения	Количество баллов
Количество газифицированных квартир	100 000, шт.	2
Объем реализованного газа в год	100 млн. м3	2
Численность работающих	100 чел.	2

Определяется группа предприятия газового хозяйства.

- количество газифицированных квартир - 32125 кв.;

- реализация газа в год природного - 182 млн. м³;

- численность работающих на предприятии - 153 чел.

Все данные расчета приводим к баллам. Расчет производим в таблице 2.

Таблица 2 - Определение группы предприятия газового хозяйства

Наименование	Показатели	Кол-во баллов	Кол-во показателей по заданию	Всего баллов
Газифицированные квартиры	100 000	2	32125
Реализация газа в год	100 млн. м3	2	182
Число работающих	100	2	153
Итого:

1.2 Определение численности ИТР и служащих

Руководствуясь "Типовыми нормативами численности ИТР и служащих предприятий газового хозяйства" определяется численность руководящих ИТР.

По заданию:

- численность работающих - 153 чел.;

- протяженность подземного газопровода - 320 км;

- количество газифицированных квартир - 32125 кв.

Расчет производим в таблицу 3.

Таблица 3 - Определение численности ИТР

Номер пункта	Показатели	Исполнит. функции	Нормативы численности	Кол-во человек
1-1-1	Численность работающих человек 153	Общее руководство производства	3,2	3
1-1-2	Численность работающих человек 153	Планирование и организация труда	4,3	4
1-1-5	Численность работающих человек 153	Бух. учет и финансирование	4,2	4
1-1-10	Протяженность газопровода 320 км	Оперативное руководство службы подземных газопроводов	3,3	3
1-1-11	Кол-во газифицированных квартир 32125	Оперативное руководство ВДГО	3,2	3
1-1-8	Объем работ третьей группы	Оперативное руководство АДС	4.3	4
1-2-6	Стоимость основных фондов	Обслуживание промышленных предприятий	4,2	4
Итого:	25

1.3 Определение численности обслуживающего персонала АДС

Основные задачи аварийно-диспетчерской службы: прием заявок, устранение утечек газа и повреждений газопровода, предупреждение и ликвидация аварий, отключение и включение газопроводов и газового оборудования, сезонно работающих котельных, эксплуатация устройств телемеханика и компьютерной техники, обслуживание ГРП.

Служба работает круглосуточно, АДС является самостоятельным структурным подразделением предприятия, находится в непосредственном подчинении главного инженера предприятия и возглавляется старшим мастером службы, который несет полную ответственность за выполнение возложенных на службу задач.

Аварийная служба должна быть оснащена: надежными средствами радиосвязи с другими службами, аварийными бригадами, выезжающими на ликвидацию аварий; автотранспорт, аварийную машину и механизмы, один компрессор с набором пневмоинструментов, передвижной электростанции для освещения и работ электроинструментов, насосы, должен быть запас материалов: труб, фасонных частей и арматуры, газоанализаторы, противогазы, оснащение инструментами и спецодеждой.

Определяется численный состав АДС. Количество газифицированных квартир - 32125. В соответствии со "Сборником руководящих материалов для работников газового хозяйства" том 2 приложение 1, подбираем численный состав персонала АДС, подбор приведен в таблице 4.

Таблица 4 - Подбираем численный состав персонала АДС

Должность	Численность персонала АДС в зависимости от объема ГХ, выраженного через количество газифицированных квартир
	Более 80000	От 40000 до 80000	От 10000 до 40000	Менее 10000
Начальник	Один	Один	Один	Один
Один в смену см. мастер	Один в смену	Один в смену	Один в смену	Один в смену
Аварийная бригада	Один в смену	Один в смену	Один в смену	Один в смену
Дежурный диспетчер	Один в смену	Один в смену	Один в смену	Один в смену

Примечание. Численный состав аварийной бригады должен быть не менее трех человек (двух слесарей и одного шофера - слесаря).

Принимаем следующий состав АДС:

- начальник - один человек;

- старший мастер - один человек;

- сменный. мастер - два человека (один в смену плюс один подменный);

- диспетчер - два человека (один в смену);

- аварийная бригада - 10 человек из расчета:

а) три слесаря в две смены - шесть человек;

б) два слесаря подменны - два человека;

в) два водителя - два человека;

- обслуживание КИП - три человека;

- обслуживание ГРП - три человека.

Итого: 22 человека.

2. Ввод в эксплуатацию объектов газового хозяйства

2.1 Приемка в эксплуатацию законченных строительством газораспределительных систем

Системы газоснабжения, газопроводы и ГРП, газопотребляющие агрегаты по окончании монтажа или капитального ремонта должны приниматься комиссией, назначаемой приказом эксплуатационной организации и заказчика. В состав комиссии включаются представители заказчика, эксплуатационной организации, подрядчика. Представители Госгортехнадзора включаются в состав приемочных комиссий при приемке подконтрольных ему объектов.

Подрядчик представляет приемочной комиссии в одном экземпляре следующую документацию:

- перечень организаций, участвующих в производстве строительно-монтажных работ, с указанием видов выполненных ими работ и фамилий специалистов, непосредственно отвечающих за их выполнение:

- комплект рабочих чертежей на строительство предъявляемого объекта, разработанных проектными организациями. На чертежах должны быть надписи о соответствии произведенных в натуре работ этим чертежам или внесенным в них изменениям. Надписи выполняют лица, ответственные за производство строительно-монтажных работ. Указанный комплект рабочих чертежей является исполнительной документацией;

- сертификаты, технические паспорта или другие документы, удостоверяющие качество материалов, оборудования и деталей, применяемых при производстве строительно-монтажных работ;

- строительный паспорт (по форме СНиП 3.05.02-88);

- заключение о качестве сварных стыков;

- журнал производства работ (для подземных газопроводов и резервуарных установок сжиженных углеводородных газов);

- акты о выполнении уплотнения (герметизации) вводов и выпусков инженерных коммуникаций в местах прохода их через подземную часть наружных стен зданий в соответствии с рабочим проектом.

Приемка в эксплуатацию объектов систем газоснабжения оформляется актом приемки, который является основанием для присоединения объекта к действующей системе газоснабжения, ввода его в эксплуатацию и принятия на контроль местными органами Госгортехнадзора.

При приемке объектов комиссия проверяет техническую документацию и осматривает газовую систему. Комиссия имеет право проверять любые участки газопроводов разборкой, просвечиванием или вырезкой сварных стыков из газопроводов для механических испытаний, а также проводить повторные испытания газопроводов.

К моменту приемки объектов газового хозяйства должна быть закончена разработка инструкций, технологических схем, плана ликвидации возможных аварий, подготовка и проверка знаний обслуживающего персонала и специалистов, а также должен быть издан приказ о назначении лиц, ответственных за газовое хозяйство.

Для предприятий разрабатывается Положение о газовой службе или заключается договор с предприятием газового хозяйства о техническом обслуживании и ремонте газопроводов и газового оборудования.

Приемка в эксплуатацию незаконченных строительством объектов, а также подземных стальных газопроводов и резервуаров, не обеспеченных электрохимической защитой, не допускается.

Ввод в эксплуатацию вновь построенных газопроводов и ГРП в населенных пунктах, как правило, производится предприятием газового хозяйства или газовыми службами предприятий. Расков В.В. Газовое хозяйство РФ. Сургут, 2010.

На каждый газопровод и ГРП (ГРУ) составляется паспорт, в котором указываются основные характеристики газопровода и ГРП (ГРУ), а в процессе эксплуатации заносятся сведения о всех работах по ремонту.

Перед испытанием той или иной системы необходимо осмотреть ее внешний вид. Трубопровод, прокладываемый в соответствии с проектом, не должен иметь смятых отводов, перекосов в резьбах, неплотного прилегания контргаек к муфтам и укороченных сгонов, вызывающих течи, а также искривления отдельных участков.

Газовые приборы должны быть исправными в действии, не иметь повреждений эмали и деталей. При этом необходимо, чтобы все краны легко открывались и закрывались. При осмотре следует руководствоваться тем, чтобы все соединения на резьбе были выполнены на подвертке высококачественным льном, на свинцовых белилах, замешанных на натуральной олифе; не допускается употребление заменителей. Замазывать дефекты соединения различного рода замазками категорически запрещается.

После внешнего осмотра все трубопроводы испытывают на прочность и плотность. На прочность газопроводы испытывает организация, производившая монтаж системы. При этом результаты испытания оформляют актом.

Газопроводы низкого давления испытывают на прочность воздухом давлением 1 кгс/см² для выявления дефектных мест:

1) в жилых домах, общественных и коммунально-бытовых объектах -- на участке от отключающего устройства на вводе в здание или лестничную клетку до кранов на опусках к приборам (испытывают при отключенных приборах);

2) в помещениях промышленных и коммунальных предприятий, а также отопительных и производственных котельных -- на участке от отключающего устройства на вводе газопровода в здании (или от узла редуцирования, Расположенного в здании) до отключающих устройств у газовых горелок; иногда при необходимости газопроводы испытывают отдельными участками.

Если в здании предусмотрена установка газовых счетчиков, то испытание производят без них, а на этот период газопровод соединяют (перемычкой вместо счетчика). Чтобы температура воздуха в помещении и газопроводе стала одинаковой, испытания начинают по истечении 3 ч после подъема давления. Дефектные места обнаруживают с помощью нанесения мыльной эмульсии на стыки, резьбовые и фланцевые соединения, арматуру и др. После исправления выявленных дефектов газопроводы испытывают на плотность.

При испытании газопроводов на плотность оформляют акт, подписанный монтажной и эксплуатационной организациями. Газопроводы жилых зданий испытывают на плотность воздухом давлением 400 мм вод. ст. с установленными счетчиками и подключенными газовыми приборами. При отсутствии в квартирах счетчиков газопроводы испытывают давлением 500 мм вод. ст. Газопровод считают выдержавшим испытание на плотность, если падение давления в нем в течение 5 мин не превышает 20 мм вод. ст.

При установке дополнительных газовых приборов в существующих газифицированных зданиях подводки к этим приборам (если длина их не превосходит 5 м) испытывают газом. Для этого все сварные и резьбовые соединения покрывают мыльной эмульсией после подключения подводок к газовой сети. Приборы к действующим газопроводам присоединяет эксплуатационная организация (например, Горгаз), которая также испытывает соединения. Расков В.В. Газовое хозяйство РФ. Сургут, 2010. газопровод испытание приемка ремонт

Газопроводы низкого давления промышленных и коммунальных зданий испытывают на плотность давлением 1000 мм вод. ст. до кранов перед горелками. Продолжительность испытания на плотность не менее 1 ч; падение давления за это время допускается не более чем на 60 мм вод. ст. Если у тепловых агрегатов имеются приборы автоматики, то газопроводы испытывают на прочность до запорного устройства, установленного на опуске от газопровода к агрегату. Приборы автоматики испытывают только на плотность совместно с газопроводом рабочим давлением, но не менее 500 мм вод. ст.

Систему газоснабжения, смонтированную и испытанную на прочность и плотность, предъявляет монтажная организация приемочной комиссии в составе: заказчика (председатель комиссии), монтажно-строительной организации, эксплуатационной организации (Горгаз и др.) и Госгортехнадзора при приемке газового оборудования промышленных и коммунальных предприятий и на объектах, предусмотренных правилами техники безопасности Госгортехнадзора. Для сдачи-приемки системы газоснабжения не менее чем за три дня приемочную комиссию оповещают о дне и месте сбора.

Если система газопровода была смонтирована и принята комиссией, но не была введена в эксплуатацию в течение шести месяцев, то при вводе ее в эксплуатацию необходимо повторно испытать газопроводы на плотность и проверить состояние дымоотводящих и вентиляционных систем, комплектность и исправность газового оборудования, арматуры, контрольно-измерительных приборов и защитно-предохранительных устройств. В жилых домах до присоединения внутреннего газопровода к вводу монтажная организация производит контрольную опрессовку газопровода на плотность. Пуск газа в газовую сеть осуществляет эксплуатационная организация в присутствии представителя монтажной организации в порядке, установленном правилами Госгортехнадзора. Пуск газа работниками монтажных организаций запрещается.



3. Техническое обслуживание подземных газопроводов

Обслуживанием действующих подземных газопроводов занимается служба подземных газопроводов (СПГ). Техническое обслуживание подземных газопроводов должно производиться в соответствии с "Правилами в газовом хозяйстве ПБ 12-529-03".

При обходе надземных газопроводов должны выявляться: утечки газа, перемещения газопроводов за пределы опор, наличие вибрации, сплющивания, недопустимого прогиба газопровода, просадки, изгиба и повреждения опор; состояние отключающих устройств и изолирующих фланцевых соединений, средств защиты от падения электропроводов, креплений и окраски газопроводов; сохранность устройств электрохимической защиты и габаритных знаков на переходах в местах проезда автотранспорта.

Обход должен производиться не реже одного раза в три месяца. Выявленные неисправности должны своевременно устраняться.

При обходе наземных газопроводов должны выявляться утечки газа на трассе газопровода, нарушения целостности откосов отсыпки и одерновки обвалования, состояние отключающих устройств и переходов в местах проезда автотранспорта.

Обход должен производиться не реже одного раза в три месяца. Выявленные неисправности должны своевременно устраняться.

При обходе подземных газопроводов должны: выявляться утечки газа на трассе газопровода по внешним признакам и приборами (отбор и анализ проб) на присутствие газа в колодцах и камерах инженерных подземных сооружений (коммуникаций), контрольных трубках, подвалах зданий, шахтах, коллекторах, подземных переходах, расположенных на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода; уточняться сохранность настенных указателей, ориентиров сооружений и устройств электрохимической защиты; очищаться крышки газовых колодцев и коверов от снега, льда и загрязнений; выявляться пучения, просадки, оползни, обрушения и эрозии грунта, размывы газопровода паводковыми или дождевыми водами; контролироваться условия производства строительных работ, предусматривающие сохранность газопровода от повреждений.

При обходе трасс газопровода следует обращать внимание на состояние берегов оврагов, балок, ручьев, рек в районе прокладки трассы и при обнаружении наличия эрозионных, оползневых и других явлений принимать меры, обеспечивающие сохранность газопровода.

При появлении опасности нарушения сохранности засыпки траншеи и оснований газопровода, обвалования, верха земляной подушки опор и (или) основания фундаментов под опоры следует обеспечить выполнение компенсирующих мероприятий, обеспечивающих их устойчивость (укрепление, отвод поверхностных вод, изменение течения воды в водных преградах и др.). Периодичность обхода трасс подземных газопроводов устанавливается в зависимости от их технического состояния, наличия и эффективности электрозащитных установок, категории газопровода по давлению; пучинистости, просадочности и степени набухания грунтов, горных подработок, сейсмичности района, времени года и других факторов, но не реже: газопроводы среднего и высокого давления - зимой два раза в неделю, летом один раз в неделю или по графику.

Обходчики наружных газопроводов должны иметь маршрутные карты с трассой газопроводов, схемой электрозащиты, местоположением газовых и других сооружений (коммуникаций), колодцев, подвалов зданий, подлежащих проверке на загазованность до 15 м по обе стороны от газопровода. Маршрутные карты должны иметь номер маршрута и ежегодно выверяться. Все изменения на трассах газопроводов своевременно наносятся на маршрутные карты. До начала самостоятельной работы обходчики должны быть ознакомлены с трассой газопровода на местности.

Маршрутные карты изготавливают не менее чем в двух экземплярах, один из которых хранится у начальника службы по эксплуатации подземных газопроводов, второй экземпляр передается обходчику под расписку.

При обнаружении загазованности сооружений на трассе газопровода или утечки газа по внешним признакам рабочие, проводящие обход, обязаны немедленно известить аварийно-диспетчерскую службу и до приезда бригады принять меры по предупреждению окружающих (жильцов дома, прохожих) о загазованности и недопустимости открытого огня, пользования электроприборами и необходимости проветривания помещений.

Дополнительно должны быть организованы проверка приборами и проветривание загазованных подвалов, цокольных и первых этажей зданий, колодцев и камер подземных сооружений (коммуникаций) на расстоянии до 50 м по обе стороны от газопровода.

Результаты обхода газопроводов должны отражаться в журнале.

Обход трасс должен производиться бригадой слесарей-обходчиков, состоящих из двух человек, один из них старший. За каждой бригадой должны быть закреплены трассы газопроводов, для удобства разделены на маршруты. Каждая трасса и маршрут имеет номер. В каждой маршрутной карте должны быть указаны: схема трассы газопровода с привязками, а также расположенные на расстоянии 15 м по обе стороны от газопровода колодцы подземных коммуникаций. Мастером выдаются слесарям-обходчикам маршрутные карты под роспись.

Слесари-обходчики при себе должны иметь: спецодежду - оранжевый жилет, исправленный газоанализатор, крюк, деревянный брусок, емкость для отбора воды, предупредительные знаки.

Объем и сроки выполнения работ по обходу трасс газопроводов устанавливаются календарным графиком, утвержденным главным инженером предприятия газового хозяйства в каждом крае.

Основной задачей службы наружных газопроводов является бесперебойное снабжение газопотребителей и безопасное пользование газом.

Предприятия газового хозяйства должны иметь паспорт и комплект документации, дающей характеристику каждого газопровода и сооружений на нем (диаметр, тип изоляции, средства электрозащиты, точное местоположение, техническое состояние и др.). Для ведения и хранения эксплуатационной документации назначаются ответственные лица из ИТР предприятия газового хозяйства. В паспорт газопровода необходимо систематически заносить все виды проводимых работ (капитальный и текущий ремонты, буровой и шурфовой осмотры либо приборный метод контроля электрозащиты).

При эксплуатации газопроводов осуществляют техническое обслуживание, плановые ремонты (текущий и капитальный) и аварийно-восстановительные работы.

Основой безопасной эксплуатации газопроводов является обеспечение, в первую очередь, их герметичности и исключения закупорок, поддержания давления газа на уровнях, определяемых протоколом.

Природные газы, подаваемые потребителям, должны соответствовать требованиям государственного стандарта и (или) техническим условиям.

Интенсивность запаха газа (одоризация) обеспечивается газотранспортной организацией в конечных точках газораспределительной сети (у потребителя) в пределах от трех до четырех баллов.

Пункты контроля, периодичность отбора проб, а также интенсивность запаха газа (одоризация) определяются газораспределительными организациями в соответствии с государственным стандартом определения интенсивности запаха газа с записью результатов проверки в журнале.

Контроль давления газа в газопроводах поселений осуществляется измерением его не реже одного раза в 12 месяцев (в зимний период), в часы максимального потребления газа в точках, наиболее неблагополучных по режиму газоснабжения, устанавливаемых газораспределительной организацией.

Газораспределительные организации обязаны обеспечивать нормативное давление газа у потребителя, при необходимости осуществляя телеметрический контроль давления газа после газорегуляторной станции.

Проверка наличия влаги и конденсата в газопроводах, их удаления проводятся с периодичностью, исключающей возможность образования закупорок.

Установленные на газопроводах запорная арматура и компенсаторы подвергаются ежегодному техническому обслуживанию и при необходимости - ремонту.

Сведения о техническом обслуживании заносятся в журнал, а о капитальном ремонте (замене) - в паспорт газопровода.

3.1 Эксплуатация электрохимических установок от коррозии на подземных газопроводах

Устройство всех установок (сооружений) электрохимической защиты трубопроводов и питающих линий электропередачи, а также их включение и наладка должны быть полностью закончены к моменту сдачи трубопровода в эксплуатацию. подземный газопровод внутридомовой водонагреватель

Устройства электрохимической защиты трубопроводов, предусмотренные проектом, следует включать в работу в зонах блуждающего тока в течение не более 1 мес. после укладки участка трубопровода, а во всех остальных случаях-до начала работы рабочих приемочных комиссий.

Контрольно-измерительные пункты по трассе трубопровода строительная организация должна смонтировать и опробовать до проверки изоляционного покрытия способом катодной поляризации.

Присоединение перемычек и проводов контрольно-измерительных пунктов к другим сооружениям, присоединение дренажного кабеля к токоведущим частям электрифицированного рельсового транспорта (электрифицированных железных дорог, трамвая) следует производить при наличии разрешения и в присутствии представителей соответствующих эксплуатирующих организаций.

Кабели и провода, вводимые в установки электрозащиты, контрольно-измерительные пункты и другие электрические приборы должны быть маркированы строительно-монтажной организацией в соответствии с проектной документацией.

Приварку проводов установок электрохимической защиты и контрольно-измерительных пунктов к трубопроводу следует производить:

- термитной или электродуговой сваркой к поверхности трубопровода - для труб с нормативным временным сопротивлением разрыву менее 539 МПа (55 кгс/мм²);

- только термитной сваркой с применением медного термита к поверхности трубопровода или электродуговой сваркой к продольным или кольцевым швам - для труб с нормативным временным сопротивлением разрыву 539 МПа (55 кгс/мм²) и более.

При сооружении установок электрохимической защиты допускаются следующие отклонения от мест их размещения и подключения, предусмотренных проектом:

- для катодных станций, электродренажей и глубинных анодных заземлений - в радиусе не более 0,5 м;

- для протекторов и анодных заземлителей, а также места подключения соединительного кабеля к трубопроводу и контрольно-измерительных пунктов - не более 0.2 м;

- места подключения соединительных проводов и дренажных кабелей к трубопроводу должны быть не ближе 6 м от мест подключения к нему ближайшего контрольно-измерительного пункта;

- при установке заземлителей, протекторов и укладке соединительных кабелей и проводов в траншее допускается увеличение проектной глубины заложения не более 0,1 м, уменьшение проектной глубины заложения не допускается.

По мере готовности строительно-монтажных работ по сооружению системы электрохимической защиты подрядная строительно-монтажная организация должна выполнить:

- измерение сопротивления растеканию анодных и защитных заземлений, сопротивления кабельных линий, которые не должны превышать проектные значения;

- измерение сопротивления изоляции кабеля, которое должно быть не менее проектных и паспортных значений;

- проверку электрического контакта контрольно-измерительных пунктов;

- испытание трансформаторного масла, которое должно соответствовать техническим условиям;

- проверку стрел провеса проводов воздушных линий электропередачи, которые не должны отличаться от проектных значений более чем на ±5 %.

Работы по опробованию необходимо осуществлять в два этапа:

- индивидуальное опробование отдельных защитных установок;

- комплексное опробование системы электрохимической защиты от коррозии всего объекта в целом.

Индивидуальное опробование отдельных установок электрохимической защиты должна выполнить по мере завершения их монтажа строительно-монтажная организация в присутствии представителей заказчика и заинтересованных организаций в соответствии с требованиями завода-изготовителя и проекта.

Индивидуальное опробование следует производить не ранее чем через 8 дней после окончания монтажа анодного заземления. В процессе этих работ проверяют соответствие фактического значения сопротивления растеканию защитного и анодного заземлений проектным значениям и испытывают катодные установки в течение не менее 72 ч. в максимальном режиме.

После 72-часового испытания должно быть проверено состояние всех узлов и элементов защитной установки, оформлен паспорт на каждую установку и составлен акт приемки оборудования заказчиком.

Работы по опробованию совместной электрохимической защиты двух и более объектов должна выполнять строительно-монтажная организация в присутствии представителей заказчика и заинтересованных организаций, при этом должен быть составлен акт на контрольные измерения по проверке отсутствия вредного влияния устройств защиты.

Работы по комплексному опробованию системы электрохимической защиты, производимые для определения готовности их к вводу в эксплуатацию, осуществляются заказчиком совместно со строительной и другими заинтересованными организациями.

При пуско-наладочных работах для каждой установки электрозащиты необходимо производить:

- определение протяженности зоны защиты и потенциалов "труба-земля" в точке дренажа каждой защитной установки при величине тока в соответствии с данными проекта;

- определение потенциалов "труба-земля" в точке дренажа и силы тока защитной установки при минимальном, максимальном и промежуточном режимах выходного напряжения установки электрозащиты;

- оценку влияния работы защитной установки на смежные подземные коммуникации и кабели связи при запроектированном режиме работы.

Фактическая протяженность защитной зоны каждой установки электрохимической защиты, определенная в процессе пуско-наладочных работ для половины ее максимального выходного напряжения, должна быть не менее проектного значения, при этом потенциалы "труба-земля" в точках дренажа должны соответствовать требованиям ГОСТ 9.602-89.

После завершения комплексного опробования системы электрохимической защиты от коррозии всего объекта в целом необходимо составить акт рабочей комиссии о приемке законченной строительством системы электрохимической защиты с рекомендациями по режимам ее эксплуатации.

Если данные электрохимических измерений свидетельствуют о недостаточном количестве средств электрохимической защиты, недостаточной их мощности, некачественно выполненной изоляции трубопроводов или о невозможности достижения проектных параметров защитных установок при полном соблюдении требований рабочих чертежей, то заказчик, проектная организация и генподрядчик во взаимно согласованные сроки должны принять меры по обеспечению требуемой защиты трубопровода от подземной коррозии.

Последующую регулировку системы защиты от коррозии всего объекта в целом должна произвести эксплуатирующая организация не ранее чем через 6 мес. после приемки ее в эксплуатацию, но не позднее чем в течение первого года ее эксплуатации.

3.2 Определение численности работающих в службе подземных газопроводов

Численность СПГ определяется штатным расписанием, по заданию определяем численный состав работающих в СПГ. Служба СПГ работает в дневное время, в штате предусмотрена бригада слесарей-ремонтников. Принимаем следующий состав, работающих в СПГ:

- начальник - один человек;

- старший мастер - один человек;

- мастер (два человека по врезке, два человека - ремонтные работы, три человека по обходу трасс);

- слесари-обходчики 30 человек;

- ремонтная бригада - пять человек;

Итого: 42 человека.

3.3 Определение объемов работ по обслуживанию подземных газопроводов

Принята трасса газопровода, которая разбита на пять маршрутов. По первому маршруту расположены газопроводы среднего и низкого давления, остальные маршруты газопроводы низкого давления.

Для расчета использованы "Типовые нормы времени на техническое обслуживание и ремонт оборудования газового хозяйства", которые представлены в таблице 5.

Таблица 5 - Типовые нормы времени на техническое обслуживание газопроводов

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

Определяется объем работ по обслуживанию подземного газопровода среднего давления протяженностью 5 км и низкого давления протяженностью 9 км.

Расчет объема работ по обслуживанию подземного газопровода, сведен в таблицу 6.



Таблица 6 - Объем работ по обслуживанию подземного газопровода низкого и среднего давления

Виды работ	Периодичность обслу-живания.	Кол-во	Ед. измерения	Норма времени, чел/ч	Объем работ, Т чел/ч
Газопровод низкого давления
Обход и осмотр трассы газопровода, км	два раза в месяц	9	1 км	0,72	13,0
Проверка на загазованность, шт
СК		75	1 СК	0,64	96,0
ГЗ		98	1 ГЗ	0,12	23,5
КТ		30	1 КТ	0,10	6,0
КП		4	1 КП	0,09	0,72
Проверка на загазованность колодцев подземных сооружений, шт.		200	1 колодец	0,11	44,0
Реставрация знаков:
С заменой знака, шт.		4	1 знак	0,35	2,8
Без замены знака, шт.		4	1 знак	0,15	1,2
Проверка на загазованность подвального помещения, шт.		80	1 подвал	0,07	11,2
Оформление рапорта, шт.		1	1 рапорт	0,30	0,6
Итого:	187,8
Газопровод среднего давления
Обход и осмотр трассы газопровода, км	два раза в неделю	5	1 км	0,72	28,9
Проверка на загазованность, шт.
СК		30	1 СК	0,64	153,6
КТ		25	1 КТ	0,10	20,0
КП		2	1 КП	0,09	1,44
Проверка на загазованность колодцев подземных сооружений, шт.		110	1 колодец	0,11	96,8
Реставрация знаков:
С заменой знака, шт.		2	1 знак	0,35	5,6
Без замены знака, шт.		3	1 знак	0,15	3,6
Проверка на загазованность подвального помещения, шт.		30	1 подвал	0,07	16,8
Оформление рапорта, шт.		5	1 рапорт	0,30	12,0
Итого:					338,6
Общий объем работ:					526,4

3.4 Определение нормативной численности рабочих на весь объем работ

Принимаем среднюю норму рабочего времени - 167 часов.

Определяем нормативную численность рабочих, n, чел. по формуле

n=T/t, (1)

где Т - трудоемкость выполненных работ, чел/ч.;

t - средняя норма времени, ч.

n=526,4/167=3,1=3 чел.

Вывод: объем работ по обслуживанию подземных газопроводов среднего и низкого давления необходимо уменьшить или увеличить КТУ.

3.5 Определение себестоимости работ по обслуживанию подземных газопроводов

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

Q=M/t, (2)

где М - месячная заработная плата М=8300 руб.

t - средняя норма времени, ч.

Q=8300/167=49,7 руб.

Определяется часовой тариф слесаря третьего разряда Q₁, руб. по формуле:

Q₁=M/t, (3)

где М - месячная заработная плата М=9000 руб.

t - средняя норма времени, ч.

Q₁= 9000/167=53,9 руб.

Определяется трудоемкость затрат одного слесаря Т _1, чел/ч.

Трудоемкость продукции представляет собой затраты рабочего времени на производство единицы продукции в натуральном выражении по всей номенклатуре выпускаемой продукции и услуг. Трудоемкости затрат одного слесаря Т _1, чел/ч определяется по формуле:

Т ₁=Т/2, (4)

где Т - трудоемкость выполненной работы, чел/ч.

Т ₁=5/2=263,2 чел./ч.

Определяется общий фонд оплаты труда, ФОТ, руб., для двух слесарей по формуле:

ФОТ=Т ₁ (Q+Q₁), (5)

где Q - часовой тариф слесаря второго разряда, руб.;

Q₁ - часовой тариф слесаря третьего разряда, руб.;

Т ₁- трудоемкость затрат одного слесаря, чел/ч.

ФОТ=279,4 (49,7+53,9)=27530,7 руб.

Себестоимость С, руб., в этом случае определяется по формуле:

С= ФОТ N, (6)

где N - индекс себестоимости;

ФОТ - фонд оплаты труда, руб.

Индекс себестоимости принимается 5,3, из которых

- 0,5 - дополнительна заработная плата работников;

- 0,263 - единый социальный налог;

- 4,537 - накладные расходы.

Себестоимость работ по обслуживанию подземного газопровода составит:

С=27530,7 5,3=145912,8 руб.



4. Эксплуатация газового оборудования жилых домов

В состав работ по эксплуатации газового оборудования жилых домов входит техническое обслуживание и ремонт газового оборудования зданий.

Техническое обслуживание газового оборудования жилых домов должно производиться не реже одного раза в три года, общественных зданий (помещений общественного назначения) - не реже одного раза в год.

По истечении установленного изготовителем срока службы бытового газоиспользующего оборудования техническое обслуживание этого оборудования (в период до его замены) должно производиться не реже одного раза в год в жилых зданиях и не реже одного раза в шесть месяцев в общественных зданиях (помещениях). При выполнении сервисного обслуживания бытового газоиспользующего оборудования изготовителем его техническое обслуживание персоналом эксплуатационной организации не производится.

Ремонт газового оборудования производится для устранения неисправностей, выявленных при его техническом обслуживании, а также на основании письменных или устных заявок абонентов (заявочный ремонт). Эксплуатационная организация, осуществляющая техническое обслуживание и (или) заявочный ремонт, должна начать работу по ремонту не позднее чем через три календарных дня после выявления неисправностей (поступления и регистрации заявки). Утечки газа устраняются в аварийном порядке.

Техническое обслуживание и ремонт газопроводов и газоиспользующего оборудования зданий производятся эксплуатационной организацией.

В организациях с бытовым газоиспользующим оборудованием назначаются лица, осуществляющие наблюдение за его безопасной эксплуатацией.

При техническом обслуживании выполняются следующие виды работ:

- проверка (визуальная) соответствия установки газоиспользующего оборудования и прокладки газопроводов в помещении нормативным требованиям;

- проверка (визуальная) наличия свободного доступа к газопроводам и газоиспользующему оборудованию;

- проверка состояния окраски и креплений газопровода, наличия и целостности футляров в местах прокладки газопроводов через наружные и внутренние конструкции зданий;

- проверка герметичности соединений газопроводов и арматуры приборным методом или мыльной эмульсией;

- проверка целостности и укомплектованности газоиспользующего оборудования;

- проверка работоспособности и смазка кранов (задвижек), установленных на газопроводах, при необходимости, перенабивка сальниковых уплотнений;

- проверка наличия тяги в дымовых и вентиляционных каналах, состояния соединительных труб газоиспользующего оборудования с дымовым каналом, наличия притока воздуха для горения;

- разборка и смазка всех кранов бытового газоиспользующего оборудования;

- проверка работоспособности автоматики безопасности бытового газоиспользующего оборудования, ее наладка и регулировка;

- очистка горелок от загрязнений, регулировка процесса сжигания газа на всех режимах работы оборудования;

- проверка герметичности (опрессовка) бытового газоиспользующего оборудования;

- выявление необходимости замены или ремонта (восстановление) отдельных узлов и деталей газоиспользующего оборудования;

- проверка наличия специальных табличек у газовых горелок, приборов и аппаратов с отводом продуктов сгорания в дымоход, предупреждающих об обязательной проверке наличия тяги до и после розжига оборудования;

- инструктаж потребителей по правилам безопасного пользования газом в быту.

У бытовых газовых плит дополнительно следует проверять:

- надежность крепления стола к корпусу плиты;

- надежность крепления термоуказателя и его работоспособность;

- отсутствие механических повреждений решетки стола, создающих неустойчивое положение посуды;

- надежность крепления и свободное перемещение противней и решетки в духовом шкафу;

- фиксацию дверки духового шкафа;

- автоматическое зажигание горелок, вращение вертела и работоспособность предохранительного устройства, прекращающего подачу газа в горелку при погасании пламени на плитах повышенной комфортности.

У водонагревателей дополнительно следует проверять:

- плотность прилегания змеевика к стенкам огневой камеры, отсутствие капель или течи воды в теплосборник, горизонтальность установки огневой поверхности основной горелки, а также отсутствие смещения основной и запальной горелок, отсутствие зазоров между звеньями соединительного патрубка;

- состояние водяной части блока крана (с его разборкой), мембран, фильтра и других узлов;

- состояние теплообменников с очисткой их от сажи и окалины (на объекте или в условиях мастерских);

- работоспособность вентилей холодной воды.

У бытовых газовых печей дополнительно следует проверять:

- отсутствие зазоров в кладке печи и в месте присоединения фронтального листа горелки к рамке, расположенной в кладке печи;

- наличие тягостабилизатора у печей, оборудованных газогорелочным устройством непрерывного действия (при наличии его в конструкции);

- свободный ход шибера в направляющих, величину хода и наличие в шибере отверстия диаметром не менее 15 мм;

- наличие тяги в топливнике печи;

- наличие автоматики безопасности у газогорелочных устройств. При ее отсутствии газогорелочное устройство подлежит замене.

В состав работ по техническому обслуживанию газоиспользующего оборудования должны обязательно включаться работы, предусмотренные документацией изготовителя.

При выявлении утечек газа и неисправной автоматики безопасности, отсутствии или нарушении тяги в дымовых и вентиляционных каналах, самовольной установки газоиспользующего оборудования газовые приборы, аппараты и другое оборудование подлежат отключению с установкой заглушки и оформлением акта.

При выявлении необходимости проведения ремонта газоиспользующего оборудования, связанного с заменой узлов и деталей, заменой арматуры на газопроводах, футляров и креплений абонентом оформляется ремонтная заявка.

4.1 Характеристика и эксплуатация бытового газового оборудования NEVALUX-5013

Основными узлами проточного водонагревателя являются: газогорелочное устройство, теплообменник, система автоматики и газоотвод.

Газ низкого давления подается в инжекционную горелку. Продукты сгорания проходят через теплообменник и отводятся в дымоход. Теплота продуктов сгорания передается протекающей через теплообменник воде, для охлаждения огневой камеры служит змеевик, через который циркулирует вода, проходящая через калорифер.

Газовые проточные водонагреватели оборудованы газоотводящими устройствами и тягопрерывателями, которые в случае кратковременного нарушения тяги предотвращают погасание пламени газогорелочного устройства. Для присоединения к дымоходу имеется дымоотводящий патрубок.

Аппарат настенного типа имеет прямоугольную форму, образуемую съемной облицовкой.

Все основные элементы аппарата смонтированы на задней стенке. На лицевой стороне облицовки расположены: ручка розжига и управления мощностью, ручка регулировки температуры воды, смотровое окно для наблюдения за пламенем запальной и основной горелок.

Аппарат состоит из теплообменника, газоотводящего устройства, блока водогазогорелочного (включающего в себя регулятор водяной, регулятор газовый, управляемый ручкой, устройство пьезорозжига и клапан электромагнитный) и термореле, предназначенного для отключения водонагревателя при отсутствии тяги в дымоходе.

Газ через штуцер поступает в электромагнитный клапан. Включение клапана осуществляется нажатием ручки. При нажатии на ручку и повороте ее против часовой стрелки в положение "Розжиг" газ поступает к запальной горелке. Одновременно срабатывает пьезоэлемент, вызывая появление искры между запальной свечой и корпусом запальной горелки, т.е. осуществляется последовательность включения запальной горелки.

Термопара, нагреваемая пламенем запальной горелки, передает ЭДС электромагниту клапана, который автоматически удерживает тарелку клапана открытой и обеспечивает доступ газа к запальной горелке. Во время прогрева термопары (30секунд) ручку необходимо удерживать нажатой.

При дальнейшем повороте ручки против часовой стрелки в положение "Аппарат включен" водогазовый блок, открывает подачу газа к газовому клапану и к основной горелке.

Плавную регулировку количества газа, поступающего на основную горелку, осуществляется в промежутке "Розжиг" - "Аппарат включен".

Основная горелка загорается только при протоке воды через аппарат (при открывании крана горячей воды).

Выключение аппарата производится поворотом ручки по часовой стрелке до упора, при этом мгновенно гасятся основная и запальная горелки. Клапан электромагнитной пробки будет оставаться открытым до остывания термопары около 15 с).

Ручкой осуществляется плавная регулировка температуры воды.

Аппарат оснащен регулятором давления газа, позволяющим использовать его в диапазоне давлений в газовой магистрали от 1274 до 1960 Па без переналадки.

Аппарат оснащен устройствами безопасности, обеспечивающими:

- доступ газа к основной горелке только при наличии запального пламени и протока воды;

- перекрытие газового клапана на основную горелку в случаях погасания запальной горелки или прекращения протока воды;

- отключение основной и запальной горелок при отсутствии тяги в дымоходе.

Допускается установка аппарата на трудно сгораемых стенах при условии изоляции стены оцинкованным листом толщиной от 0,8мм до 1 мм по листу базальтового теплоизоляционного картона БТК толщиной от 3мм до 5 мм, соблюдая расстояние от изоляции до аппарата не менее 30мм. Изоляция стены должна выступать на 100 мм за габариты аппарата. При установке аппарата на бетонной или кирпичной стене; бетонной или кирпичной стене, облицованной керамической плиткой, устройство изоляции не требуется.

Не допускается установка аппарата на деревянных стенах; оштукатуренных стенах, имеющих деревянную основу; на стенах, покрытых легко возгораемыми материалами.

Установка и монтаж аппарата должны производиться эксплуатационной организацией газового хозяйства или другими организациями, имеющими лицензию на данный вид деятельности.

Аппарат навешивается монтажными отверстиями (на задней стенке) на два крючка, установленные в отверстиях стены (крючки и дюбели входят в комплект поставки). Присоединительные размеры для подсоединения трубопроводов: воды G1/2-B, газа G1/2-B.

Аппарат рекомендуется устанавливать так, чтобы смотровое окно было на уровне глаз потребителя, а вокруг аппарата было свободное пространство не менее 100 мм, необходимое для его обслуживания.

Подключение следует выполнять трубами с внутренним диаметром не менее 13 мм или гибкими шлангами с Ду не менее 13мм и длиной не более 2,5 м. При монтаже трубопроводов рекомендуется сначала произвести присоединение к местам подвода и отвода воды, заполнить теплообменник и водяную систему водой и только после этого осуществить присоединение к месту подвода газа.

Присоединение не должно сопровождаться взаимным натягом труб и частей аппарата во избежание смещения или поломки отдельных деталей и частей аппарата и нарушению герметичности газовой и водяной систем.

Для увеличения срока службы аппарата и улучшения его эксплуатационных характеристик рекомендуется устанавливать перед аппаратом фильтр очистки воды.

После установки аппарата места его соединений с коммуникациями должны быть проверены на герметичность.

Проверка герметичности мест соединений подвода и отвода воды производится открыванием запорного вентиля холодной воды (при закрытых водоразборных кранах). Течь в местах соединений не допускается.

Проверку герметичности соединений подвода газа производить открытием общего крана на газопроводе при закрытом положении ручки аппарата (положение "Аппарат отключен").

Проверку производить обмыливанием мест соединений или специальными приборами. Утечка газа не допускается.

Аппарат следует сохранять в чистоте, для чего необходимо регулярно удалять пыль с верхней поверхности аппарата, а также протирать облицовку сначала влажной, а затем сухой тряпкой. В случае значительного загрязнения, сначала протирать облицовку мокрой тряпкой, смоченной нейтральным моющим средством, а затем сухой тряпкой.

Запрещается применять моющие средства усиленного действия и содержащие абразивные частицы, бензин или другие органические растворители для очистки поверхности облицовки и пластмассовых деталей.

Профилактика против образования накипи:

Если аппарат подключен к водопроводу с жесткой водой, то в процессе эксплуатации может наблюдаться снижение температуры или ослабление струи горячей воды. Причина этого - образование накипи в теплообменнике и трубе горячей воды. Для уменьшения влияния накипи на работу аппарата рекомендуется не допускать перегрева воды свыше 60 C, регулируя температуру с помощью ручки управления мощностью и ручки регулировки температуры, не пользуясь смесителем.

Перед каждым включением аппарата необходимо:

а) проверить отсутствие сгораемых предметов около аппарата;

б) проверить отсутствие утечки газа (по характерному запаху) и течи воды (визуально);

в) проверить исправность горелок по картине горения:

- пламя запальной горелки должно быть вытянутым, не коптящим и доставать до основной горелки (отклонение пламени резко вверх указывает на засорение каналов подвода воздуха к горелке);

- пламя основной горелки должно быть голубым, ровным и не иметь желтых коптящих языков, указывающих на загрязнение наружных поверхностей сопел и входных отверстий секций горелок.

В случаях обнаружения утечек газа вызвать аварийную службу.

При техническом обслуживании выполняются следующие работы:

- чистка и промывка основной и запальной горелок, фильтров воды и газа, теплообменника от сажи снаружи - производится теплой водой с мылом;

- чистка и промывка теплообменника от накипи внутри труб для этого необходимо:

- снять теплообменник;

- приготовить 10 % раствор лимонной кислоты (100 г порошковой лимонной кислоты на один литр теплой (50 С) воды);

- залить раствор в трубопровод теплообменника и выдержать около 20 мин.;

- промыть трубопровод теплообменника водой;

- установить теплообменник в аппарат;

- проверка герметичности газовых и водяных систем аппарата;

- проверка работы автоматики безопасности, в том числе и датчика тяги для чего необходимо снять газоотводящую трубу, включить аппарат и при полностью открытом газовом кране и максимальном расходе воды закрыть патрубок аппарата металлическим листом. Через 60 секунд аппарат должен отключиться.

После проверки установить газоотводящую трубу.

Для обеспечения безотказной длительной работы и сохранения рабочих характеристик аппарата необходимо регулярно проводить уход, осмотр и техническое обслуживание.

Уход и осмотр выполняются владельцем аппарата. Техническое обслуживание в период гарантийного срока службы и в период эксплуатации аппарата проводится не реже одного раза в год специалистами службы газового хозяйства или другими организациями, имеющими лицензию на данный вид деятельности.

Обслуживание и ремонт NEVALUX-5013 производится по Правилам техники безопасности и по "Типовым нормам времени на техническое обслуживание и ремонт газового оборудования газового хозяйства" и по "Прейскуранту на услуги газового хозяйства по техническому обслуживанию и ремонту систем газоснабжения". Расчет производится в таблице 7.

Таблица 7 - Обслуживание и ремонт водонагревателя NEVALUX-5013

Наименование работ	Состав работ	Единицы измерения	Норма времени	Цена по прейскуранту
Замена водонагревателя	Вызов. Перекрыть кран на опуске. Сменить водонагреватель. Отрегулировать работу прибора проверить герметичность соединений. Инструктаж абонента	Один водонагре- ватель	0,4 3,0 0,09	199,0 1040,0 90,0
Замена горелки основной	Вызов. Перекрыть кран на опуске. Отсоединить старую горелку установить новую. Пустить газ, отрегулировать работу горелки. Инструктаж абонента	Одина горелка	0,4 1,1 0,09	199,0 370,0 90,0
Итого			5,08	1988,0

4.2 Определение себестоимости работ по обслуживанию бытового газового оборудования

Опр...