Разработка и реконструкция системы газоснабжения жилого комплекса

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Природный газ - высокоэффективный энергоноситель, и газоснабжение является одной из форм энергоснабжения, представляющей собой деятельность по обеспечению потребителей газом через системы газораспределения и газоснабжения. Газификация - одна из основ социально экономического развития страны, обеспечивающая улучшение условий труда и быта населения, а также уменьшение загрязнённости окружающей среды. Поэтому вопросы технической эксплуатации систем газоснабжения определяют в целом эффективность газификации.

До последнего времени в г. Хабаровск газоснабжение потребителей осуществлялось через ГРУ (групповая резервуарная установка) но в свете последних событий, протяжка нитки газопровода с п-ова Сахалин, встал вопрос о переводе потребителей с СУГ (сжиженный углеводородный газ) на природный газ. Природный газ имеет ряд преимуществ перед СУГ:

- для рядового потребителя это, прежде всего цена

-ГРП (газорегуляторный пункт) оснащается новейшим автоматизированным оборудованием, что наиболее безопасно, чем резервуары под большим давлением.

-нет необходимости постоянно заправлять ГРУ

-высокая теплота сгорания по сравнению с остальными видами топлива, что обеспечивает целесообразность транспортировки его по магистральным газопроводам

-высокая жаропроизводительность (более 2000?С)

Вследствие возможности и актуальности перевода потребителей на природный газ мною был получен курсовой проект, где мне предложено разработать и рассчитать реконструкцию системы газоснабжения жилого комплекса микрорайона г. Хабаровска.



I. РАСЧЁТНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1. РАСЧЕТ РАСХОДА ГАЗА ВНУТРИКВАРТАЛЬНОЙ СЕТИ

Расчет расхода газа, в м³/час определяется по формуле:

- расчетный часовой расход газа

- коэффициент одновременности

- номинальный расход газа 1 прибором

- число однотипных приборов расхода газа плитой

Расчёт расхода газа

Таблица 1. Расчёт расход газа внутриквартальной сети

№ уч-ка	Длина уч-ка, М	Расчет. длина уч-ка, м	Присоединенное	Коэф-т одновр	Расчет. расход газа
			Наименование	число
33-34	44	48,4	ПГ-4	36	0,229	10,305
32-33	60	66	ПГ-4	72	0,216	19,44
31-32	20	22	ПГ-4	108	0,209	28,215
30-31	30	33	ПГ-4	144	0,206	37,08
29-30	20	22	ПГ-4	180	0,202	45,45
28-29	20	22	ПГ-4	216	0,198	53,46
27-28	44	48,4	ПГ-4	252	0,195	61,425
26-27	50	55	ПГ-4	288	0,191	68,76
25-26	46	50,6	ПГ-4	324	0,188	76,14
24-25	50	55	ПГ-4	360	0,186	83,7
23-24	38	41,8	ПГ-4	396	0,181	89,595
22-23	30	33	ПГ-4	432	0,177	95,58
21-22	30	33	ПГ-4	468	0,173	101,205
20-21	102	112,2	ПГ-4	504	0,170	107,1
19-20	22	24,2	ПГ-4	524	0,168	110,04
18-19	24	26,4	ПГ-4	544	0,166	112,88
17-18	28	30,8	ПГ-4	564	0,164	115,62
16-17	22	24,2	ПГ-4	584	0,162	118,2
15-16	60	66	ПГ-4	664	0,154	127,82
14-15	20	22	ПГ-4	684	0,152	129,96
13-14	20	22	ПГ-4	704	0,150	132
12-13	34	37,4	ПГ-4	724	0,148	133,94
11-12	20	22	ПГ-4	744	0,146	135,78
10-11	20	22	ПГ-4	764	0,144	137,52
9-10	60	66	ПГ-4	784	0,142	139,16
8-9	44	48,4	ПГ-4	820	0,138	141,45
7-8	30	33	ПГ-4	856	0,134	143,38
6-7	50	55	ПГ-4	892	0,131	146,065
5-6	20	22	ПГ-4	928	0,127	147,32
4-5	20	22	ПГ-4	948	0,125	148,125
3-4	20	22	ПГ-4	968	0,123	148,83
2-3	20	22	ПГ-4	988	0,121	149,435
1-2	30	33	ПГ-4	1008	0,119	149,94
?=1148
Расчёт ответвлений
37-38	40	44	ПГ-4	20	0,235	5,875
36-37	40	44	ПГ-4	40	0,227	11,35
35-36	40	44	ПГ-4	60	0,220	16,5
16-35	60	44	ПГ-4	80	0,214	21,4

2. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВНУТРИКВАРТАЛЬНОЙ ГАЗОВОЙ СЕТИ

Пуск газа при переводе потребителей использующих СУГ от ГРУ на природный газ

Пуск газа при переводе потребителей, использующих СУГ от резервуаров и баллонных установок, на природный газ производится после приемки в эксплуатацию вновь смонтированных наружных и внутренних газопроводов природного газа. До начала работ по переводу на природный газ следует:

- изучить исполнительно-техническую документацию на вновь построенные и существующие газопроводы;

- проверить приборным методом (без вскрытия грунта) качество изоляционного покрытия участков существующих подземных газопроводов, не подлежащих демонтажу, и устранить обнаруженные дефекты;

- проверить герметичность резьбовых соединений и работоспособность отключающих устройств, установленных на не подлежащих демонтажу существующих наружных и внутренних газопроводах, устранить обнаруженные утечки и неисправности;

- проверить приборным методом (течеискателем, газоиндикатором) отсутствие утечки газа из существующих надземных и внутренних газопроводов, не подлежащих демонтажу, внешним осмотром -- состояние креплений и окраски газопроводов;

- проверить наличие тяги в дымовых и вентиляционных каналах, провести осмотр технического состояния газоиспользующего оборудования и устранить обнаруженные неисправности, заменить сопла горелок газовых приборов и аппаратов;

- проверить наличие у абонентов технических паспортов изготовителей на установленные газовые приборы и оборудование, ознакомиться с указанным в них порядком перевода на другой вид газа;

- провести инструктаж собственников (нанимателей, арендаторов) квартир, зданий по правилам безопасного пользования газом в быту.

Потребителей газа (абонентов) не позднее, чем за три дня предупреждают о необходимости доступа персонала эксплуатационной организации к газоиспользующему оборудованию в назначенное время.

Пуск природного газа производится одновременно с присоединением вновь построенных газопроводов к действующим газопроводам газораспределительной сети.

Пуск газа при переводе на природный газ потребителей, ранее использовавших СУГ от резервуарных или групповых баллонных установок, рекомендуется выполнять в следующем порядке:

- выработка или откачка газа из резервуарной установки;

- отключение резервуарных или групповых баллонных установок от действующих газопроводов паровой фазы;

- перекрытие отключающей арматуры на вводе в здание; - продувка воздухом отключенного наружного газопровода;

контрольная опрессовка воздухом и врезка вновь построенного газопровода в существующий подземный или надземный газопровод;

открытие отключающей арматуры на вводе в здание и перекрытие кранов перед газовым прибором (кроме прибора, из которого производится продувка газом);

продувка присоединенных наружных и внутренних газопроводов газом;

проверка давления газа перед газовым прибором, розжиг горелок и регулировка горения газа;

изоляция сварного соединения врезки на подземном газопроводе, засыпка приямков, в которых производились сварные работы;

демонтаж отключенных участков газопроводов, резервуарных и групповых баллонных установок.

Отключенные резервуарные установки и участки подземных газопроводов перед демонтажем должны быть дегазированы.

Подземные газопроводы после дегазации завариваются.

Демонтаж резервуаров должен быть произведен в срок не позднее 10 дней после дегазации. При передаче резервуаров СУГ другим организациям работы по их демонтажу могут производиться персоналом этих организаций в присутствии представителя эксплуатационной организации при наличии акта о дегазации резервуаров, выполненной персоналом эксплуатационной организации.

При переводе на природный газ потребителей, использующих СУГ от индивидуальных баллонных установок, производится демонтаж индивидуальных баллонных установок и присоединение газовых приборов и оборудования к внутренним газопроводам.

По окончании работ акты-наряды, акты дегазации и сведения о проведенном инструктаже абонентов передаются в эксплуатационную организацию, осуществляющую техническое обслуживание и ремонт газового оборудования зданий.

Таблица 2 Гидравлический расчет внутридомового газопровода

№ уч-ка	Расчет. длина уч-ка, м	Расчет. расход газа	Диаметр внутрен, мм	Потери давления
				На 1 м	На весь
33-34	48,4	10	70х3	0,15	7
32-33	66	19	88,5х40	0,16	3
31-32	22	28	114х4	0,12	2,6
30-31	33	37	114х4	0,15	4,9
29-30	22	46	133х4	0,18	3,9
28-29	22	54	133х4	0,14	3
27-28	48,4	61	133х4	0,16	7,7
26-27	55	69	140х4,5	0,14	7,7
25-26	50,6	76	159х4	0,12	6
24-25	55	84	159х4	0,14	7,7
23-24	41,8	90	159х4	0,15	6
22-23	33	96	159х4	0,16	5
21-22	33	101	159х4	0,18	5,9
20-21	112,2	107	159х4	0,17	18
19-20	24,2	110	159х4	0,2	4,8
18-19	26,4	113	159х4	0,21	5,5
17-18	30,8	116	159х4	0,22	6,7
16-17	24,2	118	159х4	0,24	5,8
15-16	66	128	159х4	0,25	16,5
14-15	22	130	159х4	0,3	6,6
13-14	22	132	159х4	0,3	6,6
12-13	37,4	134	159х4	0,31	11,5
11-12	22	136	159х4	0,32	7
10-11	22	138	159х4	0,34	7
9-10	66	139	159х4	0,34	22
8-9	48,4	142	159х4	0,35	16
7-8	33	143	159х4	0,36	11,8
6-7	55	146	159х4	0,36	18,7
5-6	22	147	159х4	0,37	8,1
4-5	22	148	159х4	0,38	8,3
3-4	22	149	159х4	0,39	8,5
2-3	22	149,5	159х4	0,4	8,5
1-2	33	150	159х4	0,4	13

?=1262,8 ?=261,4

Таблица 3 Гидравлический расчет на ответвления внутридомового газопровода

№ уч-ка	Расчет. длина уч-ка, м	Расчет. расход газа	Диаметр внутрен, мм	Потери давления
				На 1 м	На весь
37-38	44	6	42,3х3,2	1,4	61,6
36-37	44	11	48х3,5	1,5	66
35-36	44	17	60х3	1,25	55
16-35	66	21,4	60х3	1,4	92,4

- потери давления во внутриквартальной сети равны 250 Па

3. Подбор шкафного газорегуляторного пункта

Выбираем газорегуляторный шкафной пункт ИТГАЗ - В/249-1-Б (Q ? 400 м³/ч).

С одной линией редуцирования и байпасом.

Пропускная способность шкафного газорегуляторного пункта

Входное давление, мПа.	ИТГАЗ В/249 - 1- Б
0,01 0,05 0,3 0,6	200 100 250 250

Технологические характеристики

Температура окружающей среды: -40°С + 80°С

Регулируемое давление газа: В/249 Tartarini

Диапазон входного давления: 0,01 - 0,6 мПа

Входное давление: 1,3 - 8,0 кПа

Неравномерное регулирование: ± 5%

Присоединение размер диаметр:

Входной патрубок - 40

Выходной патрубок - 50

Соединение:

Входной патрубок - 40

Выходной патрубок - 50

Габаритный размер:

А - 500 мм

В - 520 мм

С - 190 мм

D - 135 мм

E - 365 мм

H - 1000 мм

L - 900 мм

4. РАСЧЁТ КАТОДНОЙ ЗАЩИТЫ

газопровод эксплуатация гидравлический технический

Прокладка газопровода осуществляется подземной в коррозионно-активной зоне. Грунт - суглинок. Удельное сопротивление грунта 14 Ом*м.

Для защиты от коррозии применяется катодная защита. Этот вид защиты предусматривает придание газопроводу отрицательного потенциала относительно окружающей среды по средствам помещения к нему источника постоянного тока.

Отрицательный плюс источника тока присоединяется к газопроводу, а положительный - к заземлителю (аноду). При этом анодное заземление постепенно разрушается, защищая газопровод.

Расчет площади поверхности газопроводов, в м², определяется по формуле:

диаметр газопровода ,мм

- длина, м

42,3(40) =1692

4840 =1920

60100 =6000

7044=3080

88,560=5310

114(20+30) =5700

133(20+20+44) =11172

14050 =7000

159(46+50+38+30+30+102+22+24+28+22+60+20+20+34+20+20+60+44+30+50+20+20+20+20+30) = 136740

?=178614

Определение площади поверхности газопроводов



d - плотность поверхности газопровода

S_тер- площадь территории

Средняя плотность защитного тока, в мА/м³ определяется по формуле

плотность поверхности газопровода

-удельное сопротивление грунта

с = 15 Ом·м

а_г - отношение площади поверхности газопроводов к площади поверхности всех труб

Суммарный защитный ток, J, А, определяется по формуле:

Силу тока катодной станции принимаем 25 А

Радиус действия катодной станции

Радиус действия катодной станции, м определяется по формуле:

J=25

j =0,02

k = 73,05

Выбираем однорядное анодное заземление из чугунных труб d = 150 мм, l = 18 м

R - сопротивление растеканию

Выходное напряжение катодной станции

Рассчитываем сопротивление дренажного кабеля. Для кабеля АВРБ - 316 длинной 100 м

сопротивление дренажного кабеля, Ом * м

=17,115 В

Выбираем, неавтоматическую катодную станцию КСС-600

Номинальная выходная мощность 0.6 кВт

Номинально выходное напряжение 24/12

Номинально выходное ток 25/50

Масса 72 кг

5. Расчет построения продольного профиля газопровода

Профиль подземного газопровода строим от места врезки в уличную сеть до ввода в жилой дом. Внутри квартальный газопровод должен быть проложен с уклоном не менее 2% в сторону уличной магистрали.

Глубина заложения газопровода определяется в зависимости от вида газа, диаметра газопровода. Глубины промерзания грунта, геологической структуры грунта и дорожного покрытия. Т.к. газопровод транспортирует осушенный газ и размещен в не пучинистых грунтах, то он должен быть проложен на глубину не менее 0,8 м до верха трубы, оптимальная глубина заложения составит:

Н₀ = 0,8+d

Где d - максимальный диаметр внутри квартальной сети с учетом толщины изоляции.

При проектировании профиля трассы газопровода следует стремиться к тому, чтобы глубина заложения газопровода была близка к оптимальной. В соответствии с профилем местности разбиваем всю трассу на участки, имеющие свой уклон дна траншеи. В конечных точках этих участков задаемся оптимальной глубиной заложения газопровода.

Определяем отметки дна траншеи в этих точках

Z_д.тр.н=Z_зн-Н₀

Z_д.тр.к=Z_зк-Н₀



Где Z_зн, Z_зк отметка земли в начале и в конце расчетного участка.

Определяем уклоны дна траншеи по участкам

6. Расчет расхода материалов по устройству цокольного ввода газопровода в здания

Наименован	измерит	Материалы наименов	Ед. изм.	Рас ход	Кол- во	Общ. Расх.
50 мм	1 газовый ввод	Битум нефтяной БН 90/110 ГОСТ 6617-76	кг	1,0	1	1,0
		Трубы стальные электросварные прямошовные, наружный ш 108мм, толщина стенки 4,0мм ГОСТ 10704-76	м	1,76	1	1,76
		Раствор цем. М100, ГОСТ 28013-89	м3	0,01	1	0,01
		Пакля пропитанная	кг	0,7	1	0,7
		Мастика битумно-полимерная	кг	2,0	1	2,0
		Части фасонные стальные сварные ш 50 мм	кг	4,0	1	4,0
		Ткань стеклянная изоляц. И - 200 толщина 0,2мм	м2	0,42	1	0,42
		Краны проходные, сальниковые, муфтовые 11Ч6БК давление 1 Мпа	шт	1	1	1
		Трубопроводы из стальных бесшовных труб наружным ш 57 мм толщина 3,5 мм	м	2,03	1	2,03
		Шкаф металлический	кг	30,0	1	30,0
		Электроды Э-42А, УОНИ 13/45, ГОСТ 9466-75	кг	0,057	1	0,057
		Краска битумная БТ-177	кг	0,44	1	0,44
80 мм	1 газовый ввод	Битум нефтяной БН 90/110 ГОСТ 6617-76	кг	2,0	1	2,2
		Трубы стальные электросварные прямошовные, наружный ш 159мм, толщина стенки 4,5мм ГОСТ 10704-76	м	1,76	1	1,76
		Раствор цем. М100, ГОСТ 28013-89	м3	0,02	1	0,02
		Пакля пропитанная	кг	1,5	1	1,5
		Мастика битумно-полимерная	кг	3,0	1	3,0
		Части фасонные стальные сварные ш 80 мм	кг	9,0	1	9,0
		Ткань стеклянная изоляц. И - 200 толщина 0,2мм	м2	0,734	1	0,734
		Краны проходные, сальниковые, муфтовые 11Ч6БК давление 1 Мпа	шт	1	1	1
		Трубопроводы из стальных бесшовных труб наружным ш 89 мм толщина 3,5 мм	м	2,03	1	2,03
		Шкаф металлический	кг	30,0	1	30,0
		Электроды Э-42А, УОНИ 13/45, ГОСТ 9466-75	кг	0,09	1	0,09
		Краска битумная БТ-177	кг	0,44	1	0,44
200 мм	1 газовый ввод	Битум нефтяной БН 90/110 ГОСТ 6617-76	кг	3,0	5	15
		Трубы стальные электросварные прямошовные, наружный ш 219мм, толщина стенки 6,0мм ГОСТ 10704-76	м	5,08	5	25,4
		Трубы стальные электросварные прямошовные, наружный ш325мм,толщина стенки 7.0мм ГОСТ-28013-89	м	0,62	5	3,1
		Фланцы стальные плоские приварные, давление 1,0 мПа, условный проход 200 мм	шт	2	5	10
		Раствор цем. М100, ГОСТ 28013-89	м3	0,03	5	0,15
		Пакля пропитанная	кг	5,05	5	25,25
		Мастика битумно-полимерная	кг	3,0	5	15
		Части фасонные стальные сварные ш 200 мм	кг	3,0	5	15
		Краны проходные, сальниковые, муфтовые 11Ч6БК давление 1 Мпа	шт	1	5	5
		Шкаф металлический	кг	30,0	5	150
		Электроды Э-42А, УОНИ13/45, ГОСТ 9466-75	кг	0,78	5	3,90

7. Расчет трудозатрат по монтажу внутриквартального газопровода включая ЭХЗ и ГРП

Наименование работ газового оборудования	Ед. изм	Сост. Исп.	Трудозат на ед. изм.	Кол-во	Общ труд.
· Прокладка с пневматическим испытанием стальных газопроводов ш до 100м	м	Эл.газосв 5р Слесарь 4р	0,28 0,28	239	66,92 66,92
· Установка катодной станции на постоменте	станция	Монтер 4р	9,40	1	9,40
· Установка медно-сульфатного электрода длительного действия	МЭД	Монтер 4р	2,00	2	4,00
· Установка контактного устройства на анодном заземлении в ковере		Монтер 4р	3,60	1	3,60
· наладка катодных преобразователей на месте уст станции	станция	Монтер 5р	4,64	1	4,64
· прием в эксплуотацию КИП	КИП	Монтер 5р	1,4	1	1,4
· прием в эксплуатацию электрохимических устройств	устройство	Монтер 5р	8,00	1	8,00
· приемка в эксплуотацию изолирующих фланцевых соединений	фланец	Монтер 5р	2,88	7	20,16
· проверка регулировка и испытание под максимальной нагрузкой станции катодной защиты	?	Монтер 5р	5,48	1	5,48
· предустановочный контроль оборудования преобразование неавтоматической катодной станции	?	Монтер 4р Монтер 5р	3,00 3,00	1	3,00 3,00
· Прокладка с пневмотическим испытанием стального подземного г-да диаметром: · 50-100 · 101-200	М М	Сварщик5р Слесарь4р	0,32 0,32	284 1044	90,88 334,08
· Монтаж сварных переходов с диаметра 200мм на 100мм	М	Эл.газосв 5р Слесарь 4р	0,91 0,91	1044 1044	950,04 950,04
· Установка горизонтального футляра на г-де с заливкой битумом концов футляра при диаметре 200мм	Футляр	Эл.газосв 5р Слесарь 4р	1,75 1,75	1	1,75 1,75
· Установка вертикального футляра на г-де с заливкой верхнего конца футляра	Футляр	Эл.газосв 5р Слесарь 4р	1.75 1.25	5	8.75 6.25
· заполнение системы газопровода воздухом для проведения пневматических испытаний диаметром до 50мм	М	Слесарь3р Слесарь4р	0,20 0,20	80	16 16
· заполнение системы газопровода воздухом для проведения пневматических испытаний диаметром 50-100мм	М	Слесарь4р Слесарь5р	0,25 0,25	204	51 51
· заполнение системы газопровода воздухом для проведения пневматических испытаний диаметром 101-200 мм	М	Слесарь4р Слесарь5р	0,25 0.25	1044	261 261



8. Ведомость основных и дополнительных материалов

№	Наименование материалов	ГОСТ	Ед. измер	Кол-во	масса
					Ед.	Общ.
1	Труба стальная электросварная прямошовная ш 70х3	10704-91	м	44	4,22	185,68
2	Труба стальная электросварная прямошовная ш 88.5х40	10704-91	м	60	6,36	381,6
3	Труба стальная электросварная прямошовная ш 114х4	10704-91	м	50	10,85	542,5
4	Труба стальная электросварная прямошовная ш 140х4,5	10704-91	м	50	15,04	752
5	Труба стальная электросварная прямошовная ш 42,3х3,2	10704-91	м	40	5,40	216
6	Труба стальная электросварная прямошовная ш 60х3	10704-91	м	100	6,20	620
7	Труба стальная электросварная прямошовная ш 48х3	10704-91	м	40	3,84	153,6
8	Битум нефтяной БН 90/110	6617-76	кг	4,0	7	28
9	Трубы стальные электросварные прямошовные, наружный ш 159мм, толщина стенки 4,5мм	10704-76	м	860	14	12040
10	Фланцы стальные плоские приварные, давление 1,0 мПа, условный проход 100 мм		шт	2	7	14
11	Раствор цем. М100	28013-89	м3	0,04	7	0,28
12	Пакля пропитанная		кг	4,4	7	30,8
13	Мастика битумно-полимерная		кг	3,0	7	21
14	Части фасонные стальные сварные ш 80 мм		кг	33,0	7	231
15	Ткань стеклянная изоляц. И - 200 толщина 0,2мм		м2	1,46	7	10,16
16	Краны проходные, сальниковые, муфтовые 11Ч6БК давление 1 Мпа		шт	2	7	14
17	Шкаф металлический		кг	60,0	7	420
18	Электроды Э-42А, УОНИ13/45,	9466-75	кг	0,86	7	5,82
19	Краска битумная БТ-177		кг	0,88	7	6,16



II. Эксплуатация газопроводов

1. Устройство ЭХЗ, изоляция газопроводов, техника безопасности

Газифицируемый объект г. Хабаровск, Южный округ, микрорайон «Красная речка», ул. Мате-Залка дома 54, 56, 52, 50 ул. Автобусная 2, 2-а.

Длина газопровода 762 метра. По всей длине удалены конденсатосборники, так как газ с Сахалина идёт осушенный и очищенный.

Газопровод проходит по фасадам зданий, а между домами проложен в земле.

Грунт в данной местности - суглинок, коррозионно-активный, посему трубы необходимо покрыть весьма усиленной изоляцией.

Изоляционные работы являются ответственной частью общего комплекса прокладки стального трубопровода, так как срок службы труб зависит от качества изолирующего покрытия и его стойкости к разрушению. Качество изоляции зависит от качества изоляционных материалов и выполнения технологической дисциплины во время их укладки.

Повреждение изоляции и обнажение металла приводит к развитию сосредоточенных очагов коррозии и к преждевременному сквозному проржавлению, которое может наступить через 5-6 лет эксплуатации трубопровода и даже ранее. Повреждение готовой изоляции может произойти в процессе транспортировки трубы и при опускании ее в траншею.

Работа по устройству изоляции состоит из следующих основных процессов: очистки поверхности труб, грунтовки поверхности и накладки изоляции.

Очистку труб от ржавчины лучше всего выполнять стальными проволочными щетками (вручную или машинным способом), пескоструйными аппаратами или химическим средством. В процессе работы ржавчину сметают щеткой или веником, а поверхность трубы протирают сухой ветошью. Очистка трубы выполняется до металлического блеска. Ручная очистка представляет собой тяжелую и трудоемкую работу. Ее можно облегчить применением электрифицированного инструмента, в патрон которого вставляется вал металлической щетки. Очищенная труба должна покрываться грунтовкой в тот же день. Если труба остается на ночь без грунтовки, то очистку перед грунтованием нужно повторить. Очистка труб в сырую дождливую погоду не допускается. Если на очищенную поверхность попала влага, то после просушки очистку нужно повторить.

Грунтовку можно приготовить, растворив одну часть подогретого битума в трех частях бензина. Для приготовления грунтовки должен использоваться тот же битум, который идет для битумного покрытия. Обычно в этих целях применяют обезвоженный битум марки IV (без наполнителя).

Для приготовления грунтовки нужное количество битума рубят на куски весом 1-2 кг и загружают в котел, где он разогревается до жидкого состояния (обычно при температуре 160-180"С). Затем битум наливают в бак и дают остыть до температуры 80-70°С. Бензин готовят на расстоянии не менее 50 м от котла в специальном баке. Битум тонкой струей вливают в бензин через лейку, непрерывно перемешивая деревянной мешалкой до полного растворения битума.

Приготовленная грунтовка должна храниться в закрытой таре. Грунтовку наносят на поверхность трубы ровным слоем толщиной 0,1-0,2 мм кистью из щетины или валиком без потеков, сгустков и пропусков. Если сквозь грунтовку просвечивают ржавые пятна, эти места очищают и грунтуют вновь. Высыхание грунтовки проверяется легким нажатием на ее поверхность ладонью. Высохшая грунтовка не должна оставлять на руке никаких следов.

Битумное изоляционное покрытие (битумная эмаль) приготовляется из битума марки IV (75-80% от веса смеси) и наполнителя -- каолина (20-25% от веса смеси). Вместо битума IV может применяться битум марок III и V в соотношении 1:1 с добавлением каолина. Взамен каолина в качестве наполнителя можно применять асбест №7 в количестве 5% от веса смеси. Для приготовления эмали битум загружают в котел в количестве 75% от нужной массы, и после нагрева до температуры 160-180° и обезвоживания добавляется остальная часть битума.

После разогрева всей массы в расплавленный битум засыпают небольшими порциями наполнитель при непрерывном перемешивании смеси. При индустриальном методе строительства магистрали изоляционное покрытие наносят на трубопровод при помощи изоляционной машины. Нанесение изоляционного слоя вручную может производиться при помощи брезентового полотнища и лейки с носиком в виде узкой щели

Обертывание трубопровода гидроизолом выполняется тотчас же после наложения изоляционного покрытия до его застывания. Это обеспечит хорошее прилипание обмотки к покрытию.

Гидроизол в виде ленты шириной 50 см наматывают на трубу по спирали с перекрытием швов на 1-2 см. Обертка должна ложиться на трубу плотно без морщин, складок и мешков.

Полотна гидроизола не должны иметь дыр, разрывов, складок, бугорков и т.п. Торцы рулонов должны быть ровными. Храниться гидроизол должен в сухом, защищенном от дождя и солнца помещении на дощатом полу или настиле.

Пропуски изолирующего покрытия в местах швов, которые сваривают в траншеях, должны быть предварительно очищены, покрыты грунтовкой и изоляционным слоем с перекрытием изолированной части трубы.

Контроль за качеством работ осуществляют после каждого этапа (сварки, изоляции, монтажа и т.д.). Если этого не делать, то после каждой операции по монтажу трубопровода результат предыдущей работы станет недоступным для проверки.

Например, наложение первого слоя шва уже не дает возможности установить, правильно ли была сделана сборка стыка, был ли установлен требуемый зазор и т.д. А наложение битумной изоляции делает невозможным проверку качества очистки поверхности трубы и качества грунтовки.

Поэтому при сооружении стальных трубопроводов контроль качества должен осуществляться непрерывно и поэтапно в процессе работы. Все материалы, применяемые при сварочно-монтажных работах, должны иметь сертификаты, подтверждающие их соответствие требованиям ГОСТа.

Проверка квалификации сварщиков осуществляется путем пробной сварки стыков в условиях, которые тождественны с предстоящей работой. Во время сварочных работ проверяются режимы сварки, порядок наложения шва и зачистки шлака между слоями при сварке многослойных швов.

При внешнем осмотре стыка надо обращать внимание на то, чтобы поверхность шва была ровной, слегка выпуклой, без натеков, подрезов, пор и других поверхностных дефектов. Стык, предъявляемый к приемке, должен быть очищен от шлака, брызг и грязи. Контроль качества изоляционных работ заключается в проверке материалов, которые применяются в процессе работы. До наложения изоляции внешним осмотром проверяется качество очистки поверхности трубы (отсутствие ржавчины, налета пыли, влаги и т.п.).

К наложению грунтовки можно приступить лишь после освидетельствования качества очистки поверхности. Приемка законченных работ по изоляции осуществляется внешним осмотром изоляционного покрытия, проверкой толщины слоя изоляции, степени прилипаемости к трубе. Покрытие не должно быть выдавлено из-под краев обертки.

После опускания трубопровода в траншею нужно проверить правильность укладки плети и сохранность изоляционного покрытия. Обнаруженные при осмотре дефектные места должны быть немедленно зачищены и восстановлены.

При монтаже газопроводов должны быть приняты меры по предотвращению засорения полости труб, секций, плетей.

Укладывать газопроводы в траншею следует, преимущественно опуская с бермы траншеи плети (нитки).

После укладки газопровода в траншею должны быть проверены:

- проектная глубина, уклон и прилегание газопровода ко дну траншеи на всем его протяжении;

- состояние защитного покрытия газопровода;

- фактические расстояния между газопроводом и стенками траншеи, пересекаемыми им сооружениями и их соответствие проектным расстояниям.

Правильность укладки газопровода диаметром более 500 мм проверяют путем нивелировки уложенного газопровода и мест его пересечения с подземными сооружениями.

При вварке в газопровод фасонных частей, узлов, арматуры и прочих устройств обеспечивают соосность ввариваемых элементов с газопроводом. Перекосы в горизонтальной и вертикальной плоскостях не допускаются.

При надземной прокладке подъем и укладку плетей газопровода на опоры производят только после контроля качества сварных стыков.

Колодцы на газопроводах следует сооружать из несгораемых материалов: сборного или монолитного железобетона, монолитного бетона, обыкновенного керамического кирпича, камней, в редких случаях -- из металла.

При строительстве колодцев из сборного железобетона под днищем устанавливают подготовку из песка или из тощего бетона.

Зазоры между днищем, стеновыми панелями и плитами перекрытия тщательно заделывают цементным раствором не ниже марки 400.

Крепление сборных элементов осуществляют с помощью сварки закладных металлических деталей.

Отверстия между футляром и газопроводом заделывают эластичным влагоустойчивым материалом, а отверстия за пределами футляра заделывают высокомарочным цементным или бетонным раствором.

Размер футляра и зазоры между ним и газопроводом принимают по проекту.

После монтажа элементов колодца выполняют засыпку пазух местным грунтом слоями толщиной 10--15 см с тщательным трамбованием в соответствии с ГОСТ Р 12.3.048 и устройство асфальтобетонной отмостки по периметру колодца, которая должна выступать за пределы котлована с каждой стороны не менее чем на 0,5 м и иметь уклон не менее 0,05.

Для защиты конструкций колодца от грунтовой воды и поверхностных вод наружные поверхности стен и перекрытий обмазывают горячим битумом по предварительной грунтовке раствором битума в бензине.

Перед нанесением битумного покрытия заделывают раковины в бетонных и железобетонных поверхностях стен колодцев, швы между сборными элементами, устраняют острые углы, срезают выступающие арматурные стержни, закладные детали для строповки, а в кирпичной кладке стены -- затирают цементным раствором, поверхность должна быть сухой.

При высоком уровне грунтовых вод, агрессивности грунтовых вод и грунта по отношению к бетону следует выполнить дополнительные мероприятия, предусмотренные проектом (оклеечная гидроизоляция, использование сульфатостойкого цемента и т.д.).

Ковер устанавливают на опорную железобетонную подушку или перекрытие смотрового колодца.

Опорную железобетонную подушку устанавливают на грунтовое основание, утрамбованное щебнем.

Вокруг ковера устраивают асфальтовую или асфальтобетонную отмостку шириной 0,7 м с уклоном не менее 0,05.

Перед установкой контрольной трубки газопровод обваловывают слоем гравийно-песчаной подушки толщиной не менее 100 мм и закрывают металлическим кожухом из листовой стали толщиной 5 мм, к которому приваривают нюхательную трубку.

Конденсатосборник устанавливают ниже зоны промерзания на несущий грунт или утрамбованную песчаную подушку толщиной 10-15 см.

Конденсатоотводящую трубку устанавливают строго вертикально по отвесу.

Крепления опознавательных знаков заглубляют не менее чем на 1 м в грунт.

2. Техническая эксплуатация газопроводов

При технической эксплуатации наружных газопроводов выполняются следующие виды работ:

- ввод законченных строительством газопроводов в эксплуатацию (пуск газа);

-контроль давления и степени одоризации газа, подаваемого по газораспределительным сетям на территории поселений;

-техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонты газопроводов и сооружений на них, включая арматуру, установленную на вводе в здание или перед наружным газоиспользующим оборудованием потребителя;

-техническое обслуживание и ремонт средств защиты газопроводов от электрохимической коррозии, проверка эффективности действия ЭХЗ;

- проверка наличия и удаление влаги и конденсата из газопроводов;

- техническое диагностирование газопроводов;

- локализация и ликвидация аварий, аварийно-восстановительные работы;

- демонтаж газопроводов и сооружений на них.

Последовательность и приемы производства работ приведены в настоящем ОСТ, действующих отраслевых типовых инструкциях, руководящих документах, методиках, технологических картах, утвержденных в установленном порядке, и должны быть отражены в производственных инструкциях, разрабатываемых эксплуатационными организациями.

Ввод в эксплуатацию законченных строительством стальных и полиэтиленовых газопроводов производится присоединением их к действующим газопроводам газораспределительной сети с одновременным пуском газа.

Порядок выполнения работ при вводе газопроводов в эксплуатацию приведен в настоящем разделе.

Для врезки законченных строительством газопроводов следует применять технологии, соответствующие предусмотренному проектом способу их присоединения к действующим газораспределительным сетям.

Контроль за давлением газа в газораспределительных сетях городов и населенных пунктов производится с помощью его периодических (но не реже одного раза в год) замеров. Порядок выполнения работ по замерам давления газа приведен в настоящем разделе.

Контроль за степенью одоризации газа осуществляется проверкой в соответствии с государственными стандартами интенсивности запаха газа из проб, отбираемых в пунктах контроля, и с периодичностью, устанавливаемой ГРО.

Проверка влаги и конденсата в газопроводах, их удаление производится с периодичностью, исключающей возможность образования закупорок.

При техническом обслуживании газопроводов производятся следующие виды работ:

- надзор за состоянием газопроводов путем обхода трасс;

- техническое обследование газопроводов.

Обход трасс газопроводов производится в сроки, установленные эксплуатационной организацией, но не реже предусмотренных ПБ 12-529. Графики обхода следует периодически, не реже 1 раза в 3 года, пересматривать исходя из изменения условий эксплуатации газопроводов. Работы при обходе трасс газопроводов выполняются в соответствии с требованиями ПБ 12-529 и настоящего раздела.

Периодическое техническое обследование газопроводов производится в сроки, установленные ПБ 12-525, с целью выявления утечек газа, а также повреждений изоляционных покрытий подземных стальных газопроводов.

Внеочередные приборные технические обследования газопроводов производятся в случаях, предусмотренных ПБ 12-529.

Техническое обслуживание арматуры, установленной на газопроводах, производится в соответствии с требованиями раздела 8 настоящего ОСТ.

Текущий и капитальный ремонты (замена, реконструкция газопроводов) производятся по результатам технического обслуживания и диагностирования газопроводов.

Основные виды работ, относящихся к текущему и капитальному ремонтам газопроводов, способы локализации и ликвидации аварий устанавливаются ПБ 12-529.

Реконструкция стальных газопроводов, не подлежащих дальнейшей эксплуатации, производится протяжкой полиэтиленовых труб внутри изношенных стальных газопроводов, облицовкой внутренней поверхности стальных газопроводов синтетическим тканевым шлангом на основе специального двухкомпонентного клея, другими методами, разрешенными к применению в установленном порядке.

Техническое диагностирование газопроводов производится в соответствии с требованиями ПБ 12-529 по методикам, утвержденным Госгортехнадзором России.

Аварийно-диспетчерское обслуживание газопроводов осуществляется в соответствии с требованиями ПБ 12-559 и настоящего ОСТ.

Аварийно-восстановительные работы производятся при необходимости ремонта газопровода и восстановления подачи газа потребителям после временной ликвидации утечки газа.



3. Охрана труда и техника безопасности при эксплуатации газопровода

Организация, эксплуатирующая опасные производственные объекты систем газораспределения и газопотребления, обязана соблюдать положения Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 N 116-ФЗ, других федеральных законов, иных нормативных правовых актов и нормативно-технических документов в области промышленной безопасности, а также:

выполнять комплекс мероприятий, включая систему технического обслуживания и ремонта, обеспечивающих содержание опасных производственных объектов систем газораспределения и газопотребления в исправном и безопасном состоянии, соблюдать требования настоящих Правил;

иметь (при необходимости) договоры с организациями, выполняющими работы по техническому обслуживанию и ремонту газопроводов и технических устройств, в которых должны быть определены объемы работ по техническому обслуживанию и ремонту, регламентированы обязательства в обеспечении условий безопасной и надежной эксплуатации опасных производственных объектов;

обеспечивать проведение технической диагностики газопроводов, сооружений и газового оборудования (технических устройств) в сроки, установленные настоящими Правилами.

Для лиц, занятых эксплуатацией объектов газового хозяйства, должны быть разработаны и утверждены руководителем организации: должностные инструкции, определяющие обязанности, права и ответственность руководителей и специалистов производственные инструкции, соблюдение требований которых обеспечивает безопасное проведение работ, с учетом профиля производственного объекта, конкретных требований к эксплуатации газового оборудования (технических устройств), технологическую последовательность выполнения работ, методы и объемы проверки качества их выполнения.

К производственным инструкциям по техническому обслуживанию и ремонту оборудования ГРП, ГРУ и котельных прилагаются технологические схемы газопроводов и газового оборудования.

Технологические схемы пересматриваются и переутверждаются после реконструкции, технического перевооружения опасного производственного объекта.

Порядок организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту газового хозяйства определяется настоящими Правилами, а также нормативно-техническими документами, учитывающими условия и требования эксплуатации, согласованными Госгортехнадзором России, инструкциями заводов-изготовителей .

Графики (планы) технического обслуживания и ремонта объектов газового хозяйства утверждаются техническим руководителем организации-владельца и согласовываются с организацией-исполнителем при заключении договора на обслуживание газопроводов и газового оборудования.

Организация-владелец обязана в течение всего срока эксплуатации опасного производственного объекта (до ликвидации) хранить проектную и исполнительскую документацию.

Порядок и условия ее хранения определяются решением руководителя организации.

На каждый наружный газопровод, электрозащитную установку, ГРП (ГРУ) владельцем составляется эксплуатационный паспорт, содержащий основные технические характеристики объекта, а также данные о проведенных капитальных ремонтах.



4. Аварийно-диспетчерское обслуживание

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

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

Места их дислокации определяются зоной обслуживания и объемом работ с учетом обеспечения прибытия бригады АДС к месту аварии за 40 мин.

При извещении о взрыве, пожаре, загазованности помещений аварийная бригада должна выехать в течение 5 мин.

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

Разрабатывается план взаимодействия служб различных ведомств для аварийных бригад по локализации и ликвидации аварий.

Планы взаимодействия служб различных ведомств согласовываются с территориальными органами Ростехнадзора.

Ответственность за составление планов, утверждение, своевременность внесения в них дополнений и изменений, пересмотр (не реже одного раза в 3 года) несет 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 6 мес;

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

Тренировочные занятия проводятся на полигонах (рабочих местах) в условиях, максимально приближенных к реальным Проведение тренировочных занятий регистрируется в специальном журнале.

Все заявки в АДС регистрируются с отметкой времени ее поступления, времени выезда и прибытия на место аварийной бригады, характером повреждения и перечнем выполненной работы. Заявки, поступающие в АДС, должны записываться на магнитную ленту. Срок хранения записей должен быть не менее 10 сут.

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

Своевременность выполнения аварийных заявок и объем работ контролируются руководителями газораспределительной организации.

Ежемесячно производится анализ поступивших заявок.

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).

Ответственность за своевременное прибытие аварийной бригады на место аварии и выполнение работ в соответствии с планом локализации и ликвидации аварий несет ее руководитель.

Бригады АДС в случае обнаружения объемной доли газа в подвалах, туннелях, коллекторах, подъездах, помещениях первых этажей зданий более 1 % отключают газопроводы от системы газоснабжения и принимают меры по эвакуации людей из опасной зоны.

Ликвидация утечки газа (временная) допускается с помощью бандажа, хомута или бинта из мешковины с шамотной глиной, наложенных на газопровод. За этим участком организуется ежесменное наблюдение.

Продолжительность эксплуатации внутреннего газопровода с бандажом, хомутом или бинтом из мешковины с шамотной глиной не должна превышать одной смены.

Поврежденные сварные стыки (разрывы, трещины), а также механические повреждения тела стальной трубы (пробоины, вмятины) должны ремонтироваться врезкой катушек или установкой лепестковых муфт.

Сварные стыки с другими дефектами (шлаковые включения, непровар и поры сверхдопустимых норм), а также каверны на теле трубы глубиной свыше 30 % толщины стенки могут усиливаться установкой муфт с гофрой или лепестковых с последующей их опрессовкой.

При механических повреждениях стальных подземных газопроводов со смещением их относительно основного положения как по горизонтали, так и по вертикали одновременно с проведением работ по устранению утечек газа должны вскрываться и проверяться неразрушающими методами по одному ближайшему стыку в обе стороны от места повреждения.

При обнаружении в них разрывов и трещин, вызванных повреждением газопровода, должен дополнительно вскрываться и проверяться радиографическим методом следующий стык.

В случае выявления непровара, шлаковых включений, пор производится усиление сварного стыка.

Сварные стыки и участки труб полиэтиленовых газопроводов, имеющих дефекты и повреждения, вырезаются и заменяются врезкой катушек с применением муфт с закладными нагревателями. Допускается сварка встык при 100 %-ном контроле стыков ультразвуковым методом.

Узлы неразъемных соединений и соединительные детали, не обеспечивающие герметичность, должны вырезаться и заменяться новыми.

Допускается ремонтировать точечные повреждения полиэтиленовых газопроводов при помощи специальных полумуфт с закладными нагревателями.

Поврежденные участки газопроводов, восстановленные синтетическим тканевым шлангом, заменяются врезкой катушки с использованием специального оборудования для проведения работ на газопроводах без снижения давления.

Допускается осуществлять ремонт таких газопроводов аналогично стальным газопроводам.

Работы по окончательному устранению утечек газа могут передаваться эксплуатационным службам после того, как АДС будут приняты меры по локализации аварии и временному устранению утечки газа.

Не допускается прямое воздействие открытого пламени горелки при резке стальной оболочки газопровода, реконструированного полимерными материалами. В крупных предприятиях газового хозяйства диспетчерская и аварийная службы могут быть организованы раздельно на правах отделов. В производственных объединениях газового хозяйства и межрайгазах АДС является самостоятельным структурным подразделением, находится в непосредственном подчинении главного инженера и возглавляется начальником службы, который несет полную ответственность за выполнение возложенных на АДС задач.

Деятельность АДС распространяется на всю зону деятельности предприятия газового хозяйства, которому она подчинена. Структура и численность персонала АДС устанавливаются штатными расписаниями в зависимости от объема газового хозяйства (числа газифицированных квартир, протяженности газопроводов и др.) и трудоемкости аварийного обслуживания отдельных элементов.

К работе в АДС допускаются наиболее подготовленные инженерно-технические работники и рабочие не моложе 18 лет, имеющие стаж работы в газовом хозяйстве не менее двух лет и допуск к выполнению газоопасных работ; слесари и шоферы АДС должны иметь высокую квалификацию (слесари -- не ниже IV разряда, шоферы -- не ниже II класса).

Аварийно-диспетчерская служба выполняет следующие работы:

регулирует режимы приема газа от поставщиков и распределение его потребителям;

формирует баланс поступления и расхода газа; контролирует обеспечение поставщиками договорных условий поставки газа в части подачи запланированного объема газа и соблюдение установленных режимов давления;

регулирует режимы работы газовых сетей как в нормальных, так и в особых условиях, в частности при дефиците газа, при аварийных режимах, при выполнении ремонтных и аварийно-восстановительных работ, при вводе в эксплуатацию новых объектов (газопроводов, ГРП, крупных потребителей), а также в других особых условиях, вызывающих необходимость регулирования потоков и давления газа в сети;

анализирует сложившиеся режимы давления и расхода газа на всех участках системы газоснабжения, увязывает эти режимы с интересами отдельных потребителей и системы в целом; разрабатывает и внедряет новые, более рациональные режимы работы газовых сетей; разрабатывает методику (планы) регулирования режимов для отдельных участков и системы в целом;

отключает и включает буферные потребители и другие крупные промышленные объекты в соответствии с графиком газоснабжения в период дефицита газа;

составляет карты распределения давления газа в сетях в периоды максимальных и минимальных расходов; определяет зоны действия ГРП и их нагрузки;

отключает отдельные участки газовых сетей или снижает давление в них при присоединении новых газопроводов (врезке), выполнении ремонтных работ и при авариях на газопроводах;

участвует в работах по включению в эксплуатацию законченных строительством газопроводов и сооружений, а также после их ремонта;

эксплуатирует средства телемеханики и автоматизированных систем управления режимами работы газовых сетей, а также средства связи (радио, телефон);

комплектует, составляет и своевременно Корректирует оперативную техническую документацию (карты, схемы, планшеты);

разрабатывает план предотвращения и Ликвидации аварий, систематически совершенствует и уточняет его на основе анализа работы аварийных бригад по предотвращению и ликвидации аварий;

участвует в разработке плана взаимодействия служб различных ведомств (милиции, пожарной охраны:, скорой помощи, организаций электроснабжения, связи, водоканала) по предотвращению и ликвидации аварий; проводит контрольные вызовы представителей ведомственных служб в соответствии с планом взаимодействия служб различных ведомств по предотвращению и ликвидации аварий;

обучает персонал АДС и районных эксплуатационных участков, выполняющих аварийные работы, правилам выполнения операций, предусмотренных планом предотвращения и ликвидации аварий с проведением практических тренировочных занятий;

обеспечивает круглосуточный прием заявок о неисправностях элементов систем газоснабжения (газопроводов, арматуры, приборов и др.);

выполняет аварийные заявки, в том числе; заявки, поступающие от районных эксплуатационных участков, персонал которых осуществляет основной объем аварийно-диспетчерских работ в сельской местности;

направляет аварийную бригаду (или персонал районного эксплуатационного участка, выполняющего аварийные работы в сельской местности) на аварийные объекты в срок, не превышающий 5 мин с момента получения заявки;

проводит учет поступающих заявок о неисправностях отдельных элементов систем газоснабжения; разрабатывает предложения, направленные на сокращение этих неисправностей;

инструктирует население и других потребителей газа о необходимости немедленной информации АДС о появившихся неисправностях элементов систем газоснабжения и обнаружении запаха газа;

координирует работы, выполняемые совместно с персоналом районных эксплуатационных участков, по приему и выполнению аварийных заявок, поступающих от населения и других потребителей газа, расположенных в зоне их деятельности, в соответствии с планом предотвращения ликвидации аварий;

контролирует и осуществляет техническое руководство аварийно-диспетчерскими работами, выполняемыми персоналом районных эксплуатационных участков; оказывает этому персоналу методическую помощь, организовывает для него техническую учебу, обеспечивает участки технической документацией, формами учета и отчетности, относящимися к выполнению аварийно-диспетчерских работ;

координирует аварийные работы на ГНС, выполняемые АДС совместно с персоналом ГНС;

В своей деятельности АДС руководствуется Правилами безопасности в газовом хозяйстве Ростехнадзора, приказами и указаниями вышестоящих организаций, должностными инструкциями для персонала АДС, планом предотвращения и ликвидации аварий, планом взаимодействия служб различных ведомств (пожарной охраны, скорой помощи, милиции, электроснабжения, связи, водоканала и др.).

Работа АДС производится круглосуточно без выходных и праздничных дней. Дежурство аварийных бригад в смене организуется по графику, составленному в соответствии с объемом поступления аварийных заявок по часам суток.

При приеме-сдаче смены аварийных бригад опробывают на работоспособность все машины и механизмы, проверяют наличие (в достаточном количестве) инструмента, запасных частей, горючесмазочных и других материалов в соответствии с утвержденным табелем. В журнале приема - сдачи производится отметка об их наличии и исправном состоянии.



СПИСОК ИСТОЧНИКОВ

1. Газовые сети и установки В.А. Жила, М.А. Ушаков,О.Н. Брюханов

2. Основы эксплуатации оборудования и систем газоснабжения О.Н Брюханов, А.И. Плужников

3. ГОСТ 2.105-95 ЕСКД. Общие требования к текстовым документам.

4. СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы»

5. ПБ 12-529-03 «Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления»

6. Стаскевич Н.Л. «Справочник по газоснабжению и использованию газа»

7. Стандарты отрасли ОСТ 153-39.3-051-2003 «Техническая эксплуатация газораспределительных систем. Основные положения. Газораспределительные сети и газооборудование зданий»

8. СП 42-101-2003 «Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб»

9. РД 153-39.4-091-01 Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от электрохимической коррозии

Размещено на Allbest.ru