Эксплуатация газораспределительных сетей. Тема: Техническая эксплуатация газораспределительного пункта

Введение

1. Общие сведения

1.2 Комплектность ГРП

2. Технический раздел

2.5 Выбор фильтра

2.6 Выбор запорной арматуры

3.1.1 Технический осмотр

3.1.3 Текущий ремонт

3.1.4 Капитальный ремонт

3.1.5 Остановка ГРП

3.2.1 Контрольная опрессовка

3.3 Охрана труда

3.3.1 Общие положения

4. Экономическая часть

4.2 Обслуживание ГРП

Заключение

Список литературы

Введение

В настоящее время наряду с постоянным ростом потребления газа происходит техническое перевооружение газовой промышленности, обновление оборудования. Базой для широкого развития отрасли являются значительные запасы природного газа, в результате чего удается заметно повысить интенсивность производства и качество получаемой продукции. Применение газа для промышленных установок улучшает условия труда и способствует росту его производительности, а также позволяет использовать принципиально новые прогрессивные и экономически эффективные технологические процессы. Из достоинств природного газа следует, что применение его в качестве топлива дает возможность значительно улучшить условия быта населения, повысить санитарно-гигиенический уровень производства и оздоровить воздушный бассейн в городах и промышленных центрах. Расходы газового топлива в настоящее время составляют существенную долю в общем топливном балансе страны. Широкое применение природного газа в качестве топлива особенно остро ставит перед обслуживающим персоналом газорегуляторных пунктов вопрос о повышении безопасности при их эксплуатации. Газорегуляторные пункты и установки - наиболее ответственные элементы систем газоснабжения. Они снижают давление газа в газопроводах и автоматически поддерживают его на заданном уровне, что является необходимым условием безопасного и экономичного сжигания газа. В зависимости от назначения газорегуляторных пунктов оснащают разными типами регуляторов давления, которые служат важнейшей частью оборудования газорегуляторного пункта обеспечивающей регулирование давления газа. Эти типы, регуляторов в зависимости от места установки, пропускной способности и назначения различаются конструктивным исполнением, формой и размерами.

Для защиты газопроводов от аварийного повышения или понижения давления при неисправностях регуляторов давления газорегуляторные пункты оснащают средствами защиты, а также средствами измерения давления и расхода газа. Промышленностью выпускается большое количество различных средств измерений: от простейших первичных приборов и преобразователей до сложных многоточечных измерительных систем, позволяющих контролировать отдельные параметры, а также осуществлять автоматическую запись показаний и управление технологическими процессами.

Раз в два месяца проводится регулировка оборудования и проверка порогов срабатывания предохранительных устройств. Кроме того, раз в 6 месяцев должно проводиться техобслуживание, а раз в год - плановый ремонт. Каждый вид обслуживания - от обхода до ремонта - сопровождается либо с записью в журнале, либо составлением акта. То есть данные об исполнителях фиксируются. Для исключения влияния заводского брака, монтажных ошибок и прочих неприятностей, перед пуском газорегуляторного пункты в эксплуатацию проводится его испытание, ревизия и наладка с составлением соответствующего Акта, в котором отражается состояние работоспособности оборудования, параметры наладки регулятора и порогов срабатывания автоматики.

1. Общие сведения

1.1 Назначение ГРП, его элементы

Основное назначение газорегуляторных пунктов (ГРП) и установок (ГРУ) - снижение входного давления газа (дросселирование) до заданного выходного и поддержание последнего в контролируемой точке газопровода постоянным (в заданных пределах) независимо от изменения входного давления и расхода газа потребителями. Кроме этого, в ГРП (ГРУ) производятся: очистка газа от механических примесей, контроль за входным и выходным давлением и температурой газа, учет расхода (если отсутствует специально выделенный пункт измерения расхода), предохранение от возможного повышения или понижения давления газа в контролируемой точке газопровода сверх допустимых пределов. Наличие в системе газоснабжения постоянного давления (в заранее заданном диапазоне его колебания) является одним из важнейших условий безопасной и надежной работы этой системы и подключенных к ней газопотребляющих объектов и агрегатов.

ГРП и ГРУ оснащаются практически одним и тем же оборудованием и отличаются друг от друга в основном своим расположением.

ГРУ монтируют непосредственно в помещениях, где расположены агрегаты, использующие газовое топливо (цеха, котельные и т.п.).

ГРП размещают в зависимости от назначения и технической целесообразности: в отдельно стоящих зданиях; в пристройках к зданиям; на несгораемом покрытии промышленного здания, в котором расположены потребители газа; в шкафах, устанавливаемых на несгораемой стене снаружи газифицируемого здания, на отдельно стоящей несгораемой опоре или (при наличии опорных стоек) на бетонном фундаменте.

Рассмотрим схему ГРП с регулятором РДУК2 на рисунке 1:

Ввод; 2 - запорное устройство; 3 - кран; 4 - кран; 5 - фильтр; 6 - пзк; 7 - регулятор давления; 8 - регулятор давления с пилотом; 9 - запорное устройство; 10 - поворотное колено; 11 - задвижка; 12 - импульсный трубопровод; 13 - вывод; 14 - запорное устройство; 15 - запорное устройство; 16 - штуцер; 17 - псу; 18 - сбросной трубопровод; 19 - задвижка; 20 - счетчик; 21 - задвижка; 22 - фильтр ревизия; 23 - технический термометр; 24 - самопишущий термометр; 25 - самопишущий манометр; 26 - манометр; 27 - второе запорное устройство; 28 - манометр; 29 - кран; 30 - запорное устройство; 31 - сбросной трубопровод; 32 - штуцер; 33 - манометр; 34 - самопишущий манометр; 35 - дифманометр.

Рисунок 1 - Схема ГРП (ГРУ) с регулятором РДУК2 и измерением расхода газа ротационным счетчиками.

Рассмотрим схему рисунок 1 одноступенчатого ГРП (ГРУ), имеющего одну технологическую линию с учетом расхода газа двумя ротационными счетчиками и оборудованного регулятором давления РДУК2. Общие запорные устройства установлены вне ГРП на вводе 1 и выводе 13 (показаны штрихами). Для продувки газопроводов, расположенных до 240.

В ГРП, служит сбросной трубопровод 31, который соединяют с основным газопроводом в точке Б или А в зависимости от конструктивных особенностей ГРП. В первом варианте для продувки открывают первое по ходу газа запорное устройство 30 на байпасе и кран 29 на отводе к сбросному трубопроводу, во втором варианте - только кран 29. Штуцер 32 служит для отбора пробы при контроле окончания продувки. На байпасе имеется второе запорное устройство 27 и манометр 28. Манометр 33 предназначен для измерения входного давления, а для его регистрации самопишущий манометр 34. Для включения и отключения основного оборудования: фильтра 5, ПЗК 6 и регулятора давления 7 - служат запорные устройства 2 и 9. Участок газопровода между задвижкой 2 и фильтром 5 соединен отводом с краном 3 со сбросным трубопроводом 31. Это позволяет снизить давление газа в технологической линии при закрытых запорных устройствах 2 и 9 до атмосферного, что необходимо осуществить до начала чистки фильтра и ремонта ПЗК и регулятора. При входном давлении до 3 кгс/см2 и диаметре технологической линии Dy^L100 мм допустимо не предусматривать сброс газа из этого участка. Перепад давления на сетке или кассете фильтра определяют с помощью дифманометра 35, на импульсных трубках которых имеются краны 4. Если давление на входе не превышает 2,5 кгс/см2, то возможно применение вместо дифманометра показывающего манометра с ценой деления не более 0,05 кгс/см2. Самопишущие термометр 24 и манометр 25 регистрируют температуру и давление газа до счетчиков, что позволяет вводить соответствующие поправки к показаниям последних. Кроме самопишущего предусматривается обычно также установка технического термометра 23, нижняя часть которого располагается в специальной полости газопровода рядом, с датчиком самопишущего термометра. Если расход газа потребителем невелик и для его измерения в ГРУ используется один ротационный счетчик, то зачастую используют только технический термометр, нижнюю часть которого вводят в отверстие, имеющееся в верхней крышке фильтра-ревизии 22, используя соответствующее уплотнение или приваривая к ней гильзу. Импульсный трубопровод 12 подключают к выходному газопроводу в точке Г. От него предусматривают отводы с кранами к показывающему манометру 26, а также к ПЗК и регулятору давления с пилотом 8. К нему же может быть подсоединен подводящий трубопровод к ПСУ 17 с запорным устройством 15, нормально опломбированным в закрытом состоянии. Штуцер 16 предназначен для настройки ПСУ, а для стравливания газа в атмосферу через ПСУ - сбросной трубопровод 18. Отключение и включение счетчиков 20 производят задвижками 21. При необходимости работы без счетчиков (ревизия, ремонт) открывают задвижку 19, которая нормально должна быть опломбирована в закрытом положении. Перед счетчиком устанавливают фильтр-ревизию 22, а после него поворотное колено 10.

В соответствии с назначением в ГРП и ГРУ входят следующие элементы:

)Регулятор давления (РД), понижающий давление газа и поддерживающий его в контролируемой точке на заданном уровне независимо от расхода газа и изменения в определенных пределах входного давления.

2)Предохранительный запорный клапан (ПЗК), прекращающий подачу газа при повышении или понижении его давления после регулятора сверх заданных пределов. На промышленных предприятиях, где по условиям производства не допускается перерыв в подаче газа (например, электростанциях), ПЗК не устанавливают, а для предупреждения аварий предусматривают сигнализацию о повышении или понижении давления газа сверх установленных пределов.

)Предохранительное сбросное устройство (ПСУ), сбрасывающее излишки газа из газопровода после регулятора, с тем чтобы давление газа в контролируемой точке не превысило заданного.

)Фильтр для очистки газа от механических примесей. Установка фильтра не обязательна в ГРУ, к которой газ поступает через ГРП ил централизованный пункт очистки газа предприятия и расстояние, от которой до ГРП или пункта очистки не превышает 1000 м.

)Контрольно-измерительные приборы (КИП) для измерения: давления газа до и после регулятора, а также на обводном газопроводе - манометры показывающие (при необходимости самопишущие); перепада давления на фильтре

)дифманометр; учета расхода газа в ГРП или ГРУ (при необходимости) - расходомеры; температуры газа перед расходомером - термометры показывающий и самопишущий.

)Импульсные трубопроводы для соединения регулятора, ПЗК, ПСУ и КИП с теми точками на газопроводах, в которых контролируется давление и температура газа.

)Сбросные трубопроводы для стравливания газа в атмосферу от ПСУ, продувочных линий и т.п.

)Запорные устройства для включения и отключения регулирующего и предохранительного оборудования, а также КИП. Число и расположение запорных устройств должны обеспечить возможность отключения основного оборудования и необходимых КИП для ревизии и ремонта ГРП (ГРУ) без прекращения подачи газа к потребителям.

10) Обводный газопровод (байпас) с двумя запорными устройствами для снабжения газом через него потребителей на время ревизии и ремонта, а также аварийного состояния оборудования, смонтированного на основной технологической линии. В шкафном ГРП устройство байпаса не обязательно.

В зависимости от давления газа на вводе ГРП и ГРУ подразделяют на:

-ГРП и ГРУ среднего давления (более 0,05 до 3 кгс/см2);

-ГРП и ГРУ высокого давления (более 3 до 12 кгс/см2).

1.2 Комплектность ГРП

1) Регуляторы давления. Регуляторы давления (далее регуляторы) рисунок 2 являются основным элементом ГРП (ГРУ), предназначенным для автоматического понижения давления газа от начального (входного) p1 до расчетного (выходного) р2 и поддержания последнего постоянным в заданном диапазоне (с учетом неравномерности регулирования) независимо от изменения расхода газа и колебаний входного давления р1 в определенных пределах.

Плунжер; 2 - седло; 3 - мембрана; 4 - дроссель; 5 - трубка; 6 - трубка; 7 - трубка; 8 - дроссель; 9 - трубка; 10 - пилот; 11 - соединительный патрубок; 12 - регулирующий клапан; 13 - фильтрирующая сетка.

Рисунок 2 - Регулятор РДУК2.

Конструктивное исполнение и размеры регуляторов определяются условиями их эксплуатации, расчетной пропускной способностью, входным и выходным давлением, характеристикой регулируемого объекта (системы газопроводов).

Регулятор может поддерживать заданное давление газа в контролируемой точке газопровода, расположенной после регулятора или до него. В первом случае регулятор называют регулятором "после себя", во втором - регулятором "до себя". В данном дипломном проекте будут рассматриваются регуляторы "после себя", так как в ГРП (ГРУ) городских систем газоснабжения, промышленных, коммунальных и бытовых объектов применяют регуляторы только этого типа.

Надежность и эффективность функционирования бытовых и промышленных потребителей газа зависят от постоянства основных технологических параметров (давления, числа Воббе, плотности и т.д.) в питающих их газопроводах. Регулятор поддерживает постоянным (в заданном диапазоне) только один из этих параметров - давление газа. Причем это постоянство сохраняется в одной определенной точке газопровода, которая соединена импульсной трубкой с чувствительным элементом регулятора и которую ниже будем называть контролируемой точкой. Давление во всей остальной сети газопроводов равно давлению в контролируемой точке лишь тогда, когда потребители газа отключены и из газопроводов, расположенных после контролируемой точки, нет отбора газа.

Назовем эту сеть газопроводов объектом регулирования или просто объектом. Если потребители, подключенные к объекту, расходуют газ, то при установившемся режиме давление в любой точке объекта всегда несколько меньше давления в контролируемой точке из-за гидравлических потерь, возникающих при движении газа по газопроводу. Чем значительнее расстояние между рассматриваемой и контролируемой точками и расход газа на участке между этими точками, тем больше перепад давления между этими точками. При проектировании и эксплуатации газопроводов стремятся к тому, чтобы этот перепад свести к минимуму.

) Манометры. Манометр с трубчатой пружиной самопишущий с пневматическим изодромным регулирующим устройством МТ-711Р (МТ-712Р) рисунок 3 предназначен для измерения, записи и автоматического поддержания заданного давления при работе в системе контроля и регулирования технологических процессов. При использовании его в ГРП (ГРУ) в качестве командного прибора к клапану регулирующему (КР) он обеспечивает поддержание постоянным давления газа в контролируемой точке газопровода, записывая при этом выходное давление на дисковой диаграмме, которая совершает полный оборот за 12 или 24 ч.

газораспределительный пункт техническая эксплуатация

МТ-711Р имеет привод диаграммы от синхронного электродвигателя и может располагаться только во взрывобезопасном помещении,. МТ-712Р оборудован приводом диаграммы от часового механизма с 8-суточным заводом и может устанавливаться непосредственно в помещении ГРП.

Манометрическая трубчатая пружина; 2 - ось; 3 - шестерня; 4 - стрелка; 5 - стрелка; 6 - рычаг; 7 - стрелка; 8 - тяга; 9 - угловой рычаг; 10 - пружина; 11 - заслонка; 12 - сопло; 14 - реле; 13 - пневмоемкость; 15 - дроссель; 16 - постоянный дроссель; 17 - шариковый клапан; 18 - пружина; 19 - мембрана; 20 - пружина; 21 - мембрана; 22 - клапан сброса воздуха; 23 - винт; 24 - пружины; 25 - рычаг;

Рисунок 3 - Схема устройства манометра МТ-711Р.

Класс точности измерительного устройства 1, регулирующего-1,5. Пределы пропорциональности от 10 до 250 %. Давление воздуха питания 1,4 кгс/см2, выходной пневматический сигнал от 0,2 до 1,0 кгс/см2. Масса не более 11 кг.

Верхний предел измерений (шкала прибора), определяющий выходное давление после КР, кгс/см2: 0,6; 1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16 и т.д. до 1600. Для записи использовано перо, в полость которого чернила закапываются в объеме, рассчитанном на работу в течение суток.

Предел допускаемой основной погрешности записи в процентах от нормирующего значения не должен превышать ±1. Действие измерительной части основана уравновешивании измеряемого давления силой упругой деформации трубчатой пружины, а пневматического изодромного регулирующего устройства на принципе компенсации перемещений с использованием сифонного устройства.

Конструктивно прибор состоит из следующих основных узлов: датчика, манометра двухстрелочного, передающего механизма, регулирующего устройства, пневмоусилителя и привода диаграммы.

Расстояние от прибора до исполнительного механизма по трассе рекомендуется принимать не более 20-40 м. При выборе места установки прибора необходимо соблюдать следующие условия:

а) расстояния от точки измерения до прибора и от прибора до КР должны быть минимальными;

б) во избежание конденсации паров температура окружающего воздуха должна быть на 10°С выше точки росы воздуха на выходе из компрессора, но не выше +50°С;

в) прибор не должен испытывать воздействия вибрации. При наличии вибрации необходимы амортизирующие приспособления;

г) окружающая среда не должна разрушающе действовать на лакокрасочные покрытия, пассивированную латунь, оксидированные алюминиевые сплавы, никелевые, хромовые и цинковые покрытия.

В зависимости от типа прибор монтируется на стене, стойке, кронштейне или щите в вертикальном положении. Пневмокоммуникации должны выполняться, медной, латунной или стальной трубкой с внутренним диаметром 6 мм и толщиной стенки не менее 1 мм. На трассе должно быть как можно меньше изгибов, причем радиусы закругления должны быть не менее 20 мм.

) Стабилизаторы давления воздуха. Стабилизатор давления воздуха СДВ-1.6М рисунок 4 предназначен для регулирования и автоматического поддержания давления воздуха, необходимого для питания приборов и средств автоматизации, в частности командных приборов регуляторов непрямого действия.

Пружина; 2 - плунжер; 3 - фланец корпуса; 4 - седло; 5 - мембрана; 6 - жесткий диск; 7 - штуцер; 8 - пружина; 9 - крышка; 10 - гайка; 11 - стакан; 12 - упор; 13 - манометр.

Рисунок 4 - Стабилизатор давления воздуха СДВ-1,6М.

Число в шифре обозначает максимальный расход воздуха (м3/ч), индекс М - укомплектованность прибора показывающим манометром. Рабочее входное давление 3-8, выходное 0,2-2 кгс/см2. Допустимая температура окружающей среды от - 30 до +50°С, относительная влажность 95 %Масса прибора 0,5 кг.

) Фильтры воздуха. Фильтр воздуха ФВ-1,6 рисунок 5 предназначен для окончательной очистки воздуха питания пневматических приборов и средств автоматизации от механических примесей, масла и влаги.

Рабочее давление на входе 3-6 кгс/см2, максимальный расход воздуха при р = 760 мм рт. ст. и t = 20°C равен 1,6 м3/ч, падение давления на фильтре при рВх=3 кгс/см2 не более 0,2 кгс/см2, степень очистки воздуха не менее 99,95 %, температура окружающего воздуха ±50°С, относительная влажность окружающего воздуха до 95 % при +35°С. Масса фильтра ~0,4 кг.

Ниппель; 2 - гайка; 3 - штуцер; 4 - корпус; 5 - фильтровальный материал; 6 - поддон; 7 - фильтрующий патрон; 8 - отражатель; 9 - пробка;

) Предохранительные запорные клапаны. Предохранительные запорные клапаны (ПЗК) рисунок 6 предназначены для автоматического прекращения подачи газа к потребителям в случае повышения или понижения его давления в контролируемой точке ГРП (ГРУ) сверх заданных пределов.

Корпус; 2 - тарельчатый плунжер; 3 - шток; 4 - рычаг; 5 - рычаг; 6 - защелка; 7 - мембрана; 8 - вентиль; 9 - груз; 10 - груз; 11-защелка; 12-ударник.

Рисунок 6 - Предохранительный запорный клапан ПК.

Чрезмерное повышение давления газа после регулятора может привести к отрыву пламени у газовых горелок, нарушению герметичности и появлению утечек газа в соединениях газопроводов и арматуры, выходу из строя КИП и т.д.

Значительное понижение давления газа чревато возможностью проскока пламени в горелки некоторых конструкций или погасания у них пламени. Прекращение горения газа может привести к образованию взрывоопасной газовоздушной смеси в топках и газоходах газифицированных агрегатов и в помещениях котельных, цехов, жилых и коммунально-бытовых зданий.

Котлы и промышленные агрегаты, работающие на газовом топливе, как правило, оборудованы автоматикой безопасности, прекращающей поступление к ним газа при чрезмерном повышении или понижении давления газа, а также погасании пламени. Поэтому особое внимание должно быть уделено безопасной работе бытовых газовых приборов.

Так, при понижении давления в системе газоснабжения населенного пункта главная опасность исходит из наиболее распространенных приборов - газовых плит, горелки которых (конфорочные и духовых шкафов) не имеют защитных устройств, прекращающих подачу к ним газа при погасании пламени.

По данным Гинронии газа при давлении природного газа перед соплом горелки бытовой плиты ниже 15-20 кгс/м2 возможно задувание пламени потоками воздуха внутри помещения, а при давлении 20-25 кгс/м2 перед плитой и прикрытых краниках горелок пламя гаснет, и, значит, давление газа перед плитой не должно опускаться ниже 25 кгс/м2.

С другой стороны, через ГРП обычно питаются газом сотни или тысячи бытовых приборов, и прекращение подачи газа к ним, даже кратковременное, а затем возобновление может привести к несчастным случаям.

Следовательно, полное отсутствие газа в газопроводах низкого давления, снабжающих газом бытовых потребителей, недопустимо даже на короткое время. Таким образом, срабатывание ПЗК в ГРП, питающих газом бытовых потребителей, следует рассматривать как чрезвычайное происшествие, и в таких ГРП целесообразно устройство сигнализации для принятия своевременных мер по нормализации давления в контролируемой точке. Тем более недопустимо самопроизвольное включение (открытие) ПЗК после его срабатывания (закрытия), вызванного резким понижением или повышением давления в газопроводе, так как при этом начнется поступление газа через погасшие горелки в помещения, топки и газоходы агрегатов.

Следовательно, до включения ПЗК для подачи газа потребителям необходимо обнаружить и устранить причины, вызвавшие его срабатывание, а также убедиться в том, что перед всеми горелками и агрегатами закрыты запорные устройства. Поэтому включение ПЗК производится не автоматически, а только вручную.

Согласно СНиП II-37-76, нормы герметичности ПЗК должны соответствовать классу 1, а погрешность его срабатывания составлять. не более ±5 % от заданного контролируемого давления. Все типы ПЗК монтируют на газопроводе по ходу газа до регулятора давления, а импульс выходного давления подводят к мембранной камере ПЗК от контролируемой точки газопровода после регулятора. При этом монтаж производят на горизонтальном участке газопровода так, чтобы мембрана клапана занимала строго горизонтальное положение. Исключение составляет ПКК-40М, который можно устанавливать в любом положении.

) Предохранительные сбросные устройства.

Предохранительное сбросное устройство (ПСУ) рисунок 8 предназначено для удаления в атмосферу некоторого избыточного объема газа из газопровода после регулятора с целью предотвратить повышение давления выше заданного допустимого значения.

В ГРП (ГРУ) тупиковых систем газопроводов ПСУ предназначено для сброса некоторого избыточного объема газа из газопровода после регулятора в атмосферу с целью предотвратить повышение давления в контролируемой точке до значения, при котором возможно:

-срабатывание ПЗК с полным прекращением подачи газа потребителям в моменты резкого уменьшения расхода газа или внезапного увеличения давления до ГРП (ГРУ), а также в периоды, когда отбор газа оказывается меньшим 5 % номинальной пропускной способности регулятора или временно прекращается полностью, но регулятор не обеспечивает герметичности затвора;

Корпус; 2 - прокладка; 3 - плунжер; 4 - тарелка; 5 - мембрана; 6 - диск; 7 - крышка; 8 - пружина; 9 - шайба; 10 - винт.

Рисунок 8 - Сбросной клапан ПСК-50.

-повреждение КИП и нарушение плотности газопроводов и арматуры в случае неисправности регулятора и срабатывания ПЗК, затвор которого может оказаться негерметичным;

-нарушение технологии сжигания газа, плотности газопроводов и арматуры, а также повреждение КИП в случае неисправности регулятора в ГРП (ГРУ), в котором имеется система сигнализации о повышении давления и отсутствует ПЗК.

7) Фильтры газовые.

Фильтры газовые в ГРП (ГРУ) рисунок 9 предназначены для очистки газа от пыли, смолистых веществ, нафталина и других твердых частиц.

Отсутствие в очищенном газе твердых частиц или уменьшение их количества до возможного минимума позволяет повысить плотность запорных устройств, включая арматуру перед агрегатами, горелками и приборами, ПЗК, ПСУ и регулирующих органов регуляторов давления, а также увеличить межремонтное время этих устройств за счет уменьшения износа (в основном эрозии) уплотняющих поверхностей.

Корпус; 2 - кассета; 3 - крышка; 4 - решетка; 5 - штуцер.

Рисунок 9 - Фильтр кассетный волосяной литой ФВ.

При этом уменьшается износ и повышается точность работы расходомеров (счетчиков и измерительных диафрагм), особо чувствительных к эрозии. Поэтому правильный выбор фильтра и его квалифицированная эксплуатация являются одним из важнейших мероприятий по обеспечению надежного и безопасного функционирования системы газоснабжения.

К сожалению, на практике наблюдаются случаи применения фильтров при расходах газа, заведомо больше допустимых, что значительно ухудшает степень очистки газа, а в кассетных фильтрах вызывает унос фильтрующего материала. В процессе эксплуатации проверка загрязненности фильтра осуществляется нерегулярно, а добавление фильтрующего материала в кассету и его смазка висциновым маслом зачастую не производятся годами. Результат этого - не плотность запорных устройств, необходимость их частого ремонта. В ГРП (ГРУ) фильтры устанавливают на газопроводах до расходомеров (счетчиков и измерительных диафрагм), ПЗК и регуляторов давления.

Степень засорения фильтров определяют измерением перепада давления в них с помощью дифманометров, для присоединения которых фильтр должен иметь штуцеры. При отсутствии штуцеров их приваривают к газопроводу до и после фильтра.

1.3 Возможные неисправности в процессе эксплуатации

В процессе эксплуатации регулятора могут наблюдаться следующие неполадки:

)ПЗК срабатывает из-за значительного понижения выходного давления, вызванного заеданием подвижной системы регулятора, загрязнением фильтра, поломкой настроечной пружины, разрывом рабочей мембраны или намораживанием кристаллогидратов в зоне дросселирующего органа;

2)ПЗК срабатывает из-за значительного повышения выходного давления, вызванного заеданием подвижной системы регулятора, разрыва разгрузочной мембраны, поломки настроечной пружины, износа уплотнения регулирующего плунжера или намораживания кристаллогидратов в зоне дросселирующего органа;

)ПЗК не срабатывает, выходное давление значительно выше или ниже давления настройки из-за заедания подвижной системы, поломки пружин или износа уплотнения отсечного клапана (ПЗК);

)наблюдается сброс газа в атмосферу при нормальном выходном давлении. Причины: поломка, нарушение настройки пружины или износ уплотнения сбросного клапана, износ уплотнения регулирующего плунжера, намораживание кристаллогидратов в зоне дросселирующего органа. Во всех перечисленных случаях следует регулятор разобрать, очистить от пыли и кристаллогидратов и при необходимости заменить неисправные детали;

)выходное давление падает до нуля. Причина: разрыв мембраны регулятора. Мембрану заменяют;

)выходное давление непрерывно растет. Причины: разрыв мембраны пилота, засорение седла или заедание толкателя золотника пилота в направляющих. Мембрану заменить, прочистить седло пилота и устранить заедание толкателя;

)выходное давление постепенно уменьшается, временами резко возрастает и вновь снижается почти до нуля. Причина: обмерзание золотника и седла пилота. Обмерзание устраняют обогревом пилота тряпкой, смачиваемой горячей водой.

В процессе эксплуатации клапана возможны следующие неполадки:

)Шток не перемещается при подаче командного воздуха в надмембранное пространство. Причина: разрыв мембраны;

2)Шток перемещается рывками при плавном изменении командного воздуха. Причины: чрезмерная затяжка сальника или отсутствие смазки;

)Шток не достигает крайних положений (верхнего и нижнего) при изменении давления командного воздуха от 0,2 до 1,0 кгс/см2. Причина: неправильная настройка пружины (чрезмерное или недостаточное ее сжатие);

)Плунжер в процессе эксплуатации почти всегда находится в положении, близком к крайнему верхнему или крайнему нижнему. Причина: условный диаметр клапана и его пропускная способность не соответствуют действительному расходу газа. Клапан надо заменить.

В процессе эксплуатации клапанов ПК наблюдаются следующие неполадки:

)Клапан при закрытии пропускает газ. Причины: попадание под плунжер механических примесей, наличие на поверхности плунжера или седла раковин, царапин и т.д. Плунжер и седло следует прочистить, а при необходимости произвести притирку.

2)Плунжер с трудом поднимается, при освобождении рычагов опускается медленно или совсем не опускается. Причины: заедание в шарнирах или штоке рычага, сильно затянут сальник на оси рычага. Следует проверить натяжение сальника или, если дело не в нем, отремонтировать плунжер.

)Разрыв мембраны. Давление под ней понизится, и клапан, настроенный на отключение при понижении давления, прекратит подачу газа. Мембрану необходимо заменить.

)Клапан срабатывает на закрытие при исправном регуляторе. Причины: неправильное зацепление между рычагом мембраны и молоточком, подработались концы зацепляющего устройства (слишком слабое зацепление). Клапан мог сработать от сотрясения, случайного толчка. Следует обеспечить надежное зацепление. Клапан не должен подвергаться действию сотрясений и толчков.

2. Технический раздел

2.1 Выбор оборудования газорегуляторных пунктов

Выбор оборудования ГРП начинается с определения типа регулятора давления газа. После выбора регулятора давления определяются типы предохранительно-запорных и предохранительно-сбросных клапанов. Далее подбирается фильтр для очистки газа, а затем запорная арматура и контрольно-измерительные приборы.

2.2 Выбор регулятора давления

Регулятор давления должен обеспечивать пропуск через ГРП необходимого кол-во газа и поддерживать постоянное давление его независимо от расхода.

Расчётное уравнение для определения пропускной способности регулятора давления выбираются в зависимости от характера истечения газа через регулирующий орган.

При докритическом истечении, когда скорость газа при проходе через клапан регулятора не превышает скорость звука, расчётное уравнение записывается в виде:

(1)

При сверх критическом давлении, когда скорость газа в клапане регулятора давления превышает скорость звука, расчётное уравнение имеет вид:

(2)

где коэффициент пропускной способности регулятора давления;

коэффициент, учитывающий не точность исходной модели для уравнений;

перепад давлений в линии регулирования, МПа.

где -абсолютное давление газа перед ГРП или ГРУ, МПа;

абсолютное давление газа после ГРП или ГРУ, МПа;

Р1 =0,15 + 0,1 = 0,25 (МПа),

Р2 =0,005 + 0,1 = 0,105 (МПа),

где потери давления газа в линии регулирования, обычно равные 0,007 МПа;

(DР/Р1)кр *0,5, eкр=1 - 0,46 * 0,5 * 0,77,

где - 0,73 - плотность газа при нормальном давлении, кг/м3;

Т- абсолютная температура газа равная 283 К;

Z - коэффициент, учитывающий отклонение свойств газа от свойств идеального газа (при Р1 ≤1,2 МПа = 1).

Расчётный расход должен быть больше оптимального расхода газа через ГРП на 15…20%, то есть:

Vp 1,2 * 1883,52 = 2260,224 (м3/ч.),

Определить режим истечения газа через клапан регулятора можно по соотношению

Если Р2/Р1 то течение газа будет докритическим и поэтому следует применять уравнение первое.

Так как Р2/Р1 то течение газа будет сверхкритическим и поэтому следует применять уравнение второе.

Из вышеуказанных уравнений для определения типа регулятора определяем его коэффициент пропускной способности Kv.

Определив Kv, выбираем тип регулятора с ближайшим большим значением по таблице 1, чем получен по расчёту.

Таблица 1. Технические и эксплуатационные характеристики регуляторов РДУК-50/100/200

Наименование параметра или размераЗначения для типа или исполненияРДУК-50РДУК-100РДУК-200Диаметр фланца, Ду50100200Диаметр седла, мм355070105140

По расчёту получен 45,37 Ближайший равен 50 и относится к регулятору РДУК-50 рисунок 11. Следовательно, этот регулятор следует установить в ГРП.

Рисунок 11 - Регулятор давления газа РДУК 50.

2.3 Выбор предохранительно-запорного клапана

Промышленность выпускает два типа ПЗК: ПКН и ПКВ. Первый следует применять в случаях, когда после ГРП или ГРУ поддерживается низкое давление рисунок 12, второй - среднее. Габариты и тип клапана определяются типом регулятора давления. ПЗК обычно выбирают с таким же условным диаметром, как и регулятор.

Определен тип регулятора РДУК-50. Этот регулятор имеет условный диаметр 50 мм. Следовательно, ПЗК будет или ПКН-50 рисунок 12.

Рисунок 12 - ПКН-50

2.4 Выбор предохранительно-сбросного клапана

Предохранительно-сбросной клапан подбирается по пропускной способности регулятора давления. Пропускная способность ПСК должна составлять не менее 10 % от пропускной способности регулятора давления или не менее пропускной способности наибольшего из клапанов. Выбираем ПСК-50Н/0,05 рисунок 13.

Рисунок 13 - ПСК-50

Задачей фильтра в ГРП или ГРУ является отчистка от механических примесей. При этом фильтр должен пропускать весь газовый поток, не превышая допустимую потерю давления на себе в размере 10000 Па.

Промышленность выпускает два вида газовых фильтров: кассетные с литым корпусом типа ФВ-100 и ФВ-200; кассетные со сварным корпусом типа ФГ7-50-6; ФГ9-50-12; ФГ15-100-6; ФГ19-10-12; ФГ36-200-6; ФГ46-200-12; ФГ80-300-6; ФГ100-300-12.

Первый тип фильтров предназначен для небольших до 3800 м3/ч расходов газа. Второй тип фильтров предназначен для пропуска больших расходов газа.

Число после ФГ означает пропускную способность фильтра в тысячах кубических метров в час.

Для подбора фильтра необходимо определить перепад давления газа на нем при расчетном расходе газа через ГРП или ГРУ.

Для фильтров этот перепад давления определяют по формуле:

, (8)

где DPгр - значение перепада давления газа на фильтре, Па;

Vгр - паспортное значение пропускной способности фильтра, м3/ч;

r0 - плотность газа при нормальных условиях, кг/м3;

Р1 - абсолютное давление газа перед фильтром, МПа;

Vр - расчетный расход газа через ГРП иди ГРУ, м3/ч.

Pгр = 10000 (Па), Vгр 7000 (м3/ч), 0 0,73 (кг/м3),

За исходный возьмем фильтр ФГ 7 - 50 - 6.

Перепад для фильтра ГРП не превышает допустимого значения 10000 Па, следовательно выбран фильтр ФГ 7 - 50 - 6 рисунок 14.

Рисунок 14 - ФГ 7-50-6.

2.6 Выбор запорной арматуры

Запорная арматура (задвижки, вентили, пробковые краны), применяются в ГРП и ГРУ должна быть рассчитана на газовую среду. Главными критериями при выборе запорной арматуры являются условный диаметр и исполнительное давление.

Задвижки применяются как с выдвижными, так и с не выдвижными шпинделем. Первые предпочтительней для надземной установки, вторые - для подземной.

Вентили применяют в тех случаях, когда повышенной потерей давления можно пренебречь, например, на импульсных линиях.

Пробковые краны имеют значительно меньшее гидравлическое сопротивление, чем вентили. Их различают по затяжке конической пробки на натяжные и сальниковые, а по методу присоединения к трубам - на муфтовые и фланцевые.

Материалом для изготовления запорной арматуры служат: углеродистая сталь, легированная сталь, серый и ковкий чугун, латунь и бронза.

Запорная арматура из серого чугуна применяется при рабочем давлении газа не более 0,6 МПа. Стальная, латунная и бронзовая при давлении до 1,6 МПа. Рабочая температура для чугунной и бронзовой арматуры должна быть не ниже - 35 С, для стальной не менее - 40 С.

На входе газа в ГРП следует применять стальную арматуру, или арматуру из ковкого чугуна. На выходе из ГРП при низком давлении можно применять арматуру из серого чугуна. Она дешевле стальной.

Условный диаметр задвижек в ГРП должен соответствовать диаметру газопроводов на входе и выходе газа. Условный диаметр вентилей и кранов на импульсных линиях ГРП или ГРУ рекомендуется выбирать равным 20 мм или 15 мм.

3. Организационно-технологический раздел

3.1 Работы, проводимые при техническом обслуживании ГРП

3.1.1 Технический осмотр

Периодичность проведения технического осмотра ГРП должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом обеспечения условий их безопасной эксплуатации, но не реже одного раза в месяц для ГРП, размещенных в зданиях и в блоках контейнерного типа.

Проверка перепада давления на фильтре вновь введенных в эксплуатацию ГРП в течение первых двух недель эксплуатации производить ежедневно.

При техническом осмотре ГРП должны выполняться следующие виды работ:

-внешний и внутренний осмотр здания (блоков контейнерного типа) или шкафа;

-проверка состояния окраски шкафов, ограждений, газопроводов обвязки и технических устройств;

-внешний осмотр газопроводов и технических устройств, очистка их от загрязнений;

-проверка положения регулировочных элементов защитной и предохранительной арматуры;

-внешний осмотр систем инженерно-технического обеспечения (отопление, вентиляция, электроснабжение и молниезащита);

-выявление утечек газа из разъемных соединений прибором или пенообразующим раствором;

-проверка соответствия режимной карте давления газа на выходе из пункта редуцирования газа;

-проверка перепада давления на фильтре;

-проверка наличия пломб на запорной арматуре байпаса счетчика и счетном механизме;

-внешний осмотр средств измерений и контроль сроков проведения их поверки;

-проверка температуры воздуха в помещении (в отопительный период, при наличии отопительного оборудования);

-проверка состояния и очистка от посторонних предметов прилегающей территории.

Результаты технического осмотра должны быть оформлены записями в журнале проведения технического осмотра ГРП. При выявлении необходимости устранения дефектов технических устройств, замены средств измерений, ремонта здания или систем инженерно-технического обеспечения должны быть приняты меры по организации соответствующих работ.

3.1.2 Техническое обслуживание

Техническое обслуживание газорегуляторных пунктов (ГРП, размеченный в здании и имеющий собственные ограждающие конструкции) должно производиться не реже одного раза в шесть месяцев.

Периодичность технического обслуживания других ГРП должна устанавливаться в соответствии с документацией изготовителей, при отсутствии установленных изготовителями требований, техническое обслуживание должно проводиться в сроки, обеспечивающие безопасность их эксплуатации, но не реже:

-одного раза в шесть месяцев - при пропускной способности регулятора давления свыше 50 м3/ч;

-одного раза в год - при пропускной способности регулятора давления до 50 м3/ч.

Внеплановое техническое обслуживание отдельных технических устройств ГРП должно проводиться по истечении среднего срока службы, установленного изготовителем.

При техническом обслуживании технологического оборудования ГРП должны выполняться следующие виды работ:

-работы, выполняемые при техническом осмотре;

-устранение утечек газа из разъемных соединений технических устройств;

-осмотр фильтра и (при необходимости) очистка фильтрующего элемента;

-проверка соответствия параметров настройки предохранительной и защитной арматуры режимной карте;

-смазка подвижных элементов запорной арматуры (без разборки);

-проверка работоспособности запорной арматуры;

-проверка уровня заправки счетчика маслом, смазка счетного механизма и заливка масла (при необходимости), промывка счетчика (при необходимости);

-проверка работоспособности средств измерений установкой стрелки на нулевое деление шкалы и (при необходимости) их замена;

-очистка помещения и технических устройств ГРП от загрязнений (при необходимости);

-устранение выявленных дефектов и неисправностей.

Технические устройства с дефектами и неисправностями, не позволяющими обеспечить герметичность закрытия или требуемые параметры настройки рабочего режима ГРП, должны быть заменены исправными идентичными техническими устройствами.

Результаты технического осмотра оформляются записями в эксплуатационных журналах ГРП.

3.1.3 Текущий ремонт

Текущий ремонт технологического оборудования должен производиться по результатам мониторинга технического состояния и проведения технического обслуживания ГРП, но не реже одного раза в три года, если иное не установлено изготовителем оборудования. При эксплуатации оборудования свыше среднего срока службы, установленного изготовителем, текущий ремонт производится ежегодно.

При текущем ремонте должны выполняться следующие виды работ:

-замена изношенных деталей технических устройств;

-устранение повреждений газопроводов обвязки технологического оборудования;

-восстановление окраски шкафов ГРП, ограждений, газопроводов обвязки и технических устройств.

Внеплановый текущий ремонт должен производиться при возникновении инцидентов (нарушений режимов работы или работоспособности технических устройств) в процессе эксплуатации ГРП.

Сведения о текущем ремонте должны быть оформлены записями в эксплуатационных журналах ГРП.

3.1.4 Капитальный ремонт

Капитальный ремонт должен производиться в сроки, установленные изготовителем.

Внеплановый капитальный ремонт может производиться при необходимости на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам мониторинга технического состояния, технического обслуживания и текущего ремонта ГРП.

При капитальном ремонте должны выполняться следующие виды работ:

замена неисправных технических устройств;

замена изношенных технических устройств с истекшим сроком эксплуатации;

замена узлов учета, газопроводов обвязки, ограждений и шкафов ГРП.

Сведения о капитальном ремонте должны быть оформлены записями в эксплуатационных паспортах ГРП. В технологические схемы ГРП по результатам проведения капитального ремонта должны вноситься соответствующие изменения.

3.1.5 Остановка ГРП

ГРП останавливают как для плановых работ (например, текущий рем в основном при отсутствии байпаса, так и при аварийных ситуациях (напри утечка газа). Остановка ПРГ производится в следующей последовательности:

-открыть кран к выходному манометру;

-вывернуть стакан пилота. На закальцованных ГРП убедиться устойчивой закальцовке;

-закрыть входную запорную арматуру, вывести из зацепления рычаги клапана защитной арматуры (ПЗК), закрыть клапан ПЗК (опустить его седло);

-закрыть выходную запорную арматуру, краны на импульса; регулятору давления и ПЗК;

-стравить газ через продувочные свечи;

-установить заглушки (поворотные или инвентарные) после входной перед выходной запорной арматурой. Если запорные арматуры обеспечив герметичность перекрытия, то заглушки можно не устанавливать.

3.2 Контроль работы узлов ГРП

Контроль узлов ГРП проверяется выполнением следующих операций:

-проверка настройки рабочих параметров технологического оборудования;

-осмотром мест присоединения компонентов к линии редуцирования;

-осмотром мест присоединения дифманометров, показывающих манометров и индикаторов;

-наличием отметок о поверке манометров и индикаторов;

-внешним осмотром общего состояния технологического оборудования отсутствие механических повреждений;

-проведение контрольной опрессовки.

-проверка герметичности разъемных и сварных соединений основной и резервной линии прибором или пенообразующим раствором при рабочем давлении газа;

3.2.1 Контрольная опрессовка

Перед пуском необходимо осмотреть оборудование и газопроводы, убедиться в укомплектованности оборудования, исправности манометров, проверить наличие средств пожаротушения, состояние отопления, освещения. Далее необходимо подготовить ГРП к контрольной опрессовке:

-закрыть краны (отключающие устройства) на продувочных свечах, перед предохранительной арматурой, перед жидкостным манометром, манометрами низкого давления и датчиками давления установленных на газопроводах низкого давления, на импульсах к редукционной арматуре (регулятор давления) и защитной арматуре;

-открыть все остальные отключающие устройства в ГРП, открыть клапан защитной арматуры.

Далее подается воздух (или инертный газ) в газопроводы и оборудования под давлением 0,01 МПа, ведется наблюдение за манометром, в течение одного часа. Падение давления по окончании опрессовки не должно превышать 0,0006 МПа. Если падение давления превысит это значение, необходимо найти и устранить утечки, после чего произвести повторную опрессовку.

После опрессовки необходимо стравить воздух из газопроводов ГРП и закрыть краны на продувочных свечах, завернув пробку и т.д.

3.2.3 Техническое обслуживание запорной арматуры

В объеме технического обслуживания проводятся следующие работы:

-мелкий ремонт арматуры, не требующий специальной остановки

-визуальная проверка состояния всех частей запорной арматуры, включая смазки в подшипниках и редукторе, ее пополнение;

-проверка срабатывания конечных выключателей, их ревизия;

-проверка герметичности сальникового уплотнения и фланцевых соединений.

Операция по ремонту сальниковых уплотнений выполняется согласно инструкции по эксплуатации завода-изготовителя.

Для обеспечения герметичности фланцевых соединений запорной арматуры необходимо два раза в год (весной и осенью) производить обтягивание фланцевых соединений, при обнаружении течи во фланцевом соединении производится равномерная обтяжка болтов и гаек; если умеренная обтяжка фланцев не дает положительных результатов и утечка продолжается, производится замена прокладки согласно инструкции.

Перед обтяжкой фланцевого соединения (корпуса и крышки) клиновых задвижек необходимо приоткрывать клин во избежание повреждения резьбовой втулки.

Обтяжка фланцевых соединений запорной арматуры должна проводиться при давлении сниженном до безопасного уровня в нефтепроводе или на отключенном участке нефтепровода.

При текущем ремонте производятся все операции технического обслуживания, а также:

для клиновых или шиберных задвижек - удаление воздуха из задвижки: подготовка необходимых ремонтных приспособлений, транспортных и подъемных механизмов; снятие редуктора с электроприводом, разборка редуктора и электропривода, очистка и промывка деталей, дефектация, замена изношенных деталей, смазка редуктора и механической части электропривода, их сборка; проверка и подтяжка контактных соединений электропривода, восстановление изоляции выходных концов проводов, проверка состояния уплотнителей взрывозащиты шарикоподшипников электродвигателя, правильность посадки крыльчатки вентилятора электродвигателя, замена дефектных деталей электродвигателя; проверка состояния подшипникового узла штока задвижки после его фиксации, определение степени износа резьбовой втулки штока (в случае чрезмерного износа ее замена): устранение следов коррозии штока, задиров; замена сальников, нажимной втулки, при необходимости; прогонка шпинделя по гайке на всю рабочую длину; подтяжка шпилек разъема корпуса, полная сборка и установка электропривода на задвижку; регулировка конечных выключателей на открытие и закрытие, муфты ограничение крутящего момента на отключение по допустимым значениям.

Текущий ремонт запорной арматуры осуществляется без ее демонтажа.

Данные о проведенном техническом обслуживании и текущем ремонте заносятся в журнал профилактических осмотров и ремонтов лицом, ответственным за исправное состояние объекта. Журнал хранится у лица, ответственного за исправное состояние объекта.

Капитальный ремонт запорной арматуры осуществляется с ее демонтажем. Демонтаж подлежащих капитальному ремонту задвижек, обратных клапанов производится согласно графику.

При капитальном ремонте производятся все операции текущего ремонта, а также: полная разборка и дефектация всех деталей и узлов, их восстановление или замена пришедших в негодность в результате коррозии, чрезмерного механического износа узлов и базовых деталей запорной арматуры.

После капитального ремонта арматура подвергается испытаниям на прочность и плотность материалов и сварных швов, герметичность по отношению к внешней среде, герметичность затвора и работоспособность в соответствии с требованиями ГОСТ 5762-74Е и нормативно-технической документации на капитальный ремонт запорной арматуры.

Испытание на прочность и плотность материала задвижки в сборе проводится при открытом затворе и заглушенных. Испытания на прочность и плотность проводятся при постоянном давлении в течение времени, необходимого для осмотра задвижки. Пропуск среды и потение сквозь металл и сварные швы не допускаются.

Проверяется герметичность верхнего уплотнения крышка-шпиндель при ослабленных креплениях сальникового уплотнения и полностью поднятом шпинделе задвижки. Проверяется герметичность сальникового уплотнения и прокладки между крышкой и корпусом. Протечки среды не допускаются. Метод контроля визуальный.

3.3 Охрана труда

3.3.1 Общие положения

К работам допускаются лица не моложе 18 лет, обученные методам выполнения газоопасных работ, пользования средствами индивидуальной защиты, оказания доврачебной помощи пострадавшим и прошедшие проверку знаний безопасных методов и приемов выполнения работ в объеме соответствующих производственных инструкций, прошедшие стажировку в течение 10 рабочих смен и допущенные приказом по филиалу Общества.

Слесарь несет персональную ответственность за качество выполняемых работ и нарушение требований производственных инструкций, техники безопасности.

Работы должны проводиться при выполнении технического обслуживания технологического оборудования ГРП, а также после ремонта технологического оборудования в дневное время.

Газоопасные работы должны выполняться бригадой в составе не менее двух рабочих под руководством специалиста. Все распоряжения при проведении газоопасной работы должны выдаваться лицом, ответственным за работу. Другие должностные лица и руководители, присутствующие при проведении работы, могут давать указания только через лицо, ответственное за проведение работ.

До начала газоопасных работ ответственный за их проведение обязан проинструктировать всех рабочих о технологической последовательности операций и необходимых мерах безопасности. После этого каждый работник, получивший инструктаж, должен расписаться в наряде-допуске.

До начала выполнения работ в помещении ГРП должна быть обеспечена проверка загазованности газоанализатором. Выполнение работ в помещениях при концентрации газа свыше 1% не допускается. При производстве работ усиленно проветривается помещение

При ремонтных работах в загазованной среде следует применять инструмент из цветного металла, исключающий искрообразование. Рабочая часть инструмента из черного металла должна обильно смазываться солидолом или другой аналогичной смазкой.

При выполнении газоопасных работ следует использовать переносные светильники во взрывозащищенном исполнении напряжением 12В.

Использование электрических инструментов, дающих искрение, не допускается.

Обувь у лиц, выполняющих газоопасные работы в помещениях ГРП, не должна иметь стальных подковок и гвоздей.

3.3.2 Требования безопасности перед началом работы

Перед началом работ производится инструктаж о последовательности выполнения предстоящих работ:

-Проверка комплектности и исправности инструмента.

-Проверка индивидуальных средств зашиты.

-Проверка помещения газорегуляторного пункта.

-Проверка отсутствия опасной концентрации газа приборами ШИ-10 или ЭТХ-1.

3.3.3 Требования безопасности во время работы

Во время выполнения ремонтных работ в помещении газорегуляторного пункта организован непрерывный надзор с улицы в открытую дверь. Для этой цели из бригады рабочих назначается дежурный, в обязанности которого входит: неотлучно находиться у входа в помещение газорегуляторного пункта, держат связь с работающими в помещении и наблюдает за их состоянием.

При вскрытии фильтра кассета с фильтрующей массой с целью исключения воспламенения необходимо немедленно выносится из помещения и разборка кассеты производится вне помещения.

Плотность на фланцевых и резьбовых соединениях и арматуре проверяется мыльной эмульсией. В случае обнаружения утечек газа определяется место утечки и принимаются меры по их немедленному устранению. При обнаружении утечек газа на соединениях и сальных задвижек на газопроводах среднего и высокого давления в газорегуляторном пункте давления газа в ремонтируемых участках газопроводов, предварительно снижается до минимальных размеров, обеспечивающих бесперебойную работу потребителей.

Проверку настройки и срабатывания предохранительных устройств, (запорных и сбросных) производится не реже 1-го раза в два месяца.

Верхний предел настройки предохранительного запорного клапана равен рабочему давление плюс 25% от рабочего давления, нижний предел настройки 60мм в. ст.

Сбросные предохранительные клапана настроены на срабатывание плюс 15% от рабочего давления.

Переход на газоснабжение потребителей через линию байпаса производится только на период, необходимый для ремонта арматуры или газового оборудования газорегуляторного пункта.

При работе через байпас под особым контролем должно находиться регулирование давления газа на выходе из газорегуляторного пункта.

Во время выполнения профилактических работ газорегуляторного пункта в отопительный период проверяется работа АГВ и системы отопления:

-исправность системы автоматики.

-наличие тяги в дымоходах и вентиканалах.

-отсутствие утечек газа.

-нормальная работа горелки.

-наличие воды в системе отопления.

-работа насоса.

-отсутствие утечек газа из системы.

-поддерживать температуру в помещениях не ниже плюс 5 градусов.

В случае обнаружения неисправности, принять меры к её устранению. Проверить плотность стен, разделяющих технологическое помещение от подсобных, герметизации футляров, отсутствие трещин на стенах.

Работы по ремонту электрооборудования, смены электроламп, производятся только при снятом напряжении. Применять только переносные светильники только во взрывоопасном исполнении.

Хранение в помещении ГРП обтирочных и горючие материалов запрещается.

Снаружи газорегуляторного пункта, на видном месте имеются предупредительные надписи "Огнеопасно".

3.3.5 Требования безопасности в аварийных ситуациях

После срабатывания предохранительного клапана, газорегуляторного пункта работа производится только после обнаружения и устранения неисправностей.

При срабатывании предохранительно-сбросного клапана (ПСК) или гидрозатвора, проверяется выходное давление.

Разборка газового оборудования, арматуры, фланцевых и резьбовых соединений на газопроводах находящихся под давлением запрещается.

Для аварийной остановки газорегуляторного пункта необходимо сначала вывести из зацепления рычаг предохранительно-запорного клапана, а затем поочерёдно закрыть входную и выходную задвижку.

Действия по оказанию первой помощи.

Основными условиями успеха при оказании доврачебной помощи пострадавшим от электрического тока и при всех несчастных случаях, является быстрота и правильность действия.

Искусственное дыхание проводится в тех случаях когда пострадавший дышит очень плохо или совсем не дышит.

В настоящее время рекомендуется проводить искусственное дыхание способом "изо рта в рот" или "изо рта в нос", т.к. при этом обеспечивается значительно больший объём воздуха вдуваемого в лёгкие пострадавшему. Для оказания первой помощи при ранении необходимо вскрыть имеющийся в аптечке индивидуальный пакет" в соответствии с постановлением напечатанным на его обороте.

При наличии повязки не следует касаться руками той части, которая будет положена непосредственно на рану.

Для остановки кровотечения необходимо: поднять раненную конечность, закрыть кровоточащую рану перевязочным материалом из пакета, сложенного в комочек и придавить сверху, не касаясь пальцами самой раны и в таком положении, не отпуская пальцев держать 4-5 минут.

При сильном кровотечении, если его невозможно остановить давящей повязкой следует сдавить кровеносные сосуды. Во всех случаях при большом кровотечении необходимо срочно вызвать врача и указать ему точное время наложения жгута.

Самым главным моментом в оказании доврачебной помощи, как при открытом, так и при закрытом переломах является иммобилизация повреждённой конечности. Это значительно уменьшает боль и предотвращает дальнейшее смещение костных обломков. Для иммобилизации используются готовые шины, также палка доска, линейка. При закрытом переломе не следует. снимать с пострадавшего одежду - шину нужно накладывать поверх неё. К месту травмы необходимо подкладывать холод (резиновый пузырь со льдом).

При несчастном случае необходимо не только немедленно оказывать перовую помощь пострадавшему, но быстро и правильно доставить его в ближайшее лечебное учреждение.

При поднимании, переноске и перевозке пострадавшего, нужно следить, чтобы он находился в удобном положении и не трясти его.

При переноске на руках оказывающие помощь должны идти в ногу, поднимать и класть пострадавшего на носилки необходимо согласовано.

3.3.6 Требования безопасности по окончании работ

После окончания работ все обтирочные у смазочные материалы из

газорегуляторного пункта и шкафного регуляторного пункта удаляются.

Проверяется комплектность инструмента и средств защиты и производится сбор.

Убирается рабочее место.

При движении на транспорте соблюдать правила дорожного движения.

4. Экономическая часть

4.1 Краткая характеристика ОАО "Газпром газораспределение Уфа" в г. Октябрьском

4.1.1 Организационно-управленческая структура

Филиал "Газпром газораспределение Уфа" в г. Октябрьском. Юридический адрес: 452606, республика Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Северная, 5.

"Газпром газораспределение Уфа" в г. Октябрьском является коммерческой организацией, созданной в соответствии с Гражданским кодексом Российской Федерации и Федеральным законом "Об обществах с ограниченной ответственностью".

Основными видами деятельности "Газпром газораспределение Уфа" в г. Октябрьском являются:

-выдача технических условий на присоединение к сети газораспределения,

-выполнение проектных работ на газификацию,

-выполнение строительно-монтажных работ,

-поставка газового оборудования и материалов,

-монтаж (замена) газоиспользующего оборудования,

-проверка качества изоляции, контроль качества сварных соединений,

-ведение строительного контроля строительства газопроводов и сооружений на них,

-проведение инструктажа по безопасному пользованию газом,

-пуск газа в газоиспользующее оборудование,

-техническое обслуживание и заявочный ремонт газопроводов и газового оборудования.

Организационно-управленческая структура предприятия - состоит из подразделений, уровней управления, взятые в единство и логическом соотношении между собой, также структура устанавливает взаимоотношения уровней управления и функциональных подразделений, которые позволяют наиболее эффективно достигать целей организации. Организационно-управленческая структура "Газпром газораспределение Уфа" в г. Октябрьском представлена на рисунке 15.

Рисунок 15 - Схема ОУС "Газпром газораспределение Уфа" в г. Октябрьском.

Организационно-управленческая структура "Газпром газораспределение Уфа" в г. Октябрьском - линейная. Достоинствами линейного типа ОУС являются:

-единство и четкость распорядительства;

-разграничение ответственности

-согласованность действий исполнителей;

-повышение ответственности руководителя за результаты деятельности возглавляемого им подразделения;

-оперативность в принятии решений;

-получение исполнителями увязанных между собой распоряжений и заданий, обеспеченных ресурсами;

-личная ответственность руководителя за конечные результаты деятельности своего подразделения.

Недостатками линейного типа ОУС являются:

-высокие требования к руководителю, который должен иметь обширные разносторонние знания и опыт по всем функциям управления и сферам деятельности, осуществляемым подчиненными ему работниками, что, в свою очередь, ограничивает масштабы возглавляемого подразделения и возможности руководителя по эффективному управлению им;

-большая перегрузка информацией, огромный поток бумаг, множественность контактов с подчиненными, вышестоящими и смежными организациями.

Руководство "Газпром газораспределение Уфа" в г. Октябрьском осуществляется директором. Он осуществляет оперативное руководство с деятельностью общества, имеет право первой подписи финансовых документов, распределяет обязанности между заместителями, устанавливает степень ответственности заместителей и руководителей структурных подразделений за состоянием дел на порученных участках работ.

В подчинении директора находится:

-Глав. Инженер,

-Глав. Бухгалтер,

-ФЭО (финансово-экономический отдел),

-Зам. Директора по капитальному строительству, снабжению и общим вопросам.

В целях обеспечения охраны труда на предприятии принимаются меры к тому, чтобы труд работающих был безопасным. В рамках обеспечения охраны труда на предприятии "Газпром газораспределение Уфа" в г. Октябрьском постоянно проводят следующие мероприятия:

-улучшение условий работы: обеспечение достаточной освещенности, хорошей вентиляции, отсосов пыли от мест обработки, своевременное удаление отходов производства, поддержание нормальной температуры в цехах, на рабочих местах и у теплоизлучающих агрегатов;

-организованное ознакомление всех поступающих на работу с правилами поведения на территории предприятия и основными правилами техники безопасности, систематическое обучение и проверка знания работающими правил безопасной работы;

-обеспечение работающих инструкциями по технике безопасности, а рабочих участков плакатами, наглядно показывающими опасные места на производстве и меры, предотвращающие несчастные случаи.

-Эффективностью управления "Газпром газораспределение Уфа" в г. Октябрьском является постоянное создание благоприятных условий для достижения производственным коллективом поставленных целей в кратчайший срок при наивысших качественных и количественных показателях и наименьших затратах ресурсов.

4.1.2 Финансово-экономические показатели ОАО "Газпром газораспределение Уфа" в г. Октябрьском

Финансово-экономические показатели работы предприятия - это совокупностьпоказателей, которые отражают общее состояние дел предприятия в различных сферах. Каждый показатель в отдельности характеризует одно из направлений его внутренней или внешней деятельности.

Необходимость проведения анализа финансово-экономических показателей работы предприятия, приведенных в таблице 2, заключается в выявлении преимуществ и недостатков различных подходов к построению системы управления, позволит сделать правильный выбор в пользу конкретных улучшений производства, учитывая при этом состояние рынка и стратегию предприятия.

Таблица 2 - Финансово-экономические показатели ОАО "Газпром газораспределение Уфа" в г. Октябрьском.

Наименование показателейПериодОтклонение (+,-) 2012 г. 2013 г. абсолют. относит.,1. Основные средства, тыс. руб. 154 246150 9384-2,15в том числе: здания, тыс. руб. 1468414632-52-0,35сооружения и передаточные устройства, тыс. руб. 126044123840-2204-1,75машины и оборудование, тыс. руб. 97199246-473-4,87транспортные средства, тыс. руб. 30662446-620-20,2производственный и хозяйственный инвентарь, тыс. руб. 3884294110,57др. виды основных средств-, тыс. руб. 345345002. Незавершенное строительство, тыс. руб. 1821572-1249-68,6в том числе: незавершенное строительство газовых сетей, тыс. руб. 1584543-1041-65,7незавершенное строительство производственных баз, тыс. руб. 23729-208-87,83. Дебиторская задолженность (платежи по которой ожидаются в течение года), тыс. руб. 125542116092-9450-7,534. Денежные средства, тыс. руб. 221178-43-19,55. Кредиторская задолженность, тыс. руб. 12090716756646659+.38,5916. Выручка по основным видам деятельности, тыс. руб. 9856589462-9103-9,24в том числе от: услуг по транспортировки сетевого газа, тыс. руб. 3895433509-5445-14продаж сжиженного газа, тыс. руб. 1362811915-1713-12,6прочих видов деятельности, тыс. руб. 4598344038-1945-4,237. Себестоимость проданных товаров, работ и услуг, тыс. руб. 140509129072-11437-8,14в том числе: услуг по транспортировки сетевого газа, тыс. руб. 9197280896-11076-12продаж сжиженного газа, тыс. руб. 1638513569-2816-17,2прочих видов деятельности, тыс. руб321523460724557,6368. Валовая прибыль, тыс. руб. -61966-396102336-5,579. Прибыль от продаж по основным Видам деятельности, тыс. руб. -66983-611773806-5,8610. Прочие доходы, тыс. руб. 31612692-669-16,311 Прочие расходы, тыс. руб. 91306252-2878-31,512. Прибыль до налогообложения, тыс. руб. -70972-667376235-8,7913. Отложенные налоговые активы, тыс. руб. 8655-860-99,614. Отложенные налоговые обязательства, тыс. руб. 769311-658-59,615. Текущий налог на прибыль, тыс. руб. -11687-10997690-5,9116. Отвлеченные средства, тыс. руб. 6911-38-77,617. Чистая прибыль отчетного периода, тыс. руб. -59258-560575201-8,78

В отчетном периоде произошло сокращение основных средств, которое дает основание говорить об отсутствии разбития производственно - технической базы организации. Число объектов незавершенного строительства сократилось б разы, что является положительным показателем. В 2013 году кредиторская задолженность увеличилась, а принимая во внимание тот факт, что возможные выплаты по дебиторской задолженности никак не покроют займы, можно сказать об опасном финансовом состоянии предприятия. Положительно уменьшение отложенных налоговых обязательств. Убыточность деятельности предприятия сохраняется, судя по показателю чистой прибыли в 2013 году, но идут мероприятия по улучшению. Положительную тенденцию можно отметить на основе уменьшения отрицательного показателя чистой прибыли и снижения себестоимости проданных товаров и услуг в отчетном периоде.

4.2 Обслуживание ГРП

Обслуживанием ГРП занимается служба газовых сетей (СГС) которая организует работы по обеспечению безопасной и безаварийной эксплуатации, а также своевременного проведения технического обслуживания, и планово-предупредительных работ ГРП, ГРПБ, ГРПШ, ГРУ, ПП, КБО, газопроводов и сооружений на них.

Обслуживанием занимается бригада, которая состоит из: слесарей ремонтников 4-го - 6-го разрядов, в количестве двух человек и мастера.

В обязанности слесаря ремонтника входят:

-контрольный осмотр подземных и надземных газопроводов, находящихся на балансе (в ведении) ТЭС;

-проверка плотности всех соединений газопроводов и арматуры на них (отысканием мест утечек с помощью мыльной эмульсии или приборным методом);

-осмотр и очистка газовых фильтров;

Информация получена с сайта RusCable.Ru

Министерство энергетики Российской Федерации

СТАНДАРТ ОТРАСЛИ
ТЕХНИЧЕСКАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ
Газонаполнительные станции и пункты.

Склады бытовых баллонов. Автогазозаправочные станции
ОСТ 153-39.3-052-2003
УДК 697.245(083.74)
Дата введения: 2003-06-27

Настоящий стандарт отрасли регламентирует производство работ по технической эксплуатации газонаполнительных станций, газонаполнительных пунктов, складов бытовых баллонов и автогазозаправочных станций, предназначенных для обеспечения потребителей сжиженными углеводородными газами.
Стандарт отрасли согласован Госгортехнадзором России и утвержден приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 27.06.2003 № 259.
Стандарт отрасли разработан ОАО "Гипрониигаз" с участием специалистов ОАО "Росгазификация". В разработке приняли участие: Аксеневич Т.П., Астафьева Т.Н., Вольнов Ю.Н., Гордеева Р.П., Зубаилов Г.И., Кайро А.В., Костышен Л.В., Морозова Н.Н., Недлин М.С., Осокин А.Д., Струкова А.С., Тарасов В.В., Трофимович В.Ф., Чирчинская Г.П., Шурайц А.Л. (руководитель).

1. Область применения
1.1. Настоящий стандарт отрасли (ОСТ) устанавливает требования к технической эксплуатации газонаполнительных станций газонаполнительных пунктов, складов бытовых баллонов, автомобильных газозаправочных станций (объектов СУГ).

1.2. Настоящий ОСТ распространяется на организации и предприятия ТЭК, объединения и другие хозяйствующие субъекты Российской Федерации (независимо от их организационно-правовой формы и формы собственности) и индивидуальных предпринимателей, осуществляющих деятельность по технической эксплуатации объектов СУГ

1.3. ОСТ не распространяется:

Передвижные газоиспользующие установки, газовое оборудование автомобильного, железнодорожного транспорта, летательных аппаратов, речных и морских судов;

Объекты экспериментального строительства и опытные образцы газового оборудования.
2. Нормативные ссылки
В настоящем ОСТ использованы ссылки на следующие стандарты и нормативные документы:

ГОСТ Р 12.4.026-2001	ССБТ. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний
ГОСТ 9356-75	Рукава резиновые для газовой сварки и резки металлов. Технические условия
ГОСТ 10807-78	Знаки дорожные. Общие технические условия
ГОСТ 18698-79	Рукава резиновые напорные с текстильным каркасом. Технические условия
ГОСТ 20448-90	Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия
ГОСТ 23457-86	Технические средства организации дорожного движения. Правила применения
ПБ 12-609-03	Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы, утверждены Постановлением Госгортехнадзора России от 19.03.01 № 32.
ПБ 10-115-96	Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, утверждены Постановлением Госгортехнадзора России от 11.06.03 № 91.
ПЭ ЭП 92	Правила эксплуатации электроустановок потребителей
ПУЭ	Правила устройства электроустановок

3. Термины, сокращения и определения
В настоящем ОСТе использованы следующие термины с соответствующими определениями:

аварийное обслуживание - комплекс работ по локализации и (или) ликвидации аварий и инцидентов для устранения непосредственной угрозы здоровью и жизни людей, выполняемых аварийно-диспетчерской службой ГРО (аварийной газовой службой эксплуатационной организации) на основании заявок физических или юридических лиц;

газ - сжиженные углеводородные по ГОСТу 27578 и ГОСТу 20448;

газоопасные работы - работы, выполняемые в загазованной среде, или при которых возможен выход газа;

изделие (техническое устройство) - единица промышленной продукции, на которую документация должна соответствовать требованиям государственных стандартов единой системы конструкторской документации (ЕСКД), единой системы технической документации (ЕСТД) и единой системы проектной документации (ЕСПД), устанавливающим комплектность и правила оформления сопроводительной документации. Требования строительных норм и правил на конструкцию изделия и сопроводительную документацию не распространяются;

наружный газопровод - подземный, наземный газопровод, объединяющий элементы технологической системы СУГ;

опасная концентрация газа - концентрация (объемная доля газа) в воздухе, превышающая 10 % от нижнего концентрационного предела распространения пламени;

оборудование объекта СУГ - насосы, компрессоры, испарители, наполнительные и сливные устройства;

объекты СУГ - предприятия, предназначенные для приема, хранения и отпуска СУГ потребителям в автоцистернах и бытовых баллонах, заправки газобаллонных автомобилей, ремонта и переосвидетельствования газовых баллонов, переоборудования автомобилей для работы на СУГ;

ремонт - комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделий (газопроводов и сооружений) и восстановлению ресурсов изделий или их составных частей;

технологическая система объектов СУГ - технические устройства и газопроводы;

техническая эксплуатация - комплекс работ по вводу объектов газораспределительных систем в эксплуатацию и поддержанию их в работоспособном состоянии в процессе эксплуатации путем проведения технического обслуживания, ремонта, технического диагностирования и других видов работ;

техническое обслуживание - комплекс операций или операция по поддержанию работоспособности или исправности изделия (технического устройства) при использовании по назначению, ожидании, хранении и транспортировании.

технические устройства объекта СУГ - резервуары СУГ, оборудование, арматура, контрольно-измерительные приборы и средства автоматики;

эксплуатационная организация - специализированная организация, осуществляющая техническую эксплуатацию объектов газораспределительных сетей, объектов СУГ, резервуарных и групповых баллонных установок СУГ, газового оборудования зданий (ГРО, организация - собственник, организация - арендатор объекта газораспределительной системы);

АГЗС - автомобильные газозаправочные станции;

ГНС - газонаполнительные станции;

ГНП - газонаполнительные пункты;

СББ - склады бытовых баллонов;

СУГ - сжиженные углеводородные газы.
4. Общие требования по эксплуатации объектов СУГ
4.1. Настоящий ОСТ устанавливает обязательные требования по технической эксплуатации структурных элементов производственной зоны ГНС, ГНП, АГЗС, СББ для эксплуатационного персонала этих предприятий.

При эксплуатации объектов СУГ кроме требований настоящего ОСТ следует руководствоваться ПБ 12-529, ПБ 12-609, ПБ 10-115, а также другими нормативными и руководящими документами Госгортехнадзора России и других надзорных органов в части безопасной эксплуатации объектов СУГ и требованиями технической документации предприятий-изготовителей элементов технологической системы, применяемых на данном объекте.

При эксплуатации АГЗС, кроме требований, предусмотренных настоящим ОСТ, следует соблюдать требования и других нормативных документов.

При эксплуатации станций регазификации следует руководствоваться требованиями, предусмотренными для ГНС.

4.2. На основании требований настоящего ОСТа с учетом местных условий должны быть разработаны и утверждены в установленном порядке общие для каждого технологического процесса производственные инструкции, которые должны содержать требования технологической последовательности выполнения различных операций при подготовке к пуску объектов, при эксплуатации, техническом обслуживании, ликвидации объекта, консервации, ремонтах, выполнении газоопасных и огневых работ. В инструкциях должны быть указаны методы и объемы проверки качества выполнения работ. К производственным инструкциям должны прилагаться технологические схемы с указанием мест установки технологических устройств, продувочных и сбросных газопроводов и т.д. с нумерацией. Производственные инструкции и технологические схемы должны пересматриваться и утверждаться в установленном порядке после реконструкции, технического перевооружения и изменения технологического процесса.

4.3. Инструкции должны пересматриваться и утверждаться вновь в установленном порядке при введении в действие новых стандартов, норм, правил и нормативных документов, требования которых распространяются на объекты СУГ.

4.4. Эксплуатация объектов СУГ разрешается только при наличии документов на выполнение данного вида работ, полученных в соответствии с действующим законодательством РФ.

4.5. При количестве СУГ на базе хранения более 200 т требуется также наличие декларации промышленной безопасности и положительное экспертное заключение на нее. Данная декларация для объектов с меньшим количеством газа требуется только по предписанию органов Госгортехнадзора России.

4.6. Организация производственного контроля и разработка положения о производственном контроле на объекте СУГ осуществляется в соответствии с и РД 04-355.

4.7. Для эксплуатации объекта СУГ требуется:

Организовать технический надзор во время строительства;

Организовать ввод в эксплуатацию объекта СУГ;

Обеспечить разработку производственных инструкций;

Не допускать проведение строительных и монтажных работ без согласования с руководством объекта СУГ;

Не допускать строительство в охранных зонах объекта;

Обеспечивать правильное содержание, эксплуатацию, ремонт и безопасное обслуживание технологической системы объекта СУГ, а также в случае необходимости консервацию и ликвидацию объекта;

Обеспечивать наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля за производственными процессами в соответствии с действующими требованиями;

Обеспечивать выполнение комплекса мероприятий, включая систему технического обслуживания и ремонта, соблюдения требований ПБ 12-529 и настоящего ОСТа;

Иметь нормативно-технические документы (СНиП, правила, положения, инструкции, и т.д.), устанавливающие порядок ведения работ по проектированию, строительству и эксплуатации объектов СУГ;

Обеспечивать проведение технического обслуживания, ремонта и диагностирования технических элементов технологической системы в установленные ОСТом сроки или по требованию (предписанию) территориальных органов Госгортехнадзора России;

Обеспечить разработку, согласование и утверждение в установленном порядке планов локализации и ликвидации аварий, проводить не реже 2 раз в год их практическую отработку, а также пересмотр их в соответствии с планом;

Немедленно информировать территориальные органы Госгортехнадзора России о произошедшей аварии или инциденте;

Осуществлять мероприятия по ликвидации последствий аварий (инцидентов) и оказывать содействие государственным органам в расследовании их причин;

Обеспечивать своевременное расследование, учет и анализ аварийных ситуаций, а также разработку мероприятий по их предупреждению;

Принимать участие в техническом расследовании причин аварии, предписываемых актом расследования;

Осуществлять проверку ведения эксплуатационных журналов;

Представлять в территориальные органы Госгортехнадзора России информацию о выполнении мероприятий, предусмотренных их предписаниями.

4.8. Производственные инструкции выдаются персоналу объекта.

4.9. Капитальный ремонт оборудования может производиться в специализированных организациях.

4.10. На каждый случай исправления дефектов составляется технологическая карта с учетом материала и условий эксплуатации.

4.11. Газоопасные и огневые работы выполняются по наряду-допуску.

4.12. При эксплуатации объектов СУГ должно осуществляться техническое обслуживание, плановые ремонты (текущий и капитальный), аварийно-восстановительные работы и техническое освидетельствование сосудов, автоцистерн и баллонов, ведение эксплуатационной, учетной и технической документации.

4.13. Обязательной регистрации в территориальных органах Госгортехнадзора России подлежат:

Резервуары базы хранения СУГ;

Резервуары для неиспарившихся остатков;

Отделитель жидкости перед компрессорами, у которого произведение вместимости в литрах на давление в МПа превышает 50;

Воздушные ресиверы, у которых произведение вместимости в литрах на давление в МПа превышает 1000;

Железнодорожные цистерны для СУГ, (регистрирует владелец цистерны);

Автоцистерны для СУГ (регистрирует владелец цистерны).

4.14. Технические устройства, подлежащие регистрации в территориальных органах Госгортехнадзора России, а также баллоны должны подвергаться периодическому техническому освидетельствованию в соответствии с ПБ 10-115.

4.15. Сроки технического обслуживания, текущего и капитального ремонтов устанавливаются настоящим ОСТом, кроме случаев, когда они установлены паспортами на технические устройства.

4.16. Технические устройства на объекте должны обеспечивать бесперебойную и безопасную работу. Технические устройства должны быть герметичными и не допускать утечек СУГ. Все резьбовые, фланцевые и сальниковые соединения технологической системы должны ежемесячно осматриваться и результаты заноситься в эксплуатационный журнал. Места нарушений герметичности следует немедленно устранять в соответствии с производственными инструкциями.

4.17. Значительная утечка СУГ может быть обнаружена на слух или по обмерзанию дефектного места.

4.18. Небольшие утечки выявляются при рабочем давлении СУГ с помощью мыльной эмульсии или иным способом.

4.19. При обнаружении утечек СУГ аварийный участок должен быть немедленно отключен, персонал должен принять меры к ликвидации утечки, мастер - доложить руководству объекта о случившемся и записать об инциденте в эксплуатационный журнал.

4.21. Технологическая система продувается паровой фазой СУГ:

Перед пуском;

После ремонта;

После длительной остановки;

4.22. Технологические процессы в помещениях категории А должны осуществляться согласно технологическому регламенту, определяющему порядок производственных операций, температурного и гидравлического режимов работы технологической системы, предусмотренных мер безопасности при производстве газоопасных работ.

4.23. Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонты элементов технологической системы проводятся своевременно в соответствии с графиком, утверждаемым руководством объекта СУГ в установленном порядке. Внеплановый ремонт проводится при необходимости.

4.24. Персонал каждого отделения или участка ведет эксплуатационные журналы учета работы технических устройств, в которых записывает режим и время работы оборудования, замеченные неполадки. В журнале следует также записывать время проведения технического обслуживания, текущего и капитального ремонтов.

4.25. За работающим оборудованием должно быть обеспечено постоянное наблюдение.

4.26. Персонал, допущенный к обслуживанию технических устройств, должен быть аттестован в установленном РД 03-444 порядке, пройти стажировку под наблюдением опытных работников в течение первых десяти рабочих смен и знать:

Устройство и принцип их действия;

Схемы газопроводов;

Схемы и места установки КИП;

Мероприятия по предупреждению аварий и меры по устранению возникших неполадок;

Пользоваться исправным инструментом, приборами и оборудованием, допущенными нормами и правилами для использования на объекте СУГ, соблюдать требования инструкций;

Немедленно сообщать руководству обо всех нарушениях в работе технических устройств.

4.27. Рабочие места персонала должны быть обеспечены планами локализации и ликвидации аварий и схемами эвакуации людей.

4.28. Запрещается подтягивать соединения технических устройств, находящихся под давлением, а также применять ударный инструмент при навинчивании и отвинчивании гаек. Удалять болты из фланцевых соединений разрешается только после снятия давления.

4.29. Вся запорная арматура (краны, задвижки, клапаны) должна содержаться в полной исправности и обеспечивать быстрое и надежное отключение элементов технологической системы. Неисправности в запорной арматуре должны устраняться после снижения давления до атмосферного.

4.30. Исправность действия сбросных предохранительных клапанов, установленных на резервуарах, газопроводах и испарителях должна проверяться не реже одного раза в месяц путем осторожного и кратковременного открытия клапана. При исправном предохранительном клапане выход СУГ после закрытия рычага должен прекратиться. Предохранительные клапаны, установленные на резервуарах, испарителях и газопроводах, подлежат техническому обслуживанию (настройке) не реже одного раза в 6 месяцев. Результаты проверки записываются в эксплуатационный журнал.

Клапан должен срабатывать при повышении давления в резервуаре не более, чем на 15% против установленного рабочего давления.

4.31. При обнаружении неисправностей, которые не могут быть немедленно устранены, неисправные элементы технологической системы должны быть отключены при помощи запорного устройства и заглушки, о чем делается запись в эксплуатационный журнал. Включение их в работу после устранения неисправностей оформляется записью в эксплуатационном журнале соответствующего отделения (участка).

4.32. Не допускается эксплуатация элементов технологической системы при неисправных предохранительных клапанах, запорных устройствах, КИП, а также при их отсутствии.

4.33. Вход в производственные помещения посторонним лицам запрещен. Снаружи у входной двери в каждое помещение, должны быть вывешены предупредительные надписи красного цвета «Вход посторонним воспрещен» и «Огнеопасно».

4.34. Производственные помещения должны быть обеспечены надежной связью и сигнализацией с технологически связанными отделениями и участками.

4.35. Перед включением в работу элементов технологической системы их внутренние полости очищаются от грязи, окалины, остатков масла и посторонних предметов (болтов, шайб, гаек, пакли и т.п.).

4.36. Включение в работу элементов технологической системы после технического обслуживания, связанного с разборкой узлов, а также ремонта, может производиться только по специальному разрешению.

4.37. После капитального ремонта элементы технологической системы должны быть подвергнуты испытаниям, проверке и регулировке в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

4.38. Ремонтные работы производятся с соблюдением мер безопасности.

4.39. Консервация (расконсервация) технических устройств выполняется в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей и настоящим ОСТ. Ремонтные работы, консервация (расконсервация) должны выполняться по наряду-допуску на газоопасные работы.

4.40. На объекте СУГ должна находиться следующая документация:

Сертификаты соответствия на имеющиеся технические устройства;

Разрешение Госгортехнадзора на технические устройства, используемые на объекте;

Проектная и исполнительная документация, в том числе:

Генеральный план, утвержденный в установленном порядке, с указанием размещенных на территории зданий, сооружений, коммуникаций, расстояний между ними и до объектов, не относящихся к объекту СУГ, а также схемы движения автотранспортных средств;

Паспорта и инструкции по эксплуатации на технические устройства;

Технический паспорт объекта и другая эксплуатационная документация;

Производственные и др. инструкции;

План локализации и ликвидации аварий;

План-схема ближайших водоисточников;

План эвакуации людей и транспортных средств из зданий, помещений и территории объекта;

Журналы учета проведения регламентных и ремонтных работ, регистрации инструктажа на рабочем месте, эксплуатационные журналы;

Другие документы (по усмотрению руководства объекта).

4.41. Элементы объектов СУГ должны соответствовать рабочим чертежам на их строительство. Запрещается изменять конструкцию этих систем без согласования проектной организации.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ

Комплексно-эксплуатационная служба (КЭС) ООО «ТеплоГазСервис» выполняет работы по техническому обслуживанию и текущему ремонту надземных и подземных распределительных газопроводов высокого и низкого давлений, а также сооружений на них. КЭС имеетопыт обслуживания газопроводов в г. Новосибирске и Новосибирском районе, так на обслуживании находятся около 19 км газопроводов высокого давления, около 90 км газопроводов низкого давления, 20 Шкафных газорегуляторных пунктов. Кроме обслуживания собственных газопроводов КЭС также оказывает услуги предприятиям, кооперативам и обществам потребителей газа по техническому обслуживанию и текущему ремонту газопроводов и сооружений на них.

Информация

По газораспределительным сетям, обслуживаемым ООО «ТеплоГазСервис» по состоянию на 01.01.15 г .

Наименование газопровода, место расположения	Диаметр, мм.	Протяженность, м.,ШРП, шт., ЭХЗ, шт.
Газопроводы в собственности:
1.ГВДп.Южный по ул.Ошанина, р-н Первомайский (подземный, стальной)	100 -150	1129 м ., 3 шт., установка ЭХЗ – 1шт.
2.ГВД к АИТ «Прима» по ул.Первомайская,140, р-н Первомайский (надземный, стальной)	50-150	597 м ., 4 шт.
3.ГВД п.Южный, 2 очередь по ул.Ошанина, Твардовского, р-н Первомайский (подземный, ПЭ)		2650м.
4. ГВД п. «Лесная поляна» по ул. Одоевского, р-н Первомайский (подземный, надземный, сталь)	80-100	1267 м ., 1шт., установка ЭХЗ – 1 шт.
5.ГНД п.100 домов, м-у ул.Менжинского-Нахимова-Подбельского, р-н Первомайский, (надземный, стальной)	50-200	9453м.
6.ГНД п.Восточный, м-у ул.Комбайнёров-Кривоносова, р-н Первомайский, (надземный, стальной)	50-200	3777м.
7.ГНД п.Южный 2-ой и 3-ий этапы строительства	50-150	6637м.
8.ГНД для многокв.жилых домов по ул.Марата, Тельмана	50-150	1235м.
Итого:		26745м. 8 шт., ЭХЗ – 2шт.
Газопроводы в аренде
1.ПК «Иня-газ» Центральная часть Первомайского р-на ГВД (подз. сталь) ГНД (надз.сталь)	50-200	969м., 3 шт. 17761м.
2.ПК «Иня-газ»п.Восточный Первомайского р-на ГВД (подз.надз.сталь) ГНД (надз.сталь)	50-200	4397м., 3шт., ЭХЗ-1шт . 7873м.
3.ПК «Иня-газ» п.100 домов Первомайского р-на, ГНД (надз.сталь)	50-200	8436м.
4.ПК «Иня-газ» п.Южный Первомайского р-на, ГНД (надз.сталь)	50-200	9045м.
5.ПК «Иня-газ» ГВД Южной части Первомайского р-на (подз.надз.сталь)	200-400	2694м.
6. Газоснабжение жилых домов по ул.Кленовая в Октябрьском р-не г.Новосибирска, ГВД (подз.пэ)/ГНД	50-160	2016м., 1шт.
Итого:		53191 м., 7шт., ЭХЗ-1шт.
Газопроводы на техническом обслуживании
1.СМП-855, ГВД (надз.сталь) по ул.Баганская, Первомайский р-н	69-80	792м.
2.ТСЖ «Ключ-Камышенское плато» ул.Зыряновская, р-н Октябрьский ГВД (подз.сталь)/ГНД(надз.ст.)	50-100	175м ./950м., 1шт.
3.ООО «Геркулес-сибирь» ГВД (подз.сталь)/ ГСД и ГНД (надземн. сталь) Первомайский р-н.	50-200	115м. /1546 м.
4.ОАО «Желдорреммаш» ГВД(подз.надз.сталь)Первомайский р-н		998м.
5.ООО «ВЭГ-Инвест» ул.Родниковая, Октябрьский р-н ГВД (подз.сталь, ПЭ)		1398м., 1шт.
6. ООО УК «Красная горка» ул. Родниковая, Октябрьский р-н ГНД (подз.надз.сталь,ПЭ)	50-200	6256 м .
7.ООО «Южный хозяйственныйдвор» ул.Бердское шоссе, Первомайский р-н, ГВД (надз.сталь)	50-80	660 м .
8. ГВД СТО «Первомайская»	50-100	731м.
9.ПК «Газ дело» с Новолуговое Новосибирского р-на. ГНД (надз.ст.)	50-150	8616м., 3шт.
10.Администрация Новолуговского с.с. ГНД (надз.ст.)	50-150	5613м.
11. ООО «Берилл Плюс» п.Лесная поляна в Первомайском р-не, г.Новосибирск, ГНД (надз.ст.)	50-100	1600м.
Итого:		29450м., 5 шт.
Всего обслуживаемых организацией распределительных газопроводов		109386м., 20 шт., ЭХЗ – 3шт.,в т.ч.ГВД-18572м.
Обслуживаемые АИТ (котельные) Р от 0,5 до 10МВт		12 шт.
Кол-во пущенных и обслуживаемых по ТО ВДГО домов: всего В т.ч. по г.Новосибирск Новосибирский р-н НСО		3500 шт. 3150 шт. 350 шт.

Перечень услуг выполняемых при ТО газопроводов

· Техническое обслуживание газопроводов (Объем работ согласно ПБ-12-529-03 «Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления»);

· Техническое обслуживание устройств защиты газопроводов от электрохимической коррозии (Объем работ согласно ПБ-12-529-03 «Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления»);

· Предустановочная ревизия Шкафных газорегуляторных пунктов (с выдачей акта ревизии);

· Предустановочные испытания запорной арматуры до Ду 200 мм (с выдачей акта испытания);

· Ремонт пунктов редуцирования газа (ГРП, ГРУ, ШРП);

· Ремонт устройств защиты газопроводов от электрохимической коррозии.

· Выдача Технических условий на присоединение к распределительным сетям, обслуживаемым организацией.

Зона обслуживания газопроводов

· г. Новосибирск

Новосибирский район НСО

7. Газорегуляторные пункты и газорегуляторные установки

7.1. Ввод в эксплуатацию

7.1.1. Работы по врезке ГРП, пуску газа, пусконаладочные работы выполняются персоналом эксплуатационной организации при наличии акта-приемки в эксплуатацию.

Работы по врезке и пуску газа в ГРП, расположенных на территориях предприятий, разрешается выполнять бригадой газовой службы предприятия.

7.1.2. Работы по врезке и пуску газа при вводе в эксплуатацию ГРУ выполняются одновременно с вводом в эксплуатацию газоиспользующего оборудования, для которого предназначается ГРУ.

7.1.3. Работы по врезке, пуску газа и наладке оборудования ГРП производятся пусковыми бригадами рабочих под руководством специалиста (мастера).

Состав бригады определяется в зависимости от вида и объема работ, но не менее двух рабочих и мастера.

7.1.4. Пусковые бригады должны иметь необходимый набор материалов, приборов, инструмента, средств индивидуальной защиты и наряд-допуск на выполнение газоопасных работ.

7.1.5. Врезка и пуск газа при вводе в эксплуатацию стационарных ГРП производятся по плану организации работ.

7.1.6. В состав плана организации работ включаются:

Схема узла присоединения;

Последовательность технологических операций по контрольной опрессовке, врезке ГРП и продувке его газом;

Порядок и условия отключения газа или снижения его давления в действующем газопроводе;

Порядок продувки газом присоединяемого ГРП по схеме, на которой указаны места установки конденсатосборников, отключающих устройств, средств ЭХЗ, манометров, заглушек, продувочных свечей;

Численный и квалификационный состав рабочих и специалистов;

Потребность в транспорте, механизмах, приспособлениях, приборах, материалах;

Меры обеспечения безопасности.

Планом организации работ предусматривается оформление отдельных нарядов на выполнение газоопасных работ по ПБ 12-529. Для выполнения работ по врезке и пуску газа в шкафные, блочные ГРП и ГРУ составление плана организации работ не требуется.

7.1.7. При подготовке к производству работ необходимо:

Подготовить необходимую техническую документацию на присоединяемый ГРП, осмотреть оборудование и обвязку ГРП;

Известить организации, участвующие в производстве работ, и АДС;

Подготовить инструмент, механизмы, приспособления, материалы, приборы, проверить готовность их к применению, обеспечить наличие необходимых транспортных средств, компрессора;

Изготовить узлы присоединения;

Получить наряды-допуски на выполнение газоопасных работ.

7.1.8. Потребители извещаются о времени производства работ по врезке, связанных с прекращением подачи газа или снижением его давления, не позднее чем за трое суток до начала работ.

7.1.9. Присоединяемый ГРП проверяется на герметичность контрольной опрессовкой давлением 10 кПа. Падение давления не должно превышать 0,6 кПа за 1 час. При опрессовке отключающие устройства до и после ГРП должны быть закрыты, а все запорные устройства ГРП должны быть открыты; отключающие устройства на свечах перед сбросными клапанами и КИП должны быть закрыты.

7.1.10. Лица, участвующие в выполнении работ, инструктируются о последовательности технологических операций и задачах каждого члена бригады, мерах безопасности и применении средств индивидуальной защиты.

7.1.11. На период производства работ по врезке и пуску газа средства ЭХЗ должны быть отключены.

7.1.12. Руководитель работ по врезке перед началом работ проверяет:

Давление воздуха в присоединяемом ГРП, наличие заглушек и перекрытие задвижек в колодцах и (или) ГРП;

Организацию проветривания котлованов (приямков) для врезки, подготовку места врезки (очистка от изоляции и разметка);

Установку манометров и продувочных свечей. Краны на продувочных свечах должны быть закрыты;

Выполнение мероприятий по обеспечению безопасности при производстве работ.

7.1.13. Перед началом работ в колодце, на расстоянии 5 м от него со стороны движения транспорта, должны быть установлены ограждения, а на расстоянии 15 м - предупредительный знак. За проходящим транспортом необходимо вести непрерывное наблюдение. На рабочих должны быть надеты сигнальные жилеты.

При врезке ГРП следует применять технологии, соответствующие способу присоединения, предусмотренному проектом. Сварные соединения врезки проверяют физическим методом контроля.

При пуске газа производится продувка газом газопроводов и оборудования ГРП через продувочные свечи, установленные на присоединяемом ГРП. Продувку следует выполнять последовательно: газопровод от отключающего устройства до ГРП; внутренние газопроводы и оборудование ГРП; газопровод до отключающего устройства и после ГРП. Продувка ГРП производится давлением газа не выше 1,0 кПа.

Продувку газом необходимо осуществлять до вытеснения всего воздуха из обвязки ГРП. Окончание продувки определяется путем анализа или сжигания отбираемых проб. При этом содержание кислорода в газе не должно превышать 1%, а сгорание газовоздушной смеси, пропускаемой через мыльную эмульсию, должно происходить спокойно, без хлопков.

При продувке у свечей должны находиться дежурные слесари.

Дежурный слесарь должен иметь около свечи ведро с глиной и слесарный инструмент, не допускать посторонних лиц и транспорт к месту продувки, перекрыть кран на свече в случае воспламенения газа на ней.

7.1.14. Удаление заглушки в колодце после окончания работ производится слесарями в спасательных поясах, имеющими противогазы. На поверхности земли с наветренной стороны должны находиться не менее двух человек, держащих концы веревок от спасательных поясов рабочих, находящихся в колодце и ведущих непрерывное наблюдение за производством работ. Колодец предварительно проверяется на загазованность и при необходимости вентилируется. При выполнении работ не допускается применение искродающих инструментов.

7.1.15. По окончании всех работ по пуску газа необходимо:

Открыть предохранительный сбросной клапан, разгрузить рабочую мембрану регулятора;

Открыть выходную задвижку за регулятором;

Плавно приоткрыть входную задвижку и подать газ в ГРП;

После срабатывания регулятора и его настройки включить регулятор под нагрузку, при этом сброс газа в атмосферу через предохранительный клапан должен прекратиться.

7.1.16. Подачу газа в газопровод после ГРП следует производить по окончании наладки оборудования ГРП на рабочий режим давления. При пусконаладочных работах составляются режимные карты, в которых указывается выходное давление газа, регулируемое в соответствии с установленными проектом режимом давления в газораспределительной сети и у потребителей.

7.1.17. По окончании всех работ по пуску газа необходимо:

Колебание давления газа на выходе из ГРП установить в пределах 10% от рабочего давления, установленного проектом;

Проверить приборным методом качество изоляции места врезки ГРП и засыпки котлована;

Включить средства ЭХЗ;

Сделать отметку в наряде на газоопасные работы о выполнении работ.

7.2. Общие указания по эксплуатации

7.2.1. Стационарные, шкафные и блочные ГРП, а также ГРУ, введенные в эксплуатацию, учитываются в эксплуатационном журнале.

На каждый ГРП и ГРУ составляется эксплуатационный паспорт, в который заносятся сведения о работах, связанных с заменой оборудования или отдельных узлов и деталей с указанием причин замены.

О всех выполненных работах по обслуживанию ГРП и ГРУ должны быть сделаны записи в эксплуатационном журнале. В журнале указываются выявленные нарушения и неисправности, а также меры, принятые для их устранения. Эксплуатационный журнал стационарного или блочного ГРП хранится в помещении ГРП, шкафного - в соответствующей службе эксплуатационной организации, ГРУ - в газовой службе предприятия.

7.2.2. Предохранительные клапаны, в том числе встроенные в регуляторы давления, должны обеспечивать пределы настройки и срабатывания в соответствии с требованиями ПБ 12-529-03.

7.2.3. Утечки газа в ГРП или ГРУ, а также самопроизвольные повышения или понижения выходного давления газа устраняют работники АДС.

7.2.4. Включение в работу регулятора давления в случае прекращения подачи газа из ГРП производится после выявления причины срабатывания предохранительно-запорного клапана и принятия мер по устранению неисправностей.

7.2.5. При эксплуатации ГРП и ГРУ выполняются следующие виды работ:

Технический осмотр (осмотр технического состояния);

Техническое обслуживание - не реже 1 раза в 6 месяцев:

Текущий ремонт - не реже 1 раза в 12 месяцев, если другие сроки не установлены документацией изготовителей газового оборудования;

Проверка параметров срабатывания предохранительно-запорных и сбросных клапанов не реже 1 раза в 3 месяца, а также по окончании ремонта оборудования;

Капитальный ремонт - при необходимости замены оборудования, средств измерений;

Капитальный ремонт здания ГРП, систем отопления, вентиляции, освещения - на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров и текущих ремонтов.

7.3. Осмотр и техническое обслуживание

7.3.1. Технический осмотр ГРП производится путем обхода или объезда на специально оборудованном автомобиле в сроки, установленные эксплуатационной организацией.

7.3.2. Технический осмотр телемеханизированных ГРП и нетелемеханизированных, но работающих в одной системе с телемеханизированными, производится в сроки, определяемые специальной инструкцией по эксплуатации систем телемеханики, но не реже одного раза в месяц.

7.3.3. При производительности ШРП до 50 м /ч технический осмотр может производиться не реже 1 раза в год одновременно с техническим обслуживанием.

7.3.4. При каждом обходе ГРП в отопительный период необходимо проверять температуру воздуха внутри отапливаемого помещения и при необходимости - изменять режим работы системы отопления ГРП.

7.3.5. Техническое обслуживание ГРП производится в сроки, установленные ПБ 12-529-03.

7.3.6. Состав работ по техническому осмотру и техническому обслуживанию ГРП, а также численность персонала, выполняющего эти работы, устанавливаются ПБ 12-529-03.

7.3.7. Об утечках газа, обнаруженных при техническом осмотре и техническом обслуживании, необходимо немедленно сообщить в АДС и до прибытия аварийной бригады принять возможные меры по предупреждению аварий.

7.4. Текущий ремонт

7.4.1. Текущий ремонт оборудования ГРП, ГРУ производит бригада из двух рабочих под руководством мастера.

7.4.2. При текущем ремонте ГРП производительностью свыше 50 м /ч выполняются:

Работы по техническому осмотру;

Проверка работоспособности запорной и регулирующей арматуры и предохранительных клапанов;

Проверка герметичности всех соединений и арматуры прибором, устранение утечек газа, осмотр и очистка фильтра;

Определение плотности и чувствительности мембран регулятора давления и управления;

Продувка импульсных трубок к контрольно-измерительным приборам, предохранительно-запорному клапану и регулятору давления;

Проверка параметров настройки запорных и сбросных клапанов;

Разборка регуляторов давления, предохранительных клапанов с очисткой их от коррозии и загрязнений, проверкой плотности прилегания к седлу клапанов, состояния мембран, смазкой трущихся частей, ремонтом или заменой изношенных деталей, проверкой надежности креплений конструкционных узлов, не подлежащих разборке;

Разборка запорной арматуры, не обеспечивающей герметичность закрытия;

Проверка состояния и прочистка дымоходов (перед отопительным сезоном);

Проверка состояния вентиляционной системы;

Ремонт системы отопления (опрессовка при необходимости, герметизация резьбовых соединений, замена, ремонт, крепление, окраска радиаторов и участков трубопроводов, ремонт и замена арматуры и др.), в том числе отопительной установки - один раз в год перед отопительным сезоном;

Ремонт систем вентиляции, освещения и телефона - немедленно, по выявлении неисправностей;

Ремонт здания ГРП (восстановление отдельных мест обвалившейся штукатурки, замена разбитых стекол в оконных проемах, замена отдельных участков кровли, побелка или окраска стен);

Окраска молниеприемников и токоотводов системы молниезащиты ГРП (по мере необходимости);

Измерение сопротивления заземлителей молниезащиты ГРП - не реже одного раза в три года.

7.4.3. При текущем ремонте ШРП производительностью до 50 м /ч устраняются неисправности, выявленные в результате технического осмотра и технического обслуживания.

7.4.4. После проверки и настройки оборудования и устранения всех неполадок следует проверить прибором герметичность всех соединений при рабочем давлении газа. В случае обнаружения утечки газа принимаются меры к ее немедленному устранению.

7.5. Капитальный ремонт

7.5.1. Отбор ГРП и ГРУ для капитального ремонта производится на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам технического осмотра и текущего ремонта.

7.5.2. К работам по капитальному ремонту ГРП и ГРУ относятся:

Ремонт и замена устаревшего или изношенного оборудования или его отдельных частей;

Ремонт здания и его инженерного оборудования (освещения, вентиляции, дымоходов, отопления);

Ремонт кирпичной кладки, штукатурка и побелка стен заново, ремонт полов, замена и ремонт рам и дверей, полный ремонт и замена кровли, ремонт асфальтовых отмосток с устройством подстилающего слоя, замена отопительных аппаратов, а также замена заземлителей молниезащиты;

Ремонт или замена шкафов блочных и шкафных ГРП, устаревшего и износившегося оборудования или отдельных его узлов и частей по мере необходимости.

7.5.3. Перед капитальным ремонтом в ГРП и ГРУ давление газа в газопроводах и оборудовании должно быть снижено до атмосферного, должна быть произведена продувка воздухом через свечу.

7.5.4. Отключающие устройства на линии регулирования ГРП и ГРУ при разборке оборудования должны быть в закрытом положении. На границах отключенного участка после отключающих устройств должны устанавливаться инвентарные заглушки, соответствующие максимальному давлению газа.

7.5.5. Работы по ремонту электрооборудования ГРП и смене перегоревших электроламп должны производиться при снятом напряжении. При недостаточном естественном освещении допускается применение переносных светильников во взрывозащищенном исполнении.

7.6. Перевод ГРП на обводную линию (байпас) и обратно с на основную линию редуцирования

7.6.1. При переводе ГРП на байпас работы выполняются в следующей последовательности:

Проверить установку на "0" стрелки манометра, показывающего выходное давление, открыть кран на его импульсной линии;

Проверить ход и работу (герметичность закрытия) второго по ходу газа отключающего устройства (задвижки) на байпасе, после чего закрыть эту задвижку. Если задвижка герметична, проверить ход и работу (герметичность закрытия) первого по ходу газа отключающего устройства (задвижки, крана) на байпасе, после чего закрыть эту задвижку (кран);

Следя за давлением на выходе по манометру, открыть на байпасе отключающее устройство, первое по ходу газа;

Отключить ПЗК в открытом положении, зафиксировав его ударный механизм;

Поворотом регулировочного винта (выворачивая против часовой стрелки) блока управления регулятором ("пилота") снизить выходное давление газа на 10%, плавно открывая второе по ходу газа отключающее устройство (задвижку) на байпасе поднять выходное давление, за регулятором до рабочего, контролируя его по манометру на выходе. Операции проводить до полной остановки регулятора давления газа;

Постоянно следить за величиной рабочего давления и поддерживать его с помощью задвижки на байпасе в пределах допустимых норм, по показаниям манометра на выходе;

Закрыть задвижки на входе и выходе основной линии редуцирования, закрыть краны на импульсных линиях ПЗК и регулятора;

Мастер должен проверить закрытие кранов на импульсных линиях ПЗК и регулятора и до начала работ - открытие крана на импульсной линии манометра на выходе газа;

Сбросить газ из газопровода через свечу между задвижками основной линии редуцирования;

Проверить герметичность закрытых задвижек, расположенных на границах отключаемой линии ГРП в следующей последовательности: закрыть продувочные свечи и наблюдать в течение 10 минут за показаниями манометра, установленного на обвязке фильтра;

Установить заглушки на внутренних фланцах отключающих устройств, расположенных на границах отключаемой линии. Если давление по манометру не повышается, то задвижки обеспечивают герметичность перекрытия газа, в этом случае заглушки на границах отключаемой линии могут не устанавливаться;

Если техническое обслуживание газового оборудования выполняется на ГРП, закольцованном с другими ГРП (ШРП), то переключение подачи газа на байпас может не производиться вообще, при условии, что со стороны закольцованного ГРП в линии обеспечивается минимально необходимое давление газа.

7.6.2. Переход с байпаса на основную линию редуцирования производится в следующей последовательности:

Проверить, вывернут ли регулировочный винт регулятора управления (пилота), открыть краны на импульсных линиях;

Снять заглушки, установленные на границах отключенной линии, если они устанавливались, и собрать разъемные соединения;

Плавно открыть задвижку перед регулятором;

Отключить предохранительно-запорный клапан в открытом положении, зафиксировав его ударный механизм;

Открыть выходную задвижку после регулятора, наблюдая за показаниями манометра на выходе;

Плавно прикрывая отключающее устройство (задвижку) на байпасе, снизить давление газа на выходе ГРП на 10% от рабочего и медленно ввертывая регулировочные винты регулятора ("пилота") восстановить давление газа до рабочего. Операции проводить до полного закрытия отключающего устройства на байпасе;

Закрыть первое отключающее устройство по ходу газа на байпасе и сбросить газ между отключающими устройствами через продувочную свечу;

Проверить герметичность запорной арматуры обводной линии по манометру, закрыв кран на свечу;

Убедившись по показанию манометра на выходе ГРП в устойчивой работе регулятора, перевести ударник ПЗК в рабочее положение;

Произвести проверку и настройку ПЗК и ПСК.

7.7. Пуск и остановка регулятора ГРП или ГРУ

7.7.1. Пуск регулятора производится в следующей последовательности:

Проверить плотность закрытия отключающих устройств обводной линии (байпаса);

Открыть кран импульсной трубки регулятора;

Закрыть кран на импульсной трубке ПЗК;

Открыть выходную задвижку ГРП или ГРУ;

Поднять клапан ПЗК, ввести в соединение рычаги для удержания клапана в открытом состоянии;

Плавно открыть входную задвижку;

Вращением винта пружины регулятора управления установить давление по манометру согласно требуемому режиму;

Убедившись в устойчивой работе регулятора по показанию манометра, открыть кран на импульсной трубке ПЗК, ввести в зацепление рычаг груза с рычагом клапана;

Произвести проверку и настройку ПЗК и ПСК. Настройку параметров низкого давления выполняют при помощи ручного воздушного насоса или баллона со сжатым воздухом. Настройку параметров высокого давления выполняют при помощи импульса газа из газопровода высокого давления до регулятора.

7.7.2. Остановка регулятора производится в следующей последовательности:

Закрыть входную задвижку в ГРП или ГРУ;

Вывести из зацепления соединительные рычаги клапана ПЗК, опустить тарелку клапана на седло;

Вывернуть регулировочный винт регулятора управления;

Закрыть выходную задвижку в ГРП или ГРУ;

Закрыть краны на импульсных трубках регулятора давления и предохранительно-запорного клапана;

Выпустить газ из газопровода между входной и выходной задвижками в атмосферу через продувочную свечу;

При остановке регулятора на срок более 48 часов установить заглушки во фланцевых соединениях входной и выходной задвижек со стороны оборудования ГРП или ГРУ;

Записать время остановки регулятора в эксплуатационный журнал.

7.8. Эксплуатация зданий ГРП

7.8.1. Здания ГРП должны соответствовать проекту, выполненному проектной организацией, имеющей лицензию.

7.8.2. На здании ГРП должна быть табличка с указанием помещения категории А.

7.8.3. При эксплуатации ГРП запрещено:

При производстве работ внутри ГРП закрывать двери.

7.8.4. При техническом обслуживании ГРП следует:

Вести наблюдение за состоянием конструкций (стены, перегородки, колонны, балки покрытия, заделка зазоров между балками и плитами покрытия, колоннами и стенами и т.д., а также отверстий для прохода коммуникаций), отделяющих помещения категории А от помещений других категорий;

Проверять обеспечение газонепроницаемости конструкций, отделяющих помещение категорий А от других помещений;

Проверять состояние искронедающих покрытий полов, окон, дверей и ворот;

Проверять состояние опор и газопроводов с целью выявления их деформаций, нарушения антикоррозийного покрытия и других дефектов;

Осматривать и своевременно очищать от снега и льда легкосбрасываемые участки кровли.

7.8.5. Территория у зданий ГРП, автодороги должны быть очищены от посторонних предметов, прочих материалов и различного мусора. Запрещается загромождать проходы и проезды.

7.8.6. Ремонтно-строительные работы выполняются в соответствии с графиком планово-предупредительного ремонта зданий, а также при обнаружении дефектов, влияющих на безопасность эксплуатации.

7.8.7. График определяет объемы и сроки выполнения следующих видов ремонта строительных конструкций зданий:

Побелку наружных фасадов зданий;

Ремонт полов (при ремонте полов в помещениях категории "А" не допускается заделка трещин и выбоин материалами, дающими искру);

Окраску оконных и дверных проемов;

Ремонт кровли и карнизов зданий;

Штукатурку и побелку внутренних стен;

Ремонт отмостки вокруг здания.