Если заглушки не установлены — разборку проводить нельзя.
Работы, связанные с планово-предупредительным осмотром и ремонтом оборудования ГРП, газоопасные, соответственно их выполнением руководит специалист. Их проведение осуществляется в сопровождении наряда на выполнение газоопасных работ и специального плана, который утверждает главный инженер управления. В состав плана работ входят сведения о:
лицах, ответственных за реализацию мероприятий по планово-предупредительному осмотру или ремонту оборудования ГРП;
потребности в материально-технических ресурсах;
последовательности и условий проведения работ;
схеме расположения людей;
мероприятиях, обеспечивающих максимальную безопасность работ.
Количество человек в бригаде, допущенной к работам по планово-предупредительному ремонту оборудования ГРП, устанавливает руководитель управления, но оно не должно быть меньше трех человек.
После получения наряда на реализацию мероприятий по планово-предупредительному осмотру или ремонту ГРП, руководитель работ проводит инструктаж со следующими целями:
ознакомление бригады с планом проведения работ;
обеспечение бригады всем материально-техническим инструментарием для проведения всего комплекса работ;
выдача средств личной защиты с предварительной проверкой их исправности;
уведомление о предстоящих работах.
По прибытии на место, где будут проводиться работы, в обязанности руководителя входит проведение инструктажа рабочих, включающего подробный рассказ о порядке проведения операций по планово-предупредительному осмотру или ремонту, обозначение конкретной задачи каждого члена бригады, изучение планов ликвидации возможных аварий при выполнении работ, безопасное ведение работ с учетом требований правил и инструкций. После инструктажа все члены бригады обязаны расписаться в наряде.
Любые работы, связанные с ГРП являются газоопасными. Что определяет необходимость строго соблюдения мер технике безопасности: запрещено курить и использовать открытый огонь непосредственно в помещении ГРП, а также на расстоянии не превышающий 10 м от него. В проведении осмотра ГРП участвуют два и более рабочих, каждому из которых выдают шланговые противогазы. В случае появления сильного запаха газа разрешено входить в помещение можно только в шланговом противогазе.
Производстве ремонтных и других работ не должно допускать явление искрообразования. По этой причине рабочую часть инструмента выполняется из цветных металлов или обильно смазывается техническим вазелином. В ходе всего периода работы полы с целью исключения вероятности искрения от падения деталей на пол кладутся резиновые коврики.
Для исключения вероятности явления воспламенения или взрыва запрещено выявление утечек газа в разъемных соединениях газопроводов и оборудования с применением огня. Определение утечек следует проводить по появлению запаха, звука проходящего газа или промазыванию мыльным раствором, в который холодное время года для исключения замерзания добавляют спирт.
В случае сильной утечки газа прекращают эксплуатацию ГРП. ГРП снабжаются комплектом первичных средств пожаротушения (песок, асбестовая кошма, огнетушитель и др.), а также постоянно контролируют работу вентиляционных устройств.
Поскольку доступ в ГРП посторонним лицам запрещен, то в случае отсутствия обслуживающего персонала ГРП закрывают на навесной замок либо на замок с системой детектирования попыток его вскрытия. Необходимо разместить предупредительные надписи и знаки, которые запрещают пользоваться огнем.
При проведении профилактического ремонта и осмотра оборудования ГРП для сохранения бесперебойного снабжения газом используется обводная линия (байпас). Перевода работы ГРП с регулятора на байпас осуществляется с проведением следующих действий:
предупреждение обслуживающего персонала о переходе на обводную линию;
снижение при помощи регулятора давления примерно на 10% заданного;
открытие наполовину первого по ходу потока газа запорного органа и, с медленным открыванием второго, установление по манометру прежнего давления;
выключение регулятора давления из работы, поворотом регулировочной пружины до отказа;
полное закрытие запорного органа на входе в регулятор, а затем на выходе и регулятора;
перекрыванием предохранительного запорного клапана (ПКН) и кранов на импульсных трубопроводах;
установка непрерывного контроля за манометром, который показывает величину давления в выходном газопроводе, для поддержания в соответствии с заданным уровнем регулировки вручную степени закрытия второго запорного органа на байпасе;
оповещение обслуживающего персонала об окончании использования обводной линии;
установка заглушек на ремонтируемом участке.
После окончания ремонтных работ оборудование ГРП переводится с байпаса на регулятор. Для этого проводят следующие действия:
снятие заглушек с ремонтируемого участка;
предупреждение обслуживающего персонала о проведении перехода работы ГРП на регулятор давления;
проверка настройки ПКН на срабатывание по максимуму и минимуму и подъем его запорный орган;
проверка настройки срабатывания ПКН;
осмотр регулятора давления, с целью установить его исправность для открытия запорной арматуры на импульсных трубопроводах;
открытие запорного органа за регулятором;
снижение давления газа в выходном газопроводе на 10% за счет прикрытия второго запорного органа на байпасе;
постепенное открытие запорного органа на входе в регулятор с постоянным наблюдением показаний манометра на выходном газопроводе;
установка в выходном газопроводе требуемого давления медленной нагрузкой регулировочной пружины регулятора;
медленное перекрытие запорного органа на обводной линии с параллельным контролем давления в выходном газопроводе;
увеличение давления с помощью регулятора в случае необходимости;
полное перекрытие обоих запорных органов на обводной линии;
фиксирование устойчивой работы регулятора;
оповещение обслуживающего персонала о завершении перехода на регулятор.
Текущий ремонт здания ГРП включает проведение комплекса работ, основанных на реализации:
ремонтных работ по реконструкции строительных конструкций;
проверки и прочистки дымоходов (один раз в год перед отопительным сезоном);
ремонта систем отопления, а также отопительной установки (один раз в год перед отопительным сезоном);
проведении побелки или окраски на стенах здания и окраски кровли (не реже одного раза в три года);
ремонта средств связи и освещения.
Проверка сопротивления заземляющих устройств проводится при выборочном вскрытии грунта. Осмотр состояния заземлителя проводится по истечении года с момента начала эксплуатации, а затем этот период увеличивается до 1 раза в 6 лет.
В случае, если произошел кратковременный перерыв в работе (на ночь или выходные дни) включение ГРП осуществляется в соответствии со следующим порядком:
вход в помещение возможен только после снижения загазованности с обстоятельным проветриванием за счет открытия дверей и окон;
проверка состояния и положения запорных устройств ГРП. Каждое запорное устройство (исключение составляют запорные устройстве на выходе из регулятора, на входе и выходе из счетчиков, а также на продувочном трубопроводе после регулятора) должны быть закрыты;
открытие кранов перед манометрами на входе и выходе из регулятора;
осторожное открывание задвижки на входе в ГРП и проверка наличия давления газа, достаточного для работы;
проверка исправность регулятора методом осмотра;
провести осмотр ПКН, при помощи рычага провести подъем его тарелочки и с последующим закреплением в этом положении с помощью защелки. Установку ударного молоточка не проводят, так как сцепить его с помощью рычага мембраны с отсутствием давления газа — невозможно. Проверка закрытия кранов на обводной линии и импульсной трубке;
открытие запорных устройств на выходе из счетчиков с постепенным, в сопровождении постоянного наблюдения показаний манометра на выходе из регулятора, открытием запорного устройства перед ним;
зафиксировав устойчивую работу регулятора, проводят подъем ударного молоточка ПЗК с зацеплением его с помощью рычага мембраны с предварительным открытием крана на импульсной трубке ПЗК;
зафиксировав наличие поступления газа, провести закрытие продувочного трубопровода, выключения водяных и ртутных манометров.
Произведение первичного пуска ГРП после проведения испытания его трубопроводов и оборудования должно быть осуществлено с привлечением приемочной комиссии и подписания акта приемки.
Настройку ПЗК проводят исходя из срабатывания при достижении максимального и минимального давления, указанного в эксплуатационной инструкции. Жидкостные сбросные клапаны заполняются жидкостью до отмеченного уровня. После данных операций проводят медленное открывание запорного устройства на вводе с неполным открытием запорного устройства на обводной линии ГРП. После необходимо произведение продувки при величине давления газа, допускаемого инструкциями для каждого конкретного регулятора. После этого в работу включается регулятор и устанавливается натяжение регулировочных пружин или пилотов необходимым выходным давлением. После установки исправной работы регулятора, осуществляют подъем ударного молоточка ПКН и открытие крана на импульсной трубке к нему.
В случае наличия расходов газа через продувочные трубопроводы включают счетчики и закрывают кран на продувочном трубопроводе ГРП. Для жидкостных сбросных клапанов проводят открытие перед ними кранов и проверку его работы при помощи подъема давления газа на выходе из регулятора до установленного по инструкциям.
Если необходимо выключить ГРП и подключить сбросный клапан к газопроводу на выходе из счетчиков запорные устройства на выходе из регулятора могут быть открыты, чтобы для предупреждения возможности разрыва мембраны регулятора или пилота повышенным давлением газа в случае его пропуска золотником регулятора и запорным устройством перед ним.
Газорегуляторные пункты должны отвечать требованиям и эксплуатироваться в соответствии с «Правилами безопасности в газовом хозяйстве».
В помещениях газового хозяйства ГРП размещен комплект схем и местных инструкция по эксплуатации оборудования, а также схема эвакуации. В инструкции изложены конкретные требования по соблюдению пожарной безопасности.
Снаружи и внутри помещений на видных местах установлены знаки безопасности по действующему Государственному стандарту.
Помещение с контрольно-измерительными приборами и устройствами управления отделено от ГРП газоплотной стеной, в которой не допускаются сквозные отверстия и щели. Прохождение коммуникаций через стену допускается только с применением специальных устройств (сальников).
Как сказано в предыдущем параграфе проведение газоопасных работ осуществляется только после поучения наряда с соблюдением правил техники безопасности. Перед проведением любых работ бригады предварительно инструктируются, в том числе о мерах пожарной безопасности, после которого члены бригады допускаются к работе после заполнения журнала инструктажа, а также получения средств индивидуальной защиты.
Перед тем, как начать огнеопасные работы (сварка, резка и т. п.) выполняется полный перечень организационных и технических мероприятий для начала производства работ, при этом особое внимание обращают на то, чтоб не происходило скопление остатков газа и поступление его к месту работы путем проведения анализа воздуха на исключение отсутствия взрывоопасных концентраций.
Подготовка технологического оборудования к ремонту, демонтажу и монтажу после ремонта в помещении действующих ГРП выполняют только в течение светового дня.
В аварийной ситуации эти работы проводятся в ночное время при условии соблюдении дополнительных мер безопасности:
усиление освещения;
установление дополнительного надзора;
непрерывный контроль загазованности в помещении.
Запрещено произведение монтажа или ремонта оборудования и газопроводов в помещении в случае, если не работает вентиляция.
В случае выхода из строя системы вентиляции ГРП срочно принимаются меры для исключения образования взрывоопасной концентрации газа в помещении.
Давление в газовых аппаратах или газопроводах для производства ремонтных работ должно снижаться после их отключения и только через продувочные свечи или регуляторы давления. Запрещено для этих целей разводить фланцевые соединения на запорной арматуре.
Расчет заглушек, установленных на газопроводах, основан на максимально возможном давлении газа в случае аварий и ремонтных работ. Заглушки оснащаются хвостовиками, выступающими за пределы фланцев.
Отогревание газопроводов и арматуры можно проводить только с помощью пара или горячей воды.
Запрещено применение для этих целей источников тепла с открытым огнем.
Работы по ремонту электрооборудования ГРП и замене перегоревших электроламп проводятся только при снятом напряжении. При недостаточном естественном освещении допускается применение переносных светильников во взрывобезопасном исполнении или установка светильников снаружи.
При резких изменениях давления газа немедленно принимаются меры по выявлению и устранению причин.
В случае образования утечки газа из газопровода аварийного участка проводят немедленное огораживание, вывешивание соответствующих предупреждающих и запрещающих знаков, а также принимаются меры по скорейшему отключению поврежденного газопровода или оборудования.
Запрещено применение открытого огня для отыскания мест утечки газа.
Использование землеройных машин последний слой грунта над поврежденным газопроводом толщиной не менее 200 — 300 мм удаляется вручную лопатами с соблюдением мер безопасности.
Запрещено использование действующих газопроводов, подходящих к зданию для устройства подвески (опоры) приспособлений и настила строительных лесов.
При вынужденном пересечении сварочным электрокабелем подводящих газопроводов должна выполняться дополнительная его изоляция или воздушная подвеска.
При работе в помещениях ГРП и в загазованной среде применяются инструменты из материала, исключающего искрообразование. Использование инструментов из черного металла допускается при условии покрытия рабочей части густой смазкой.
Персонал использует обувь, исключающую искрообразование, и одежду из материала, который не накапливает заряда статического электричества.
Автоматические установки (водяного и пенного) пожаротушения эксплуатируются строго в автоматическом режиме запуска и постоянно проверяются на технически исправное состояние.
Вывод автоматических установок пожаротушения в дистанционный режим запуска на отдельных участках с сохранением функционирования автоматической пожарной сигнализации допускается с разрешения технического руководителя управления, уведомления пожарной охраны и оформлением в журнале заявок на вывод из работы оборудования с записью в оперативном журнале на время:
проведение регламентных работ по техническому обслуживанию или ремонтных работ на оборудовании автоматических установок пожаротушения;
проведение работ на технологическом оборудовании и производственных сооружениях, защищаемых автоматическими установками пожаротушения.
Необходимость оборудования технологических сооружений и помещений ГРП стационарными установками обнаружения и тушения пожара (в дальнейшем — установки пожарной защиты) определено в соответствии с нормами и ведомственными перечнями зданий и помещений, подлежащих оборудованию установками автоматического пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией.
Оборудование, которое входит в состав установки пожарной защиты, которое состоит из насосов, трубопроводов, запорно-пусковой арматуры, оросителей, пеногенераторов, пожарных извещателей и т. п., находится в постоянной готовности к работе, не имеет дефектов и по техническим параметрам соответствует полному перечню паспортных данных и технических условий.
В соответствии с ПТЭ за установками пожарной защиты устанавливается постоянный надзор со стороны ответственного сотрудника. Документ о закреплении зон обслуживания и оборудования в ГРП с определением численности персонала и лиц, ответственных за техническое обслуживание установок пожарной защиты и их готовность к работе, утверждается руководством управления.
Эксплуатация установок пожаротушения производится в соответствии со следующими документами:
«Типовой инструкции по эксплуатации автоматических установок водяного пожаротушения»;
«Инструкции по эксплуатации установок пожаротушения с применением воздушно-механической пены»;
«Типовой инструкции по эксплуатации автоматических установок пожарной сигнализации на энергетических предприятиях»;
местных инструкций, составленных согласно требованиям пожарной безопасности на ГРП.
Обслуживающий персонал, начальник отдела эксплуатации и руководство предприятия несут ответственность за осуществление регламентных работ по техническому обслуживанию, качественному ремонту и ведению необходимой документации по эксплуатации установки пожарной защиты.
График осмотров, текущих и капитальных ремонтов оборудования, входящего в систему установок пожарной защиты, составляется на текущий год и утверждается главным техническим руководителем управления.
В обязанности дежурного персонала при приемке смены входит осмотр и проверка работы приемных станций пожарной сигнализации, установленных на щите управления, а также аппаратуры управления автоматических установок пожаротушения в объеме, определенном инструкцией, и сделать соответствующую запись в оперативном журнале смены.
Выявленные во время эксплуатации и осмотров неисправности и отклонения от нормальной схемы в установках пожарной сигнализации и пожаротушения отмечаются в журнале (картотеке) дефектов и неполадок с оборудованием.
Для поддержания установок пожарной автоматики в постоянной готовности к работе проводят техническое обслуживание и необходимый ремонт с записью о выполненных работах в специальном журнале.
На панелях управления установок пожаротушения, приемных станциях пожарной сигнализации, узлах управления запорно-пусковых устройств и в насосной станции зафиксированы названия и порядковые номера, соответствующие местной инструкции и принципиальной схеме.
В помещениях с запорно-пусковыми устройствами должна поддерживается минимальная температура воздуха в течение года не ниже 4 °C.
Устройства подачи огнетушащих средств пожаротушения (оросители, пеногенераторы и др.) в одном помещении одинаковые по производительности и расходу (по воде, пене, газу, порошку) и соответствовать техническим условиям.
Запрещено установление вместо неисправных пожарных извещателей исправных, но с менее высокими техническими параметрами и иными контролируемыми признаками обнаружения пожара, а также шунтировать шлейфы сигнальной линии при снятии извещателя в месте его установки.
Запрещается подключать к трубопроводам противопожарного водоснабжения и установок пожаротушения различные водоразборные устройства, не относящихся к данной системе.
Трубопроводы, узлы управления и насосы установок пожарной защиты в помещениях, особенно подверженных атмосферным осадкам, окрашены в красный цвет.
Установки пожарной защиты в соответствии с графиком, утвержденным начальником управления, но не реже одного раза в три года должны опробуются (испытываются) в соответствии со специально разработанной программой с реальным пуском их в работу при условии, что это не приведет к остановке технологического оборудования или всего процесса производства. Результаты работ оформляются актом или протоколом.
Звуковые и световые сигналы установок пожарной защиты отличаются от сигналов аварийных и других видов технологической сигнализации, установленной на главном, центральном или блочном щите управления предприятия.
Электропитание оборудования установок пожарной защиты осуществлено от двух независимых источников переменного тока с резервным питанием от аккумуляторных батарей.
Действие автоматического перевода электропитания с рабочего на резервное регулярно проверяется с последующей записью в оперативный журнал начальника смены ГРП.
На ГРП предусмотрен 10%-ный запас оросителей и пожарных извещателей с целью замены вышедших из строя.
Система оповещения о пожаре с главного или центрального щита управления работает в течение всего периода расчетного времени возможной эвакуации персонала.
Для оповещения о пожаре характерно использование общеобъектовой поисковой громкоговорящей связи, а также сигналов условных звуковых устройств (сирены, ревуна т.п.).
Производственные, складские и вспомогательные здания, помещения и сооружения обеспечиваются первичными средствами пожаротушения (ручными и передвижными):
огнетушители;
ящики с песком;
войлочные покрывала и др.
Регулярный контроль за содержанием, поддержанием хорошего эстетического вида и постоянной готовностью к действию огнетушителей и других первичных средств тушения пожара, находящихся осуществляется только назначенными ответственными лицами предприятия:
работниками объектовой пожарной охраны;
членами добровольных пожарных формирований объекта (при отсутствии пожарной охраны);
специалистами отдела БТП;
специалистами отдела экологии.
Огнетушители, имеющие полную массу менее 15 кг, установлены так, что их верхняя часть располагается на высоте не более 1,5 м от пола, а установка огнетушитей, имеющих полную массу 15 кг и более, устанавливаются на высоте не более 1,0 м от пола. Они могут установлены на полу, с обязательной фиксацией от возможного падения при случайном воздействии. Огнетушители не создают препятствий при перемещении людей в помещениях.
Для размещения первичных средств тушения пожара в производственных и операторских помещениях, а также на территории ГРП установлены специальные пожарные щиты (посты).
Одиночное размещение огнетушителей с учетом их конструктивных особенностей произведено только в складском помещении и помещении на входе в ГРП.
На пожарных щитах (постах) размещаются только те первичные средства тушения пожара, которые эффективны к применению в данном помещении. Средства пожаротушения и пожарные щиты окрашиваются в соответствующие цвета по действующему Государственному стандарту.
Запорная арматура (краны, рычажные клапаны, крышки горловин) углекислотных, химических, воздушно-пенных, порошковых и других огнетушителей подвергается обязательному опломбированию, которое проверяется 1 раз в месяц.
Использованные огнетушители, а также огнетушители с сорванными пломбами должны быть немедленно изымаются для проверки или перезарядки.
Пенные огнетушители всех типов, располагаются на улице или в холодном помещении, с наступлением морозов переносятся в отапливаемое помещение, а на их месте устанавливаются знаки с указанием нового местонахождения.
Углекислотные и порошковые огнетушители устанавливаются на их месте на улице и в неотапливаемых помещениях при температуре не ниже минус 20 °C.
Запрещена установка огнетушителей любых типов непосредственно у обогревателей, горячих трубопроводов и оборудования для исключения их нагрева сверхдопустимых температур.
Войлок, кошма должны размещены только в тех местах, где их применение необходимо для защиты отдельного оборудования от огня или изоляции от искр и очагов загорания при аварийной ситуации, например, в операторской.
Запрещено использование пожарной техники для хозяйственных, производственных и прочих нужд, не связанных с тушением пожара или обучением добровольных пожарных формирований объекта, рабочих и служащих.
При авариях и стихийных бедствиях, не связанных с пожарами, применение пожарной техники допускается в соответствии со специально согласованным планом или разрешением органов Государственного пожарного надзора.
Передвижная пожарная техника (мотопомпы и пожарные машины), находящаяся в расчете ДПФ, находится в специальных отапливаемых помещениях и поддерживаться в готовности к работе.
Не реже одного раза в месяц проводится проверка состояния агрегатов с запуском двигателя, о чем делается запись в специальном журнале, хранящемся в помещениях, где установлена эта техника.
4.
3. Обеспечение охраны окружающей среды.
Использование любого оборудования на газопроводов должно сопровождаться соблюдением следующих принципов [7]:
• безусловное выполнение требований российского законодательства,.
• международных договоров Российской Федерации, стандартов и правил в области природопользования, охраны окружающей среды и экологической безопасности;
• постоянное улучшение природоохранной деятельности и системы экологического менеджмента;
• снижение негативного воздействия на окружающую среду за счет повышения экологической безопасности объектов трубопроводного транспорта, сокращения выбросов сбросов загрязняющих веществ в окружающую среду и отходов производства;
• рациональное использование природных ресурсов на всех этапах производственной деятельности Компании;
• учет отдаленных экологических последствий при проектировании, строительстве и эксплуатации объектов трубопроводного транспорта газа и нефтепродуктов;
• открытость экологически значимой информации о деятельности Компании.
За обеспечение экологической безопасности при эксплуатации расходомерного оборудования отвечают:
технический отдел, состоящий из блоков по ремонту и диагностике оборудования, а также постоянного контроля перекачивающих станций;
Должностная инструкция инженера производственно-технического отдела Инженер производственно-технического отдела (ПТО) назначается и увольняется приказами генерального директора по представлению начальника отдела, в непосредственном подчинении которого он находится.
На должность инженера ПТО назначается лицо, имеющее высшее образование или среднее специальное образование и стаж работы на производстве не менее 1 года.
Инженер ПТО должен пройти обучение и аттестацию в области промышленной безопасности в объеме, соответствующем должностным обязанностям и установленной компетенции, а так же пройти проверку знаний в области охраны труда.
В своей работе инженер руководствуется:
Федеральный закон «Трудовой кодекс Российской Федерации» от 30.
12.2001 г., № 193-Ф3.
Федеральный закон «Об основах охраны труда в Российской Федерации» 17.
07.1999 г., № 181-ФЗ.
Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.
07.1997 г., № 116-ФЗ.
ПБ 12−529−03 № 9 от 18.
03.2003 г. «Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления».
ПБ 03−576−03 № 91 от 11.
06.2003 г. «Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением».
СНиП 42−01−2002 «Газораспределительные системы».
ПОТ РМ-026−2003 «Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации газового хозяйства организаций».
СТП-01−06 «Стандарт безопасности труда. Организация работы по обеспечению охраны труда ОАО «Тюменьмежрайгаз».
Другими действующими нормативными документами, приказами и распоряжениями предприятия, правилами внутреннего распорядка, Положением об отделе и настоящей инструкцией.
Инженер должен знать: законодательные и нормативные правовые акты, методически материалы по вопросам производства; производственную и организационную структуру предприятия; порядок и сроки составления отчетности; основы экономики, организации производства, труда и управления, основы трудового законодательства.
Инженер находится в непосредственном подчинении начальника ПТО.
Обязанности:
Выполняет все распоряжения, поручения и возложенные обязанности начальниками отдела.
Добросовестно выполняет свою работу и в случае производственной необходимости заменяет отсутствующего работника производственного отдела.
Разрабатывает технологические инструкции и ПГ1Р.
Ведет эксплуатационно-техническую документацию в соответствии с утвержденными формами и регламентами и своевременно вносить изменения и дополнения.
Следит за сохранностью вверенных ему документов, обеспечивает сохранность первичных документов и выходных форм, архивирует их.
По согласованию с руководством отдела и УЭГ подготавливает и предоставляет в различные органы и другим внешним пользователям достоверную и сопоставимую информацию по своему участку работы.
Хранит служебную, коммерческую и иную охраняемую законом тайну, не разглашать ставшие ему известными в связи с выполнением своих служебных обязанностей сведения, затрагивающие частную жизнь, честь и достоинство граждан.
Ведет необходимые реестры, вносит информацию в рабочие программные комплексы.
Осуществляет сбор информации, подготовку материалов и ответов на запросы различных инстанций по вопросам технического обслуживания.
Отслеживает по реестру и ведет договоры на техническое обслуживание газопроводов и газового оборудования.
Ведет рапорта и карточки регистрации технического обслуживания и ремонта газопроводов и газового оборудования.
Согласовывает графики технического обслуживания и ремонта газопроводов и газового оборудования.
Принимает заявки от Заказчиков на выполнение работ по неисправностям на газопроводе и газовом оборудовании.
Работает по ведению нарядов-допусков на газоопасные работы с внесением данных в графики.
Выполняет разовые внеплановые работы, не относящиеся к функциям УЭГ.
Обязанности по обеспечению экологической безопасности Во время работы техник ПТО обязан:
Содержать в чистоте свое рабочее место, правильно использовать средства индивидуальной и коллективной защиты и приспособления, обеспечивающие безопасность труда;
Применять средства защиты, использовать безопасные приемы труда, соблюдать при этом требования охраны груда;
Обращать внимание на поведение других работников, выполнение ими личных мер безопасности, напоминать им о необходимости использования безопасных приемов труда, выполнения требований охраны труда, производственной санитарии, пожарной и промышленной безопасности;
Проходить обязательные предварительные (при поступлении на работу) и периодические (в течение трудовой деятельности) медицинские осмотры (обследования).
Инженер ПТО несет ответственность за:
Не выполнение требований настоящей Должностной инструкции.
Не выполнение производственных заданий, несвоевременное представление отчетной документации.
Неудовлетворительное состояние безопасности труда, техники безопасности и противопожарной безопасности применительно к выполняемой работе.
Не обеспечение сохранности и нерациональное использование материально-технических средств и оборудования.
Не обеспечение сохранности и ведения исполнительно-технической документации в соответствии с утвержденными формами, и несвоевременное внесение в нее всех изменений дополнений.
Несоблюдение трудовой и производственной дисциплины.
Заключение
.
Как было отмечено ранее, повышение точности измерения расхода газа — это вопрос достаточно актуальный для развития газовой отрасли, а также согласно расчетам еще и экономически целесообразный, что существенно отражается на экономическом состоянии нашей страны. Проведенные исследования характеризуются высокой научной и практической ценностью.
По результатам проведенной работы можно сделать несколько практических и теоретических выводов, касающихся результатов работы напрямую:
В трубном течении газа с относительно небольшим перепадом давления изменение температуры газа вдоль трубы также мало, а потому оно не может оказать серьёзного влияния на характер течения (в сравнении с «несжимаемым» случаем).
Нарушения в работе магистральных систем газоснабжения могут быть вызваны колебаниями давления газа от источника. Давление газа меняется в зависимости от режимов его потребления: в периоды повышенного потребления, а также при подключении крупных потребителей оно может оказаться меньше расчетного.
Погрешность тахометрических расходомеров различна, у одних счетчиков допускаемые пределы погрешности составляют порядка ±3% в нижнем (от до) и ±1,5% в верхнем (от до) диапазонах измерений, у других погрешность измерений не превышает 1% в диапазоне от до минимальных расходов. Погрешность расходомеров и счетчиков с тахометрическими преобразователями значительно снижается до ±0,5 — 0,25%.
Измерение расхода и количества жидкостей и газов является не простой задачей, которая связана в первую очередь с задачей определения скорости движущегося потока. Определяемая скорость движущейся среды зависит от модели течения газов и жидкостей. Под моделью среды вообще подразумевают совокупность управляющих данным процессом уравнений и дополнительных условий, которые определяют данный процесс течения полностью. Разработано огромное количество моделей течения газов и жидкостей, но, к сожалению не все модели имеют строго аналитические решения.
Применяя уравнение Д. Бернулли для вывода уравнения измерения расхода с помощью сужающих устройств, получают некоторый коэффициент, который представляет собой комплекс параметров потока, называемый коэффициентом истечения сужающего устройства. Большинство параметров, которые входят в состав коэффициента истечения нельзя описать аналитически или полностью оценить количественно, что является причиной погрешностей, которые возникают в процессе эксплуатации системы измерения расхода.
При реализации метода следует удалять особое внимание выбору расходомера, который устанавливается в байпас. В качестве варианта к установке выбираем ультразвуковой расходомер RMG USZ 08. Данный тип датчиков в настоящее время пользуется все большим спросом вследствие надежности измерений, а также отсутствием зависимости от фазового состояния газа.
Библиографический список.
Ж 10/ Н 832 Нормативные документы в области метрологии: указатель. — М., 2011. — 180 с.
Ж 10/ Р 852 Руководящие документы, рекомендации и правила:
указатель, 2013 (по состоянию на 01.
01.2013). — М.: Стандартинформ, 2013. — 111 с.
З 386/ У 919 № 2 Учет тепловой энергии и теплоносителя. Выпуск 2. — М.: Энергосервис, 2004. — 208 с.
З 280/ П 683 Правила учета электрической энергии: сборник документов. — М.: Энергосервис, 2002. — 362 с.
Ж 10/ Г 727 Государственный реестр средств измерений: указатель, 2013. — М.: Стандартинформ, 2013. — 639 с.
З 965/ П 750 Приборы и средства автоматизации. Средства измерения, контроля и автоматизации в отраслях промышленности: номенклатурный каталог-справочник. — М., 2012. — 300 с.
Н 761/ С 409 Системы коммерческого учета энергоресурсов (АСКУЭ, электро-, газо-, водои теплосчетчики): сборник промышленных каталогов Приборы и средства автоматизации. — М., 2011. — 176 с.
З 324/ С 752 Средства измерения и регулирования параметров потока и расхода веществ: сборник промышленных каталогов ПК-1.
1.1. — М., 2012. — 274 с.
Н 761/ С 752 Средства измерения и регулирования параметров потока, расхода, уровня и объема веществ: промышленный каталог ПК-1.
1. — М., 2010. — 360 с.
З 965/ П 750 № 4 Приборы и средства автоматизации. ПК- 4. Системы коммерческого учета энергоресурсов: отраслевой промышленный каталог. — М., 2006. — 110 с.
З 221/ Э 651 Энергетика и энергосбережение: ТПВ-12. — М., 2007.
З 221/ С 934 Счетчики электрические: сборник. — М.: Стандартинформ, 167 с.
Н 763/ П 814 Промышленное газовое оборудование: справочник. — 6-е изд., перераб. и доп. — Саратов.: Газовик, 2013. — 1280 с.
13.00 Счетчики электрической энергии (электрические и электронные): ПК 13.
00.131−09 … ПК 13.
00.141−11 Счетчики электрической энергии однофазные электронные Вектор-2, и др.
13.11 Приборы для измерения количества и расхода тепловой энергии: ПК 13.
11.68−07 … ПК 13.
11.72−11 Многоканальный теплосчетчик ТС-11, и др.
13.
13. Счетчики воды. Счетчики газа (приборы для измерения и регулирования расхода и количества жидкостей, газов и сыпучих материалов): ПК 13.
13.114−07 … ПК 13.
13.123−07 Счетчики холодной и горячей воды крыльчатые «Нева», и др.
ПК 13.
13.129−08 … ПК 13.
13.135−08 Счетчики газа мембранные G10, G16, … G100. и др. (см. Указатель Информэлектро «Каталоги и справочники по электротехнике» на 01.
01.2011.).
РМГ 74−2004 ГСИ. Методы определения межповерочных и межкалибровочных интервалов средств измерений.
ГОСТ 8.259−2004 ГСИ. Счетчики электрические индукционные активной и реактивной энергии. Методика поверки.
ГОСТ 8.324−2002 ГСИ. Счетчики газа. Методика поверки.
ГОСТ 8.584−2004 ГСИ. Счетчики статические активной электрической энергии переменного тока. Методика поверки.
ГОСТ 31 818.
11 — 2012 (IEC 62 052;11:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Ч.
11. Счетчики электрической энергии.
ГОСТ 31 819.
11 — 2012 (IEC 62 053;11:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Ч.
11. Электромеханические счетчики активной энергии классов точности 0,5; 1 и 2.
ГОСТ 31 819.
21 — 2012 (IEC 62 053;21:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Ч.
21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.
ГОСТ 31 819.
22 — 2012 (IEC 62 053;22:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Ч.
22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ 31 819.
23 — 2012 (IEC 62 053;23:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Ч.
23. Статические счетчики реактивной энергии.
ГОСТ IEC 61 037 — 2011.
Учет электроэнергии. Тарификация и управление нагрузкой. Особые требования к электронным приемникам с импульсным управлением. (Есть в БД Норма-CS).
ГОСТ IEC 61 038 — 2011.
Учет электроэнергии. Тарификация и управление нагрузкой. Особые требования к переключателям по времени. (Есть в БД Норма-CS).
ГОСТ IEC 61 107 — 2011.
Обмен данными при считывании показаний счетчиков, тарификации и управлении нагрузкой. Прямой локальный обмен данными. (Есть в БД Норма-CS).
ГОСТ IEC 61 142 — 2011.
Обмен данными при считывании показаний счетчиков, тарификации и управлении нагрузкой. Обмен данными по локальной шине.
ГОСТ Р 8.563 — 2009 ГСИ. Методики (методы) измерений.
ГОСТ Р 8.728 — 2010 ГСИ. Оценивание погрешностей измерений тепловой энергии и массы теплоносителя в водяных системах теплоснабжения.
ГОСТ Р 8.778 — 2011 ГСИ. Средства измерений тепловой энергии для водяных систем теплоснабжения. Метрологическое обеспечение. Основные положения.
ГОСТ Р 8.740 — 2011 ГСИ. Расход и количество газа. Методика измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков.
ГОСТ Р 52 932 — 2008.
Счетчики электромагнитные, ультразвуковые, вихревые и струйные для водяных систем теплоснабжения. Общие технические условия.
ГОСТ Р 53 905 — 2010.
Энергосбережение. Термины и определения.
ГОСТ Р 54 130 — 2010.
Качество электрической энергии. Термины и определения.
ГОСТ Р 54 149 — 2010.
Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.
ГОСТ Р 55 105 — 2012.
Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Нормы и требования.
ГОСТ Р ЕН 1434−1 — 2011.
Теплосчетчики. Ч.
1. Общие требования.
ГОСТ Р ЕН 1434−2 — 2011.
Теплосчетчики. Ч.
2. Требования к конструкции.
ГОСТ Р ЕН 1434−3 — 2011.
Теплосчетчики. Ч.
3. Обмен данными и интерфейсы. (Есть в БД Норма-CS).
ГОСТ Р ЕН 1434−4 — 2011.
Теплосчетчики. Ч.
4. Испытания в целях утврждения типа.
ГОСТ Р ЕН 1434−5 — 2011.
Теплосчетчики. Ч.
5. Первичная поверка.
ГОСТ Р ЕН 1434−6 — 2011.
Теплосчетчики. Ч.
6. Установка, ввод в эксплуатацию, контроль, техническое обслуживание.
ГОСТ Р ИСО 50 001 — 2012.
Системы энергетического менеджмента. Требования и руководство по применению.
МИ 2536−99 ГСИ. Показатели качества электрической энергии на объектах учета. Общие требования к методикам выполнения измерений.
МИ 2553−99 ГСИ. Энергия тепловая и теплоноситель в системах теплоснабжения. Методика оценивания погрешности измерений. Основные положения.
МИ 2573−2000 ГСИ. Теплосчетчики для водяных систем теплоснабжения. Методика поверки. Основные положения.
МИ 2594−2000 ГСИ. Теплосчетчики и счетчики количества теплоносителя. Методика установления и подтверждения межповерочных интервалов.
МИ 2813−2003 ГСИ. Учет тепловой энергии и количества теплоносителя. Алгоритмы реакции теплосчетчиков на нештатные ситуации при учете тепловой энергии.
МИ 2299−2001 ГСИ. Электромагнитные теплосчетчики, расходомеры и счетчикирасходомеры. Методика поверки. (Есть в БД Норма-CS).
МИ 2834−2003 ГСИ. Счетчики воды. Методика поверки с прим енением эталонных мерников. (Есть в БД Норма-CS).
МИ 2944−2005.
Счетчики газа бытовые. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного счетчика. (Есть в БД Норма-CS).
МИ 2985−2006 ГСИ. Счетчики холодной и горячей воды. Типовая методика испытаний на воздействие внешних магнитных полей. (Есть в БД Норма-CS).
МИ 2997−2006 ГСИ. Квартирные счетчики холодной и горячей воды. Методика периодической (внеочередной) поверки при эксплуатации. (Есть в БД Норма-CS).
МИ 3350−2011 ГСИ. Счетчики газа турбинные, ротационные и вихревые в составе узлов учета газа. Методика расчета погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям. (Есть в БД Норма-CS).
МИ 3235−2009 ГСИ. Счетчики газа турбинные, ротационные и вихревые в составе узлов учета газа. Методика определения погрешности (суммарной неопределенности) измерений объема газа в реальных условиях эксплуатации узлов учета. (Есть в БД Норма-CS).
СТО Газпром 5.32−2009.
Обеспечение единства измерений. Организация измерений природного газа.
СТО Газпром 5.35−2009.
Обеспечение единства измерений. Расход и количество природного газа. Методика выполнения измерений с помощью кориолисовых расходомеров.
СТО Газпром 5.37−2011.
Обеспечение единства измерений. Единые технические требования на оборудование узлов измерения расхода и количества природного газа, применяемых в ОАО «Газпром».
Волков Е. А. Численные методы СПб.-М.-Краснодар: Лань, 2004. 256 с.
Гимадиев А.Г., Кашапов И. Д. Экспериментальное определение составляющих погрешности газового диафрагменного расходомера из-за пульсаций перепада давления // Самар. госуд. аэрокосмич. ун-т. Самара, 2001. — 10 с. Деп. ВИНИТИ, №.858-В2001 от 03.
04.2001 г.
ГОСТ 2939–63 Газы. Условия для определения объема. М.: ИПК Издательство стандартов, 1995. 2 с.
ГОСТ 30 319.
2−96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости. М.: ИПК Издательство стандартов, 1996. 16 с.
ГОСТ 8.
563.
1−97 Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Диафрагмы, сопла ИСА 1932 и трубы Вентури, установленные в заполненных трубопроводах круглого сечения. М.: ИПК Издательство стандартов, 1998. 62 с.
ГОСТ 8.
586.
2 2005.
Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. М.: ИПК Издательство стандартов, 2007. 42 с.
ГОСТ 15 528 — 86 Средства измерений расхода, объема или массы протекающих жидкости и газа. Термины и определения. М.: ИПК Издательство стандартов, 1997. 40 с.
Гришанов И.А., Покрас С. И., Покрас А. И. Ультразвуковая расходометрия: дорогая экзотика или современный метод измерения // Датчики и системы. 2005. № 5. С. 17−21.
Даев Ж. А. Об остроте входной кромки диафрагмы для измерения расхода газа // Приборы и системы. Управление, контроль, диагностика. 2009. № 12. С. 29 30.
Даев Ж. А. Расходомер переменного перепада давления с расширяющим устройством // Датчики и системы. 2009. № 12. С. 2 4.
Даев Ж.А., Латышев Л. Н., Коловертнов Г. Ю. Еще раз об остроте входной кромки диафрагмы // Нефтегазовое дело. 2008. Т. 6. № 1. С. 91 95.
Даев Ж. А., Латышев Л. Н. Определение среднего радиуса закругления диафрагмы вероятностным подходом //57-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых: сборник тезисов докладов. Кн. 1. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2006. 287 с.
Деревягин A.M., Комаров Ю. В., Дроздовский В. А. Интеллектуальный датчик-расходомер «Гиперфлоу-ЗПМ». Измерительные системы на его основе // Датчики и системы. 2004. № 5. С. 53 59.
Елигазарян Э. Л. Способы улучшения параметров тахометрических расходомеров. // Приборы и системы. Управление, контроль, диагностика. 2001. № 4. С. 66 69.
Казадаев Е. В. Влияние профиля потока на работу ультразвуковых газовых расходомеров // Газовая промышленность. 2006. № 3. С. 67 69.
Кашапов И. Д. Выбор параметров установки для исследования характеристик расходомеров в условиях пульсирующего потока газа // Самар. госуд. аэрокосмич. ун-т. -Самара, 2000. 6 с. Деп. ВИНИТИ, №. 2905-В00 от 15.
11.2000 г.
Кремлевский П. П. Расходомеры и счетчики количества веществ. СПб.: Политехника, 2002. 410с.
Ландау Л.Д., Лифшиц Е. М. Гидродинамика. М.: Физматлит, 2003. 736 с.
Латышев Л.Н., Даев Ж. А. Система измерения расхода, исключающая влияние коэффициента истечения // Электронный журнал «Нефтегазовое дело». 2009. URL:
http://www.ogbus.ru/authors/Latyshev/Latyshev2.pdf (дата обращения: 25.
11.2009).
Латышев Л.Н., Даев Ж. А. Метод повышения точности расхода газа // Датчики и системы. 2010. № 1 С. 31−34.
Лиманова Н. И. Тестовый метод повышения точности измерений датчиков с нелинейными дробно-рациональными функциями преобразования // Приборы исистемы. Управление, контроль, диагностика. 2000. № 10. С. 28 — 31.
Лотов К. В. Физика сплошных сред. М. Ижевск: «Институт компьютерных исследований», 2002. 144 с.
Пистун Е.П., Лесовой Л. В. Уточнение коэффициента истечения стандартных диафрагм расходомеров переменного перепада давления // Датчики и системы. 2005. № 5. С. 14−16.
Письменный Д. Т. Конспект лекций по теории вероятностей, математической статистике и случайным процессам. М.: Айрис-пресс, 2006. 285 с.
Романов В. Н. Точность средств измерений. СПб.: Северо-Западный заочный технический университет, 2006. 162 с.
Садовский Г. А. Теоретические основы информационно-измерительной техники. М.: Высшая школа, 2008. 478 с.
Слива Е. С. Коррекция характеристик информационных пневмогидравлических цепей для повышения точности систем измерения параметров двигателей и энергетических установок. Дисс. на соиск. учен, степени канд. техн. наук. Самара, 2000. — 193 с.
Стулов В. П. Лекции по газовой динамике. М.: Физматлит, 2004. 192 с.
Установка для калибровки расходомеров // Гимадиев, А. Г., Кашапов И. Д. -Решение о выдаче свидетельства РФ на полезную модель № 23 374 от 18.
08.2000 г.
Шелби Д. Структура, свойства и технология стекла. М.: Научный мир, 2006. 288 с.
Электротехнические и конструкционные материалы // Под редакцией Филикова В. А. М.: Академия, 2007. 275 с.
ISO 5167−2:
2003. Measurement of fluid flow by means of orifice plates, nozzles and venture tubes inserted in circular cross-section conduits running full. Part2: Orifice plates.
(Q,%.
(Q,%.
(Q,%.
(Q,%.
