Монтаж и техническое обслуживание аппарата для отопления и горячего водоснабжения АОГВМ-10В службы ВДО Красноперекопского УЭГХ г. Армянска

1. Топливо

Природный

газ по ГОСТ5542-87

2. Номинальное давление газа, Па

1274±100

3. Номинальная тепловая мощность, кВт, ±5%

10

4. Коэффициент полезного действия, %, не менее

84

5. Диапазон регулирования температуры волы на выходе из аппарата в систему отопления, °С

От 50 до 90±5

6. Температура воды для горячего водоснабжения на

выходе из аппарата, °С

45±5

7*. Расход воды на горячее водоснабжение при нагреве

на (35±5)°С, кг/ч

245±30

8. Температура продуктов сгорания на выходе из аппарата, °C

110

9. Рабочее давление воды, кПа, не более:

1) в контуре отопления

2) в контуре горячего водоснабжения

70

--

10. Присоединительная резьба штуцера:

1) для подвода и отвода воды системы отопления

2) для подвода и отвода системы горячего водоснабжения

3) для подвода газа

G1 ?- В

G ? -B

G ? -B

11.Площадь сечения патрубка для продуктов сгорания, дм²,

не менее

1.0

12. Габаритные размеры, мм, не более

высота

глубина

ширина

770

610

320

13. Масса, кг, не более

60

№ п/п

Наименование работ

Периодичность проведения

1

2

3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

Обход газопроводов всех давлений и сооружений на них (задвижек, кранов компенсаторов), расположенных в застроенной части населенного пункта или промышленной площадки

То же в незастроенной части

Проверка на загазованность колодцев, подвалов зданий на расстоянии 15 м в обе стороны от газопроводов и осмотр коверов

Осмотр и проверка запорной арматуры на подземных газопроводах

Осмотр и проверка запорной арматуры на надземних газопроводах в т.ч. вводных (по стенам зданий)

Профилактическое обслуживание внутренних газопроводов и оборудования коммунальных предприятий, детских и социально-культурных учреждений, котельных и т.п.

Периодическая предупредительная проверка газораспределительных пунктов (ГРП)

Проверка и смазка запорной арматуры на вводах в здания (весной-осенью)

Проверка дворовых газопроводов всех давлений на прочность и плотность

Планово-предупредительные ремонты запорной арматуры в колодцах

Планово-предупредительные ремонты коверов и вводов в здания

Планово-предупредительные ремонты запорной арматуры надземных газопроводов

Буровой осмотр или приборный метод контроля за состоянием плотности газопроводов (всех давлений)

Шурфование или приборный метод проверки состояния изоляции газопроводов

1 раз в 2 дня

1 раз в 4 дня

При обходе трассы подземных газопроводов

1 раз в 10 дней

1 раз в год

1 раз в месяц

1 раз в день

2 раза в год

1 раз в 3 года

1 раз в 3 года

1 раз в 3 года

1 раз в 5 лет

1 раз в 3 года

1 раз в 5 лет

Характер неисправности

Вероятная причина

Метод устранения

1. Недостаточный нагрев воды.

1. Недостаточное давление газа перед аппаратом

1. Устранить причины, снижающие давление газа перед аппаратом в сети.

2. Засорение сопла горелки

2. Прочистить сопло горелки.

3. Закоксовались огневые отверстия горелки.

3. Прочистить огневые отверстия горелки.

4. Наличие сажи на стенках теплообменника.

4. Удалить сажистые отложения со стенок теплообменника.

5. Образование накипи в теплообменнике.

5. Промыть систему специальными растворами.

2. После непродолжительной работы аппарат выключается.

1. Засорились огневые отверстия запальника.

1. Прочистить огневые отверстия запальника.

2. Отсутствие тяги, недостаточная тяга в дымоходе.

2. Проверить, прочистить, отремонтировать дымоход в соответствии с существующими требованиями.

3. Горение нормальное, вода в системе отопления нагревается медленно.

1. Уровень воды в расширительном баке занижений.

1 . Пополнить систему водой

4. Стук в системе отопления, прекращение циркуляции волы.

1. Причина та же.

1. Отключить горелку, пополнить систему водой

5. Автоматика производит переключение при температуре ниже или выше заданной.

1. Нарушена настройка.

1. Произвести настройку.

6. При розжиге запальник не зажигается .

Возможные неисправности автоматики безопасности и методы их

устранения.

Таблица № 5.

Рис.2--Автоматика безопасности и регулирования «Случ»

с газогорелочным устройством.

1--клапан-отсекатель; 2--регулятор температуры; 3--кран газовый; 4--трубы соединительные; 5--горелка с коллектором; 6--запальная горелка; 7--датчик наличия пламени; 8--лист фронтальный; 9--датчик тяги; 10--трубки импульсные; 11--заслонка; 12--муфта; 13--рычаг; 14--контргайка; 15--переходник; 16--прокладка; 17--лист перегораживающий; 18--трубка запальника.

Рис. 3--Клапан датчика тяги.

9-- клапан датчика тяги; 19--биметаллическая пластина.

Рис.4--Запальная горелка.

6-- запальная горелка; 7--датчик наличия пламени;

20-- биметаллическая пластина; 21--шарик.

Рис. 5 - Схема подключения аппарата к системе отопления с естественной циркуляцией и системе горячего водоснабжения.

1 - аппарат (котёл); 2 - радиаторы отопительные; 3 - переливная труба; 4 - бак расширительный; 5 - смеситель; 6 - мойка; 7,8,9 - вентили; 10 - спускной вентиль; 11 - клапан обратный; 12 - фильтр для очистки воды.

Рис. 6--План установки аппарата и соединение газохода аппарата с дымовым каналом ( Схема монтажа аппарата).

1 - соединительный патрубок; 2 - металлорукав; 3 - дымоотводящи патрубок аппарата; 4 ,5- хомут.

1.7. Охрана труда при ремонте и монтаже.

Газоопасные работы.

Газоопасными считаются работы, которые выполняются в загазованной среде или при которых возможен выход газа.

К газоопасным работам относятся:

1. Присоединение новопоставленных газопроводов к действующей системе газоснабжения.

2. Пуск газа в системы газоснабжения объектов при вводе в эксплуатацию, после ремонта и их реконструкции, производство пусконаладочных работ, ввод в эксплуатацию ГРП, ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП, резервуаров СУГ.

3. Техническое обслуживание и ремонт действующих газопроводов, сооружений систем газоснабжения, надомных регуляторов давления, газооборудования ГРП (ГРУ), газоиспользующих установок, оборудования насосно-компрессорных установок и наполнительных отделений, сливных эстакад ГНС, ГНП, АГЗО, АГЗП, резервуаров СГУ, а также взрывозащищенного электрооборудования.

4. Рабата на байпасе ГРП (ГРУ).

5. Удаление закупорок, установка и снятие заглушек на действующих газопроводов, а также отсоединение от газопроводов агрегатов, оборудования и отдельных узлов.

6. Отключение от действующих газопроводов, консервация и реконструкция газопроводов и оборудования сезонного действия.

7. Выполнение сливно-наливных операций на резервуарных установках ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП и АЦЖГ, заполнение СУГ резервуарных установок, слив СУГ из неисправных и переполненных баллонов, слив неиспарившихся остатков, заправка газобаллонных автомашин и баллонов.

8. Ремонт и осмотр колодцев, откачка воды и конденсата из газопроводов и конденсатосборников.

9. Подготовка к техническому освидетельствованию резервуаров и баллонов СУГ и его проведение.

10. Вскрытие грунта в местах утечек газа до их устранения.

11. Все виды работ, связанные с выполнением огневых и сварочных работ на действующих газопроводах ГРП, установках СУГ и в производственных зонах ГНС, ГНП, АГЗС и АГЗП.

12. Техническое обслуживание и ремонт бытовой газоиспользующей аппаратуры и приборов.

Газоопасные работы должны выполняться под руководством специалиста, за исключением присоединения без применения сварки к действующим газопроводам низкого давления в дома диаметром не более 50мм, присоединения или отсоединения без применения сварки отдельных бытовых газовых приборов и аппаратуры. Руководство указанными работами поручается наиболее квалифицированному работнику.

Руководство указанными работами поручается наиболее квалифицированному работнику.

Газоопасные работы должны выполняться бригадой в составе не менее 2 работников. Ввод в эксплуатацию индивидуальных ГБУ, техническое обслуживание газового оборудования жилых и общественных зданий (в том числе и домовых регуляторов давления), а также отдельных газовых приборов и аппаратов в жилых домах могут выполняться одним работником.

Ремонтные работы в колодцах, туннелях, траншеях и котлованах глубиной более 1 м, коллекторах и резервуарах должны выполниться бригадой не менее чем из трех работников.

На выполнение газоопасных работ выдается наряд-допуск и приложение инструкции по мерам безопасности.

Лицу, ответственному за выполнение газоопасных работ, выдается наряд-допуск в соответствии с планом работ.

Наряды-допуски на газоопасные работы должны выдаваться заблаговременно для проведения необходимой подготовки к работе. В плане работ указываются: последовательность проведения работ; размещение работников; потребность в механизмах и приспособлениях; мероприятия, обеспечивающие безопасность проведения работ; лица, ответственные за проведение каждой газоопасной работы, за общее руководство и координацию работ.

К плану работ и наряду-допуску прилагается исполнительный чертеж или ксерокопия с него с указанием места и характера производимой работы. Перед началом проведения газоопасных работ лицо, ответственное за их проведение, должно проверить соответствие исполнительного чертежа фактическому расположению объекта на месте.

Работы по локализации и ликвидации аварий проводятся без наряда-допуска до устранения прямой угрозы жизни людей и повреждения материальных ценностей.

После устранения угрозы работы по приведению газопроводов и газового оборудования в технически исправное состояние должны проводиться по наряду-допуску.

В том случае, когда аварии от начала до конца ликвидируются аварийной службой, составление наряда-допуска не требуется.

В наряде-допуске указывается срок его действия, время начала и окончания работы. При невозможности окончить работу в установленный срок наряд-допуск на газоопасныё работы подлежит продлению лицом, его выдавшим.

Наряды-допуски должны регистрироваться в журнале.

Ответственный, получая наряд-допуск и возвращая его по окончании работы, обязан расписаться в журнале.

Наряды-допуски должны храниться не менее одного года. Наряды-допуски, выдаваемые на врезку в действующие газопроводы, на первичный пуск газа, производство ремонтных работ на подземных газопроводах с применением сварки, хранятся постоянно в исполнительно-технической документации.

Если газоопасные работы, выполняемые по наряду-допуску, проводятся более 1 дня, ответственный за их выполнение обязан ежедневно докладывать о ходе работ лицу, выдавшему наряд-допуск на эту работу.

Перед началом газоопасной работы, проводимой по наряду-допуску, ответственный за ее проведение обязан проинструктировать всех работающих на рабочем месте о необходимых мерах безопасности.

После этого каждый работник, получивший инструктаж должен расписаться в наряде-допуске.

В процессе проведения газоопасной работы все распоряжения должны даваться лицом, ответственным за работу.

Другие должностные лица и руководители, участвующие в проведении работы, могут давать указания работникам только через ответственного за проведение данной работы.

Газоопасные работы выполняются, как правило, в дневное время. Работы по локализации аварий выполняются в любое время суток в присутствии и под непосредственным руководством руководителя или специалиста.

Все газопроводы и газовое оборудование перед их присоединением к действующим газопроводам, а также после ремонта должны подвергаться внешнему осмотру и контрольной опрессовке бригадой, производящей пуск газа.

Контрольная опрессовка выполняется воздухом или инертным газом.

Наружные газопроводы всех давлений подлежат контрольной опрессовке давлением 0,1МПа (1 кгс/см²). Падение давления не должно наблюдаться в течение 10 мин. Контрольная опрессовка внутренних газопроводов и газового оборудования жилых и общественных зданий должна производится давлением 0,005 МПа. Падение давления не должно превышать 20 даПа за 5 минут.

Резервуары СУ Г, газопроводы обвязки резервуарных и групповых баллонных установок должны испытываться давлением 0,3 МПа (3 кгс/см²) в течение 1 часа. Результаты контрольной опрессовки считаются положительными при отсутствии видимого падения давления на манометре и утечек, определяемых прибором или с помощью мыльной эмульсии.

По результатам контрольной опрессовки организацией, проводившей опрессовку, должен составляться акт и производиться запись в нарядах-допусках на выполнение газоопасных работ.

Если осмотренные и подвергшиеся опрессовке газопроводы не были заполнены газом, то при возобновлении работ по пуску газа они должны быть повторно осмотрены и спрессованы.

При ремонтных работах в загазованной среде должны применяться инструменты из цветного металла, исключающего возможность искрообразования. Инструменты и приспособления из черного металла должны быть омеднены или обильно смазаны солидолом.

При выполнении газоопасных работ должны применятся переносные взрывозащищенные светильники напряжением не более 12 В.

Для контроля за давлением в месте проведении работ должен устанавливаться или использоваться манометр, размещенный на расстоянии не более 100 м от места проведения работ.

При производстве работ по установке дополнительного оборудования на действующих газопроводах внутри помещений сварку и резку следует производить на отключенных участках, которые должны быть продуты воздухом или инертным газом. Проверка герметичности газопроводов, арматуры и приборов огнем запрещается.

Пребывание посторонних лиц, а также курение в местах проведения газоопасных работ и применение открытого огня запрещаются.

Пуск газа в газопровод, если не проверена осмотром его целостность, исправность газового оборудования и не проведена контрольная опрессовка, запрещается.

Вскрытие и замена установленного ил наружных и внутренних газопроводах оборудования (арматуры, фильтров, счетчиков и т.д.) должны производиться на отключенном участке газе провода. После отключающих устройств, по ходу газа, должны устанавливаться инвентарные заглушки.

Заглушки, устанавливаемые на газопроводах, должны соответствовать максимальному давлению газа в газопроводе. Они должны иметь хвостовики, выступающие за пределы фланцев.

На хвостовиках заглушек должно быть выбито клеймо с указанием давления газа и диаметра газопровода.

Набивка сальником запорной арматуры, разборка резьбовых соединений на газопроводах среднего и высокого давлений допускается при давлении газа не более 0,1 МПа (1 кгс/см²).

Замена прокладок фланцевых соединений на наружных газопроводах допускается при давлении газа в газопроводе 40-150 даПа (40 --150 мм вод. ст.).

Разборка фланцевых, резьбовых соединений и арматуры на внутренних газопроводах любого давления должна производиться на отключенном и заглушенном участке газопровода.

Допускается смазка кранов на газопроводе низкого давления диаметром до 50 мм внутренней и наружной систем газоснабжения без прекращения подачи газа при соблюдении необходимых мер безопасности.

При проведении ремонтных работ на газопроводах и оборудовании в загазованных помещениях снаружи должен находиться работник, наблюдающий за работающими в помещении, который обязан также следить за тем, чтобы вблизи не было источников огня. Наружные двери загазованного помещения должны быть постоянно открыты.

2. Раздел. Специальная часть.

2.1. Техническая характеристика грузоподъемных устройств и

малой механизации, которые применяются при ремонте или

монтаже.

В процессе эксплуатации наружные газопроводы изнашиваются от механического (в основном эрозионного), теплового и коррозионного воздействия.

В период ремонта выполняются следующие основные работы: 1) замена износившихся деталей и узлов или исправление их до соответствующих норм, допусков и размеров; 2) выверка трубопроводов, а в случае необходимости подгонка опор и подвесок; 3) модернизация или реконструкция трубопроводов с возможной унификацией сменных частей; 4) изоляция трубопроводов; 5) испытание на прочность и плотность; 6) окраска трубопроводов.

При разборке фланцевых трубопроводов с целью замены прокладок весьма трудоемка раздвижка фланцев. Винтовое приспособление для раздвижки фланцев показано на рис.7. Для раздвижки фланцев на трубопроводах высокого давления используется приспособление с гидроцилиндром (рис.8.). При подготовке к работе цепи заводятся за трубопровод, а клин вставляется между фланцами. Насосом масло нагнетается под поршень, и фланцы раздвигаются. Все используемые приспособления для раздвижки фланцев напоминают съемники.

Для вырезки прокладок используются разнообразные приспособления. Вариант простейшего из них показан на рис. 9. Конус 1 имеет сквозные отверстия, в которых стопорными болтами крепятся четырехгранные ножи 2. Приспособление вставляется в патрон сверлильного станка.

Приспособление для контроля приварки нового фланца к трубопроводу показано на рис.10.

Рис.7-- Винтовое приспособление для раздвижки фланцев.

2.2. Механический расчет ремонтных устройств.

Выбор винтовое приспособление для раздвижки фланцев и проверка винтовой пары на прочность.

Исходные данные:

d=36мм -- диаметр болта;

S=4мм--шаг резьбы.

Определить:

1) Вид нагрузки;

2) Материал винта;

3) предел текучести

4) Усилие раздвижки фланцев.

Расчетная схема.

d=36мм

Решение

1) Определяем вид нагрузки;

Исходя из расчётной схемы, на винт действует осевая нагрузка, приложенная сила по оси элемента (винта), значить производим расчёт винтовое приспособление для раздвижки фланцев на растяжение.

2) Определяем материал винта;

Исходя из справочных данных и практического опыта, для винта винтового приспособления для раздвижки фланцев выбираем материал Сталь 45.

3) Определяем предел текучести материала винта;

Исходя из справочных данных для Стали 45 из которой изготовлен винт выбираем предел текучести материала.

Предел текучести материала-изготовителя элементов

резьбовых соединений

Таблица № 6.

Принимаем для Стали 45 предел текучести G_т=300--340 МПа.

4) Определяем усилие раздвижки фланцев.

Расчёт винта на осевую нагрузку, приложенную силу по оси элемента, расчёт на растяжение.

Формула расчёта

где d₁--внутренний диаметр резьбы, мм; d₁=d--S ;

d--наружный диаметр резьбы, мм;

S--шаг резьбы, мм;

?--3.14;

i - количество элементов, i =1;

F_a--осевая сила (нагрузка), действующая на соединение, Н;

[G_р]--допускаемое напряжение на растяжение (сжатие), МПа (Н/мм²);

где n=1.5…3 --запас прочности; n=3--применяется для расчета соединений, у которых d<14мм при переменных нагрузках

G_T--предел текучести материала, МПа (Н/мм²) [см. табл. №6]

k--коэффициент затяжки [см. табл.№7]

Коэффициент затяжки резьбовых соединений.

Таблица№7

Принимаем коэффициент затяжки k=1,3.

Определяем допускаемое напряжение на растяжение (сжатие);

Определяем усилие раздвижки фланцев.

Ответ: винтовое приспособление для раздвижки фланцев имеет винт из стали 45 с пределом текучести G_T=340 МПа, у которого усилие раздвижки фланцев F_a=7090,2 H.

2.3. Проверочный расчет деталей и сборочных единиц отремонтированного аппарата.

2.3.1. Технологический расчёт аппарата.

Определение часового и годового расхода природного газа аппаратом для отопления и горячего водоснабжения.

1. Определение часового расхода природного газа аппаратом для отопления и горячего водоснабжения АОГВ-10В.

Исходные данные:

Nкотёл.ном.= 10кВт ±5% (тех. характеристика);

? _котла = 84% = 0.84;

К_ч=0.15 ? 0.19; принимаем К_ч=0.16--коэффициент часовой работы;

Q_н= 34 МДж/м³--теплота сгорания природного газа по

ГОСТу 5542--87.

Решение.

Часовой расход теплоты Q_ч определяется по формуле:

Q_ч= N_{мах. котла}?3600?К_ч;

где N_{мах. котла}-- максимальная мощность котла,

N_{мах. котла}= = = 11.9 ?10³ Вт = 11.9 кВт.

Q_ч=11.9 ?10³?3600 ?0.16 = 6854400 Дж = 6854 кДж = 6.85 МДж.

Определяем часовой расход газа по формуле:

G_ч= м³/ч

2. Определяем годовой расход природного газа аппаратом для отопления и горячего водоснабжения АОГВ-10В.

G_год = 365?24?К_{год.эксп.}?G_ч? К_{гор.вод.};

где К_{год.эксп}--коэффициент годовой эксплуатации для отопления;

К_{год.эксп}= ;

Д_отп.--количество дней отопительного сезона; Д_отп.= 180 дней.

К_{гор.вод}--коэффициент годового использования горячего водоснабжения.

К_{гор.вод}= ;

где Д_{гор.вод.}--количество дней, использования горячего водоснабжения; Д_{гор.вод}= 365 дней.

G_год.=м³/год.

Ответ: G_ч= 0.2 м³/ч; G_год=876 м³/год.

2.3.2. Конструктивный расчёт аппарата для отопления и горячего

водоснабжения.

Конструктивный расчёт заключается в определении длины змеевика для горячего водоснабжения.

Исходя, из принципа работы котла нагрев воды для горячего водоснабжения происходит от нагрева воды отопления через змеевик.

Исходные данные:

D_{тр.зм.нар} = 21 мм--наружный диаметр змеевика;

D_{тр.зм.вн} = 15 мм--внутренний диаметр змеевика;

t₂ = 45 ±5?С--температура воды на выходе из аппарата;

t₁ = 15?C--температура воды на входе в аппарат;

G_ч =245 ±30 кг/ч--расход воды на горячее водоснабжение;

С = 4.2 кДж/(кг? К)--удельная теплоёмкость воды4

?_ст = 0.63 Вт/(м? К).

Решение.

Часовая тепловая нагрузка определяется по формуле:

Q_ч = G_ч? С? (t₂-t₁) = 245?4.2?10³? (45-15) = 30870?10³? 31 МДж.

Определяем секундную тепловую нагрузку по формуле:

Q_с = Q_ч/3600= 31? 10⁶/3600= 0.0086 МДж = 8.6 кВт.

Определяем секундный расход горячего водоснабжения

G_с = G_ч /3600 = 245/3600 = 0.068 кг/с.

Длину змеевика определяем из формулы поверхности теплообмена

F= ?? D_{тр.зм вн.} ? l_зм. => l_зм = F/(? ? D_{тр.зм вн.})

Исходя из условия переноса теплоты через цилиндрическую стенку

t₁ = t₂-[ (Q_c? X)/(F? ?_cт)];

где Х--толщина стенки ; Х = D_{тр.зм.нар} - D_{тр.зм вн} = 21-15 = 6 мм = 6?10³ м.

F =

l_зм = 0.28/(3.14?15? 10^-3) = 5.94 м ? 6 м

Ответ: Длина змеевика в аппарате для горячего водоснабжения составляет 6 м.

2.3.3. Проверочный расчёт деталей и сборочных единиц.

Производим проверочный расчёт стенки трубы змеевика для горячего водоснабжения.

Исходные данные:

D_{тр.зм.нар} = 21 мм--наружный диаметр змеевика;

D_{тр.зм.вн} = 15 мм--внутренний диаметр змеевика;

Материал трубы--медь марки М3.

?_т^t = 30 ? 120 МПа; принимаем ?_т^t = 30 МПа--предел текучести материала.

Р = 600 кПа = 0.6 МПа.

Решение.

Толщину стенки трубы определяют по действительным нормальным напряжениям. Для бесшовной медной трубы толщина стенки определяется по формуле:

h = ;

где Р--давление в трубопроводе; Р = 0.6 МПа (тех.характеристика).

[?]--допустимое напряжение с учётом коэффициента запаса прочности, мех. характеристик и рабочей температуры.

n_т = 1.5 - коэффициента запаса прочности для трубы.

Расчёт ведется, исходя из, что t?= 20 ? 700 ?C.

[?]

С₁= 0.866 мм = 0.866 ? 10³ м.--добавочная величина на коррозию и на минусовой допуск на толщину стенки.

h =

Определяем действительную толщину стенки трубы змеевика по формуле:

h_д = (D_{тр.зм.нар}- D_{тр.зм.вн})/2 = (21-15)/2 = 3 мм

h< h_д 1.2 мм < 3 мм (условие выполняется)

Ответ: Действительная толщина стенки больше расчётной, значит труба змеевика из марки М3 выдержит номинальное давление воды в трубопроводе Р = 0.6 МПа.

2.4. Повышение технического уровня аппарата (модернизация).

Под модернизацией оборудования понимают внесение конструкцию машины изменений, которые повышают их технический уровень и производительность, а некоторых случаях и долговечность.

Экономически целесообразно производить модернизацию только тогда, когда затраты окупаются в течении 2--3 лет, производительность машины повышается не меньше чем на 20--30 % и машина будет эксплуатироваться не менее 5-ти лет.

Примеры модернизации технологического оборудования с целью сокращения основного времени, изменение технологических возможностей оборудования и автоматизации его.

В курсовом проекте предлагается увеличить расход воды для горячего водоснабжения за счет увеличения длины змеевика с 6 до 9 м

Конструктивно это возможно.

Изгиб трубы змеевика произвести не только в горизонтальной плоскости, но и вертикальной. Змеевик будет сложной конфигурации, при этом увеличится площадь теплообмена.

F_мод = ??D_{тр.зм.вн}?l_зм^мод = 3.14?15?10³?9 = 0.42 м²

Определяем теплу теплообменника модернизированного змеевика

t₁ = t₂ - =

X--толщина стенки

X = D_тр.зм.^нар - D_.зм.^вн = 21- 15= 6 мм = 6?10^-3м

Q_c = [(45 -15)?0.42?0.63]/6?10^{-3 =} 13230 Вт = 13.2 кВт

Определяем расход горячей воды

Q_c = G_c^мод? С?(t₂ - t₁);

G_c^мод = кг/с

Определяем часовой расход горячей воды

G_ч^мод = G_с^мод? 3600 = 0.104? 3600 = 374.4 кг/ч

Вывод: Производительность модернизированного аппарата по горячему водоснабжению составила G_ч^мод = 374.4 кг/ч.

3.Раздел. Экономическая часть.

3.1. Разработка графика планово-периодических ремонтов

ремонтного участка (установки).

Система планово-предупредительного ремонта

Системой ППР называется совокупность организационных и технических мероприятий по уходу, надзору, обслуживанию и ремонту оборудования, проводимых профилактически по заранее составленному плану для обеспечения безотказной работы оборудования.

Цели планово-предупредительного ремонта:

1) предупреждение преждевременного износа оборудования и поддержание его в работоспособном состоянии;

2) предупреждение аварий оборудования;

3) возможность выполнения ремонтных работ по плану, согласованному с планом производства;

4) своевременная подготовка запчастей, материалов и рабочей силы и минимальный простой оборудования в ремонте.

В целом система ППР служит для поддержания оборудования в исправном состоянии, т. е. она должна обеспечить путем плановых ремонтов работоспособность оборудования при сохранении его высокой производительности. Плановое проведение ремонтов позволяет также создать равномерную загрузку ремонтных бригад, повысить качество ремонтов и снизить расходы на ремонт.

График ППР должен предусматривать:

1) затраты времени на ремонт;

2) затраты рабочей силы;

3) необходимое количество запчастей и ремонтных приспособлений;

4) проведение модернизации в период остановки оборудования на ремонт.

Планово-предупредительный ремонт проводится периодически в плановом порядке через определенное количество часов непрерывной работы. Содержание и объем каждого ремонта устанавливаются окончательно в процессе его выполнения с учетом выявленного состояния агрегатов. При составлении плана ремонта учитывается межремонтный цикл для данного вида оборудования. Межремонтным циклом называется время работы между двумя капитальными ремонтами.

Для вновь установленного оборудования межремонтным циклом будет период от начала ввода его в эксплуатацию до первого капитального ремонта.

Длительность межремонтного цикла изменяется в зависимости от времени, отработанного оборудованием, количества проведенных ремонтов, состояния оборудования и качества его эксплуатации.

Кроме межремонтного цикла используется понятие межремонтного периода. Межремонтный период -- это время между двумя ремонтами любой категории.

Система ППР предусматривает следующие виды обслуживания и ремонтов: техническое (межремонтное) обслуживание; плановое техническое обслуживание; техническое обследование (технический осмотр); сезонное техническое (межремонтное) обслуживание; текущий ремонт; капитальный ремонт; внеплановый (аварийный) ремонт.

ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА НОРМ ОБСЛУЖИВАНИЯ.

І. Техническое обслуживание /плановый ремонт, ревизия/ бытовой газовой плиты (четырехконфорочной ).

Исходные данные:

1. Продолжительность смены Т_см = 8,2 час.

2. Затраты времени, на переходы и переезды Т_вр.п. = 1,7 час.

3. Состав исполнителей слесарь по эксплуатации и ремонту газового оборудования 3 разряда n =1 чел.

4. Затраты времени на техническое обслуживание 1 газовой плиты Т_вр.р. = 0,5 чел. -час.

Решение.

Расчет нормы обслуживания на 1^ого слесаря по эксплуатации и ремонту газового оборудования.

Вывод: Таким образом, норма обслуживания на 1^ого слесаря по эксплуатации и ремонту газового оборудования 13 бытовых газовых плит в смену.

ІІ. Профилактическое обслуживание путем обхода ГРП, ГРУ.

Исходные данные:

1. Продолжительность смены Т_см = 8,2 час.

2. Затраты времени на переходы и переезды Т_вр.п..=3,2 час.

3. Состав исполнителей слесарь по эксплуатации и ремонт газового оборудования 4 разряд. - 1 чел.,3 разряд.- 1 чел.; n =2 чел.

4. Затраты времени на профилактическое обслуживание путем обхода на ГРП Т_вр.р. = 0,60 чел. -час.

Решение.

Расчет нормы обслуживания на звено из 2^-х слесарей по эксплуатации и ремонту газового оборудования.

Вывод: Таким образом, норма обслуживания на звено из 2^-х слесарей по эксплуатации и ремонту газового оборудования 17 ГРП в смену.

ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА ГРАФИКА ППР.

Разработка графика планово-периодических профилактических обслуживаний газового оборудования жилых домов, газифицированных природным газом службы внутридомового газового оборудования (ВДО) Армянского эксплуатационного участка Красноперекопского УЭГХ.

Исходные данные:

Обслуживаемый участок - 1 м-к-р. г. Армянска.

Количество обслуживаемых домов--Н_{дом .}= 24 шт.

Количество обслуживаемых квартир -- Н_кварт.= 2175 шт.

Количество обслуживаемых газовых плит -- n_плит.= 2175 шт.

Количество обслуживаемых проточных водонагревателей (колонок) --

n_{колонок.}= 2174 шт.

Количество обслуживаемых аппаратов (котлов) для отопления конверторного типа -- n_{котел.конв.}= 420 шт.

Количество обслуживаемых аппаратов (котлов) для отопления дымоходного типа-- n_{котел.дымоход.}= 300 шт.

Количество обслуживаемых аппаратов для отопления конверторного типа (калорифер газовый) -- n_{.конвектор..}= 200 шт.

Количество обслуживаемых счётчиков газа n_счёт=780 шт.

Периодичность профилактических обслуживаний и норма времени профилактического обслуживания 1 единицы газового оборудования жилых домов, представлена в таблице № 8.

Решение.

1. Определяем годовой простой газового оборудования жилых домов при проведении профилактических обслуживаний.

где годовой простой i^-ого газового оборудования жилых домов при проведении профилактических обслуживаний; час.

простой i^-ого газового оборудования жилых домов при проведении профилактических обслуживаний; час.

норма времени профилактического обслуживания i^-ой единицы газового оборудования жилых домов; чел.-час.

n_сл.-р.-- количество исполнителей профилактического обслуживания i^-ой единицы газового оборудования; чел.

n_i-обор.- количество обслуживаемого i^-ого газового оборудования; шт.

к--коэффициент норм времени, учитывающий расположение домов, метод обслуживания, затраты времени на переходы и переезды и т.д.; принимаем к=1,2.

Значит:

Общий годовой простой газового оборудования жилых домов при проведении профилактических обслуживаний определяется по формуле;

Определяем годовой простой газовых плит жилых домов при проведении профилактических обслуживаний.

Определяем годовой простой проточных водонагревателей (колонок) жилых домов при проведении профилактических обслуживаний.

Определяем годовой простой аппаратов (котлов) для отопления конверторного типа жилых домов при проведении профилактических обслуживаний.

Определяем годовой простой аппаратов (котлов) для отопления дымоходного типа жилых домов при проведении профилактических обслуживаний.

Определяем годовой простой аппаратов для отопления конверторного типа (калориферов газовых) жилых домов при проведении профилактических обслуживаний.

Определяем годовой простой счетчиков газа жилых домов при проведении профилактических обслуживаний.

Определяем общий годовой простой газового оборудования жилых домов (1 м-к-р. г. Армянска.) при проведении профилактических обслуживаний;

Аналогично определяем общий годовой простой газового оборудования жилых домов при проведении профилактических обслуживаний службой внутридомового газового оборудования (ВДО) Армянского эксплуатационного участка Красноперекопского УЭГХ.

Согласно графика ПРР общий годовой простой газового оборудования жилых домов при проведении профилактических обслуживаний службой внутридомового газового оборудования (ВДО) Армянского эксплуатационного участка Красноперекопского УЭГХ составляет:

2. Определяем годовую трудоемкость газового оборудования жилых домов при проведении профилактических обслуживаний.

где годовая трудоемкость i^-ого газового оборудования жилых домов при проведении профилактических обслуживаний; чел.-час.

трудоемкость i^-ого газового оборудования жилых домов при проведении профилактических обслуживаний; чел.-час.

Общая трудоемкость газового оборудования жилых домов при проведении профилактических обслуживаний определяется по формуле;

Определяем годовую трудоемкость при проведении профилактических обслуживаний газовых плит жилых домов.

Определяем годовую трудоемкость при проведении профилактических обслуживаний проточных водонагревателей (колонок) жилых домов

Определяем годовую трудоемкость при проведении профилактических обслуживаний аппаратов (котлов) для отопления конверторного типа жилых домов

Определяем годовую трудоемкость при проведении профилактических обслуживаний аппаратов (котлов) для отопления дымоходного типа жилых домов.

Определяем годовую трудоемкость при проведении профилактических обслуживаний аппаратов для отопления конверторного типа (калориферов газовых) жилых домов.

Определяем годовую трудоемкость при проведении профилактических обслуживаний счетчиков газа жилых домов.

Определяем общую годовую трудоемкость при проведении профилактических обслуживаний газового оборудования жилых домов (1 м-к-р. г. Армянска.);

Аналогично определяем общую годовую трудоемкость при проведении профилактических обслуживаний газового оборудования жилых домов службой внутридомового газового оборудования (ВДО) Армянского эксплуатационного участка Красноперекопского УЭГХ.

Согласно графика ПРР общая годовая трудоемкость при проведении профилактических обслуживаний газового оборудования жилых домов службой внутридомового газового оборудования (ВДО) Армянского эксплуатационного участка Красноперекопского УЭГХ составляет:

Вывод: Общий годовой простой газового оборудования жилых домов при проведении профилактических обслуживаний службой внутридомового газового оборудования (ВДО) Армянского эксплуатационного участка Красноперекопского УЭГХ составил:

Общая годовая трудоемкость при проведении профилактических обслуживаний газового оборудования жилых домов службой внутридомового газового оборудования (ВДО) Армянского эксплуатационного участка Красноперекопского УЭГХ составила:

3.2. Расчет количества рабочих, занятых на обслуживании и

ремонт оборудования.

1. Определяем количество основных производственных рабочих(слесарей- ремонтников) по формуле:

где Ф_{ном.раб.вр}.--номинальный фонд времени одного основного рабочего службы внутридомового газового оборудования (ВДО) Армянского эксплуатационного участка Красн оперекопского УЭГХ составляет 1845.7 часов за год; К--плановый коэффициент перевыполнения норм выработки, К=1.05…1.15, принимаем К=1.15.

Р_{осн.раб}=7929,8/1845,7 х 1,15 =4.9чел.? 5 чел.

Принимаем Р_{осн.раб}=5 чел., слесарей-ремонтников.

2. Определяем количество вспомогательных производственных рабочих по формуле:

Количество вспомогательных рабочих принимается как 10% от количества основных рабочих.

Р_{всп.раб.} =0.1х 5= 0.5 чел.? 1чел.

Принимаем Р_{всп..раб}=1чел., так как по профилактическому обслуживанию требуется водитель авто и газосварщик, то принимаем по совместительству с другими газовыми службами участка 1-го водителя и 1-го сварщика.

Общее количество основных и вспомогательных производственных рабочих определяется по формуле:

3. Распределяем количество рабочих по разрядам.

Распределение по разрядам основных и вспомогательных рабочих производится согласно схемы.

Схема распределения по разрядам

Примечание: расчет начинается с разряда имеющего высокий процент.

РІІІ=7х 36/100 = 3 чел. слесарь-ремонтник

РІV=7х 41/100 = 2 чел. слесарь-ремонтник

РV=7х 7/100= 0.49? 1 чел. газосварщик

РІІ=7х 9/100= 0.63? 1 чел. водитель авто

Принимаем слесарей-ремонтников 4-го разряда РІV=2 чел., слесарей-ремонтников 3-го разряда РІІІ=3 чел., газосварщика 5-го разряда РV=1 чел. и водителя автомобиля 1-го класса РІІ= 1 чел.

4. Определяем средний разряд работников по формуле:

;

а_ср=

Средний разряд работников по профилактическому обслуживанию газового оборудования составляет а_ср=3.42.

5. Определяем количество ИТР, служащих и младшего обслуживающего персонала (МОП).

Количество ИТР, служащих и младшего обслуживающего персонала (МОП) определяется в процентном отношении от количества основных и вспомогательных рабочих согласно таблицы.

Примечание: расчет начинается с наибольшего процента.

Определяем количество ИТР по формуле:

Принимаем 1-го мастера по профилактическому обслуживанию газового оборудования для бригады.

6. Определяем общий штат ремонтной бригады службы ВДО.

Общий штат ремонтной бригады службы ВДО определяем по формуле:

Вывод: для проведения профилактического ремонта газового оборудования участка Красноперекопского УЭГХ г.Армянска ремонтную бригаду в количестве: 1 мастер, 3 слесаря-ремонтника III разряда, 2 слесаря-ремонтника IV разряда, 1 газосварщик V разряда, 1 водитель автомобиля II класса.

3.3. Расчет стоимости обслуживания и ремонт оборудования.

Расчёт себестоимости одной ремонтной единицы службы ВДО Красноперекопского УЭГХ г. Армянска производится за февраль месяц 2005 года согласно материалов Красноперекопского УЭГХ.

Статьи затрат калькуляции себестоимости профилактического ремонта.

Исходные данные:

1. Основная заработная плата

количество рабочего персонала СВДО--12 чел.

из них слесарь--ремонтник 3 разряда --6 чел.

слесарь--ремонтник 4 разряда -- 4 чел.

водитель 1класса --1 чел.

газосварщик 5 разряда.-- 1 чел.

Часовая тарифная ставка

слесарь--ремонтник 3 разряда-- 3,06 грн.

слесарь--ремонтник 4разряда --3,25 грн.

водитель 1класса --3,70 грн.

газосварщик 5 разряда -- 4,72 грн.

оклад старшего мастера СВДО --800 грн.

Среднее количество часов отработанных за месяц (февраль)-- 168 часов.

2. Дополнительная заработная плата от основной заработной плат-- 20 %

3. Стоимость ремонтных деталей -- 64 грн.72коп.

4. Стоимость основных и вспомогательных материалов -- 72грн.38коп.

5. Стоимость электроэнергии, воды, газа, топлива --124грн.53коп.

6. Оплата услуг других предприятий -- 48грн.80коп.

7. Общие расходы участка (заработная плата ИТР) -- 800 грн.

Решение

1. Определение средней часовой тарифной ставки по СВДО:

2. Определение основной заработной платы рабочего персонала СВДО за месяц: .

3. Определение дополнительной заработной платы рабочего персонала СВДО за месяц:

4. Определение основной и дополнительной заработной платы рабочего персонала СВДО:

5. Определение норматива на 1000 грн. заработной платы рабочего персонала СВДО:

6. Определение норматива стоимости ремонтных деталей:

7. Определение норматива стоимости основных и вспомогательных материалов:

8. Определение норматива стоимости электроэнергии, воды, газа, топлива:

9. Определение норматива оплаты услуг других предприятий:

10. Определение норматива общих расходов участка (заработная плата ИТР):

11. Определение себестоимости одной ремонтной единицы исходя из полученных нормативов:

Ответ: Себестоимость одной ремонтной единицы службы ВДО Красноперекопского УЭГХ г. Армянска за февраль месяц 2005 года составила 462 грн.82коп.

3.4. Экономическая эффективность, предложений по повышению технического уровня оборудования.

Экономическая эффективность, предложения по повышению технического уровня (модернизации) заключается в увеличении расхода горячего водоснабжения котла, увеличение длины змеевика.

Определяем расход горячего водоснабжения по формуле:

Расход горячего водоснабжения увеличился на ??:

?? = ;

??--процентное увеличение модернизированного аппарата;

?_мод--производительность модернизированного аппарата;

?_мод. =374.4 кг/ч;

?_ст.--производительность стандартная модернизированного аппарата; ?_ст.. =245?30 = 245 кг/ч;

[??]--производительность допускаемая модернизированного аппарата; [??] = 20?30 %

?? =

Вывод: Производительность модернизированного аппарата по горячему водоснабжению увеличилась на 36%.

Периодичность профилактических обслуживаний и норма времени

профилактического обслуживания 1 единицы газового оборудования

жилых домов.

Таблица № 8.

4.1. Мероприятия по охране труда.

ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

УКРАИНЫ. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Область применения

1.1 Правила безопасности систем газоснабжения (далее - эти Правила) устанавливают требования к проектированию, строительству и эксплуатации систем газоснабжения, использующих в качестве топлива природные газы (газовых и газонефтяных месторождений), газовоздушные смеси на их основе с избыточным давлением не более 1,2 МПа (12 кгс/см²), сжиженные углеводородные газы (далее - СУГ) с избыточным давлением не более 1,6 МПа (16 кгс/см²).

Требования этих Правил распространяются на проектирование и строительство новых, расширение, реконструкцию, капитальный ремонт и эксплуатацию действующих систем и объектов газоснабжения.

Требования этих Правил не распространяются на исполнение предприятиями с, подачей газа давлением свыше 1,2 МПа (12 кгс/см²), а также при использовании и эксплуатации искусственных газов, биогаза, газа дегазации, газовоздушных смесей на их основе и других горючих газов.

Подача таза предприятиям с давлением свыше 1,2 МПа (12 кгс/ем²) должна выполняться по специальным техническим требованиям, согласованным и утвержденным в установленном порядке.

1.2. Эти Правила распространяются на предприятия, учреждения, организации (далее -- предприятия) независимо от формы собственности, ведомственной принадлежности и видов их деятельности, в том числе на:

газопроводы и сооружения систем газоснабжения населенных пунктов (включая межпоселковые), подводящие газопроводы к предприятиям, тепловым электростанциям (далее - ТЭС), котельным, автомобильным газонаполнительным компрессорным станциям природного газа (далее - АГНКС);

газопроводы и газовое оборудование жилых и общественных зданий, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, котельных, предприятий жилищно-коммунального и бытового обслуживания и ТЭС;

газорегуляторные пункты (далее - ГРП), газо-регуляторные установки (далее - ГРУ), комбинированные домовые регуляторы, установки для получения газовоздушных смесей;

газонаполнительные станции (далее - ГНС);

газонаполнительные пункты (далее - ГНП);

промежуточные склады баллонов (далее - ПСБ);

стационарные автомобильные газозаправочные станции (далее - АГЗС) и пункты (далее - АГЗП), резервуарные, групповые и индивидуальные баллонные установки, испарительные и смесительные установки СУГ.

1.3. Правила не распространяются на:

технологические газопроводы и газовое оборудование химических, нефтехимических, нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих производств;

газовое хозяйство предприятий черной металлургии, кроме подземных газопроводов (внутриплощадочных и внеплощадочных) природного и попутного нефтяных газов, газонаполнительных станций и пунктов, резервуарных, испарительных и баллонных установок СУГ, общественных зданий и коммунально-бытовых объектов, расположенных на их территориях;

опытные и экспериментальные агрегаты и установки, а также установки, использующие энергию взрыва газовоздушных смесей, и установки для получения защитных газов;

передвижные газоиспользующие установки, а также газовое оборудование автомобильного и железнодорожного транспорта, речных, морских и воздушных судов;

автомобильные газонаполнительные компрессорные станции.

1.4. Ведомственные нормативы на проектирование, строительство, эксплуатацию систем газоснабжения должны соответствовать требованиям этих Правил.

1.5. Отступления от этих Правил допускаются в исключительном случае по разрешению органов Госнадзорохрантруда Украины. Для получения разрешения собственнику необходимо подать Госнадзорохрантруда соответствующее техническое обоснование экспертно-технического центра (далее -ЭТЦ) или специализированной организации,, имеющей разрешение Госнадзорохрантруда.

1.6. Агрегаты, оборудование, приборы, средства автоматики, материалы и арматура, приобретенные за рубежом для систем газоснабжения, должны соответствовать требованиям этих Правил, норм и стандартов, действующих на территории Украины.

2. Ответственность за нарушение Правил безопасности систем

газоснабжения Украины.

2.1. За безопасность конструкций, правильность выбора материала, качество изготовления, монтажа, наладки, ремонта и технического диагностирования, а также соответствие объекта этим Правилам несут ответственность предприятие, учреждение, организация (независимо от формы собственности и ведомственной принадлежности), которые выполняют соответствующие работы.

2.2. Руководители предприятий, учреждений, организаций и другие должностные лица несут персональную ответственность за выполнение требований этих Правил, в пределах возложенных на них заданий и функциональных обязанностей.

2.3. Ответственность за техническое состояние и безопасную эксплуатацию объектов, а также бытовых газовых приборов и аппаратов, дымовых и вентиляционных каналов, уплотнений вводов подземных инженерных коммуникаций в дома и здания возлагается на их собственников.

2.4. Ответственность за сохранность и безопасное пользование газовыми приборами и аппаратами, установленными в жилых домах государственного фонда, возлагается на квартиросъемщиков, а в квартирах и жилых домах, которые принадлежат гражданам на правах частной собственности, - на их владельцев. Эксплуатационные специализированные предприятия газового хозяйства (далее - СПГХ) несут ответственность за качественное выполнение работ по техническому обслуживанию и ремонту газового оборудования и газопроводов, а также своевременное выполнение заявок по устранению неисправностей в системах газоснабжения.

2.5. Лица, виновные в нарушении этих Правил, несут дисциплинарную, административную, материальную или уголовную ответственность в соответствии с действующим законодательством.

4.2. Мероприятия по электробезопасность.

Электрооборудование

1. Электрооборудование должно эксплуатироваться в соответствии с требованиями ПУЭ, ПТЭ, ПБЭ, Правил и инструкций заводов-изготовителей.

2. Взрывозащищенное электрооборудование должно периодически осматриваться, испытываться, подвергаться техническому обслуживанию и ремонту согласно требованиям ПБЭ.

3. Осмотр электрооборудования и электропроводки ГРП, ГНС, ГНП, АГЗС и АГЗП должен производиться: в начале каждой рабочей смены - обслуживающим персоналом; еженедельно - лицом, ответственным за электрохозяйство предприятия-владельца; осмотр электрооборудования ГРП - при техническом обслуживании.

4. Испытания взрывозащищенного электрооборудования проводятся в соответствии с требованиями и нормами, не ниже установленных инструкциями заводов-изготовителей, ПТЭ и ПБЭ.

5. Приборы, с помощью которых производятся электрические измерения во взрывоопасных зонах, должны быть взрывозащищенными.

Уровень и вид защиты должен соответствовать категориям и группам взрывоопасных смесей.

Допускается проводить измерения с помощью приборов в нормальном исполнении, при условии исключения образования взрывоопасных смесей во время проведения измерений, обеспечения максимального воздухообмена, а также при наличии наряда-допуска на газоопасные работы.

6. Техническое обслуживание взрывозащищенного оборудования должно проводиться не реже одного раза в 6 мес., при этом открываются крышки оболочек, разбираются вводы (при необходимости), проводится осмотр электрических частей электрооборудования и устраняются обнаруженные неисправности, работы должны проводиться персоналом, прошедшим проверку знании в соответствии с требованиями ПТЭ и ПБЭ электроустановок потребителей, с соблюдением технических и организационных мероприятий.

7. После каждого вскрытия взрывонепроницаемых оболочек должна быть проконтролирована ширина щели (зазор) в плоских соединениях между наружными частями оболочки при нормальной затяжке крепежных болтов. Толщина щупа должна быть на 0,05 мм больше ширины щели, указанной в инструкции по эксплуатации электрооборудования. Проверка проводится не менее чем в четырех точках, расположенных равномерно по периметру соединения.

8. Эксплуатация взрывозащищенного электрооборудования запрещается:

· при неисправных средствах взрывозащиты, блокировки, заземления, аппаратов защиты, нарушении схем управления защитой, поврежденных доводах и кабелях;

· при открытых крышках оболочек, наличии на взрывозащищенных поверхностях вмятин, царапин и сколов;

· при изменении заводской конструкции защиты;

· при отсутствии пломб, знаков и надписей взрывозащиты.

9. Запрещается производить уплотнение кабеля вводного устройства изоляционной лентой, сырой резиной, обрезками оболочки гибких резиновых трубок.

10. Запрещается использование электрооборудования, изготовленного собственными силами.

Заменяемое взрывозащищенное оборудование должно быть не ниже класса взрывоопасной зоны, категории и группы взрывоопасной смеси. . 11. Проверка максимальной токовой защиты, пускателей и автоматов должна проводиться не реже одного раза в 6 мес.

12. Электропроводка в стальных трубах и установленные разделительные уплотнения должны испытываться рабочим давлением воздуха 0,25 МПа (2,5 кгс/см²) в течение 3 мин, при этом допускается падение давления не более чем до 0,2 МПа (2 кгс/см²).

Испытания должны проводиться 1 раз в год (при текущем ремонте).

13. Заземления зданий и оборудования ГРП, ГНС, ГНП, АГЗС, АГ3П следует промерять не реже одного раза в год.

Замеры рекомендуется проводить в периоды наименьшей проводимости почвы: один год - летом при наибольшем просыхании почвы; другой - зимой при наибольшем ее промерзании.

Кроме периодических проверок и осмотров заземлений, их состояние должно проверяться после каждого ремонта оборудования.

14. Для определения технического состояния заземляющих устройств проводятся: внешний осмотр их видимой части; осмотр с проверкой цепи между заземлителем и заземляемыми элементами (отсутствие обрывов и неудовлетворительных контактов в проводке, соединяющей оборудование с заземляющим устройством) и другие работы согласно ПТЭ; измерение сопротивления заземляющего устройства.

15. Проверка состояния устройств молниезащиты должна производиться для зданий и сооружений I и II категорий 1 раз в год перед началом грозового сезона, для зданий и сооружений III категории - не реже 1 раза в 3 года.

Проверке подлежат целостность и защищенность от коррозии доступных обзору частей молниеотводов и токоотводов и контактов между ними, а также значение сопротивления току промышленной частоты заземлителей, которое должно быть не более чем при приемке заземляющего устройства.

Заземлению подлежат как отдельно стоящие молниеотводы, так и установленные на зданиях и сооружениях, а также молниеприемные сетки.

16. В качестве аварийного освещения на ГРП, ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП применяются переносные взрывозащищенные светильники напряжением 12 В.

4.3. Мероприятия по пожарной безопасности.

Основными причинами пожаров и взрывов являются: 1) образование взрывоопасных концентраций природного газа; 2) выход природного газа из газового оборудования и трубопроводов в атмосферу помещения с образованием опасных для загорания и взрыва концентраций.

Противопожарные мероприятия при производстве ремонтных работ неотделимы от мероприятий по технике безопасности.

К основным профилактическим мероприятиям можно отнести: 1) удаление пожаро- и взрывоопасных продуктов (сырья, полупродуктов, готовой продукции) из коммуникаций; 2) очистку, промывку, пропарку и продувку ремонтируемого оборудования; 3) поддержание строгого распорядка при производстве огневых работ.

С целью предотвращения пожаров в период подготовки к ремонту из помещения и коммуникаций удаляется сырье, продукты реакции, тара, упаковочные материалы; расчищаются поврежденные участки полов, облицовок, изоляции, которые пропитаны химическими веществами. Проводится уборка и проветривание помещений.

Газовая аппаратура и технологические газовые трубопроводы, в которых находились легковоспламеняющиеся вещества, подвергаются тщательной обработке. Вид обработки принимается исходя из местных условий.

Наиболее ответственными и трудоемкими являются огневые работы, к которым относятся электрическая и газовая сварка, а также резка металлов.

Перед электросварочными работами проводится тщательная подготовка всего помещения.

Газосварочные работы и газовая резка должны проводиться в хорошо изолированном отдельном помещении. Указанные работы сопряжены с повышенной опасностью, связанной с наличием пламени электродов, а также поверхностей свариваемых деталей, прогретых до высокой температуры и имеющих достаточное количество энергии для воспламенения и взрыва. При проведении электросварочных работ должна быть обеспечена бесперебойная работа вентиляционных систем. К местам сварки и резки подводятся временные воздуховоды от вытяжной вентиляционной системы.

В необходимых случаях с целью быстрой ликвидации пожаров предусматриваются специальные мероприятия: установка дополнительных пожарных линий, отходящих от магистральных трубопроводов, увеличение на опасных участках переносимых или перевозимых средств тушения пожаров.

Допускать к проведению огневых работ лиц, не прошедших противопожарного техминимума, запрещается.

Газосварщики и газорезчики, электросварщики, бензорезчики и паяльщики должны иметь квалификационные удостоверения на право допуска их к проведению огневых работ. Место проведения огневых работ должно быть обеспечено средствами пожаротушения (огнетушители, ящики с песком, асбестовые одеяла) и защитными экранами из листовой стали. Все рабочие, занятые на огневых работах, должны уметь пользоваться первичными средствами пожаротушения.

С целью разработки пожаропрофилактических взрыво- и пожароопасных мероприятий привлекается специалист, который определяет объем и сроки ремонта пожарных водопроводов, спринклерных и дренчерных устройств, а также пенного и углекислотного оборудования и инвентаря. Определяются наиболее опасные участки, уточняется список противопожарных средств, проверяется наличие и исправность противопожарного оборудования и инвентаря. Специалист по пожарной технике совместно с руководством на основании графика технического обслуживания ремонта оборудования указывает места расположения временных пожарных постов и устанавливает способы сигнализации на случай возникновения пожара (тревожная автоматическая сигнализация, переносной телефон и т. д.).

4.4. Мероприятия по охране окружающей среды.

При оценке воздействий на окружающую природную среду руководствоваться требованиями ДБН А.2.2-1 и ДБН А.2.2-3.

В разделе даётся оценка вредных воздействий, которые в процессе строительства и эксплуатации проектируемых объектов окружающую среду с указанием конкретных вредных воздействий (нарушения плодородного слоя земли, вредные выбросы в воздух, в водоемы, в землю, нарушение естественных и искусственных водных и других преград, гидротехнических сооружений, которые могут вызвать отрицательные воздействия на окружающую среду и т.п.) и указать перечень мероприятий по недопущению возникновения этих последствий.

В сметах на строительство необходимо предусматривать средства на осуществление указанных мероприятий и на полное их восстановление до первоначального состояния.

При выборе вариантов трассировки газопроводов и размещения площадок под сооружения, кроме технико-экономических показателей следует считывать степень отрицательного воздействия газопроводов и сооружений на окружающую среду, как на период строительства, так и на период эксплуатации, отдавая предпочтение решениям, при которых эти воздействия будут минимальными.

При сравнении вариантов, следует учитывать ценность занимаемых земель, а также затраты на приведение временно отводимых для нужд строительства площадей и состояние, пригодное для использования их в народном хозяйстве.

Направление трасс межпоселковых газопроводов, размещение площадок ГРП, ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП, ПСБ и других сооружений необходимо предусматривать преимущественно, на землях, непригодных для сельскохозяйственных работ или на малопродуктивных угодьях, на пастбищах. Газопроводы следует проектировать вдоль автодорог, по полевым постоянным дорогам, вдоль лесополос, по просекам, по границам полей севооборота (с минимальным их пересечением), в обход полей, имеющих дренажные системы.

Во всех случаях по трассам газопроводов необходимо предусматривать рекультивацию плодородного слоя почвы, восстановление нарушенных зеленых насаждений и других видов благоустройства.

Рекультивация земель должна осуществляться в процессе строительства в соответствии с проектом.

В проекте рекультивации земель в соответствии с условиями предоставления земельных участков во временное пользование и с учетом местных природно-климатических особенностей должны быть определены:

- площади (на трассе газопровода ширина полосы), на которых необходимо проведение технической и биологической рекультивации;

- глубина снимаемого плодородного слоя;

- место расположения отвала для временного хранения плодородного слои;

- объемы и способы вывозки лишнего минерального грунта после засыпки траншей и котлованов.

Допускается не снимать плодородный слой:

при толщине плодородного слоя менее 10 см. В этом случае выполняется только биологическая рекультивация, предусматривающая внесение удобрений, в наружный почвенный слой и возделывание на рекультивируемой полосе почвоулучшающих культур;

- на болотах, заболоченных и обводненных землях;

- на почвах с низким плодородием в соответствии с ГОСТ 17.5.3.05 ГОСТ 17.4.3.02 и ГОСТ 17.5.3.06;

- при разработке траншей шириной по верху до 1 м включительно;

- если рельеф местности не позволяет его снять;

- на участках с выходом на поверхность скальных обнажений, валунов крупных (выше 0,5 м) камней.

На площадках под сооружения необходимо предусматривать снятие плодородного слоя грунта и перемещение его в отвал для последующего использования при рекультивации или повышения плодородия малопродуктивных угодий.

При подземной и наземной (в насыпи) прокладке газопроводов необходимо предусматривать противоэрозионные мероприятия с максимальным использованием местных материалов, а при пересечении подземными газопроводами крутых склонов, промоин, оросительных каналов и кюветов в местах пересечений предусматривать перемычки, предотвращающие попадание в траншеи воды и распространение ее вдоль газопровода.

При прокладке подземных газопроводов в земляных насыпях, на пересечениях балок, оврагов и ручьев следует предусматривать устройство водопропускных сооружений (лотков, труб и т.п.), способных пропустить расход паводка с вероятностью повторения один раз в 50 лет.

Запрещается использовать плодородный слой почвы для устройства перемычек и других постоянных и временных сооружений.

Запрещается сливать в речки, озера и другие водоемы воду, вытеснённую из газопровода после испытания, без предварительной ее очистки.

Крепление незатопляемых берегов рек в местах пересечения подземными газопроводами следует предусматривать до отметки, возвышающейся не менее, чем на 0,5 м над расчетным паводковым горизонтом повторяемостью один раз в 50 лет и на 0,5 м - над высотой вкатывания волн на откос.

На затопляемых берегах кроме откосной части должна укрепляться пойменная часть на участке, прилегающем к откосу, длиной 1 - 5 м.

Ширина укрепляемой полосы берега определяется проектом в зависимости геологических и гидрологических условий.

Строительство объектов газоснабжения должно проводиться с соблюдением требований природоохранительного законодательства и обеспечивать эффективную защиту окружающей среды от загрязнения и повреждения, а в случае нарушения элементов окружающей среды - полного восстановления их до первоначального состояния.

Выводы.

В ходе дипломного проекта по специальности: 5.090.245. «Обслуживание и ремонт оборудования предприятий химической и нефтегазоперерабатывающей промышленности»: по теме «Монтаж и техническое обслуживание аппарата для отопления и горячего водоснабжения АОГВМ--10В службы ВДО Красноперекопского УЭГХ г. Армянска». В начале описывается цели и задачи дипломного проектирования и требования, которые предъявляются к специалисту по обслуживанию и ремонту оборудования предприятий химической и нефтегазоперерабатывающей промышленности в настоящее время.

В первом разделе раскрывается характеристика и структура Красноперекопского управления эксплуатации газового хозяйства (УЭГХ), организация участка Красноперекопского УЭГХ г. Армянска, деятельность службы внутридомового газового оборудования (ВДО) Армянского УЭГХ.

Было раскрыто назначение аппарата для отопления и горячего водоснабжения АОГВМ--10В, описана конструкция и принцип работы аппарата, техническая характеристика.

В этом же разделе рассказывается про виды и периодичность технических обслуживаний и ремонтов, проводимых УЭГХ, а также мероприятия по монтажу и ТО аппарата для отопления и горячего водоснабжения АОГВМ--10В и правила проведения газоопасных работ.

В специальной части был произведён выбор и расчёт винтового приспособления для раздвижки фланцев: расчет имеет следующие показатели; винт из стали 45 с пределом текучести G_T=340 МПа, у которого усилие раздвижки фланцев F_a=7090,2 H. Произведен расчет котла его часовой расход газа G_ч = 0.2 м³/ч, годовой расход G_г = 876 м³/год. А также расчёт длины змеевика для горячего водоснабжения со стандартной производительностью l_зм.= 6 м. В проверочном расчёте была произведена проверка толщины стенки трубы змеевика h = 1.2 мм. И сравнена с конструктивной, которая равна h = 3 мм. Проведена модернизация газового котла по увеличению производительности горячего водоснабжения змеевика на 3 м, производительность составила при нагреве на (35±5)% ?_мод.= 374.4 кг/ч, это составило ?? = 36% увеличения производительности по горячему водоснабжению.

В экономической части был разработан годовой график планово-периодических профилактических обслуживаний газового оборудования жилых домов, газифицированных природным газом службы внутридомового газового оборудования (ВДО) Армянского эксплуатационного участка Красноперекопского УЭГХ, был произведён расчёт нормы обслуживания на 1^ого слесаря по эксплуатации и ремонту газового оборудования 13 бытовых газовых плит в смену, нормы обслуживания на звено из 2^-х слесарей по эксплуатации и ремонту газового оборудования 17 ГРП в смену. Годовая трудоёмкость по 1 м.-к.-р. г. Армянска:

годовая трудоёмкость по СВДО: .

Для проведения профилактического ремонта газового оборудования участка Красноперекопского УЭГХ г. Армянска было принято ремонтную бригаду в количестве: 1 мастер, 3 слесаря-ремонтника III разряда, 2 слесаря-ремонтника IV разряда, 1 газосварщик V разряда, 1 водитель автомобиля II класса. Себестоимость одной ремонтной единицы службы ВДО Красноперекопского УЭГХ г. Армянска за февраль месяц 2005 года составила 462 грн.82коп.

В четвертом разделе раскрываются вопросы по мероприятиям охраны труда, электробезопасности, пожарной безопасности, охраны окружающей среды проводимыми Красноперекопским УЭГХ.

Список литературы.

1. Аппараты для отопления и горячего водоснабжения. Руководство по эксплуатации АОТВм--00.00.000 РЭ. ОАО Крисиловский машиностроительный завод, 2004.--18 с.:ил.

2. Автоматика безопасности и регулирования «Случ--1». Руководство по эксплуатации АГ--00.00.000 РЭ Крисиловский машиностроительный завод, 2004.-- 10 с.:ил.

3. Газоснабжение ДБН В. 2.5--20--2001. Госстрой Украины, К.:2001.--287 с.

4. Общий курс процессов и аппаратов химической технологии: Учебник: В2 книга. /В.Г. Айнштейн, М.К. Захаров, Г.А. Носов и др.; Под ред. В.Г. Айнштейна. М.: Логос, Высшая школа, 2003. Кн.1--912 с.: ил.

5. Курс лекций по дисциплине «Оборудование предприятий отрасли».

6. Курс лекций по дисциплине « Процессы и аппараты химической промышленности».

7. Енохович А.С. Справочник по физике. М.: Просвещение, 1987.--415 с.: ил.

8. Методические указания по выполнению дипломного проекта по специальности: 5.090.245. «Обслуживание и ремонт оборудования предприятий химической и нефтегазоперерабатывающей промышленности»: Армянск, 2003.

9. Шах Л. Д., Погостим С. 3., Альман П. А Организация, планирование и управление предприятием химической промышленности. Учебник/Под ред. Н. П, Федоренко.-- 3-е изд., перераб. и доп. -- М.: Высш. школа, 1981. -- 432 ст.

10. Закон Украины «О бухгалтерском учёте»//Ведомости Верховной Рады Украины. - 1999. - №40.

11. Ковальчук Г.А. Экономика: Учеб. для 10кл. - К.: Арка, 2003. - 384с.

12. Ермаков В. И., Шеин В. С. Технология ремонта химического оборудования. Л. «Химия», 1977. 280 с., 15 табл., 133 рис., список литературы 130 назв.

13. Маслов В.И. Сварочные работы:-М.:ПрофОбрИздат,2002 г.

14. Глизманенко Д.Л. Сварка и резка металлов М.:-Высш. Шк.,1971 г.

15. Рыбоков В. М. Дуговая и газовая сварка М.: Высш. шк. 1986 г.

16. Шебеко Л.П. Оборудование и технология дуговой механизированной и автоматической сварки М.: Высш. шк. 1986 г.

17. Чернышов Г.Г. Сварочное дело. Сварка и резка металлов М.: ПрофОбрИздат 2002 г.

18. Рахмилевич З.З., Радзин И. М.,Фарамазов С.А. Справочник механика химической и нефтехимической производства. М.: Химия, 1985. 592 с.

19. Безопасность работ в химических производствах (сборник официальных материалов и методических указаний). Киев, Техника, 1980. 398 с.

20. Фаримазов С. А. Охрана труда при эксплуатации и ремонте оборудования химических и нефтеперерабатывающих предприятий. М., Химия, 1985.

4. Раздел.

Охрана труда.

Содержание.

Реферат (аннотация). 4

Введение 5

1 Раздел. Общая часть. 7

1.1. Характеристика предприятия, организация ремонтов оборудования. Ремонтная база 8

1.2. Назначения, техническая характеристика проектируемого аппарата или машины. 14

1.3. Описания конструкции основных узлов и принцип работы аппарата или машины. 14 14

1.4. Содержание основных работ по видам ремонтов. Ремонтная документация. 19

1.5. Схема технологического процесса и ремонта. Технические требования на ремонт, описание технологии ремонта основных деталей и сборочных единиц. 25

1.6. Описание монтажа аппарата или машины. 34

1.7. Охрана труда при ремонте и монтаже. 40

2. Раздел. Специальная часть. 46

2.1. Техническая характеристика грузоподъемных устройств и малой механизации, которые применяются при ремонте или монтаже. 47

2.2. Механический расчет ремонтных устройств. 50

2.3. Проверочный расчет деталей и сборочных единиц отремонтированного аппарата. 53

2.4. Повышение технического уровня аппарата (модернизация). 56

3. Раздел. Экономическая часть. 58

3.1. Разработка графика планово-периодических ремонтов ремонтного участка (установки). 59

3.2. Расчет количества рабочих, занятых на обслуживании и ремонт оборудования. 70

3.3. Расчет стоимости обслуживания и ремонт оборудования. 72

3.4. Экономическая эффективность, предложений по повышению технического уровня оборудования. 75

4. Раздел. Охрана труда. 76

4.1. Мероприятия по охране труда. 77

4.2. Мероприятия по электробезопасность. 80

4.3. Мероприятия по пожарной безопасности. 83

4.4. Мероприятия по охране окружающей среды. 85

Выводы. 89

Список литературы. 91

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУК УКРАИНЫ

КРЫМСКОЕ РЕСПУБЛИКАНСКОЕ ПРОФЕССИОНАЛЬНО--ТЕХНИЧЕСКОЕ УЧЕБНОЕ ЗАВЕДЕНИЕ

АРМЯНСКОЕ ВЫСШЕЕ ПРОФЕССИОНАЛЬНОЕ УЧИЛИЩЕ

ХИМИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕНОСТИ

Дипломный проект

На тему: «Монтаж и техническое обслуживание аппарата для отопления и горячего водоснабжения АОГВМ--10В

службы ВДО Красноперекопского УЭГХ г. Армянска».

ДП.5.090.245.103.078.

Руководитель проекта Выполнил:

Преподаватель: Учащейся группы № 103.

Литвиненко А. В. Литвиненко Е.А.

___________________

(подпись, дата) _______________________

Консультант по (подпись, дата)

экономическим

вопросам

____________________

(Ф.И.О.)

__________________

(подпись, дата)

г. Армянск - 2005 год.