Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними Анемометр

Природный газ широко применяется в качестве горючего в жилых частных и многоквартирных домах для отопления, подогрева воды и приготовления пищи; как топливо для машин, котельных, тэц и др. сейчас он используется в химической промышленности как исходное сырьё для получения различных органических веществ, например пластмасс.

По сравнению с твердым и жидким топливом природный газ выигрывает по многим параметрам:

−       относительная дешевизна, которая объясняется более легким способом добычи и транспортировки;

https://www.youtube.com/watch?v=UHGOFo3xhF0

−       высокая теплота сгорания;

−       не требуется подготовки топлива к сжиганию;

−       отсутствие складских помещений для хранения;

−       отсутствие золы и выноса твердых частичек в атмосферу;

−       облегчаются условия автоматизации рабочих процессов.

Основную часть природного газа составляет метан (CH4) — 82-98 %. В состав природного газа могут также входить более тяжёлые углеводороды — гомологи метана: этан (C2H6), пропан (C3H8), бутан (C4H10),

а также другие не углеводородные вещества: водород (H2), сероводород (H2S), диоксид углерода (СО2), азот (N2), гелий (Не).

Примеси тяжелых углеводородов изменяют свойства природного газа: повышают его плотность, снижают температуру воспламенения (НКПВ), а  следовательно и допустимое объемное содержание газа в воздухе рабочей зоны, при значительном их содержании в газе придают ему запах бензина, снижают минимальную энергию зажигания.

Концентрационные границы воспламенения (взрыва) природного газа» находятся в диапазоне 4,4 – 17 %.

Предельно-допустимая разовая концентрация природного газа в воздухе рабочей зоны при проведении газоопасных работ – 1%.

Если природный газ очищен в соответствии с требованиями ОСТ 51.81-82 «Газы горючие природные подаваемые в магистральные газопроводы», то его свойства мало отличаются от свойств метана.

Метан и некоторые другие углеводороды широко распространены в космосе. Метан — третий по распространённости газ вселенной, после водорода и гелия. В виде метанового льда он участвует в строении многих удалённых от солнца планет и астероидов, однако такие скопления, как правило, не относят к залежам природного газа, и они до сих пор не нашли практического применения.

Физико-химические свойства природного газа — киберпедия

Газ – без цвета, вкуса и запаха. Неядовит, нетоксичен. Обладает удушающим действием, т.е. при утечках вытесняет кислород из объёма помещений.

Пожаровзрывоопасен.

Примерно в два раза легче воздуха, поэтому при утечках скапливается в верхних слоях помещений.

Плотность воздуха: rвозд.=1,29 кг/м3.

Плотность газа: rгаза.=0,72 кг/м3.

4. При температуре –162ОС и атмосферном давлении (760 мм Hg. ст.) природный газ переходит в жидкое состояние.

5. Температура, развиваемая при сгорании газа от 1600 до 2000ОС.

6. Температура воспламенения 645ОС.

7. При сгорании одного кубометра газа выделяется 8500 Ккал тепла (Теплотворная способность природного газа).

8. Пределы взрываемости газа: от 5% до 15% по объёму.

При концентрации газа в воздухе помещений менее 5% или более 15% взрыва не будет. Будет пожар или возгорание. Когда меньше 5% – будет недостаток газа и меньше теплоты, которая поддерживает горение.

Во втором случае (концентрация более 15%) будет мало воздуха, т.е. окислителя, и малое количество тепла для поддержания горения.

9. Сила взрыва 8,5 кг/см2 (давление взрывной волны).

Скорость взрывной волны от 1,5 до 3,5 км/сек (т.е. от взрыва не убежишь).


Опасные свойства газа

(т.е. чем он опасен)

1. Обладает удушающим действием.

2. Пожаровзрывоопасен.

Условия для взрыва газа.

1. Наличие концентрации газа в воздухе помещения или на улице от 5% до 15% по объёму.

2. Наличие источника огня.

Источником огня может быть искра (возникающая при падении металлического инструмента; искра, возникающая при включении и выключении электроприборов; от сигареты; от статического электричества; от раскалённого предмета до температуры 645ОС, внесённого в помещение).

ПОСКОЛЬКУ ГАЗ ЛЕГЧЕ ВОЗДУХА ПРИБЛИЗИТЕЛЬНО В ДВА РАЗА, ТО ПРОБУ ПЕРЕД ВЫПОЛНЕНИЕМ ГАЗООПАСНЫХ РАБОТ БЕРУТ В ВЕРХНЕЙ ЧАСТИ ПОМЕЩЕНИЯ, АППАРАТА, ЁМКОСТИ ИЛИ ТОПКИ КОТЛА.

Для гарантии берут пробы в нижней, средней и верхней частях.

Так как газ без цвета, вкуса и запаха, то для его обнаружения при утечках, в газ добавляют одорант в количестве 16 грамм на 1000 кубометров газа.

Одорант – химическое вещество с резким запахом тухлых яиц, жидкость зеленоватого цвета. Этилмеркаптан С2H5SH. Это ядовитое вещество (поэтому при работе необходимы фартук, сапоги, противогаз и т.п. защитные средства).

Неодорированный газ (без запаха) подавать населению нельзя, а на промышленные объекты можно при соблюдении следующих мер безопасности:

установки сигнализатора непрерывного контроля загазованности помещения (сигнал с этого прибора выводится на клапан-отсекатель, установленный на вводе газопровода в объект).

Газ выпускается по стандарту, ГОСТ 5545-89. Этот ГОСТ определяет состав газа и примеси в него входящие:

· на 98% из метана СН4;

· 2% – другие углеводороды, инертные газы и т.д.

Так как газ в основном состоит из метана, то его свойства определены свойствами метана.

ГОСТ определяет, что запах газа после одоризации должен ощущаться при его концентрации в воздухе помещений не более 1%.

Отсюда:

ОПАСНАЯ КОНЦЕНТРАЦИЯ ГАЗА, ПРИ КОТОРОЙ ВСЕ РАБОТЫ ВЫПОЛНЯЮТСЯ В АВАРИЙНОМ ПОРЯДКЕ ПО ПЛАНУ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИИ, ЯВЛЯЕТСЯ 1% И ВЫШЕ

Контроль степени одоризации газа определяется по ГОСТ 22387.5 (от 1977 года, действует и поныне).

Степень одоризации газа определяется комиссией в составе 5-ти человек с нормальным обонянием (т.е. без насморка). В специальном помещении создают концентрацию газа 1%, вентиляторами этот газ интенсивно перемешивается, потом входит комиссия и ставит оценки по запаху по 5-ти бальной шкале, затем выводится средне-арифметическая оценка. Если оценка 3 и выше, то одоризация удовлетворительная. Результаты проверки степени одоризации записываются в специальном журнале или составляется акт, в котором отражаются результаты этих проверок.

Одорант хорошо взаимодействует с металлом трубы, т.е. коррозирует его.

Пробу на анализ запаха берут в двух точках: в начале трубы и конце тупи-кового участка газопровода города или посёлка.

Если степень запаха недостаточная, то “Горгаз” или эксплуатирующая орга-низация сообщает на АГРС о просьбе добавить одорант.

Одорант подаётся в газопровод капельным методом.

Осушка газа. (очистка газа).

Газ добывают из недр земли методом бурения скважин. Два способа бурения скважин: роторное и турбинное.

При роторном бурении привод бурового инструмента находится на поверхности земли.

При турбинном бурении турбина находится на забое, на лопатки которой подаётся буровой раствор и приводит турбину во вращение и происходит бурение.

Глинистый раствор выполняет следующие функции:

· является движущей силой;

· вымывает породу из забоя;

· укрепляет стенки скважины от осыпания;

· предотвращает преждевременный выброс газа.

После обвязки скважины сдаются в эксплуатацию и газ с них идёт на УКПГ, где освобождается от механических примесей и влаги.

От влаги газ осушают в специальных абсорберах с помощью жидких поглотителей воды: ДЭГа и ТЭГа или осушают в абсорберах на твёрдых поглотителях.

После очистки газа от воды и механических примесей, газ поступает в магистральный газопровод, который всегда проложен в две нитки под давлением 75 кгс/см2 .

Через 25 км на магистральном газопроводе (ГП) установлена запорная арматура (шаровые краны или задвижки) для отключения повреждённого участка ГП и его ремонта.

Через каждые 100 км установлены КС для поднятия давления

Потеря давления при движении газа по магистральному газопроводу (МГ) происходит из-за трения газа о стенку трубы, преодоления углов поворота, а также компенсаторов температурных расширений.

Происхождение газа

По мнению учёных газ произошёл в результате разложения остатков животного и растительного мира органического происхождения. Погибшие животный мир и растения от вулканической деятельности земли попали в её недра, где на них стали действовать повышенное давление и температура.

При дальнейшей вулканической деятельности на осадки действовали ещё большие давление и температура.

§

· Угарный газ СО;

· Водород Н2;

· Углерод С.

В реальных условиях для сжигания газа подача воздуха несколько больше, чем рассчитано по формуле. Отношение действительного объёма воздуха, поданного на горение к теоретически рассчитанному объёму, называется коэффициентом избытка воздуха (a). Он не должен быть более, чем 1,05…1,2:

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Чрезмерно большой избыток воздуха снижает К.П.Д. котла.

По городу:

175 кг условного топлива тратится на выработку 1 Гкал тепла.

По промыслам:

162 кг условного топлива тратится на выработку 1 Гкал тепла.

Избыток воздуха определяется анализом дымовых газов прибором.

Коэффициент a по длине топочного пространства неодинаков. В начале топки у горелки Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними , а при выходе дымовых газов в дымовую трубу он больше рассчётного за счёт подсосов воздуха через негерметичную обмуровку (обшивку) котла.

Данная информация относится к котлам, работающим под разряжением, когда давление в топке меньше атмосферного.

Котлы, работающие под избыточным давлением газов в топке котла, называются котлами, работающими под наддувом. В таких котлах обмуровка должна быть очень герметична, чтобы предотвратить попадание дымовых газов в котельную и отравление людей.

Газопроводы.

Газопроводы (ГП) бывают стальные и полиэтиленовые (ПЭ). ПЭ ГП рассчитаны на давление газа в них не более 6 кгс/см2. Стальные ГП рассчитаны на любые давления.

Расчетный срок службы стальных ГП – 40 лет, а полиэтиленовых ГП – 50 лет.

Преимущества стальных труб, применяемых для газопроводов:

1. Прочность самих труб;

2. Прочность сварных соединений, равная прочности основного металла трубы;

3. Возможность изготовления из самих труб фасонных деталей, т.е. гнутых и сварных отводов, тройников и т.д.

Недостатки стальных труб:

1. Возможность их коррозии;

2. Сравнительно большой коэффициент относительного удлинения;

3. Дороговизна.

На все материалы, применяемые для строительства стального ГП, должны быть паспорта или сертификаты качества заводов-изготовителей, кроме того, все оборудования и трубы должны иметь сертификат соответствия российским стандартам.

Сертификат качества завода-изготовителя на применяемые трубы должен содержать следующие данные:

1. ГОСТ или ТУ на трубы, соответствующие требованиям раздела 11 СНИП 2.04.08-87* (таблица №1 и таблица №2). К номеру ГОСТа должен быть индекс В, но не индекс А или Б, которые не дают прочностные гарантии на материал труб, т.е. нам не подходит.

2. Диаметр, толщина стенки, марка стали, например 09Г2С.

3. Химический состав стали. Сравнить химический состав с требованиями раздела 11 СНИП 2.04.08-87*.

4. Прочностные характеристики. Временное сопротивление разрыву; относительное удлинение труб; ударная вязкость (должны быть приведены). Ударная вязкость определяется при температуре от –60 до -70 градусов и должна быть не ниже требований, изложенных в разделе 11 СНИП 2.04.08-87*).

5. Запись должна быть “100% УЗК контроль”. На применяемые электроды для сварки труб должен быть паспорт.

6. В любом сертификате должна быть отметка ОТК. Если база БПТОиКО не дает сертификата, то должна быть ими сделана выписка из сертификата и заверена печатью.

Газопроводы бывают наружные и внутренние.

Наружные ГП – те, которые смонтированы вне зданий.

Внутренние ГП – те, которые работают в теплых помещениях.

Наружные бывают надземные (на опорах, эстакадах), наземные (слегка присыпанные грунтом) и подземные (в грунте), т.е. на глубине не менее 0,8 м от поверхности земли.

Для предохранения подземных стальных ГП от коррозии их защищают различными пленками, битумными мастиками по ГОСТ 9.602-69.

Надземные ГП пленками не изолируются, а просто окрашиваются масляными красками для защиты от коррозии (тех типов, которые заложены в проекте).

§

Обслуживание ГП проводится по графику, утвержденным главным инженером предприятия.

техническое обслуживание ГП входит обход трасс ГП, ремонт арматуры на них, проводится приборное техническое обслуживание действующих подземных ГП (не реже одного раза в 5 лет), согласно ПБ 12-520-03 п. 5.3.16

Обход трасс надземных ГП проводится один раз в три месяца одним рабочим (обученным и аттестованным).

Обход подземных ГП проводится двумя слесарями; периодичность обхода определяется в зависимости от технического состояния, категории ГП по давлению, от наличия средств электрохимзащиты на нем, от времени года, но не реже сроков, приведенных в Приложении №1 ПБ 12-520-03

Категории газопроводов и оборудования по давлению.

1. Газопроводы низкого давления от 0 до 0,05 кг/см2.

2. Газопроводы среднего давления от 0,05 до 3 кг/см2.

3. Газопроводы высокого давления II-ой категории от 3 до 6 кг/см2.

4. Газопроводы высокого давления I-ой категории от 6 до 12 кг/см2.

При обходе трассы надземного ГП должны определяться: утечки газа; перемещения ГП за пределы опор эстакад; наличие вибраций на ГП; прогиб ГП: изгиб или повреждение опор; состояние арматуры на ГП, изолирующих фланцевых соединений; проверяются средства защиты от падения электропроводов на надземных ГП; проверяется окраска ГП.

Выявленные неисправности слесарь докладывает мастеру, записывает в журнал обхода, а затем эти неисправности устраняются.

При обходе подземных ГП выявляются утечки газа на трассе ГП по внешним признакам (желтый снег, трава и т.д.) и по прибору. Прибором определяют присутствие газа в колодцах, в камерах инженерных подземных коммуникаций, контрольных трубках, подвалах, подземных переходах, расположенных на расстоянии 15 метров в обе стороны от ГП. Уточняется сохранность настенных звонков, указателей и ориентиров ГП, очищаются крышки колодцев и коверов от снега и льда (ковер – маленький колодец), размыв ГП паводковыми водами.

Обходчики должны контролировать наличие каких-либо строительных работ в районе ГП.

Обходчикам подземных ГП перед выходом выдаются маршрутные карты, на которых указаны: схема подземного ГП, другие коммуникации, расположенные в обе стороны от оси газопровода на 15 метров (колодцы, а/трассы, канализации и др.).

Маршрутные карты должны ежегодно выверяться. При обнаружении загазованности сооружений на трассе газопровода прибором или по внешним признакам, обходчики должны сообщить в аварийно-диспетчерскую службу и до приезда аварийной бригады должны принять меры по предупреждению окружающих (жильцов, прохожих или рабочих) о загазованности и недопустимости курения, запрет пользования открытым огнем, электроприборами и обеспечивают проветривание загазованной территории (открыв окна, двери, устраивают сквозняки) и помещений.

Результаты обхода записывают в специальный журнал.

1. При обследовании подземных ГП (не реже 1 раза в 5 лет) проверяют состояние изоляционного покрытия подземного ГП:

2. Утечки на подземных ГП можно определить газоанализатором

3. Качество сварных стыков. Копают шурф, вскрывают ГП и просвечивают сварные стыки.

Допускается проверять утечки газа, на подземных ГП, методом бурения скважин. Через каждые 2 метра на глубину (зимой – не ниже зоны промерзания грунта на расстоянии не менее 0,5 м от стенки газопровода). Затем к скважине подносят огонь. Если газ не загорается, то проверяют приборным методом.

ГП разрешается проверять на герметичность по нормам герметичности ГП, отраженным в СНИП 3.05.02-88. Например:

ГП низкого давления (0,05 кг/см2 или 500 мм вд. ст.) проверяют на герметичность давлением 3 кг/см2 в течение 1 часа.

При обнаружении утечек при обследовании подземных ГП, все работы выполняются в аварийном порядке.

ГП по истечении амортизационного срока службы, должны пройти диагностику с целью определения необходимости замены или остаточного ресурса с разработкой мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию ГП в дальнейшем сроке.

Сооружения на газопроводах

1. ГРП (газорегуляторные пункты).

2. КИП (контрольно-измерительные пункты).

3. Катодные станции электрохимзащиты.

4. Компенсаторы

5. Гидрозатворы.

6. Конденсатосборники.

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Линзовый компенсатор

Компенсаторы предназначены для смягчения (компенсации) температурных удлиннений газопроводов, для избежания разрыва труб, для удобства монтажа и демонтажа арматуры (фланцевой, задвижек).

Газопровод длиной 1 км усредненного диаметра при нагревании на 1ОС удлиняется на 12 мм.

Компенсаторы бывают:

· Линзовые;

· П-образные;

· Лирообразные.

Линзовый компенсатор имеет волнистую поверхность, которая меняет свою длину, в зависимости от температуры газопровода. Линзовый компенсатор изготавливают из штампованных полулинз сваркой.

Для уменьшения гидравлического сопротивления и предотвращения засорения внутри компенсатора установлен направляющий патрубок, приваренный к внутренней поверхности компенсатора со стороны входа газа.

Нижняя часть полулинз залита битумом для предупреждения скопления воды.

При монтаже компенсатора в зимнее время, его необходимо немного растянуть, а в летнее время – наоборот сжать стяжными гайками.

П-образныйЛирообразный

компенсатор.компенсатор.

Конденсатосборники предназначены для сбора конденсата из газопровода. Устанавливаются ниже зоны промерзания грунта только сварке таким образом, чтобы конденсат стекал в конденсатосборник с обеих сторон газопровода.

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Конденсатосборники

Гидрозатвор применяется только на ГП низкого (до 0,05 кг/см2) давления вместо запорной арматуры, вместо задвижки.

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Гидрозатвор

Обслуживать гидрозатвор легче чем задвижку, т.к. не нужно строить колодец, не нужно ходить ремонтировать задвижку.

КИПы (Контрольно-измерительные пункты) предназначены для замера разности потенциалов газопровод-земля. Количество КИПов по длине газопроводов определяется проектом.

§

Коррозией называется разрушение металлических поверхностей под влиянием химического или электрохимического воздействия окружающей среды.

Защита ГП от коррозии может быть активной или пассивной.

Пассивная защита предусматривает нанесение на газопровод различных липких лент или битумных мастик толщиной, в зависимости от изоляции согласно ГОСТ 9.602-69, табл.11, стр.6 с изменениями от 89 года.

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Активные методы защиты:

· Катодная защита;

· Электродренажная защита;

· Протекторная защита;

· Электрическое секционирование.

При катодной защите на ГП накладывается отрицательный потенциал от внешнего источника постоянного тока.

Электродренажная защита – это организованный отвод блуждающих токов от газопровода к источнику этих токов (например трамвайные линии в крупных городах).

Протекторная защита. При этом способе защиты катодная поляризация защищаемого ГП достигается подключением к нему анодных заземлителей, выполненных из металла, обладающего в грунтовой среде более отрицательным электрохимическим потенциалом, чем сам газопровод.

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Электрическое секционирование. Оно дополняет все остальные методы активной защиты. При этом способе ГП разъединяют на участки с помощью изолирующих фланцевых соединений.

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Арматура

Арматурой называются различные приспособления и устройства, монтируемые на газопроводах и предназначенные для включения, отключения, изменения давления или направления газового или жидкостного потока.

Седло-технический термин, означающий часть внутренней поверхности корпуса, с которой сопрягается затвор при закрытом проходе.

Классификация арматуры

1. Запорная арматура (краны, вентили, задвижки, гидрозатворы).

2. Регулирующая арматура (регуляторы, клапаны регулирующие).

3. Предохранительная и защитная арматура (предохранительно-запорные клапаны, сбросные клапаны).

4. Арматура обратного действия (клапаны обратные).

5. Контрольная арматура (указатели уровня, например, воды в паровом котле).

Маркировка арматуры.

На корпусе арматуры указываются следующие данные:

1. Условное давление Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними ;

2. Условный диаметр Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними ;

3. Товарный знак завода-изготовителя;

4. Диаметр условного прохода;

5. Стрелка, указывающая направление потока среды.

В зависимости от материала корпуса арматуры она окрашивается в разные цвета;

1. Сталь углеродистая (серый);

2. Сталь легированная (синий);

3. Кислотостойкая нержавеющая сталь (голубой);

4. Чугун серый ковкий (черный);

5. Цветные сплавы (не окрашиваются).

Назначения запорной арматуры и требования к ней.

Запорная арматура предназначена для отключения части или всего ГП, изменения потока газа до нужных пределов.

Арматура, применяемая на ГП должна быть для газовой среды.

Задвижки, устанавливаемые на наружных ГП должны быть изготовлены: Серия ХЛ по ГОСТ 15150-69; если этих данных нет, то в паспорте есть материал корпуса.

Марка стали, из которой выполнен корпус задвижки, должна быть с легирующими добавками.

Требования к запорной арматуре.

1. Герметичность затвора должна соответствовать первому классу герметичности по ГОСТ 9544-93Р (Р – это российский стандарт, а не СССР).

2. Поворотные краны и затворы должны иметь ограничители поворота, указатели положений «ОТКРЫТО»,»ЗАКРЫТО».

3. Задвижки с невыдвижным шпинделем также должны иметь указатель степени открытия задвижки. Краны должны иметь риску (черту) на шпинделе, указывающую направление прохода газа в пробке.

4. Запорная арматура должна создавать минимальное сопротивление проходу газа в открытом положении.

5. Арматура должна быстро открываться и закрываться, на что при ручном управлении должно затрачиваться небольшое усилие.

6. На маховиках задвижек и вентилей должны быть нанесены стрелки, указывающие направление вращения маховика при открытии и закрытии.

Нельзя применять рычаги усилия для задвижек с ручным управлением для «ОТКРЫТО» и »ЗАКРЫТО».

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

§

На стр.29, Таблица 30 (СНИП 2.04.08-87*)

Классификация задвижек.

1. По расположению затвора в корпусе – клиновые и параллельные;

2. С выдвижным и невыдвижным шпинделем.

3. С электроприводом и ручным управлением.

4. По материалу: чугунные и стальные.

5. По способу присоединения к газопроводу: фланцевые и приводные.

Устройство задвижки.

Задвижка состоит из корпуса, крышки, шпинделя, маховика, запорных дисков, расположенных в корпусе и соединенных шпинделем. На выходе шпинделя из крышки задвижки имеется сальниковое уплотнение, которое герметизируется гранд-буксой или сальниковой крышкой.

Неисправности задвижек:

1. Негерметичность прилегания запорных дисков задвижки к седлу корпуса, т.е. задвижка в закрытом виде пропускает через себя газ. Устранение: вытащить запорные диски и притереть на плите.

2. Тугое вращение маховика задвижки. Причина: не смазан шток. Для устранения – смазать или очень туго набить сальник (для устранения сделать перенабивку сальника).

3. При вращении маховика в положение «ОТКРЫТО» задвижка не открывается. Причина: шток сорвался из зацепления с запорными дисками.

4. Утечки газа через сальник задвижки, через фланцевые соединения корпуса задвижки с крышкой, через фланцевые соединения присоединения задвижки к газопроводу.

5. Микропоры в литье корпуса задвижки.

Краны.

Классификация кранов:

1. По способу герметизации пробки: сальниковые, натяжные, самосмазывающиеся.

2. По материалу: чугунные, бронзовые, латунные.

3. По способу присоединения к газопроводу: муфтовые, цанковые и фланцевые.

Устройство крана:

Устройство сальникового крана состоит из корпуса и пробки с отверстием для прохода газа. Сальниковое уплотнение гранд буксы: на выступающей части пробки имеется риска по которой мы определяем открыт кран или закрыт. На корпусе крана имеется маркировка: Ду, Ру и товарная маркировка завода-изготовителя и стрелка – направление потока.

Применяются, в основном, для ГП низкого давления газа. Герметичное прилегание пробки осуществляется с помощью гайки на противоположном конце пробки.

Неисправности кранов:

1. Негерметичность (т.е. в закрытом виде пропускает через себя газ). Причины: отсутствует, или плохая смазка царапины на пробке или царапины на уплотняющей поверхности корпуса.

2. Пропуск газа через сальниковое уплотнение.

3. Попуски газа через микропоры в литье корпуса крана.

Трехходовой кран.

Он предназначен для подключения манометров к измеряемой среде (в трубопроводах и др.).

Служит для проверки работоспособности манометров:

· Посадка манометров на “0”;

· Проверка рабочего манометра по контрольному;

· Проверка сифонной трубки.

Состоит из корпуса со специальным фланцем для подключения контрольного манометра и пробки с тремя отверстиями. На выступающей из корпуса части нанесены риски – указатели положения пробки крана.

Вентиль.

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с нимиНефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с нимиНефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с нимиНефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с нимиНефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с нимиНефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними– направление движения газа в вентиле

Вентили на ГП не применяются совсем (или редко). Состоит из корпуса, крышки, клапана со шпинделем и маховика.

Он отличается от клапана и задвижки большим гидравлическим сопротивлением при проходе через него среды. Направление потока меняется на 180 градусов.

Игольчатый вентиль разрешается устанавливать вместо 3-х ходового крана со специальным устройством для подключения контрольного манометра – для проверки рабочего.

Маркировка трехходового крана нанесена мелким шрифтом на ребре (надо смотреть внимательно).

Испытание арматуры.

Арматуру, устанавливаемую на ГП, низкого давления испытывают на прочность и плотность материала корпуса водой, давлением 2 кг/см2. Для испытания кранов допускается использовать воздух того же давления. На герметичность затвора, сальниковых, прокладочных уплотнений, краны испытывают воздухом давлением, равным:

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Задвижки испытывают керосином (только!!!). Для этого задвижку ЗАКРЫВАЮТ и одну сторону у закрытой задвижки закрашивают мелом. Затем, задвижку мелованной стороной переворачивают вниз фланца, а в затвор, с другой стороны, наливают керосин и выдерживают 1 час, керосин выливают и проверяют закрашенную мелом сторону. Если керосиновых пятен нет – задвижка герметична.

Арматуру, устанавливаемую на ГП, среднего и высокого давлений, испытывают на прочность и плотность материала корпуса. Задвижки испытывают водой, давлением равным:

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

но не менее, чем 3 Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними .

На герметичность затвора краны испытывают воздухом давлением:

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

а задвижки все испытывают заливкой керосина.

Испытания водой делают для того, чтобы в случае разрыва корпуса не разлетались осколки.

Испытания на прочность и плотность корпуса производят при открытых запорных установках.

На герметичность испытывают арматуру в закрытом положении. Пропуск воды или потение через металл во время испытаний – недопустимы. Вода после испытаний должна быть удалена, а арматура просушена.

Ремонт запорной арматуры.

РЕМОНТ – комплекс операций с разборкой, восстановлением или заменой деталей и узлов, после выполнения которых, гарантируется исправность и безаварийность газопроводов и газового оборудования на последующий срок эксплуатации.

Ремонт арматуры производится по графику, подтвержденным главным инженером предприятия с учетом ПБ 529-03 или по мере необходимости. Запорная арматура ремонтируется не реже 1 раза в год. Этот ремонт называется ТЕКУЩИЙ.

Капитальный ремонт производится на основании дефектных ведомостей по мере необходимости. Сведения о техническом обслуживании, текущем ремонте заносятся в журнал (а о капитальном ремонте, замене в паспорт газопровода). (п.5.4.2 ПБ 529-03).

Ремонт запорной арматуры включает в себя:

1. Очистка от грязи и ржавчины.

2. Окраска (при необходимости).

3. Смазка штока или шпинделя задвижки.

4. Набивка сальников.

5. Проверка неисправности и ремонт приводного устройства задвижек.

6. Смена износившихся прокладок, болтов.

7. Доводка арматуры до 1 класса по запорной способности.

8. Проверка плотности всех резьбовых, фланцевых соединений.

Набивка сальников запорной арматуры, разборка резьбовых соединений на наружных ГП среднего и высокого давлений допускаются при давлении газа не более 1 Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними (или 0,1 МПа).

: Замена прокладок фланцевых соединений на наружных газопроводах допускается при давлении газа в газопроводе 40…200 даПа (40…200 мм вд. ст.).

1 даПа = 1 мм вд. ст.

При ремонтных работах на газопроводах и оборудовании в загазованных помещениях снаружи должен находиться человек, наблюдающий за работающим в помещении, который также обязан следить, чтобы вблизи не было открытого огня, не было посторонних, прохожих. Двери загазованного помещения должны быть постоянно открыты.

Разборка фланцевых резьбовых соединений на внутренних газопроводах (зданиях) любого давления должна производиться на отключенном и заглушенном участке газопровода (п.6.59 ПБ в ГХ).

Смазка кранов внутридомового газового оборудования на ГП диаметром не более 50 мм при соблюдении соответствующих мер безопасности допускается при давлении газа не более 300 даПа (300 мм вд. ст.).

Требования к заглушкам.

Заглушки, устанавливаемые на газопроводах, должны соответствовать максимальному рабочему давлению газа в ГП, иметь хвостовики, выступающие за пределы фланцев и клеймо с указанием давления газа и диаметра газопровода.

Перед началом ремонтных работ на подземных ГП, связанных с разъединением газопровода (замена задвижек, снятие и установка заглушек, прокладок), необходимо отключить имеющуюся защиту от электрохимической коррозии и установить на разъединяемых участках ГП перемычку с целью предотвращения искрообразования.

§

Плотное, герметичное прилегание клапанов, золотников, плунжеров, запорных дисков к седлам, пробок к корпусам кранов, достигается притиркой, которую производят при помощи притира и притирочного материала. Притиры изготавливают из чугуна, мягкой стали, меди, твердых пород дерева или других материалов. Они имеют форму плиты, бруса, кольца, конуса или специальной фигуры, в зависимости от притираемой детали.

Притирку пробок кранов производят без притира.

В качестве притирочных материалов служат порошки, приготовленные из наждака, толченого стекла, пастой ГОИ. Паста ГОИ по притирочным способностям подразделяется на грубую, среднюю и тонкую.

Для работы приготавливают полужидкую смесь порошка или пасту со смазкой. Смазка предотвращает быстрое притупление зерен притирочного материала и нагрев деталей. В качестве смазки применяют различные вещества в зависимости материала притира.

Для чугунного притира – керосин, скипидар. Для мягкой стали – машинное масло. Для меди – машинное масло, спирт, скипидар.

Краны притирают в местных условия, для этого удаляют ограничитель поворота, пробку и гнездо промывают и насухо протирают. Затем равномерно наносят слой притирочной смеси на пробку, вставляют ее в кран. При помощи ключа поворачивают пробку вправо-влево на угол 90…100 градусов. После 5…6 таких поворотов пробку вынимают, переворачивают на 180 градусов, снова вставляют и поворачивают столько, сколько надо. Притирку пробки (с промывкой) проводят несколько раз с заменой притирочной смеси.

Притирка считается законченной, если нанесенные на пробку 2…3 штриха карандашом стираются при нескольких поворотах пробки.

Корпуса задвижек и кранов притирают в специальных цехах или меняют арматуру на новую.

Манометры. Единицы давления

Манометры предназначены для измерения давления, разряжения. Манометры, установленные на ГП, ТП (трубопроводах), аппаратах показывают избыточное давление. Чтобы получить абсолютное давление необходимо к числу избыточного давления, снятого по манометру, прибавить 1 (атмосферное давление) в кгс/см кв.

Манометры, устанавливаемые в системах газоснабжения, подразделяются на:

· Жидкостные;

· Пружинные;

· Электроконтактные;

· Мановакууметры.

Мановакуумметры, предназначенные для измерения не только Ризб, но и для измерения разрежения, т.е. давления меньше атмосферного.

Жидкостные манометры. Они предназначены для измерения небольших давлений.

Нулевая отметка шкалы находится посередине. Один конец трубки свободно сообщается с атмосферой. Второй – через резиновый шланг соединяется с измеряемой средой ГП. Трубка до «0» отметки заполняется водой (подкрашенной); можно спирт, тосол и т.п., но необходимо делать поправку на плотность, т.е. приводить ее плотность к плотности воды.

Чтобы снять показания с U-образного жидкостного манометра, необходимо сложить понижение уровня в одном колене с повышением его в другом.

Пружинные манометры. Они предназначены для измерения всех давлений. Пружинный манометр состоит из круглой коробки – корпуса, в которой находится изогнутая латунная трубка овального сечения. Один конец трубки запаян, а другой соединяется через трехходовой кран с измеряемой средой. Запаянный конец трубки (Бурдона), через рычаг соединяется с зубчатым сектором, сопряженным с шестеренкой, на оси которой находится стрелка.

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

У манометра есть шкала (циферблат), на котором нанесены следующие данные:

1. ГОСТ манометра;

2. Размер корпуса (100, 160мм);

3. Дата выпуска;

4. Класс точности манометра;

5. Погрешность, выраженная в %;

6. Единицы шкалы манометра (Мпа, кгс/см Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними , бар, КПа, Па);

7. Предел измерения давления данным манометром;

8. Тип (МТП, ОБМ, МО и т.д.).

Электроконтактные манометры. Это разновидность обычного пружинного манометра. (ЭКМ).

У ЭКМ кроме черной показывающей стрелки имеется одна или несколько светлых контактных стрелок. К ЭКМ через специальное устройство подается напряжение.

ЭКМ работают в системе автоматики, безопасности и регулирования.

ЭКМ устанавливаются на барабанах котлов, перед горелками котлов для контроля давления, на горелку строго по проекту.

Неисправности манометров:

· Нет клейма или пломбы госповерителя.

· Просрочена госповерка манометра.

· Разбито стекло, помят корпус, грязное стекло.

· Возможны утечки газа через негерметичную трубку Бурдона манометра.

· При посадке на «0» стрелка не садится на нулевую отметку.

· При проверке рабочего манометра с контрольным показания не совпадают.

Исправность и правильность показаний манометра проверяется в следующие сроки:

1. 1 раз в год – госповерка в лаборатории госповерителя.

2. Не реже одного раза в смену – посадка на «0».

3. Не реже 1 раза в 2 месяца – проверка контрольным манометром.

Рабочее положение стрелки манометра должно находиться во второй трети шкалы.

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

На манометре должна быть закреплена полоска, окрашенная в красный цвет, обозначающая максимальное допустимое рабочее давление. Красную черту наносить на стекло нельзя, т.к. стекло от вибрации может сместиться.

0,1 Мпа = 1 кгс/см Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

1 бар = 1,02 кгс/см Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

1 мм вд. ст. = 10 Па

1Кпа = 100 мм вд. ст.

1 кгс/см Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними = 10000 мм вд. ст.

1 Мпа = 10 кгс/см Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

1 Па = 0,1 мм вд. ст.

§

Информация: ПБ в ГХ п.6.25…6.31.

Контрольная опрессовка – испытание ГП и газового оборудования низким давлением воздуха с целью обнаружения мельчайших утечек газа, т.е. проверка герметичности газового оборудования.

КО проводится воздухом или инертным газом. Она проводится перед каждым пуском газа, после ремонта, с началом отопительного сезона, при первичном пуске газа в газопроводы или оборудование. Перерыва между пуском газа и КО быть не должно. Результат контрольной опрессовки записывается в НАРЯД-ДУПУСК.

Наружные ГП всех давлений подлежат КО давлением 0,02 МПа:

0,02 МПа = 0,2 кгс/см Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними ´(10000) = 2000 мм вд. ст.

Падение давления не должно превышать 10 даПа (или 10 мм вд. ст.) за 1 час.

КО внутренних газопроводов промышленных и сельскохозяйственных производств, котельных, ГРП, ГРУ должно проводиться давлением 0,01 Мпа (1000 мм вд. ст.). Падение давления не должно превышать 60 даПа (60 мм вд. ст.) за 1 час.

КО внутренних газопроводов и газового оборудования общественных, жилых зданий, административных, должна проводиться давлением 500 даПа (500 мм вд. ст.). Падение давления не должно превышать 20 даПа (20 мм вд. ст.) за 1 час.

Прокладочные уплотнительные материалы. Требования к ним.

Паронит ПМБ (маслобензостойкий).

Для уплотнения фланцевых соединений на ГП и газовом оборудовании применяют прокладки из следующих материалов:

1. Для ГП давлением равным или меньше 16 кгс/см Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними , применяют паронит толщиной 1…4 мм ПМБ.

2. ГП с давлением равным или меньше 6 кгс/см Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними , применяют резину маслобензостойкую, толщиной 3..5 мм.

3. Для ГП всех давлений, в том числе транспортирующих сернистый газ, применяют алюминий листовой d = 1…4 мм.

4. Для ГП всех давлений, кроме транспортирующих сернистый газ, применяют медь листовую толщиной 1…4 мм.

Прокладки должны быть упругими, эластичными, прочными, чтобы при зажимании между фланцами не выдавливались.

Металлические прокладки не должны образовывать гальванической пары, между собой и металлом трубы и иметь примерно одинаковое относительное удлинение с металлом трубы.

Резина маслостойкая применяется при температуре среды от -30 Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними до 80 Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними .

Паронит применяют до 425 Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними для пара и воды.

Для уплотнения резьбовых соединений применяют лен длинноволокнистый трепанный, который выпускают в виде прядей. Перед навертыванием на резьбу лен пропитывают суриком или свинцовыми белилами, разведенными на натуральной олифе.

Применяют ленту ФУМ (фторопластовый уплотнительный материал). Лента ФУМ предназначена для уплотнения резьбовых соединений в диапазоне температур от -60 Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними до 200 Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними С и давлением до 100 кгс/см Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними .

Для уплотнения сальниковых соединений в арматуре насосов применяют набивки, изготовленные из асбестовых и хлопчатобумажных материалов. Набивки изготавливают в виде крученых, плетеных и катаных шнуров, имеющих круглую, квадратную или прямоугольную форму, размером от 2 до 70 мм.

§

Пределами устойчивой работы горелок является отрыв пламени от горелок и проскок пламени внутрь горелки.

Стабилизация пламени производится с помощью специальных устройств и создания условий для предотвращения отрыва или проскока:

· Поддержание скорости выхода ГВС в безопасных пределах;

· Поддержание температуры в зоне горения не ниже температуры воспламенения ГВС.

Когда в горелку поступает чистый газ без воздуха, то пламя в этом случае наиболее устойчиво, т.к. проскока быть не может, а отрыв маловероятен, т.к. такие устройства работают на низком давлении газа.

В горелках, в которых имеется готовая газо-воздушная смесь, т.е. газ и воздух, возможен отрыв и проскок. Проскок пламени в горелку можно предотвратить, если:

· Уменьшить выходное отверстие для ГВС;

· В устье горелки установить щелевой стабилизатор с размером щели не более 1,2мм или сетки с мелкой ячейкой, размером не более 2,5мм;

Про анемометры:  Как определить утечку газа в двигателе

· Если охлаждать выходное отверстие горелки.

Отрыв пламени от горелки можно предотвратить, установив у устья горелки постоянно горящую запальную горелку, с помощью огнеупорных туннелей различной конструкции, установки рассекающего стабилизатора, установки в топке котла огнеупорной горки из огнеупорного кирпича. Горка (огнеупорная) в топке предотвращает отрыв пламени и поддерживает температуру в топке котла.

Газовые горелки

Газовой горелкой называется устройство, обеспечивающее устойчивое сжигание газообразного топлива и регулирования процесса горения.

Основные функции горелок:

· Подача газа и воздуха к фронту горения;

· Смесеобразование;

· Стабилизация фронта пламени;

· Обеспечение требуемой интенсивности процесса горения газа.

Типы газовых горелок

1. Диффузионные горелки.

2. Инжекционные среднего и низкого давления.

3. Кинетические – с принудительной подачей воздуха низкого и среднего давления.

4. Комбинированные газомазутные горелки низкого и среднего давления.

Все горелки должны пройти государственные испытания в специальных испытательных центрах и иметь «Сертификат соответствия российским стандартам»

(Испытания: г.Шахты, Ростовской области, Свердловская область: «Уральский испытательный центр горелочных устройств».

Диффузионная горелка. Диффузия – процесс самопроизвольного проникновения одного вещества в другое.

В диффузионных горелках весь, необходимый для сгорания газа воздух – вторичный. Диффузионные горелки практически нигде не применяются. Диффузионная горелка представляет собой трубу с отверстиями для выхода газа, расстояние между отверстиями определяется с учетом распространения пламени от одного отверстия к другому. В такую горелку подается чистый газ без примеси воздуха. Горелки маломощные, требуют большой объем топочного пространства или подачу воздуха в топку вентилятором.

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

В промышленности на старых заводах применяется подово-щелевая диффузионная горелка, представляющая собой трубу Æ 57мм с высверленными на ней в 2 ряда отверстиями.

К преимуществам диффузионных горелок можно отнести простоту конструкции и устойчивое пламя.

Инжекционная горелка. Подсос воздуха за счет разряжения, создаваемого струей истекающего газа, называется инжекцией, или подсос воздуха осуществляется за счет энергии струи газа. Инжекционные горелки бывают с неполной (50…60%) инжекцией воздуха и полной инжекцией.

В инжекционных горелках в горении участвует воздух первичный (50…60%) и вторичный из объема топки. Горелки эти называются еще саморегулирующимися (т.е., чем больше подача газа, тем больше засасывается воздуха).

Недостатки этих горелок: нуждаются в стабилизации пламени от отрыва и проскока. Горение – с шумом при работе.

Достоинства горелок: простота конструкции, надежность в работе, возможность полного сжигания газа, возможность работы на низких и средних давлениях, подача воздуха за счет энергии струи газа, что экономит электрическую энергию (вентилятора).

Основными частями инжекционных горелок являются:

· Регулятор первичного воздуха (1);

· Сопло (2);

· Смеситель (3).

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Регулятор первичного воздуха представляет собой вращающийся диск, шайбу или заслонку, с помощью которых регулируется подача первичного воздуха.

Сопло служит для превращения потенциальной энергии давления газа – в кинетическую (скоростную), т.е. для придания газовой струе такой скорости, которая обеспечивала бы необходимый поток воздуха.

Смеситель горелки состоит из 3-х частей:

· Инжектора (4);

· Конфузора (5);

· Диффузора (7).

В инжекторе создается разрежение и создается подсос первичного воздуха.

Самая узкая часть горелки – конфузор, в котором происходит выравнивание газо-воздушной смеси.

В диффузоре происходит окончательное перемешивание газовоздушной смеси и увеличение ее давления за счет снижения скорости.

Горелка с принудительной подачей воздуха. Это кинетическая или двухпроводная горелка. Воздух для сгорания газа подается в горелку принудительно вентилятором 100%, т.е. весь воздух первичный. Горелка эффективная, большой мощности, не требует большого топочного пространства. Работает на низком и среднем давлении газа, нуждается в стабилизации пламени от отрыва и проскока.

В горелке имеется завихритель воздуха, предназначенный для полного перемешивания газа с воздухом внутри горелки.

У горелки имеется керамический туннель, выполняющий функции стабилизатора.

Комбинированные газомазутные горелки. У этих горелок помимо газовой части имеется форсунка для распыливания жидкого топлива. Одновременное сжигание газа и жидкого топлива разрешается кратковременно при переходе с одного вида топлива на другой.

Форсунка представляет собой конструкцию типа труба в трубе. По центральной трубе подается жидкое топливо, по межкольцевому пространству подается распыливающий воздух или пар.

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Электромагнитная арматура.

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Это клапаны КГ-70,40,20,10 и вентиль СВМГ, предназначенные для автоматического выключения и включения горелок.

Работают в системе автоблокировок и регулирования, предназначенных для отключения подачи газа на котел в случае отклонения какого-либо параметра работы котла от нормально-заданного.

Электромагнитные клапаны КПЭГ-100п, КПЭГ-50п также предназначены для работы в системе автоматической блокировки по отключению напряжения. Включается только вручную.

Устройство клапанов.

Клапаны КГ работают на газопроводах с давлением не более 0,5 кг/см Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними . Клапан состоит из корпуса, крышки, между которыми зажата мембрана.

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Сверху мембраны имеется металлический диск, снизу уплотнительная прокладка, выполняющая функцию клапана. Прокладка и металлический диск между собой стянуты болтом.

В верхней части крышки имеется колпак, под которым имеется болт-ограничитель прогиба мембраны.

В состав клапана КГ входит сервоклапан и катушка электромагнита. В сервоклапане имеются два отверстия, в верхней части перепускное, а снизу сбросное, которые по очереди бывают открытыми и закрытыми золотником, связанным через шток с сердечником катушки электромагнита.

В сервоклапане над золотником имеется короткая жёсткая пружина, которая при отключении напряжения плотно прижимается к седлу сбросного отверстия золотника.

При отсутствии напряжения на катушке электромагнита золотник сервоклапана под действием веса сердечника электромагнита, силы пружины перекрывает сбросное отверстие, т.е. сидит на седле сбросного отверстия.

Через сбросное отверстие, закрытое золотником, прекращается сброс газа из надмембранной полости ЭКГ в атмосферу. Перепускное отверстие в сервоклапане осталось открытым. Подмембранная полость клапана через прорези в корпусе, через открытое перепускное отверстие сообщается с надмембранной полостью, по принципу сообщающихся сосудов. Давление газа в подмембранной и в надмембранной становится равным. При этом мембрана, под действием веса диска на ней и силы пружины перекрывает проход газа.

При подаче напряжения на катушку электромагнита сердечник втягивается внутрь катушки, через шток приподнимает золотник от седла сбросного отверстия, открывая его и закрывая перепускное отверстие в верхней части сервоклапана.

Газ из надмембранной полости клапана КГ через открытое сбросное отверстие сбрасывается в атмосферу через импульсную трубку. При этом давление в надмембранной полости становится равным атмосферному давлению.

Мембрана, под действием входного давления газа под ней, прогнется вверх вместе с уплотнительной прокладкой снизу, и обеспечит проход газа на горелку. А перепускное отверстие сервоклапана при этом закрыто золотником и связи подмембранного и надмембранного пространства клапана – нет.

Неисправности клапана КГ:

1. Негерметичность прилегания клапана к седлу. Пропуск газа на горелку в топку.

2. Негерметичность прилегания золотника сервоклапана к седлу сбросного отверстия. В этом случае, если сбросная трубка врезана в выходной газопровод горелки, согласно паспорта на клапан завода-изготовителя, то также произойдет загазовывание топки.

3. Негерметичное перекрытие золотником перепускного отверстия сервоклапана (напряжение на катушку подано, клапан открыт). При такой негерметичности, клапан может закрыться вследствие того, что газ из подмембранной полости через прорези в корпусе и негерметично закрытое перепускное отверстие поступит в надмембранную полость клапана и он закроется. Для устранения негерметичности (вышеназванных) необходимо заменить уплотнительные поверхности, проявив при этом незаурядную фантазию, т.к. Российскими предприятиями ЗИП не поставляются. Для устранения негерметичности сервоклапана можно регулировать ход золотника устройством, находящимся в присоединении сердечника электромагнита со штоком золотника сервоклапана.

4. Утечка газа наружу через уплотнительную прокладку сервоклапана (нарисована синим).

5. Утечка газа через болт в крышке клапана под колпаком.

6. Негерметичная сборка в центре мембраны клапана. Если утечка сильная, то давление над мембраной и под мембраной выровняется, то клапан закроется и перекроет газ.

7. Порыв мембраны. При открытом клапане, когда напряжение подано. Давление над и под мембраной выровняется и клапан закроется. Мембраны обычно рвутся по периметру, там, где мембрана зажата болтами.

8. В верхней части сервоклапана прогибается пластмассовая втулка. Нарушается герметичность закрытия перепускного отверстия.

9. Утечки газа через микропоры в корпусе, крышки.

10. Сгорела катушка электромагнита.


Соленоидный вентиль СВМГ.

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Устанавливается на ГП с давлением от 0,1 кг/см Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними до 1 кг/см Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними в системах автоматики безопасности и регулирования.

Напряжение есть – клапан открыт.

Напряжения нет – клапан закрыт.

Время закрытия или открытия клапана 1 сек. Клапан состоит из корпуса, крышки, катушки электромагнита. Сердечник катушки электромагнита через разгрузочный плунжер, выполняющий функцию штока, соединен с клапаном, находящимся в корпусе вентиля.

Под клапаном находится хвостовик разгрузочного плунжера с пружиной. В разгрузочном плунжере имеются отверстия для пропуска газа из надклапанного пространства в подклапанное пространство (служит для выравнивания давления над и под клапаном при пуске вентиля в работу, при подаче на катушку ЭМ напряжения).

В нижней части корпуса имеется устройство для ручного подъема клапана в том случае, когда сгорела катушка электромагнита.

Работа.

При отсутствии напряжения на катушке электромагнита, клапан металлический, залитый резиной, сидит на седле корпуса вентиля. На него воздействует сверху вес сердечника электромагнита и входное давление газа, которое через отверстие в мембранной перегородке, соединенной с клапаном, поступает в надклапанное пространство, т.е. клапан прижат к седлу.

При подаче напряжения на катушку электромагнита, сердечник втягивается, при этом в первую очередь приподнимается разгрузочный плунжер и открывается перепускное отверстие в хвостовике разгрузочного плунжера. Газ из надклапанного пространства перетекает в подклапанное пространство, давление над и под клапаном выравнивается и клапан открывается на полную величину, обеспечивая проход газа к потребителю.

Неисправности:

1. Сгорела катушка электромагнита.

2. Клапан СВМГ негерметичен изначально, по паспорту. Могут быть утечки газа наружу через микропоры корпуса, по резьбовым соединениям и через устройство для ручного подъема клапана. Чтобы обнаружить утечку газа на фланцевом соединении необходимо это соединение обмотать бинтом и обмылить.

§

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Технологическая цепочка ГРП состоит из основной линии и байпасной (обводной) линии. Байпас врезан до рабочей задвижки (1) высокого давления и после рабочей задвижки низкого давления (5) на основной линии. Байпас оборудован двумя задвижками, между которыми имеется продувочная свеча и манометр.

На основной технологической линии ГРП расположены рабочая задвижка (1) высокого давления и рабочая задвижка (5) со стороны сниженного давления.

После задвижки (1) установлен фильтр (2), предназначенный для очистки газа от механических примесей. Допускается выносить фильтр за пределы помещения ГРП на улицу со стороны входа газа в ГРП.

До и после фильтра установлены манометры (9) и (10), по разности показаний которых определяют степень чистоты фильтра. Перепад давления газа на фильтре не должен превышать величины, установленной заводом-изготовителем (п.3.4.12. ПБ в ГХ). Манометры на фильтре должны быть с одинаковым классом точности и одинаковой шкалой, в противном случае разность показаний определить не удастся. Чистить фильтр необходимо 1 раз в год.

После фильтра по ходу газа устанавливается предохранительно-запорный клапан (ПЗК). ПЗК устанавливается перед регулятором по ходу газа на газопроводе высокого давления, а контролирует давление -–после регулятора (т.е. низкое).

Связь ПЗК со сниженным давлением производится через импульсную трубку.

ПЗК отсекает подачу газа на регулятор, в случае повышения давления газа за ним не более, чем на 25% (п. 3.4.3. ПБ в ГХ), и при понижении давления газа за регулятором до значения, установленного паспортом горелки котла (минимального значения давления по паспорту горелки). Срабатывание ПЗК происходит автоматически.

После ПЗК по ходу газа установлен регулятор давления, который предназначен для снижения давления газа и поддержания его на заданном уровне независимо от расхода газа.

После регулятора смонтирована продувочная свеча (15) и линия отбора импульсов. Эта линия предназначена для подачи спокойного импульса газа (в ламинарном режиме) в ПЗК и РДУК для контроля за давлением газа после регулятора в спокойном режиме, т.е. без гидроударов.

После регулятора со стороны сниженного давления газа устанавливается предохранительно-сбросной клапан (ПСК), который предназначен для сброса газа в атмосферу в случае повышения давления его за регулятором не более, чем на 15% от рабочего.

После регулятора установлен манометр низкого давления.

Продувочные сбросные трубопроводы ГРП.

Продувочные сбросные трубопроводы ГРП предназначены для сброса газа в атмосферу для освобождения ГП от газа перед ремонтными работами для сброса избыточного давления газа от ПСК, для продувки ГП газом при вытеснении воздуха при первичном пуске ГРП и ГП в эксплуатацию.

Диаметр продувочных трубопроводов должен быть не менее 20мм, и оборудован только кранами (но не вентилями) для быстроты сброса газа. Продувочные трубопроводы должны иметь минимальное количество поворотов и изгибов, не должно быть зауженных сечений и вмятин.

Продувочный трубопровод выводится выше крыши здания не менее, чем на 1 метр и конец его должен быть защищен от попадания атмосферных осадков.

Фильтры газовые.

Фильтры бывают чугунные диаметром от 50 до 200мм, стальные, сварные и сетчатые.

Чугунный фильтр. Он имеет чугунный литой корпус, внутри которого имеется фильтрующая кассета (5). Сверху корпуса имеется крышка (2) на болтах. Фильтр фланцевый. Во фланцах чугунного фильтра имеются резьбовые отверстия, предназначенные для подключения манометров.

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

На корпусе фильтра имеется стрелка, указывающая направление потока среды, Ру и Ду.

Фильтр сварной стальной. Представляет собой конструкцию, сваренную из верхнего и нижнего днища. Верхняя часть крепится к корпусу на болтах и выполняет роль крышки. В нижней части фильтра имеется люк для удаления крупных механических примесей; внутри корпуса имеется фильтрующая кассета и по ходу газа на входе в корпусе установлен отбивной металлический лист, предназначенный для предохранения фильтрующей кассеты от разрушения при попадании в нее крупных механических предметов.

Фильтр имеет два патрубка: входной и выходной, на корпусе Ру и Ду.

Сетчатый фильтр. Применяется в шкафных газорегуляторных установках или пунктах. Он изготавливается малых диаметров от 25 до 40мм.

Фильтрующие кассеты всех фильтров заполнены конским волосом или другим синтетическим материалом, равнозначным конскому волосу.

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Фильтр сварной стальной

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Сетчатый фильтр

Чистка фильтра.

Эта работа газоопасная, выполняется по наряду – допуску бригадой в составе не менее 3-х рабочих под руководством ИТР. Относится к первой группе газоопасных работ. Чистку фильтра производят по графику, утвержденному главным инженером предприятия, по мере необходимости, но не реже 1 раза в год.

Перепад давления на фильтре, устанавливается заводом – изготовителем.

Перед чисткой фильтра проводятся подготовительные работы:

1. Работа ГРП производится по байпасной обводной линии.

2. Закрываются задвижки (1) и (5)на основной линии ГРП.

3. Открываются краны продувочных трубопроводов (14) и (15) для сброса газа в атмосферу. По манометрам(9) и (10) на фильтре убеждаемся в отсутствии давления.

4. После рабочей задвижки (1) по ходу газа устанавливают заглушку и перед рабочей задвижкой (5) также устанавливают заглушку (со стороны отсутствия давления газа).

5. Двери ГРП на протяжении всей работы должны быть открыты, а с наружной стороны должен стоять слесарь, в обязанности которого входит контроль за состоянием работающих, не допускать посторонних лиц, огня. Если работа в противогазах, то слесарь следит за положением шлангов противогазов.

Основная работа:

Снимается крышка фильтра, вынимается фильтрующая кассета, ложится в металлическое ведро и быстро выносится на улицу во избежание воспламенения пирофорных соединений в помещении ГРП, имеющихся в фильтрующей кассете. Пирофорные соединения в фильтрующей кассете образуются за счет одоранта, подаваемого в газ (С2Н5SН). Пирофорные соединения способны самовоспламеняться при контакте с кислородом воздуха.

Фильтрующую кассету чистят на улице не ближе 5м от здания ГРП в местах, удаленных от легковоспламеняющихся веществ и материалов (п.3.4.12. ПБ в ГХ).

Фильтрующую кассету вытряхивают, промывают керосином, затем смачивают машинным маслом, дают маслу стечь, затем вставляют в заранее очищенный корпус фильтра.

В фильтрующую кассету при необходимости может быть добавлен также фильтрующий материал. Кладут новую паронитовую прокладку, ставят крышку. Затем снимают заглушки и производят переход с байпаса на основную линию согласно инструкции.

После пуска газа обмыливают соединения корпуса фильтра с крышкой на предмет утечки газа в ГРП.

§

Удерживаем молоток в вертикальном положении или привязываем к крышке. Регулятором по манометру на выходе устанавливаем то давление, при котором ПЗК должен прекратить подачу газа в случае повышения его до аварийного значения.

Для примера: Рраб.=0,4 кгс/см2 на горелку, тогда ПЗК по верхнему пределу мы должны настроить в пределах от 15% до 25% от Рраб.;

Тогда: Рверх.=0,4×1,25…0,4×1,15=0,5…0,56 кгс/см2.

Удерживая отверткой регулировочный винт настройки ПЗК на низкое давление, ключом вращаем гайку, сжимаем или ослабляем большую пружину таким образом, пока коромысло не войдет в зацепление с выступом на молотке (едва-едва). Все, считается, что после этого ПЗК настроен на срабатывание по повышенному давлению. После этой настройки закручивают фиксирующие винты в верхней крышке, чтобы от вибрации не сбивалась настройка ПЗК. Настройку ПЗК дублируют несколько раз (т.е. прогоняют на срабатывание).

Неисправности:

1. Негерметичность прилегания клапана к седлу. Уплотнение клапана может прохудиться из-за тещин в резине, царапины, ямы на седле корпуса (тогда надо притирать).

2. Утечки газа через сальниковое уплотнение на выходе оси из корпуса. Сбросить давление, перенабить сальник (работа по наряду-допуску).

3. Туго зажат сальник. Рычаг с грузом медленно опускается вниз или совсем не опускается.

4. Порыв мембраны ПЗК (утечка будет в помещение ГРП, т.к. крышка негерметична).

5. Пружины от времени утратили свои упругие свойства.

6. Погнуты рычаги, коромысла. Молоток, коленчатый рычаг и т.д также погнуты при транспортировке.

7. Плохое вращение молотка, коленчатого рычага. Необходимо смазать оси солидолом.

8. Утечки газа через микропоры в корпусе ПЗК. Обмылить мыльным раствором.

Регуляторы давления.

Предназначены для снижения давления газа и поддержания его на заданном уровне независимо от расхода газа.

Регулятор РДУК-2 комплектуется двумя пилотами КН-2 и КВ-2. Пилот КН-2 обеспечивает выход давления после регулятора в пределах 0,005…0,6 кгс/см2 (или 50..6000 мм вд.ст.). Пилот КВ-2 от 0,6 до 6 кгс/см2 .

Устройство регулятора. Регулятор состоит из следующих основных узлов:

1. Регулятор управления (пилот).

2. Исполнительный узел.

3. Импульсные трубки.

4. Дроссельное устройство.

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Регулятор РДУК-2

Исполнительный узел состоит из корпуса и мембранной камеры, прикрепленной к нижней его части. Мембранная камера образована двумя чугунными тарелками, между которыми зажата мембрана. Мембрана через составной шток, состоящий из двух частей, соединяется с клапаном в корпусе исполнительного узла. У клапана имеется направляющая, предназначенная для правильной посадки клапана на седло. В надклапанном пространстве корпуса исполнительного узла имеется ограничитель подъема клапана, фильтрующая сетка, предназначенная для очистки газа от механических примесей.

В верхней части корпуса имеется крышка на болтах. Крышка предназначена для осмотра и ремонта деталей корпуса. Корпус фланцевый. На корпусе – маркировка, стрелка, Ду, Ру.

Пилот – регулятор управления. Крепится к надклапанному пространству корпуса исполнительного узла. Давление газа в надклапанном пространстве корпуса равно входному давлению ГРП (6…12 кгс/см2). На корпусе крестовины пилота имеется стрелка, указывающая направление потока газа. На входе газа в крестовину пилота имеется полусферическая фильтрующая сетка. Пилот состоит из корпуса (вкрхняя часть) и крышки (нижняя часть). В крышке имеется резьбовой регулировочный стакан, а также дыхательное отверстие для сообщения подмембранного пространства с атмосферой. К верхней части корпуса крепится крестовина. Между корпусом и крышкой зажата мембрана. Мембрана через составной шток, состоящий из двух частей, соединена с золотником в крестовине (золотник – это маленький клапан). Сверху на золотник воздействует сила пружины. В верхней части крестовины имеется пробка, предназначенная для осмотра и ремонта золотника, штока золотника, седла крестовины.

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Пилот – регулятор управления

В подмембранной полости (под крышкой пилота) имеется пружина, предназначенная для настройки регулятора на заданное давление. Усилие пружины регулируется резьбовым регулировочным стаканом. Между мембраной пилота и корпусом в верхней части образована мембранная камера, которая через импульсную трубку сообщается с выходным сниженным давлением газа после регулятора.

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Мембранный привод командного узла.

Надмембранная полость мембранной камеры исполнительного узла через импульсную трубку сообщается с выходным сниженным давлением газа после регулятора.

Давление газа, вышедшее из крестовины пилота по импульсной трубке подается в подмембранную полость мембранной камеры через дроссель в подмембранную полость мембранной камеры исполнительного узла. Из подмембранной камеры исполнительного узла имеется сбросная трубка, врезанная в выходной газопровод после регулятора, предназначенная для сброса того газа, который не пропустил дроссель в подмембранную полость мембранной камеры. При подключении сбросной трубки к телу трубы имеется дроссель. Этот дроссель может быть конструктивно смонтирован при подключении сбросной трубки к нижней чугунной тарелке мембранной камеры. Дроссели бывают нерегулируемые, которые конструктивно выполняются в виде шайбы; дроссели регулируемые (отверстия которых можно регулировать) выполняются в виде клапана, иглы.

Пуск регулятора в работу.

Перед любым пуском регулятора в работу необходимо привести его в закрытое положение, т.е. вывернуть (ослабить) пружину пилота, резьбовой стакан при этом держится на одной нитке резьбы. При этом золотник в крестовине, прижатый сверху пружиной, сидит на седле. Прохода газа через крестовину по импульсной трубке в подмембранную полость мембранной камеры исполнительного узла – нет.

Клапан в корпусе исполнительного узла входным давлением газа прижат к седлу, т.е. регулятор – закрыт. Начинаем вкручивать резьбовой стакан пилота, сжимая пружину. Пружина давит на мембрану пилота, которая прогибается вверх через составной шток, приподнимая золотник над седлом крестовины, обеспечивая проход газа через крестовину по импульсной трубке в подмембранную полость мембранной камеры исполнительного узла. Мембрана мембранной камеры при этом под действием давления газа, прогнется вверх через составной шток, приподнимет клапан над седлом корпуса исполнительного узла и обеспечит проход газа потребителю.

Давление газа, поступившее в выходной ГП по импульсным трубкам сразу поступит в надмембранную полость пилота и уравновесит ее мембрану, и по импульсной трубке давление газа поступит в надмембранную полость мембранной камеры исполнительного узла и тоже уравновесит мембрану.

При вворачивании резьбового стакана необходимо смотреть на манометр, установленный на выходе после регулятора для настройки заданного, нужного давления.

Регулятор работает в автоматическом режиме (при нормальной работе). При повышении давления газа за регулятором, это повышенное давление пойдет одновременно по двум направлениям:

1. По импульсной трубке в надмембранную полость мембранной камеры исполнительного узла.

2. В пилот в надмембранную полость газ поступит по импульсным трубкам.

Под действием повышенного давления газа, поступившего в надмембранную полость пилота, мембрана прогнется вниз, через шток, золотник приблизится к седлу крестовины, уменьшив проход и давление газа, которое по импульсной трубке поступит в подмембранную полость мембранной камеры исполнительного узла (уменьшенное давление). Мембрана мембранной камеры исполнительного узла под действием повышенного давления над ней и пониженного (пилотом) давления под ней – пргнется вниз и через шток приблизит клапан к седлу корпуса, уменьшив проход и давление газа потребителю до заданного изначально значения.

При уменьшении давления газа за регулятором вследствие увеличения расхода газа, это пониженное давление одновременно пойдет по импульсным трубкам по двум направлениям (выровняется по принципу сообщающихся сосудов):

1. По импульсной трубке в надмембранную полость мембранной камеры исполнительного узла.

2. По импульсной трубке в пилот.

Мембрана пилота под действием пониженного давления над ней и силы пружины под ней прогнется вверх, через шток приподнимет золотник над седлом крестовины, увеличив проход и давление газа, которое по импульсной трубке поступит в подмембранную полость мембранной камеры исполнительного узла. При этом мембрана мембранной камеры под действием повышенного давления газа пилота под ней прогнется вверх, через шток приподнимет клапан над седлом корпуса, увеличив проход и давление газа потребителю до значения, заданного пружиной пилота.

Неисправности регуляторов:

1. Засорился дроссель или импульсная трубка подачи газа в подмембранную полость мембранной камеры исполнительного узла. При этом может быть колебательный процесс (стрелка манометра на выходе раскачивается или давление будет падать).

2. Забита сбросная импульсная трубка или ее дроссель. Будет колебательный процесс или будет расти давление на выходе.

3. Забит грязью золотник и шток золотника пилота, регулятор не реагирует на усилие сжимаемой пружины. Прочистить.

4. Порвана мембрана пилота. При этом произойдет загазование помещения ГРП. В зависимости от размеров порыва мембраны может быть колебательный процесс или увеличение давления потребителю выше заданного изначально.

5. Порвана мембрана мембранной камеры исполнительного узла. Возможен колебательный процесс в работе регулятора вследствие периодического уменьшения давления газа на выходе. При значительном порыве давление над и под мембраной выровняется и клапан сядет на седло корпуса, перекрыв проход газа.

6. Негерметичная втулка с отверстием для штока в крестовине пилота. Приэтом газ из-под золотника будет перетекать через эту негерметичную втулку в мембранную камеру пилота.

7. Негерметичность клапана в корпусе исполнительного узла в закрытом положении.

Работа регулятора «на тупик».

При проверке регулятора «на тупик» необходимо закрыть задвижку после регулятора. Можно закрыть задвижку за пределами ГРП, т.е. исключить расход газа через регулятор. При этом регулятору разрешается поднять давление после себя не более, чем на 10% от рабочего, т.е. заданного пружиной пилота.

При этом повышенном давлении регулятор сам себя закрывает. При увеличении давления за регулятором более, чем на 10% от рабочего, регулятор считается неисправным и подлежит ремонту. Причина негерметичности прилегания клапана к седлу: попал песок, могут быть царапины на седле, прохудилось уплотнение клапана или негерметичное прилегание золотника к седлу крестовины в пилоте.

Могут быть утечки газа через резьбовые фланцевые соединения, под пробку в крестовине, в импульсных трубках.

Регулятор давления блочный

Конструкции Казанцева

РДБК-1.

Это модифицированный РДУК-2.

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Схема работы регулятора давления РДБК-1

Регулятор давления РДБК-1 отличичается от регулятора РДУК-2 следующим:

1. Имеет стабилизатор.

2. Осуществляется связь подмембранной полости мембранной камеры исполнительного узла через импульсную трубку с подмембранной полостью стабилизатора.

3. В верхнюю чугунную тарелку мембранной камеры вмонтирована импульсная колонка.

4. В выходной газопровод после регулятора врезана всего одна импульсная трубка Æ32 мм.

Все остальное – тоже самое.

Стабилизатор устанавливается между пилотом – регулятором управления и исполнительным узлом. Подача газа в стабилизатор осуществляется из надклапанного пространства корпуса исполнительного узла через импульсную трубку. Стабилизатор предназначен для обеспечения постоянного перепада давления до и после пилота.

Чем больше диаметр регулятора, тем больше диаметр дросселей. Стабилизатор всегда открыт. Давление газа после стабилизатора снижается на 0,3…0,5 кгс/см2.

В стабилизаторе на золотник действует пружина. Золотник через шток связан с мембраной. Подзолотниковое пространство через импульсную трубку сообщается с пилотом, т.е. давление газа попадает на вход в крестовину пилота.

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Дроссель с импульсной колонкой

В РДБК-1 имеется три дросселя. Первый дроссель (19) установлен при подаче газа из пилота в подмембранную полость мембранной камеры исполнительного узла. Второй дроссель (18) установлен между импульсной колонкой (22) и верхней чугунной тарелкой мембранной камеры исполнительного узла. Третий дроссель (17) установлен на сбросной трубке.

Работа регулятора РДБК-1.

Предположим, что регулятор работает в нормальном режиме. Оператор выключил несколько котлов и давление газа после регулятора повысилось вследствие уменьшения расхода. Это повышенное давление из выходного ГП по импульсной трубке (32) поступит в импульсную колонку (21). Оттуда одновременно газ пойдет по двум направлениям:

1. Через дроссель (18) в надмембранную полость мембранной камеры исполнительного узла.

2. По импульсной трубке (29) это повышенное давление поступит в надмембранную полость пилота.

Мембрана пилота при этом несколько прогнется вниз, через шток приблизит золотник к седлу крестовины, уменьшит проход и давление газа, которое по импульсной трубке (16) через дроссель (19) поступит в подмембранную полость мембранной камеры исполнительного узла. Давление под мембрану пришло пониженное. Из пилота вышло тоже пониженное. Из под мембраны мембранной камеры исполнительного узла пониженное давление газа по импульсной трубке (28) поступит в подмембранную полость стабилизатора. При этом мембрана стабилизатора за счет силы пружины над золотником прогнется вниз, приблизив золотник к седлу крестовины стабилизатора и уменьшит проход и давление газа, поступающее по импульсной трубке (25) на пилот. Т.е. давление газа на входе в пилот несколько уменьшилось, но на выходе из пилота оно тоже было уменьшено, поэтому Р1-Р2 = const. (т.е. осталось постоянной величиной).

Повышенное давление газа поступившее через дроссель (18) в надмембранную полость, прогнет мембрану вниз и через шток приблизит клапан к седлу корпуса исполнительного узла, уменьшив проход и давление газа потребителю до значения, заданного пилотом изначально.

При уменьшении давления газа за регулятором вследствие увеличения расхода газа потребителям это пониженное давление газа по импульсной трубке (23) поступит в импульсную колонку (21), откуда одновременно пойдет по двум направлениям:

1. Через дроссель (18) в надмембранную полость мембранной камеры исполнительного узла.

2. Из импульсной колонки (21) по импульсной трубке (29) это пониженное давление поступит в надмембранную полость пилота.

Мембрана пилота под действием силы регулировочной пружины прогнется вверх, через шток приподнимет золотник над седлом крестовины пилота, увеличит проход и давление газа, который по импульсной трубке (16) поступит через дроссель (19) в подмембранную полость мембранной камеры исполнительного узла.

Повышенное давление из-под мембранной полости мембранной камеры исполнительного узла по импульсной трубке (28) поступит в подмембранную полость стабилизатора (24). При этом мембрана стабилизатора несколько прогнется вверх, приподняв через шток золотник стабилизатора над седлом, увеличив проход и давление газа по импульсной трубке (25) на вход пилота (26), т.е. Р1-Р2 опять осталось постоянной величиной.

Мембрана мембранной камеры под действием повышенного пилотом давления прогнется вверх, через шток приподнимет клапан над седлом корпуса, увеличив проход и давление газа потребителю до заданного пилотом изначально.

Неисправности РДБК-1.

Они аналогичны неисправностям РДУК-2. Добавляются лишь неисправности стабилизатора.

Регулятор РДБК-1 выдает после себя давление от 0,01 до 0,6 кгс/см2.

Регулятор РДБК-1П.

Регулятор давления блочный конструкции Казанцева.

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Этот регулятор выдает после себя давление от 0,3 до 6,0 кгс/см2. В Газпроме он нигде не применяется.

Регулятор РДБК-1П отличается от регулятора РДБК-1 следующим:

1. Отсутствует стабилизатор.

2. Отсутствует связь выходного сниженного давления газа после регулятора с пилотом.

3. Пилот (или регулятор управления) работает только на подмембранную камеру.

Работа регулятора. При повышении давления за регулятором это повышенное давление по импульсной трубке (12) поступит в импульсную колонку (3), откуда в одном направлении через дроссель (13) поступит в надмембранную полость мембранной камеры исполнительного узла. При этом мембрана прогнется вниз через шток, приблизит клапан к седлу корпуса, уменьшив проход и давление газа потребителю до заданного пилотом значения.

При понижении давления – процесс обратный.

Неисправности – аналогичны неисправностям ранее рассмотреных регуляторов.

§

Они предназначены для сброса газа в атмосферу в случае повышения его давления за регулятором не более, чем на 15% от рабочего.

ПСУ настраиваются выше рабочего давления на величину от 10% до 15%.

Устанавливаются на ГП низкого давления после регулятора. Бывают трех типов:

1. Жидкостной.

2. Мембранного типа.

3. Пружинного типа.

Жидкостные ПСУ применяются только на ГП низкого давления газа (до 500 мм вд.ст.).

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Жидкостной ПСУ представляет собой сварную конструкцию в виде трубы Æ219мм. Высота определяется в зависимости от давления газа в газопроводе. Труба заглушена с двух сторон, т.е. образована емкость. В емкости имеется трубка, которая соединяется с выходным контролируемым давлением газа. В верхней части этого ПСУ врезан патрубок, предназначенный для сброса газа в атмосферу. ПСУ заливается водой или другой жидкостью с поправкой на плотность этой жидкости. Уровень жидкости определяется расчетом в зависимости от давления в газопроводе. Сверху на воду заливается слой масла для предотвращения испарения воды.

Снизу ПСУ имеется кран, предназначенный для слива воды при настройке его заданное давление. В верхней части имеется воронка для залива воды.

Настройка ПСУ на заданное давление:

1. Залить в ПСУ максимально возможное количество воды.

2. Регулятором по манометру на выходе установить то давление, при котором ПСУ должно будет сбросить газ в атмосферу в случае аварийного повышения давления газа за регулятором не более, чем на 15% от Рраб.

3. Открывая кран снизу ПСУ, медленно сливаем воду до момента, когда начнется сброс газа в атмосферу, кран закрываем. Начало сброса определяем по бульканию воды.

ПСУ мембранного типа. Устанавливаются на ГП среднего и низкого давлений.

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Состоит из корпуса и крышки. между которыми зажата мембрана, непосредственно связанная с клапаном в верхней ее части. Клапан перекрывает седло корпуса, когда сброса газа не происходит. Снизу на мембрану воздействует сила регулировочной настроечной пружины. Корпус имеет два патрубка: входной, связанный через импульсную трубку с контролируемым давлением газа, и выходной, предназначенный для сброса газа в атмосферу.

Диаметр сбросного патрубка этого клапана ПСК-50 равен 50мм, поэтому сбросной трубопровод, присоединяемый к нему, тоже должен быть не менее диаметра присоединительного патрубка, т.е. не менее 50 мм. Это ощее техническое правило.

Сверху на мембрану воздействует входное контролируемое давление газа. При повышении давления газа в контролируемом газопроводе это повышенное давление по импульсной трубке поступает в надмембранную полость. При этом мембрана прогибается вниз, тянет за собой клапан, обеспечивая сброс газа в атмосферу.

Настройка на заданный режим:

1. Максимально сжать настроечную пружину, не разрушая уплотнительную резину клапана острыми краями.

2. Регулятором по манометру на выходе устанавливаем то давление, при котором клапан должен открыться и обеспечить сброс газа в атмосферу.

3. Медленно ослабляем пружину до тех пор, пока не начнется сброс газа в атмосферу.

ПСУ пружинного типа. Предназначены для установки на газопроводах среднего и высокого давления.

Рассмотрим сбросной предохранительный полноподъемный клапан двухпозиционного действия типа СППК на Ру=16 кгс/см2.

Сбросной предохранительный клапан СППК состоит из корпуса с двумя патрубками. Снизу входной сопловидный патрубок, сбоку – патрубок для сброса газа в атмосферу. В корпусе имеется сменное седло, направляющая втулка, в которой расположен клапан, соединенный со штоком, на котором находится регулировочная настроечная пружина под крышкой, прикрепленной к корпусу. В верхней части штока имеется кулачковый механизм с рычагом, предназначенный для подрыва клапана вручную, т.е. проверки его на срабатывание. В верхней части штока имеется специальная гайка, с помощью которой регулируется усилие пружины. Гайка и кулачковый механизм находятся под колпаком.

На направляющей втулке в корпусе (в нижней его части) навернута верхняя регулировочная гайка на резьбе, предназначенная для преобразования реактивной силы и более быстрого срабатывания (т.е. открытия клапана).

На сменном седле навернута нижняя регулировочная гайка, предназначенная для более быстрой посадки клапана на седло в случае снижения давления газа.

Работа клапана.


Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

При увеличении давления газа за регулятором не более 15% от Рраб. это повышенное давление действует на клапан, который поднимается во втулке пропорционально растущему давлению. Это первая позиция работы клапана. По мере подъема клапана в направляющей втулке, поток газа меняет свое направление на противоположное, вследствие чего образуется реактивная сила. Теперь на клапан действуют уже две силы: сила статического давления газа и реактивная сила. Клапан быстро поднимается на полную величину, обеспечивая быстрый сброс газа в атмосферу. Это вторая позиция работы клапана.

Про анемометры:  Самые распространенные места утечек газа

Неисправности СППК:

1. Негерметичность прилегания клапана к седлу. Причины – те же.

2. Пружина от времени потеряла свои упругие свойства.

3. Утечки газа через фланцевые соединения, микропоры, микротрещины в корпусе.

Настройка СППК на заданный режим:

1. Максимально сжать пружину клапана.

2. Регулятором по манометру на выходе установить то давление газа, при котором СППК начал-бы сброс его в атмосферу.

3. Ослабляем пружину клапана СППК до начала сброса газа в атмосферу. Как начнется сброс – регулировку прекращаем. Все. СППК настроен.

После настройки клапана снижаем регулятором давление до рабочего. Клапан при этом давлении прижат пружиной к седлу, т.е. при нормальной работе ГРП все предохранительно-сбросные устройства находятся в закрытом положении и сброса газа через них нет.

§

Основанием или разрешением для пуска газа в ГРП, котельную является акт приемки законченного строительством объекта в эксплуатацию, подписанный членами комиссии, состав которой определен согласно СНИП 3.05.02-88 (Приложение 8).

Вторым документом для пуска газа является разрешение инспектора на использование газа в качестве топлива (инспектор по эффективному и рациональному использованию использованию газа, который находится в энергонадзоре, выдает разрешение на промышленное потребление газа после проверки наличия на объекте узлов учета газа и учета тепловой энергии).

Пуск газа – работа газоопасная, выполняется по наряду-допуску и специальному плану, утвержденному главным инженером предприятия. Количество рабочих и ИТР, количество бригад при первичном пуске определяется специальным планом.

Заготовить продувочный шланг, ведро с мыльным раствором, соответствующий инструмент, определить направление ветра, куда может попасть облако при продувке, закрыть окна и двери помещений, гаражи, мастерские, выставить посты, чтобы исключить хождение прохожих в зону работ и продувки. При необходимости место огораживают щитами. Рабочих устно инструктируют по ходу выполнения работ и перед началом выполнения работ. Рабочие после инструктажа расписываются в наряде допуске, у них проверяют также удостоверения по ТБ.

Новые газопроводы должны подключаться к действующим только перед пуском газа.

1. Производим внешний осмотр газооборудования и газопровода. Отмечаем, в каком положении должна находиться запорная арматура.

2. Проводим контрольную опрессовку газопровода воздухом, давлением 2000 мм вд.ст. Падение давления за 1 час не должно превышать 10 мм вд.ст. Результат контрольной опрессовки записываем в наряд-допуск.

3. Убеждаемся, что задвижка (1) перед ГРП закрыта.

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

4. Снимаем заглушку (19) после закрытой задвижки на точке врезки в действующий газопровод.

5. Открываем кран (15) на продувочной свече.

6. Медленно открываем задвижку (19). Тем самым происходит продувка газопровода газом для вытеснения воздуха. В зависимости от длины газопровода и его диаметра время продувки может быть от 5 до 15 минут. Это время определяется планом производства работ.

7. Закрываем кран (15), выкручиваем сбросной трубопровод из крана, подключаем через штуцер шланг, конец которого опускаем в ведро с мыльным раствором, заполненное на одну треть.

8. Медленно открывая кран (15), набираем в ведро мыльные пузыри. Закрываем кран (15). Ведро относим подальше от места продувки и поджигаем эти мыльные пузыри. Если пузыри горят без микровзрывов, т.е. сгорают спокойно, значит в газопроводе чистый газ и кислорода нет. Продувка закончена. Этот метод определения окончания продувки называется методом сжигания проб газа. Окончание продувки также можно определить прибору. При этом содержание кислорода в продувочном газе должно быть не более 1% по объему (п.6.50. ПБ в ГХ).

9. Мыльным раствором обмыливаем фланцевые соединения на точке врезки (19).

Производим пуск газа в ГРП:

1. Проводим внешний осмотр. Определяем положение всей арматуры.

2. Производим контрольную опрессовку воздухом давлением 1000 мм вд.ст. Падение давления за 1 час не должно превышать 60 мм вд.ст.

3. Результат контрольной опрессовки записывают в наряд-допуск.

4. Убираем заглушку после закрытой задвижки (1). Задвижки (8), (9) должны быть закрыты.

5. Приводим регулятор в закрытое положение, т.е. выворачиваем пружину пилота (и кладем ее в карман).

6. Открываем ПЗК. Молоток ПЗК привязываем к крышке.

7. Медленно открываем задвижку (2).

8. Медленно открываем задвижку (1) перед ГРП или на входе, убеждаемся по манометрам на фильтре о наличии газа. Газ входного давления дошел до регулятора (12 кгс/см2). Регулятор закрыт.

9. Открываем задвижку (6), (17), кран (16) продувочного трубопровода в конце газового коллектора в котельной. Медленно вворачиваем пружину пилота регулятора, предварительно открыв задвижку (7) на линии отбора импульсов и краны (14) на импульсных трубках регулятора.

10. По манометру (11) выставляем рабочее давление. Идет продувка ГРП и внутреннего газопровода котельной для вытеснения воздуха газом. Через некоторое время закрываем кран (16), выворачиваем продувочный газопровод и окончание продувки определяем методом сжигания проб.

11. Обмыливаем мыльным раствором фланцевое соединение задвижки (1). Медленно открываем задвижку (8), продуваем левое плечо байпаса через свечу (18). Закрываем задвижку (8).

12. Открываем задвижку (9), продуваем правое плечо байпаса. Закрываем задвижку (9).

При необходимости производим настройку ПЗК и ПСК, если они не были настроены ранее на испытательном стенде.

Розжиг котла.

Работа по розжигу котла газоопасная, выполняется без наряда-допуска, но с записью выполнения данной работы в специальном журнале. Относится ко второй группе газоопасных работю Выполняется по распоряжению начальника или мастера котельной.

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Перед розжигом котла необходимо убедиться в наполнении его водой, убедиться в работе сетевых насосов (по показаниям манометров, установленных на котле по воде), т.е. что они включены и вода циркулирует через котел и теплосеть.

Проверяем герметичность газооборудования перед котлом:

1. Проверяем герметичность задвижки (1). Убеждаемся, что клапан КГ закрыт. На манометре (2) стрелка находится на нулевой отметке. Наблюдаем за показаниями манометра (2), если давление растет, значит задвижка (1) негерметична. Розжигать котел нельзя. Необходимо вызвать слесаря для ремонта.

2. Проверяем герметичность клапана КГ (3) и крана (9) запальной горелки, для этого кратковременно открываем задвижку (1), набираем давление, убеждаемся в этом по манометру (2). Кран (5) продувочной свечи открыт. Следим за показаниями манометра (2). Если стрелка опускается к нулевой отметке, значит клапан КГ или кран (9) запальной горелки – негерметичны. Негерметичность крана (9 можно) определить, опустив запальную горелку в ведро с водой. Наружные утечки можно определить обмыливанием. Если кран (9) герметичен, значит неисправен клапан КГ (3). Если есть негерметичности – розжигать нельзя.

3. Проверяем на герметичность кран кран (5) на продувочной свече, кран (6) перед горелкой и манометр (4). Для этого закрываем кран (5) продувочной свечи, кран (6) уже был закрыт. Открываем задвижку (1) перед котлом. Отверткой приоткрываем клапан КГ (3) и закрываем его. По манометру (4) убеждаемся в наличии давления. Клапан КГ – закрыт. Наблюдаем за показаниями манометра (4). Если стрелка манометра опускается к нулевой отметке шкалы, значит краны (5) и (6) негерметичны. Наружные утечки определяем обмыливанием всех сварных, резьбовых и фланцевых соединений. При негерметичном оборудовании разжигать котел нельзя. Предположим, что все оборудование перед котлом герметично. Результат проверки герметичности записывают в сменный журнал.

4. Проветриваем топку котла. Для этого открываем регуляторы первичного воздуха, вторичного, если таковые имеются, открываем шибер за котлом. Вентилируем топку в течение 15 минут.

5. После вентиляции определяем загазованность топочного пространства котла. Пробу берут из верхней части топки газоанализатором. Содержание газа в топочном пространстве не должно превышать 1%. Результат анализа воздушной среды топки записывают в сменный журнал.

6. Проверяют тягу в топке котла по прибору или подносят листок бумаги к запальному отверстию. Если бумага вырывается из рук – тяга достаточная.

7. Закрываем регуляторы первичного и вторичного воздуха в горелках инжекционного типа и в горелках с принудительной подачей воздуха.

8. Разжигаем запальную горелку, для этого вначале поджигаем лист бумаги на бетонном полу котельной, вносим запальную горелку в факел горящей бумаги и медленно открываем кран (9).

9. Зажженный запальник через запальное отверстие вносим в топку к устью горелки, смотрим в глазок, чтобы факел запальной горелки не погас.

10. Второй оператор включает кнопку «СЕТЬ» на блоке БУРС, подает напряжение на клапан КГ, клапан открывается, на манометре (4) появится давление).

11. Первый оператор медленно открывает кран (6) перед горелкой, убеждается, что основная горелка разожглась, появился факел. Кран (6) еще открыт не полностью.

12. Вынимают запальную горелку, закрывают крае (9). Запальную горелку вешают на место. Оператор подает немного первичного воздуха, открывая заслонку и постепенно выводит горелку на нормальный режим горения. Увеличивать нагрузку горелки необходимо подавая вначале газ. а потом воздух. Уменьшают производительность горелки наоборот – вначале уменьшают воздух, а затем газ (т.к. без воздуха нет горения и нет взрыва).

13. На блоке БУРС тумблер переводим в положение «НОРМАЛЬНАЯ РАБОТА», при этом будут задействованы все датчики контроля работы котла:

· давление газа перед горелкой;

· разрежение в топке котла;

· наличие факела в топке;

· давление воздуха в горелках принудительной подачи воздуха;

· давление воды на выходе из котла и на входе в котел;

· температура нагрева воды в котле.

Т.е. котел будет защищен автоматикой безопасности.

14. Если в процессе розжига произошел отрыв пламени от горелки или проскок в горелку, необходимо немедленно закрыть кран (6) перед горелкой, выявить причину, записать в сменный журнал и повторить розжиг сначала, согласно инструкции.

§

1. После проведенных ремонтных работ производим контрольную опрессовку основного оборудования ГРП воздухом, давлением 1000 мм вд.ст. с применением стеклянного U-образного манометра. Падение давления газа за 1 час не должно превышать 60 мм вд.ст. Результат контрольной опрессовки записывают в наряд-допуск.

2. Регулятор приводим в закрыток положение, т.е. выворачиваем резьбовой регулировочный стакан пилота, ослабляя пружину.

3. Открываем ПЗК, молоток привязываем к крышке.

4. Снимаем заглушки после задвижки (2) и перед задвижкой (6).

5. Краны (10) и (24) продувочных свечей открыты, чтобы продуть основную линию газом для вытеснения воздуха.

6. Задвижкой (9) на байпасе по манометру (11) уменьшаем давление до значения на 10% меньше рабочего.

7. Медленно открываем задвижку (2). Газ дошел до закрытого регулятора.

8. Закрываем кран (10) на продувочном трубопроводе.

9. Открываем задвижки (6) и (7).

10. Открываем кран продувочной свечи (24).

11. Медленно вворачиваем пружину пилота регулятора и по манометру (11) регулятором создаем нормальное рабочее давление, т.е. по отношению к давлению в байпасе на 10% выше. Фактически работа ГРП идет через основную линию.

12. Закрываем задвижки на байпасе (8) и (9).

13. Открываем кран (18) продувочного трубопровода байпаса.

14. Молоток ПЗК устанавливаем в нормальное зацепление с коромыслом.

15. Обмыливаем фланцевые соединения задвижек в местах установок заглушек мыльным раствором по бинту. Если есть утечки – необходимо устранить!

Техническое обслуживание ГРП. (ПБ в ГХ п.3.4.9…3.4.16)

Техническое обслуживание – контроль за техническим состоянием, очистка, смазка, регулировка и другие операции по поддержанию работоспособности и исправности газопроводов, газоиспользующих установок и газовых приборов (Приложение №1).

Система технического обслуживания и ремонта – совокупность взаимосвязанных средств, материалов, документации и исполнителей, необходимых для предупреждения неисправностей в системах газоснабжения.

При эксплуатации ГРП и ГРУ должны выполняться:

1. Осмотр технического состояния (обход) в сроки, устанавливаемые производственной инструкцией, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации.

2. Проверка параметров срабатывания предохранительно-запорных и сбросных клапанов не реже 1 раза в три месяца, а также по окончании ремонта оборудования. Настройку и проверку параметров срабатывания предохранительных клапанов допускается выполнять с помощью регулятора давления, если верхний предел срабатывания предохранительного клапана не превышает 300 даПа (или 300 мм вд.ст.). Режим настройки и проверки параметров срабатывания предохранительных клапанов не должен приводить к изменению рабочего давления газа после регулятора.

3. Техническое обслуживание проводится не реже 1 раза в 6 месяцев.

4. Текущий ремонт – не реже 1 раза в 12 месяцев, если изготовители газового оборудования не устанавливают иные сроки ремонта.

5. Капитальный ремонт проводится при замене оборудования, средств измерений, ремонте здания, систем отопления, вентиляции, освещения на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров и текущих ремонтов.

При осмотре технического состояния выполняются следующие работы:

· проверяется перепад давления на фильтре;

· проверяется положение молотка на ПЗК;

· кран на сбросном трубопроводе между задвижками байпаса должен быть открыт, задвижки на байпасе закрыты;

· проверяется давление по манометру на выходе после регулятора, определяются утечки газа по запаху или с помощью прибора газоиндикатора или мыльным раствором;

· проверяется температура в помещении;

· проверяется система отопления (не бежит-ли где вода);

· проверяется вентиляция. Не закрыты-ли решетки вентиляции, не закрыт-ли дефлектор на потолке ГРП;

· проверяется освещение, не перегорела-ли лампочка;

· проверяется наличие пожарного инвентаря (огнетушители порошковые или углекислотные по 2 шт., ящик с песком 0,5 м3, кошма или асбестовое полотно);

· проверяется наличие схем в ГРП, производственных инструкций, наличие режимной карты;

· проверяется наличие бирок с номерами на оборудовании ГРП, и их соответствие номерам на схеме;

· проверяем целостность конструкции стен, нет-ли в них трещин, целы-ли стекла;

· проверяем наличие пыли и грязи на оборудовании;

Проводят наружный осмотр ГРП. Не вылиняла-ли надпись на стенах ГРП «ОГНЕОПАСНО – ГАЗ!»), не завалены-ли проходы и подъезды к ГРП какими-либо конструкциями и материалами.

Осмотр технического состояния должен проводиться двумя рабочими. Обход ГРП, оборудованных системами телемеханики, оснащенных сигнализаторами загазованности с выводом контролируемого сигнала, обход шкафных регуляторных пунктов, а также ГРУ, допускается производить одним рабочим.

Эксплуатационным организациям газового хозяйства разрешается обход производить одним рабочим из числа постоянного персонала служб по эксплуатации ГРП. В этих случаях должна разрабатываться специальная инструкция, определяющая дополнительные меры безопасности.

ТО и текущий ремонт регуляторов с гарантированным сроком эксплуатации может производиться в соответствии с паспортом завода-изготовителя. По истечении гарантийного срока такие регуляторы должны процти проверку и сервисное обслуживание.

ТО и текущий ремонт 1 раз в год можно совмещать. Это можно учесть при составлении графика. При техническом обслуживании выполняются следующие работы:

· проверка работы регуляторов на тупик;

· разборка клапанов, регуляторов, проверка состояния мембран, продувка импульсных трубок регуляторов и ПЗК, смазка трущихся поверхностей деталей. штоков, плунжеров;

· проверка состояния седел и уплотнительных поверхностей клапанов;

· чистка фильтра;

ТО, текущий и капитальный ремонт ГРП и ГРУ, должен соответствовать требованиям правил технической эксплуатации и требованиям безопасности труда в газовом хозяйстве Российской Федерации.

Требования к котельным или газопотребляющим агрегатам, работающим без постоянного обслуживания персоналом (п. 3.7.7. ПБ в ГХ, стр.38).

Допускается эксплуатация газоиспользующих установок без постоянного наблюдения со стороны персонала при следующих условиях:

1. При оборудовании газоиспользующих установок системой автоматизации, обеспечивающей безаварийную работу и противоаварийную защиту в случае возникновения неполадок.

2. В помещении такой котельной должен вестись непрерывный контроль загазованности.

3. Общий сигнал неиправности оборудования котельной и сигнал о загазованности должны быть выведены на диспетчерский пункт или в помещение с постоянным присутствием работающих, способных направить персонал для принятия мер или передать информацию в службу, которая ведет обслуживание.

4. Помещение котельной или установки должно быть оборудовано охранной сигнализацией, сигнал от которой тоже выведен на диспетчерский пункт.

5. На вводе газа в помещение котельной устанавливается быстродействующий запорный клапан, который отключает подачу газа на котельную в случае загазованности помещения до концентрации не более, чем 1% по объему и исчезновении напряжения питающей сети.

§

Газоопасными называются работы, выполняемые в загазованной среде или при которых может быть выход газа. К ГОР относятся работы, связанные с осмотром, чисткой, ремонтом. разгерметизацией технологического оборудования, в том числе работы внутри емкостей. Все ГОР делятся на группы (п. 6.4. ПБ в ГХ):

1. Работы с оформлением наряд-допуска;

2. Работы без оформления наряд-допуска, но с обязательной регистрацией таких работ в специальном журнале;

3. Работы, вызванные необходимостью ликвидации, локализации аварии (согласно плану ликвидации аварии ПЛА).

На каждом предприятии должен быть перечень ГОРю Перечень разрабатывает ответственный за газовое хозяйство. утверждает главный инженер. Квыполнению ГОР допускаются лица не моложе 18 лет (п.1.2.6.), обученные и сдавшие экзамены на знание правил ТБ, технологии проведения ГОР, умеющие пользоваться СИЗ (противогазы, спасательные пояса) и знающие способы оказания первой доврачебной помощи.

Первичное обучение проводится в учебных центрах, имеющих соответствующую лицензию. После обучения рабочие должны пройти стажировку под наблюдением опытного работника в течение первых 10-ти рабочих смен. Допуск к стажировке определяется приказом по предприятию, после стажировки рабочего допускают к самостоятельной работе тоже по приказу.

Рабочие перед допуском из к работе, отличающейся от предыдущей, должны пройти обучение и сдать экзамены. Повторная проверка знаний проводится у ИТР не реже, чем 1 раз в три года, у рабочих проверка знаний, безопасных методов и приемов работы проводится один раз в год. Перед сдачей экзаменов рабочими для них должны быть проведены курсы по сокращенной программе, утвержденной главным инженером предприятия.

При первичной аттестации (т.е. после обучения в УКК) в экзаменационной комиссии обязательно должен быть инспектор Горгостехнадзора. Необходимость участия инспектора при повторном экзамене решается органом Госгортехнадзора, однако инспектора уведомлять о повторной проверке знаний предприятие обязано. Инспектора всегда приглашают письмом за подписью руководителя предприятия не позднее чем за 5 дней до начала экзамена. Результаты экзаменов оформляются протоколом с указанием вида работ, которые может выполнять лицо, прошедшее проверку знаний, в том числе участие в работе постоянно действующих экзаменационных комиссий (п. 1.2.11. ПБ в ГХ).

На основании протокола первичной проверки знаний, успешно сдавшему экзамен выдается удостоверение о возможности допуска к указанным видам работ за подписью председателя комиссии и инспектора РГТИ России.

Сведения о последующей очередной сдаче экзаменов заносятся в удостоверение за подписью председателя экзаменационной комиссии.

Лица, допустившие нарушения правил нормативных документов и инструкций, должны проходить внеочередную проверку знаний. Контроль за соблюдением требований правил ПБ 12-245-98 в организациях возлагается на руководителя и специалистов, уполномоченных утвержденным положением на организацию и осуществлению контроля качества и безопасного выполнения работ.

Лица, имеющие право выдачи нарядов-допусков, определяются приказом по предприятию. Эти лица назначаются из числа руководящих работников и специалистов, обученных и сдавших экзамены в соответствии с правилами.

Наряд-допуск на выполнение ГОР выдается заранее для проведения необходимой подготовки к работе. В нем указывается срок его действия, срок хранения (1 год), время начала и окончания работы. При невозможности окончить работу в срок, наряд-допуск подлежит продлению лицом, выдавшим его (Приложение 2 ПБ в ГХ).

Указывается технологическая последовательность основных операций выполнения работы, СИЗ. средства пожаротушения, меры бкзопасности, инструктаж бригады, место и характер проведения ГОР, состав бригады. В наряд-допуск записывают результаты контрольных опрессовок, результаты анализа воздушной среды на содержание газа в закрытых помещениях и колодцах, проведенных перед началом ремонтных работ.

Ответственный, получая наряд-допуск и возвращая его по окончании работы, обязан расписываться в журнале регисирации наряд-допусков. Все наряд-допуски регистрируются в специальном журнале (Приложение 3 ПБ в ГХ). Срок хранения журнала – 5 лет.

Наряд-допуск хранится не менее 1 года, наряд-допуски, выдаваемые на первичный пуск газа, врезку в действующий ГП, производство ремонтных работ на подземных ГП с применением сварки и резки хранятся постоянно в исполнительно-технической документации на данный объект (подшиваются в исполнительно-техническую документацию).

Если ГОР, выполняются по наряду-допуску в течение более 1 дня, то ответственный за их выполнение обязан ежедневно докладывать о ходе работ лицу, выдавшему наряд-допуск на эту работу.

Командированному персоналу наряд-допуски выдают на весь срок командировки (п. 6.18 ПБ в ГХ). Производство работ при этом контролируется лицом, назначенным организацией, проводящей работы.

Перед началом ГОР ответственный за ее проведение обязан проинструктировать всех рабочих о необходимых мерах безопасности, технологии выполнения работы. После этого каждый рабочий расписывается в наряде-допуске. В процессе проведения ГОР все распоряжения должны даваться лицом ответственным за работу. Другие руководители, присутствующие при ГОР могут давать указания рабочим только через ответственного (п. 6.20. ПБ в ГХ).

ГОР должны выполняться как правило в дневное время. Работы по ликвидации аварии выполняются в любое время в присутствии и под руководством специалиста или руководителя. В городах северной климатической зоны ГОР могут производиться независимо от времени суток. Работы по ликвидации аварии проводятся без наряд-допуска до устранения прямой угрозы жизни людей и повреждения материальных ценностей. После устранения этой угрозы работы по приведению ГП и оборудования в технически исправное состояние должны проводиться по наряд-допуску. В том случае, когда авария от начала до конца ликвидируется аварийной службой, составление наряда-допуска не требуется. Ответственным за наличие у рабочих СИЗ, их исравность и применение является руководительработ, а при выполнениии работ без технического руководства – лицо, выдавшее задание (п. 6.67 ПБ в ГХ).

Наличие и исправность необходимых СИЗ определяют при выдаче наряд-допуска на ГОР.

Руководитель работ обязан предусмотреть возможность быстрого вывода рабочих из опасной зоны. Каждый участвующий в ГОР должен иметь подготовленный шланговый или кислородный изолирующий противогаз.

Применение фильтрующих противогазов недопустимо.

Пребывание посторонних лиц, атакже курение в местах проведения ГОР, и применеие открытого огня запрещается. Котлованы и колодцы, при проведении в них работ, должны ограждаться. Котлованы должны иметь размеры удобные для проведения работ и размещения инструмента, материалов и оборудования. Вблизи места ГОР должны выставляться предупредительные знаки.

§

Режимная карта (РК) предназначена для наладки режима работы с котла достижением максимального КПД. Этот документ утверждается главным инженером предприятия. Составляют этот документ во время режимно-наладочных испытаний, проводимых специализированной организацией, имеющей лицензию.

В РК отражаются два или несколько режимов работы котла или агрегатов. Режимно-наладочные испытания проводят не реже одного раза в три года. По истечении этого срока проводится повторная режимная наладка.

В РК отражаются следующие данные:

1. Расход газа на горелку или на котел.

2. Давление газа, воздуха перед горелкой, температура газа, температура воздуха, температура отходящих дымовых газов, состав дымовых газов, коэффициент избытка воздуха на горелку, теплопроизводительность горелки или котла при различных режимах, температура теплоносителя и другие данные в зависимости от типа котла.

Режимная карта хранится в отделе главного энергетика, в службе ЭВС, а копии вывешиваются непосредственно на агрегат. По данным режимной карты должен вестись режим работы котла или агрегата.

Дополнительно к РК наладочная организация обязана выдать технический отчет о проведенной работе. Технический отчет регистрируется у инспектора в энергонадзоре. Инспектор энергонадзора имеет право проверить и проверяет качество выполненных режимно-наладочных работ и режимную карту («Правила пользования газом в народном хозяйстве» – источник информации).

Требования к шиберу

Шибер – это заслонка, установленная за котлом в дымовой трубе. Предназначен для регулирования разрежения в топке котла.

Требования к шиберу:

v в шибере должно быть отверстие диаметром не менее 50мм, предназначенное для постоянной вентиляции топки у неработающего котла на тот случай, если негерметично газооборудованием перед котлом;

v привод шибера должен быть выведен на фронт котла. Фронт котла – это передняя часть котла, где установлена горелка и стойка КИП.

v шибер должен иметь фиксатор положения ОТКРЫТО-ЗАКРЫТО, а также промежуточные.

Взрывные предохранительные клапаны газопотребляющих агрегатов

Они предназначены для выброса взрывной волны из топок котлов и предохранения основной констукции котла от разрушения в случае взрыва. Взрывные клапаны установлены в верхних частях топок, газоходов, дымоходов. Они должны иметь отводные короба, направляющие взрывную волну. Если взрывной клапан установлен в котле на уровне высоты работающих людей, то должен быть предусмотрен защитный экран для предохранения людей от случайного взрыва. Конструктивно клапаны выполняются в виде откидной крышки на навесах или в виде мембран из асбеста толщиной 5мм.

Датчики по отрыву пламени

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Автоматический контроль горения осуществляктся на физических процессах, проявляющихся при горении:

v световое излучение пламени;

v тепло, выделяющееся при горении;

v пульсация пламени;

v способность проводить электрический ток;

v способность детектировать ток (т.е. проводить его в одном направлении).

Наибольшее распространение получили три способа:

v термический или термоэлектрический;

v ионизационный;

v фотоэлектрический.

Термический метод контроля основан на тепловом действии пламени. Для контроля пламени этим способом применяют биметаллические пластины или термопары.

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

При помещении термопары в зону факела возникает электродвижущая сила (ЭДС), которая фиксируется вторичным прибором блока автоматики. Эти приборы широкого распространения не получили, т.к. обладают большой инерционностью срабатывания от 1 до 50 сек. Применяются в бытовых газовых приборах.

Ионизационный способ контроля пламени основан на проводимости и способности детектировать переменный ток. Для этого электрод из нихромовой проволоки толщиной 5…6мм помещают в зону факела. При подаче на этот стержень напряжения тока через пламя образуется замкнутая электрическая цепь (рис.1). Связь датчика с корпусом горелки через пламя.Стержень должен устанавливаться так, чтобы он омывался пламенем во всех режимах работы котла. Этот стержень является первичным датчиком, и в КИПе называется контрольным электродом (КЭ).

Фотоэлектрический метод контроля применяется в больших котельных установках, работающих в условиях высоких температур. При фотоэлектрическом способе используется световое излучение пламени и его пульсация.

При работе фотоэлектрический датчик (фоторезистор) помещают в трубу, которая визируется на зону факела в топке котла. При наличии горения, под действием светового излучения факела, электрическое сопротивление фотодатчика снижается. Через цепь датчика протекает электрический сигнал, который усиливается до величины, достаточной для срабатывания реле. При погасании факела электрическое сопротивление фотодатчика резко увеличивается, что приводит к уменьшению тока в его цепи. Реле срабатывает и подает команду на отключение подачи газа в котел.

§

Формула СН3ОН – метиловый спирт, древесный спирт, карбанол.

Это бесцветная, прозрачная жидкость по запаху и вкусу напоминает винный этиловый спирт. Плотность его 0,79г/см куб. Метанол – сильный яд. Действует преимущественно на нервную и сосудистую системы. Возможно серьезное отравление вследствие его попадания в организм человека через дыхательную систему и через неповрежденную кожу.

5…10 грамм метанола, принятые внутрь, вызывают тяжелое отравление, слепоту, а 30 грамм вызывают смерть.

Признаки отравления метанолом:

v головная боль;

v головокружение;

v рвота, раздражение слизистых оболочек;

v мелькание в глазах;

v в тяжелых случаях необратимая слепота,смерть.

Метанол применяется для предотвращения или ликвидации кристалогидратных пробок в ГП. Его добавляют в состав ингибитора коррозии металла и для обработки призабойных зон газовых скважин подземного хранения газа.

Работающие с метанолом должны пройти обучение по мерам безопасности при работе с ним. Любые работы с метанолом проводятся только под руководством ИТР.

Оказание первой помощи при отравлении метанолом.

Для предотвращения употребления метанола внутрь в него добавляют одорант для придания запаха тухлых яиц, чернила, чтобы испортить цвет, и керосин, чтобы вызвать рвоту при случайном употреблении метанола.

Первая помощь при отравлении метанолом заключается в том, чтобы выпить водку, спирт или самогон в количестве 100…150 грамм («Медицинская энциклопедия», стр.417). Спирт или водка предотвращает распад молекул метанола в организме человека на более ядовитые компоненты, т.е. является хорошим противоядием. Вызвать скорую помощь. До прибытия скорой помощи у пострадавшего вызвать рвоту, если он в сознании. Если он без сознания, то уложить на живод без подушки, голову повернуть на бок в сторону. Это для того, чтобы пострадавший не захлебнулся рвотными массами. В медицинских учреждениях пострадавшим через капельницу вводят спирт.

Порядок выполнения первичного пуска газа в жилые дома. Последовательность действий. Оформление документации.

Основанием для пуска газа является акт законченного строительством объекта, подписанный госкомиссией. Работа газоопасная, выполняется по наряду-допуску под руководством ИТР. В состав бригады включаются представители строительно-монтажной организации вместе с прорабом, которые будут устранять утечки, негерметичность газооборудования, выявленные при контрольной опрессовке воздухом. В бригаду включаются представители ЖЭУ, которые обязаны объявить жителям о пуске газа и обеспечить наличие всех абонентов в квартирах или иметь ключи от всех квартир, жителей которых нет.

Представители ЖЭУ или СМУ доукомплектовывают газовые приборы в слусае некомплектности их.

Все абоненты заранее до пуска газа, начиная с 12 лет обязаны пройти инструктаж в техническом кабинете горгаза, получить абонентскую книжку, написать расписку о том, что они, абоненты обязуются выполнять эти требования. Кроме того они расписываются в специальном журнале за инструктаж.

Горгаз не будет производить пуск газа в жилой дом или подъезд пока все абоненты не пройдут инструктаж.

Газ дошедший до жилого дома должен быть отключен от внутренней разводки дома и это все должно быть заглушено пробками, т.е. соединения наружного ГП с внутренним ГП – нет.

Газ в наружный ГП до жилого дома пускается в том же порядке, как мы описывали его в теме «пуск газа в ГРП и котельную». Предположим, что газ до жилого дома доведен, кран закрыт и в него ввернута заглушка. Проводится внешний осмотр всей внутренней системы газоснабжения подъезда или жилого дома. Для этого бригадир сам лично обходит все квартиры и проверяет укомплектованность газовых приборов, подключение газопроводов (ГП) к опускам. Опуск – это ГП, который подводит газ к плите. На нем устанавливается кран. Краны на опусках должны быть закрыты. Попутно проверяют наличие вентиляции в кухне, наличие фрамуг и форточек.

Проводится контрольная опрессовка внутреннего ГП и приборов воздухом давлением 500 мм вд.ст. Падение давления – 20 мм вд.ст. за 5 минут. Для этого к плите на самом верхнем этаже подключают велосипедный насос, U-образный стеклянный манометр, создают давление и ищут утечки мыльным раствором.

Опрессовка внетреннего ГП до закрытых кранов на опусках перед плитами. Проводится контрольная опрессовка всех плит, всех приборов по всем квартирам. После этого мастер, бригадир снова проходит и лично сам проверяет, чтобы все краны перед приборами на опусках были закрыты, а также закрыты на газовой плите.

Подсоединяется наружный ГП к внутреннему ГП жилого дома. В самой верхней квартире, к крайнему кранику плиты подключаем продувочный шланг, конец которого выбрасываем в форточку и закрепляем к окну, чтобы шланг случайно не вывалился в кухню. Форточку прикрываем, чтобы ветром не задуло газовоздушное облако в квартиру.

Двери кухни закрываем. После этого мастер выходит на улицу и убеждается, что все окна, форточки и двери в подъездах закрыты.

Из квартиры верхнего этажа, из которой будет продувка, слесарь дает сигнал (стучит по трубе), чтобы бригада стоящая внизу у вводного крана в жилой дом открыла его и подала газ. Как только кран открыли, сборку наружного ГП с внутренним обмыливают. Идет продувка газом для вытеснения воздуха. Пяти минут достаточно, чтобы продуть пятиэтажный подъезд. Окончание продувки определяют методом сжигания проб или газоанализатором. Содержание кислорода в продувочном газе не должно превышать 1%.

Закрывают кран на опуске, убирают с плиты продувочную сборку, собирают плиту, разжигают ее и приглашают абонентов ранее удаленных в другие комнаты, инструктируют, производят практический показ. Абонент расписывается в специальной вкдомости у мастера, бригадира. В абонентской книжке делают запись о дате пуска газоприбора. Далее по всем квартирам бригада производит продувку и пуск аналогично первой квартире. Перерыва между контрольной опрессовкой и пуском газа быть не должно.

Закрываем наряд-допуск, сдаем его и расписываемся в журнале регистрации нарядов о проделанной работе.

§

Согласно ПТЭ техническое обслуживание бытовых газовых приборов проводится 1 раз в год. В течение года проводится внеплановый ремонт по заявкам абонентов.

Сезонное ТО проводится для оборудования, работающего сезонно один раз в шесть месяцев или по окончании и началу отопительного сезона (пионерские лагеря, общественные, административные здания).

ТО проводится по наряд-допуску под руководством ИТР. До начала ТО необходимо предупредить жильцов заранее о дне и времени проведения ТО. Бригада должна иметь набор инструментов, уплотнительные материалы, запасные краны, краники для плит, набор деревянных или резиновых пробок.

Слесарь должен иметь манометр и велосипедный насос для проведения контрольной опрессовки газовой плиты или газовых приборов.

КО стояка подъезда проводится не реже одного раза в пять лет, а бытовые приборы – не реже одного раза в год. При ТО выполняются следующие работы:

1. Внешний осмотр газооборудования, проверка санитарного состояния плит.

2. Наличие форточек и фрамуг, вентиляции в кухне (не заклеены-ли форточки).

3. Не передвинута-ли плита от места по проекту.

4. Не загроможден-ли проход перед плитой. Он должен быть не менее 1 метра.

5. Не висят-ли над газовой плитой бельевые веревки, шкафы.

6. Спрашивают жалобы абонента на газовый прибор.

7. Производят разборку всех краников плиты независимо от их состояния, при необходимости чистят сопла в кранике плиты.

8. Убирается старая смазка в краниках плиты, наносится новый слой смазки, краник собирается. Кран на опуске перед прибором также разбирается, смазывается, для этого вынимают из крана пробку и вставляют новую (временно), пока чистим и моем его родную пробку. Смазанную родную пробку вставляем вместо временной. Все делаем быстро, чтобы не загазовать кухню. Форточки при этом должны быть открыты, адверь кухни – закрыта и жители удалены.

После этого делается КО газового прибора до крана на опуске. При удачной КО, приглашают абонента, производят розжиг плиты, дают инструктаж абоненту. Абонент расписывается в ведомости у слесаря, а слесарь производит запись в абонентской книжке о проделанной работе и расписывается в ней.

Внеплановый ремонт по заявкам абонентов проводится в течение года. Заявки от абонентов принимает газовая служба по телефону 04. Заявки подразделяются на два вида:

1. Аварийные заявки, связанные с утечкой и запахом газа. Эти заявки выполняются немедленно аврийной бригадой на аварийной машине.

2. Заявки на техническую неисправность прибора (неполное горение, слабое горение и т.д.). Эти заявки выполняются в течение 2…3 дней в дневное время бригадой слесарей.

Заявки, связанные с утечкой газа, выполняются в любое время суток. При этом абоненту дается инструктаж: перекрыть кран перед газоприбором на опуске, открыть форточки, закрыть дверь кухни, не включать и не выключать электроприборы, выключатели, розетки, не пользоваться открытым огнем.

Диспетчер АДС оформляет, заявку, отдает ее аварийной бригаде, которая в течение 5 минут обязана выехать к абоненту. У диспетчера есть два журнала: один для регистрации аварийных заявок, а другой на техническую неиправность прибора.

В обязанности АДС входит выполнение работ по предотвращению и локализации аварий на объектах газоснабжения. Служба работает по планам ликвидации аварий, ведет круглосуточный прием заявок от абонентов, оформляет акты на аварии и несчастные случаи, разрабатывает ПЛА, отключает отдельные участки газовой сети или снижает давление в ГП, передаёт объекты после ликвидации аварий в другие службы для дальнейшего ремонта. Аварийная служба должна иметь специальную машину, оборудованную радиостанцией, сиреной, проблесковым маячком и укомплектована инструментом, материалами, приборами контроля и приспособлениями для своевременной локализации аварийных ситуаций. При выезде на наружные газопроводы для ликвидации на них аварий аварийная бригада должна иметь маршрутные карты или необходимую исполнительно-техническую документацию. Использовать аварийные машины не по назначению запрещается. Ответственность за своевременное прибытие аварийной бригады на место аварии и выполнение работ в соответствии с ПЛА несет ее руководитель, т.е. генеральный директор.

Про анемометры:  Bosch Gaz 3000 W: Инструкция и руководство на русском

§

Поврежденные сварные стыки, трещины должны ремонтироваться вваркой катушек, длиной не менее 200 мм или установкой муфт. Сварные стыки с другими дефектами (шлаковые включения, непровар, поры сверх допустимых норм), а также каверны на теле трубы, глубиной свыше 30% от толщины стенки, могут усиливаться установкой муфт с последующей их опрессовкой (п.7.14).

При механических повреждениях стальных подземных ГП как по горизонтали так и по вертикали, одновременно с проведением работ по устранению утечек газа, должны вскрываться и проверяться с радиографическим методом по одному ближайшему стыку в обе стороны от места повреждения. При обнаружении в них разрывов и трещин, вызванных повреждением газопровода, должен дополнительно вскрываться и проверяться радиографическим методом следующий стык (п.7.13….7.14ПБ в ГХ).

(п.7.12) На поврежденный ГП для временного устранения утечки разрешается накладывать бандаж или хомут при постоянном наблюдении за этим участком. Засыпка подземных ГП с наложенными на них бандажами и хомутами – запрещается. Продолжительность эксплуатации внутреннего ГП с бандажом или хомутом – не должна превышать одной смены.

(п.3.3.29) Производство строительных и земляных работ в охранной зоне ГП (ближе 15 метров) допускается по письменному разрешению организации – владельца ГП, в котором должны быть указаны условия и порядок их проведения и приложена схема ГП с привязками. До начала работ организации ГХ (Горгаз) представляет проект плана работ для согласования мероприятий, обеспечивающих сохранность газопровода. Производство строительных работ в охранной зоне газопровода без разрешения запрещается.

(п.3.3.30) До начала работ ударных механизмов и землеройной техники должно быть определено фактическое местоположение газопровода открытием шурфов вручную в присутствии представителя организации ГХ (газового хозяйства). Ударные механизмы для рыхления грунта могут применяться не ближе 3-х метров от газопровода, а способные отклоняться от вертикали – не ближе 5 м от газопровода.

Порядок приема и сдачи смен оперативным ремонтным персоналом

Принимающий смену обязан явиться на работу до начала смены за 15…20 минут, должен ознакомиться с записями в сменном вахтенном журнале от последней своей подписи в этом журнале. Прочитать журнал распоряжений, спросить у сдающего не было ли каких-либо устных указаний от начальника. Проверить работоспособность всего оборудования и КИПиА.

Запрещается сдавать или принимать смену во время аварии до специальных указаний начальника цеха, котельной. Запрещается сдавать смену больному, пьяному оператору. После проверки документации и работоспособности оборудования, в том числе резервного, принимающий смену расписывается в сменном журнале.

Свойства угарного газа (СО)

В помещение котельной угарный газ (СО) может поступать через неплотности в обмуровке котла, или плохой тяге в топке или негерметичности топки и газоходов у котлов, работающих под наддувом.

Угарный газ образуется в топке в результате недожога топлива.

Угарный газ (СО) – оксид углерода, без цвета, вкуса и запаха, ядовит, токсичен, плотность его равна 1,25 кг/м куб., т.е. плотность примерно равна плотности воздуха (1,29 кг/м.куб.).Количество тепла, выделяемого при окислении СО до СО2, равно 3016 ккал/м3 газа.

СО легко вступает во взаимодействие с гемоглобином крови в 200…300 раз быстрее, чем кислород, который должен разноситься гемоглобином по организму человека.

Предельно-допустимая концентрация СО в воздухе рабочих помещений – 2мг/м3. Признаки отравления угарным газом:

головная боль, головокружение, стук в висках, шум в ушах, слабость, рвота или тошнота, обморочное состояние, может быть остановка дыхания.

Пострадавшего нельзя водить, тормошить, двигать, Его необходимо вывести на свежий воздух, укрыть одеялом, шубой, открыть окна для поступления свежего воздуха, при пропадании сознания – дать нюхать нашатырный спирт, вызвать скорую помощь. Давать холодное питье: морс, чай, чем больше, тем лучше.

Графики технического обслуживания. Кто составляет. Содержание.

(Билет №20)

Графики технического обслуживания разрабатывает ответственный за газовое хозяйство на основании ПБ в ГХ и правил технической эксплуатации газового хозяйства в Российской Федерации. Графики разрабатываются не ближе, чем за 3 месяца до начала следующего года, утверждается главным инженером предприятия. В графике отражаются следующие данные:

v вид технического обслуживания;

v сроки обслуживания;

К каждому графику и виду работ должен быть заведен отдельный журнал, в котором отражаются результаты технического обслуживания газового хозяйства. Журнал должен быть пронумерован, прошнурован и скреплен печатью.

§

Первое, что необходимо сделать – это снять напряжение с пострадавшего, предварительно приняв меры, исключающие падение пострадавшего. Снять напряжение можно, отключив рубильник, перерубить провода топором с сухой деревянной ручкой или лопатой тоже с сухой деревянной ручкой. Если нет возможности перерубить провода, то пострадавшего через сухую одежду, оттаскивают от места поражения. Если провод упал со столба, то необходимо откинуть его сухой доской, палкой.

При возникновении шагового напряжения на земле от упавшего электрического провода, необходимо выпрыгивать из этой опасной зоны на одной ноге или шаркая ногами по земле, не отрывая при этом ног и не делая шага, передвигаться в сторону от провода.

После освобождения пострадавшего уложить, наблюдать. Если нет пульса и дыхания, то делать искусственное дыхание и непрямой массаж сердца, вызвать скорую или отвезти его в больницу, успокоить его.

Запрещается закапывать пораженного электрическим током человека в землю.

Документация газовой службы

1. Положение о газовой службе, утвержденное главным инженером предприятия и согласованное с Госгортехнадзором.

2. Положение о контроле качества и безопасного выполнения работ (п.1.2.17 ПБ в ГХ), утвержденное главным инженером.

3. Положение о производстве строительно-монтажных работ – производственный контроль.

4. План ликвидации возможный аварий, согласованный с Госгортехнадзором и утвержденный главным инженером прадприятия.

5. Протоколы аттестации ИТР и рабочих с указанием вида работ.

6. Сокращенная программа, утвержденная главным инженером организации о подготовке к переаттестации рабочих.

7. Перечень газоопасных работ (п.6.4. ПБ в ГХ), утвержденный главным инженером.

8. Положение о техническом обслуживании газового оборудования в жилых домах и общественных зданиях (п.3.8.4. ПБ в ГХ).

9. Проекты и исполнительная документация на все объекты.

10. Приказ на ответственного за газовое хозяйство объекта.

11. Приказ на лицо, имеющее право на выдачу нарядов-допусков.

12. Приказ о прохождении стажировки рабочего после обучения под руководством опытного рабочего.

13. Приказ о допуске рабочих к самостоятельной работе после обучения и стажировки.

14. Приказ на ответственного за хранение проектной и исполнительной документации.

15. Приказ на ответственного за проведение подготовительных работ и приказ на ответственного за проведение ГОР.

16. Приказ на создание постоянно-действующей экзаменационной комиссии.

17. Приказ на ответственного за хранение и испытание средств индивидуальной защиты.

18. Журнал проведения контрольно-тренировочных занятий по ПЛА с разборкой тренировки.

19. Журнал осмотра ГРП.

20. Журнал ТО ГРП.

21. Журнал проведения текущего ремонта ГРП.

22. Журнал осмотра внутрицеховых ГП и ГО.

23. Эксплуатационный паспорт ГРП.

24. Объединенный эксплуатационный паспорт подземного газопровода.

25. Журнал обхода трасс подземных ГП.

26. Журнал обхода трасс надземных ГП.

27. Маршрутные карты обхода трасс ГП.

28. Журнал учета выданных нарядов-допусков. Хранится в течении 5 лет.

29. Наряды-допуски, хранятся не менее одного года.

30. Журнал проверки средств КИПиА.

31. Журнал проведения ежеквартального инструктажа по ТБ.

32. Журнал проведения 1,2 ступеней контроля по ТБ, согласно положения о производственном контроле.

33. Журнал проверки средств сигнализации и защиты.

34. Журнал проверки манометров контрольными.

35. Журнал распоряжений.

36. Журнал обмыливания ГО перед газовыми агрегатами.

37. Сменный журнал.

38. Журнал проверки загазованности.

39. Журнал проверки газоанализаторов.

40. Журнал снятия заглушек.

41. Журнал проверки взрыво-защищенного электрооборудования в ГРП.

42. Схема газооборудования котельной.

43. Схема газооборудования ГРП и ГРУ.

44. Режимная карта котлов (на каждый котел).

45. Режимная карта ГРП и ГРУ.

46. Приказ на ответственного за противопожарную безопасность.

47. Графики технического обслуживания ГРП, ГРУ, внутрицехового ГО.

48. График учебно-тренировочных занятий по ПЛА.

49. Общая схема подземных ГП с нанесением сврных стыков, отключающей арматуры.

50. Инструкции производственные, должностные.

51. Протокол измерения сопротивления молниезащиты ГРП и котельной.

52. Протокол замера потенциала изолирующих фланцевых соединений.

53. Паспорта на применяемое оборудование.

54. Перечень инструкций и нормативных документов, утвержденный главным инженером (п.1.24.; Положение 4 ПБ в ГХ).

§

На строительство систем газоснабжения должна быть разработана проектная документация. Она должна быть согласована с организацией газового хозяйства на предмет ее соответствия выданным техническим условиям на проектирование.

Горгаз выдает техусловия на точку подключения. Проект должен быть согласован инспекцией энергонадзора на предмет его соответствия выданным техническим условиям инспектором по рациональному и эффективному использованию газа.

Кроме того, проект согласовывается с организациями, выдавшими технические условия на пересечение автомобильных, железных дорог, теплотрасс и других трасс.

Проект, перед регистрацией в органах Госгортехнадзора, должен пройти экспертизу промышленной безопасности согласно Федерального закона о промышленных опасных объектах Российской Федерации.

После получения экспертизы от организации, проводившей проверку проекта, проектасметы вместе с сопроводительным письмом на имя начальника РГТИ, направляется в территориальный орган Госгортехнадзора для регистрации.

Экспертизу проекта должна выполнять организация, имеющая лицензию.

В письме в РГТИ с просьбой о регистрации проекта указываются следующие данные:

наименование и адрес строительства, наименование проектной и строительно-монтажной организации, технические характеристики сооружаемого объекта.

К письму прилагается проектная документация, заключение экспертизы, копия приказа о назначении и протокол проверки знаний лица, осуществляющего технический надзор за строительством, копии лицензий.

Письмо направляют на имя начальника РГТИ за подписью генерального директора.

Срок действия согласований проектов 24 месяца. Срок действия регистрации – 1 год.

Если по истечении этого времени строительство начато не было, то проект подлежит повторному пересогласованию и перерегистрации.

О начале строительства строительно-монтажная организация обязана уведомить РГТИ не менее, чем за 10 дней до начала строительства.

Извещение инспектора об авариях и несчасных случаях.

(п.1.1.8. ПБ в ГХ)

О каждом несчастном случае и аварии, связанным с эксплуатацией ГХ предприятия, граждане обязаны немедленно уведомить местный орган газового надзора.

До прибытия представителя газового надзора и членов комиссии администрация предприятия обязана обеспечить сохранность обстановки при аврии или несчастном случае, если это не угрожает здоровью и жизни людей и не нарушает режим работы предприятия в целом.

Расследование несчастных случаев и аварий проводится в соответствии с Положением о порядке расследования и «Учета несчастных случаев на производстве» и инструкции по техническому расследованию и учету аварий, не повлекших за собой несчастных случаев, на подконтрольных Госгортехнадзору предприятиях и объектах (п.1.1.8. ПБ в ГХ).

Работа с Госгортехнадзором, энергонадзором.

При работе с инспектирующими органами все вопросы решаются только в письменном виде через письмо, на форменном бланке за подписью 1-го руководителя предприятия.

Все письма в инспектирующие органы должны пройти через секретаря, т.е. иметь входящий №, который секретарь РГТИ ставит на наш 2-ой контрольный экземпляр письма и расписывается. Это очень важно!

Порядок наложения и снятия пломб при остановке объекта РГТИ.

Ответственность должностных лиц при самовольном снятии пломб

На остановленном объекте.

Объект останавливается наложением пломбы на закрытые задвижки перед котлами, ГРП или другими газопотребляющими установками в случае грубого нарушения правил безопасности в газовом хозяйстве.

Нарушения:

1. Необученный, неаттестованный персонал, ИТР и рабочие.

2. Нет приказа рабочих на допуск к самостоятельной работе (обслуживанию газифицированного объекта).

3. Отсутствует контроль наличия факела, наличия разряжения, т.е. не работает автоматика безопасности.

4. Утечки газа в помещения, на наружных ГП.

5. Негерметичность затворов арматуры.

Составляется акт на выявленные нарушения с указанием причин остановки объекта. Акт вручается первому руководителю предприятия. Снять пломбу после устранения нарушений можно только с письменного разрешения инспектора на нашем письме с просьбой снять пломбу. Пишет: «Разрешаю», и ставит печать. В акте, который выдает инспектор, требует наказания виновных лиц, допустивших нарушение. Копия приказа о наказании предъявляется инспектору вместе с письмом. При самовольном снятии пломбы виновные наказываются штрафом, могут быть привлечены к дисциплинарной, административной и уголовной ответственности в соответствии с действующим законодательством.

§

Методы информации инспектирующих органов по выполнению предписаний.

После получения предписания или акта от инспектора, предприятие обязано не позднее указанных сроков в предписании, устранить нарушения в работе оборудования и представить в РГТИ информацию о выполнении пунктов предписания в письменном виде с приложением копии приказа о наказании виновных лиц. Если предприятие не может выполнить отдельные пункты предписания в указанные сроки, то в этом случае направляется письменное ходатайство на имя начальника РГТИ о продлении сроков выполнения пунктов. К письму-ходатайству прилагается перечень длительно действующих отступлений от ПБ в ГХ с указанием дополнительны мер безопасности при работе оборудования.

Если в предписании инспектора не указаны сроки выполнения, то предприятие в месячный срок, в любом случае, обязано разработать мероприятия по устранению этих нарушений, утвердить их главным инженером и предъявить инспектору вместе с выполнением отдельных пунктов. Информация о выполнении пунктов предписания инспектору должна быть подана чем быстрее, тем лучше.

Права инспектора.

1. Производить в любое время проверку всех подконтрольных предприятий и объектов по вопросам правил безопасности и СНИП.

2. Привлекать по согласованию с предприятием их специалистов для проведения проверок.

3. Вносить предложения и давать руководителям предприятий обязательные для исполнения указания об устранении выявленных при проверке нарушений правил, норм, инструкций.

4. Налагать на должностных лиц штрафы за нарушение правил, норм, инструкций по безопасному ведению работ.

5. Проверять на подконтрольных предприятиях, объектах, учебных комбинатах порядок допуска рабочих и ИТР к работе.

6. Делать представления руководителям предприятий об освобождении от занимаемой должности на срок до 1 года, лишают права технического руководства работами лиц, систематически нарушающих правила по безопасному ведению работ, самовольно возобновляющих работы и допускающих пуск в эксплуатацию приостановленного оборудования, не имеющих права руководить работами и не прошедших обучение и не сдавших экзамены.

7. Передавать в соответствующих случаях материалы в следственные органы.

8. Получать от предприятий сведения о состоянии ТБ подконтрольных объектов, получать объяснительные от должностных лиц.

9. Проверять наличие у ИТР документов, дающих права руководства ГОР и права выполнения работ.

Технический надзор – курирование за строящимися объектами газового хозяйства..

Требования к персоналу и их права.

На должность технадзора приказом назначается ИТР, проработавший по специальности не менее трех лет при высшем образовании и не менее пяти лет при среднем техническом образовании.

Указанный специалист должен проити специальное обучение и сдать экзамены по СНИП, ПБ в ГХ в объёме выполняемой им работы.

Первичная проверка знаний проводится с участием инспектора, а последующие проверки проводятся через три года с обязательным извещением инспектора.

Обязанности технадзора:

1. Проверка качества и объёма проектно-сметной документации, приемка документации от проектной организации.

2. Регистрация объекта строительства в РГТИ и передача его строительно-монтажной организации.

3. Участие в подготовке заявок на оборудование , проверка паспортов на оборудование, результаты лабораторных испытаний и анализов.

4. Надзор за строительно-монтажными работами.

5. Подготовка совместно со строительно-монтажной организацией исполнительно-технической документации для предъявления комиссии по приемке законченного строительством объекта.

6. Участие в работе приёмочной комиссии.

Права технадзора:

1. Требовать от строительно-монтажной организации выполнения работ в полном соответствии с проектом.

2. Вносить в журнал производства работ строящегося объекта замечания и указания по качеству работ, а также по отступлениям от проектной документации.

3. Независимо от норм контроля сварных стыков требовать дополнительной проверки качества сварных стыков как физическими методами контроля, так и вырезкой контрольных стыков.

4. Приостанавливать ход работ при злостном нарушении монтажниками правил, норм, инструкций, технологии.

Лицу, осуществляющему технический надзор не разрешается вносить изменения и дополнения в проекты и сметы. Все разногласия между технадзором и СМУ должны разрешаться проектной организацией.

Журнал регистрации нарядов-допусков на проведение ГОР. (ПБ в ГХ, Приложение 3, стр. 112).

Наименование газовой службы, начат, окончен, прошнурован…, срок хранения – 5 лет.

1. Номер наряда.

2. Дата и время выдачи.

3. Ф.И.О., должность, подпись выдавшего наряд.

4. Ф.И.О., должность, подпись получившего наряд.

5. Адрес, место проведения работ.

6. Характер работ.

7. Дата и время возвращения наряда, отметка овыполнении работ лицом принявшим наряд.

§

1. Выполнять комплекс мероприятий, включая систему технического обслуживания и ремонта, обеспечивающего содержание газового хозяйства в исправном состоянии и соблюдать требования правил ПБ 12-245-98 (или ПБ в ГХ).

2. Иметь копии лицензий организаций, выполняющих по договору работы по техническому обслуживанию и ремонту.

3. Иметь акты о раграничении сфер деятельности с организациями, выполняющими работы по техническому обслуживанию и ремонту объектов газового хозяйства по договорам.

4. Иметь требуемый по штату персонал, удовлетворяющий квалификационным требованиям и не имеющий медицинских противопоказаний к работе.

5. Проводить своевременную подготовку и аттестацию работников.

6. Иметь правовые акты и нормативные технические документы (Приложение 4 ПБ в ГХ), правила положения, инструкции, устанавливающие порядок ведения работ в газовом хозяйстве.

7. Организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности.

8. Обеспечивать наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля.

9. Выполнять постановления Госгортехнадзора России и предписания территориальных органов Госгортехнадзора в соответствии с их полномочиями.

10. Обеспечивать проведение технического обследования (диагностику технического состояния) газопроводов, сооружений и газового оборудования в установленные правилами сроки или по требованию органов Госгортехнадзора России (РД 204, Приложение 36 «Старых правил…»).

11. Обеспечивать защиту объектов газового хозяйства от проникновения и несанкционированных действий посторонних лиц.

12. Немедленно информировать территориальные органы Госгортехнадзора России об аварии или инциденте в газовом хозяйстве.

13. Осуществлять мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварий, инцидентов и оказывать содействие государственным органам в расследовании их причин.

14. Принимать участие в техническом расследовании причин аварий, принимать меры по их устранению, учёту и профилактике.

15. Передавать в территориальные органы Госгортехнадзора информацию о выполнении мероприятий по предотвращению аварий, предписываемых актом расследования.

Обеспечение выполнения указанных мероприятий возлагается на первого руководителя организации.

Требования к газовому оборудованию (п. 3.12. ПБ в ГХ).

Конструкция газового оборудования должна обеспечивать надёжность, долговечность и безопасность эксплуатации в течение расчётного ресурса работы, принятого в технических условиях и государственных стандартах, а также возможность его ремонта, замены отдельных узлов.

Применяемое газовое оборудование должно соответствовать требованиям нормативно-технической документации.

Газовое оборудование, в том числе иностранного производства, должно быть сертифицировано и иметь разрешение Госгортехнадзора России к применению. Наличие сертификата соответствия и разрешения должно отражаться в паспортах оборудования.

Газовое оборудование по истечении расчетного ресурса работы подлежит диагностике с целью определения остаточного ресурса с разработкой мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию на весь срок продления жизненного цикла или обоснования необходимости замены.


Клапан ПКК-40М

Нефть, Газ и Энергетика: Опасные свойства газа и конденсата и меры безопасности при обращении с ними

Клапан ПКК-40М

Клапан состоит из корпуса, промежуточного кольца, крышки и регулировочного стакана. Между корпусом и промежуточным кольцом зажата нижняя мембрана, которая жестко связана со штоком запорного плунжера. Плунжер прижимается к седлу пружиной, весом движущихся частей и входным давлением газа. Между кольцом и крышкой зажата верхняя мембрана, в центре которой жестко закреплена резиновая пробка. Мембрана и пробка отжимаются вниз настроечной пружиной.

Когда плунжер своей мягкой прокладкой прижат к седлу, в камерах А, Б и В, соединенных между собой отверстиями Г, Д и Е, устанавливается входное давление.

Для открытия клапана с помощью ручки отворачивают пробку 14 настолько, чтобы через отверстие Ж соединить камеру В с атмосферой. Так как площадь каждого из отверстий Е и Ж значительно больше площади отверстия сопла Д, то давление в камерах Б и В падает и мембрана 5 под действием входного давления поднимается до тех пор, пока сопло Д не упрется в резиновую пробку. Вместе с мембраной поднимается вверх шток 3 и плунжер, открывая проход газа. При этом сопло Д оказывается перекрытым, а камеры Б и В разобщенными с входной полостью клапана.

Через обратный клапан в камеру В поступает импульс контролируемого давления, и после ввертывания пробки на место в камере В устанавливается такое же давление, как и в контролируемой точке.

Настройку ПКК-40М производят, изменяя сжатие пружины стаканом 10. При увеличении давления в камере В выше заданного усилие, действующее на мембрану 8 снизу, сжимает пружину, и мембрана поднимается вверх, открывая вертикальное отверстие сопла Д. Камера Б через отверстия Г и Д соединяется с входным патрубком корпуса, давление по обе стороны мембраны 5 выравнивается, и плунжер 2 прекращает подачу газа.

Обратный клапан не позволяет перетекать газу из камеры В через импульсный трубопровод в газопровод после регулятора.

Если разность давлений газа под мембраной и над ней станет меньше 1000…1500 кгс/м2, то усилие, создаваемое газом снизу на мембрану, окажется недостаточным для сжатия пружины 4, мембрана вместе со штоком и плунжером опустится и перекроет проход газа. При этом сопло Д отойдет от пробки и откроется его вертикальное отверстие. Клапан вновь может быть включен только вручную после устранения причин, вызвавших его срабатывание. Один оборот регулировочного стакана меняет давление примерно на 300 кгс/м2 (пружина среднего давления) или на 20 кгс/м2 (пружина низкого давления).

В эксплуатационных условиях могут наблюдаться следующие неисправности клапана:

· плунжер после открытия пусковой пробки или пускового устройства не открывается. Причины: недостаточное давление перед клапаном, прорыв нижней мембраны, малый размер проходного сечения пускового устройства и соединительной линии;

· после открытия клапана происходит самопроизвольное его закрытие, хотя давление газа в контролируемой точке не превышает давления настройки. Причины: потеря упругости резиновой пробки верхней мембраны (при глубине отпечатка сопла Д на торце резинового уплотнения более 0,5…1,0 мм пробку следует заменить новой из маслобензостойкой резины толщиной 5 мм); прилипание диафрагмы к торцу корпуса обратного клапана; прорыв нижней мембраны; недостаточное давление газа перед клапаном;

· при повышении контролируемого давления сверх установленного клапан не закрывается. Причины: разрыв верхней мембраны; засорение отверстий сопла Д (диаметр верхнего отверстия равен 1,2 мм); прилипание резиновой пробки верхней мембраны к соплу; неплотное закрытие пусковой пробки или пускового устройства.

ВОПРОСЫ К ЗАЧЕТУ

Вариант 1

1.Физико-химические свойства природного газа

Опасные свойства газа

Условия для взрыва газа.

Физико-химические свойства природного и сжиженного газа.

БИЛЕТ №1

Физико-химические свойства природного и сжиженного газа.

Природный газ – состоит в основном из метана СН4. Не имеет запаха, бесцветный, легче воздуха. При полном сгорании выделяет углекислый газ СО2, при неполном – оксид углерода СО. Температура воспламенения 645С, температура кипения 151С при 760мм.в.ст., температура горения 1800-2000С.

Пределы взрываемости от 5-15% содержания газа в смеси с воздухом. Опасная концентрация – 1%.

Сжиженный газ – состоит в основном из пропана С3Н8 и бутана С4Н10. Не имеет запаха, бесцветный, тяжелее воздуха. Температура воспламенения у пропана-530С, у бутана-490С, у бутана -0,5С, температура кипения 2100-2300С. при 760мм.в.ст. Пределы взрываемости от 2 до 9% содержания газа в смеси с воздухом.

Опасная концентрация 0,3%,

Кратность воздухообмена в основном помещении ГРП.

Помещение с технологическим оборудованием должны предусматриваться с принудительной приточно-вытяжной вентиляцией, обеспечивающей не менее 3-х кратного воздухообмена в 1 час.

Для помещений объемом более 200 куб. метров воздухообмен производится по расчету, но не менее однократного воздухообмена в 1 час.

Основные документы, регламентирующие порядок осуществления мероприятий по защите г/проводов от электрохимической коррозии.

Все работы по защите г/проводов от коррозии должны выполняться в соответствии с Инструкцией по защите городских подземных г/проводов от коррозии, правил безопасности сетей газораспределения и газопотребления, и др. нормативных документов (ГОСТы, ОСТы). Все виды защиты от коррозии, предусмотренные проектом, должны быть введены в действие до сдачи г/провода в эксплуатацию.

Классификация наружных и внутренних г/проводов по давлению в сетях газораспределения и газопотребления

Классификация г/проводов по давлению Категория Вид транспортируемого газа Рабочее Р. – в г/проводе МПа
Высокое 1-А Природный Свыше 1,2
Высокое Природный Св 0,6 до 1,2
Высокое СУГ Св 0,6 до 1,6
Высокое   Природный Св 0,3 до 0,6
Среднее   Природный Св 0,005 до 0,3
Низкое   Природный ДО 0,005

(1А – на территории тепловых электрических станций к газотурбинным и паровым установкам)

Область распространения «Правил безопасности сетей газораспределения и газопотребления»

Правила распространяются на;

-Наружные г/проводы поселений, включая межпоселковые;

– наружные (внутриплощадочные), внутренние г/проводы и газовое оборудование (технические устройства) промышленных, сельскохозяйственных и др. производств;

– наружные и внутренние г/проводы и газовое оборудование (технические устройства) тепловых электростанций (ТЭЦ), в том числе внутриплощадочные г/проводыс давлением свыше 1.2 МПа к газотурбинным и паровым установкам, пункты подготовки газа, включая блоки редуцирования и компремирования, очистки, осушки, подогрева и дожимающие компрессорные станции;

– наружные и внутренние г/проводы и газовое оборудование районных пепловых станций (РТС),

производственных, отопительных котельных, в. том числе отдельностоящих, встроенных, пристроенных и крышных;

– ГРП, ГРПБ, ГРУ и ШРП; пункты редуцирования газа, не имеющие собственных ограждающих конструкций, размещенные в зданиях, блока контейнерного типа, в шкафах из несгораемых материалов или ниже уровня поверхности земли; – средства защиты стальных г/проводов от эл/химической коррозии;

– системы и средства автоматизированного управления технологическими процессами распределения и потребления газа; – здания и сооружения на газопроводах.

Что означает понятие «охранная зона газораспределительной сети».

Территория с особыми условиями использования, устанавливаемая вдоль трасс г/проводов и вокруг других объектов газораспределительной сети в целях обеспечения нормальных условий ее эксплуатации и исключения возможности ее повреждения

БИЛЕТ №2.

Когда проводится повторная и внеочередная проверка знаний требований промышленной безопасности, норм и инструкций у руководителей и специалистов.

По истечении срока 3-года. При переводе на другую работу, отличающуюся по условиям и характеру требований.

При нарушении требований промышленной безопасности, правил безопасности и других нормативных правовых актов и нормативно технических документов и инструкций по безопасному ведению работ.

Какая документация составляется при сдаче г/провода в эксплуатацию.

Генеральный подрядчик предъявляет приемочной комиссии следующую документацию;

-Исполнительная документация;

– Копия приказа о назначении лица,ответственного за безопасную эксплуатацию газового хозяйства;

– Положение о газовой службе или договор с организацией, имеющей опыт проведения работ по техническому облуживанию и ремонту г/проводов и газового оборудования;

-протоколы проверки знаний настоящих правил, нормативных документов руководителями, специалистами и инструкций рабочими;

-Инструкции и технологические схемы, предусмотренные настоящими правилами;

– Акт проверки эффективности эл/химической защиты (для подземных г/проводов);

-Акт о проверке технического состояния промышленных дымоотводящих и вентиляционных систем;

– Акт приемки под пусконаладочные работы газоиспользующего оборудования и график их выполнения;

-План локализации и ликвидации аварийных ситуаций и взаимодействию служб различного назначения, включая АДС газораспредедипельной организации.

Классификация г/проводов по назначению сетей газоснабжения.

Межпоселковый – г/провод газораспределительной сети, проложенный вне территорий поселений.

Распределительный – г/провод распредельной сети, обеспечивающий подачу газа от источника газоснабжения до г/проводов – вводов к потребителям газа;

Г/провод-ввод – г/провод от места присоединения к распределительному г/проводу до отключающего устройства перед вводным г/проводом или футляром при вводе в здание в подземном исполнении;

Вводный г/провод – участок г/провода от установленного снаружи отключающего устройства на вводе в здание, при его установке снаружи, до внутреннего г/провода, включая г/провод, проложенный в футляре через стену здания;

Наружный г/провод – подземный, наземный надземный г/провод, проложенный вне зданий до отключающего устройства перед вводным г/проводом или до футляра при вводе в здание в подземном исполнении;

В каких случаях проекты подлежат повторному согласованию.

Проектная документация систем газораспределение и газопотребления до утверждения должна быть согласована заказчиком с газораспределительной организацией на соответствие ее выданным техническим условиям и подлежит повторному согласованию, если в течение 24 мес. не было начато строительство.

БИЛЕТ № 3

В каких случаях в приемках объектов газоснабжения участвуют представители местных органов Ростехнадзора.

В комиссию по приемке в эксплуатацию объектов строительства, реконструкции или капитального ремонта систем газоснабжения территориальные органы Госгортехнадзора России назначают своих представителей. Заказчик не менее чем за 5 дней уведомляет территориальные органы Госгортехнадзора России о дате, времени и месте работы приемочной комиссии.

(без представителя Ростехнадзора – г/проводы НД подземные до 200м, надземные НД – до 500м)

БИЛЕТ № 4

БИЛЕТ № 5.

БИЛЕТ № 6.

БИЛЕТ №7.

1.Область распространения «Правил безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы»ПБ 12-609-03 1.1.4. Правила СУГ распространяются:

-кустовые базы хранения и реализации сжиженных углеводородных газов и газонаполнительные станции (ГНС);

-газонаполнительные станции (ГНП); – стационарные автомобильные газозаправочные станции (АГЗС);

-площадки заправки автотранспорта и баллонов с передвижных автозаправочных станций (автоцистерн), принятые в эксплуатацию в установленном порядке; -наружные г/проводы жидкой и паровой фазы СУГ;

-резервуарные установки в поселениях и на опасных производственных объектах, а также групповые баллонные установки на О.П.О.

-средства защиты стальных г/проводов и резервуаров от электрохимической коррозии(ЭХЗ);

-наружные и внутренние г/проводы и г/оборудование (технических устройства) производственных, отопительно-производственных и отопительных котельных;

-средства безопасности, регулирования и защиты, а также системы автоматизированного управления технолог. процессами при использовании сжиженных углеводородных газов; -здания и сооружения на г/проводах объектах СУГ.

2. Какие работы должны выполняться при обходе газопровода.ПБ 5.3.6.-5.3.8. 1 раз в 3мес.

При обходе надземных г/проводов должны выявляться: утечки газа, перемещение г/проводов за пределы опор, наличие вибрации, сплющивания, недопустимого прогиба г/провода, просадки, изгиба и повреждения опор, состояние отключающих устройств и изолирующих фланцев. Соединений, средств защиты от падения эл/проводов, креплений и окраски г/проводов, сохранность устройств эл/химической защиты и габаритных знаков на переходах в местах проезда автотранспорта.

Обход должен производиться не реже 1 раза в 3 месяца. Выявленные неисправности должны своевременно устраняться.

При обходе наземных г/ проводов должны выявляться утечки газа на трассе г/провода, нарушения целостности откосов отсыпки и одерновки обвалования, состояние отключающих устройств и переходов в местах проезда автотранспорта. При обходе подземных г/проводов должны выявляться утечки газа в колодцах, контрольных трубках, подвалах, зданий, шахтах, коллекторах, подземных переходах, расположенных на расстоянии 15м по обе стороны от г/провода, уточняться сохранность настенных указателей, ориентиров сооружений и устройств эл/.хим. защиты; очищаться крышки газовых колодцев и коверов от снега, льда и загрязнений; выявляться пучения, просадки, обрушения и эрозии грунта; контролироваться условия производства строительных работ, предусматривающих сохранность г/провода от повреждений.

БИЛЕТ № 8.

БИЛЕТ № 9

БИЛЕТ № 10

1. Виды газоопасных работ. Действия лица, ответственного за проведение газоопасных работ перед их проведением. Все газоопасные работы должны выполняться бригадой рабочих не менее 2х человек под руководством специалиста.

– присоединение (врезка) вновь построенных наружных и внутренних г/проводов к действующим, отключенным (обрезка) г/проводов;

– пуск газа в г/проводы при вводе в эксплуатацию, расконсервации, после ремонта (реконструкции), ввод в эксплуатацию ГРП, ГРПБ, ШРП, ГРУ;

– техническое обслуживание и ремонт действующих наружных и внутренних г/проводов, газового оборудования ГРП, ГРПБ, ШРП, ГРУ;

– удаление закупорок, установка и снятие заглушек на действующих г/проводах, а также отключение или подключение к г/проводам газоиспользующее оборудование;

– продувка г/проводов при отключении или включении газоиспользующих установок в работу;

– обход наружных г/проводов ГРП, ГРПБ, ШРП, ГРУ, ремонт, осмотр и проветривание колодцев, проверка и откачка конденсата из конденсатосборника;

– разрытия в местах утечек газа до их устранения;

– ремонт с выполнение огневых (сварочных) работ и газовой резки (в т.ч. механической) на действующих г/проводах, оборудовании ГРП, ГРПБ, ШРП, ГРУ;

Лицу, ответственному за проведение газоопасных работ выдается наряд-допуск под роспись в журнале регистрации. Если газоопасные работы проводятся на г/проводе высокого или среднего давления – составляется специальный план, проверяется соответствие документации фактическому расположению г/проводе, проверяется наличие инструмента и СИЗ.

БИЛЕТ № 11

БИЛЕТ № 12

БИЛЕТ № 13

БИЛЕТ № 14

1. Порядок выполнения аварийных работ.

– принять заявку и проинструктировать заявителя о мерах безопасности (согласно памятке)

– Занести в журнал и компьютер содержание поступившей заявки

– Выписать заявку аварийной бригаде на устранение аварии

-Знакомит руководителя аварийной бригады с содержанием заявки и схемой отключения (если потребуется)

-Подготавливает необходимую документацию (планшет, схему сварных стыков подземного г/провода, исполнительную документацию)

– Обеспечивает выезд аварийной бригады на объект в течение 5 мин. на специальном автомобиле АДС, укомплектованном инструментом, материалами, приспособлениями и СИЗ

– Поддерживать постоянную связь с аварийной бригадой, уточняет характер аварии

-на месте аварии бригада знакомится с обстановкой и приступает к выполнению мероприятий предусмотренных оперативной частью ПЛЛВА

– При необходимости (докладывает руководству КЭС), вызывает спец, службы (01, 02 ,03) передает телефонограммы,

– При необходимости обеспечивает доставку дополнительно людей и механизмов

– Работы по ликвидации аварии считаются законченными после выявления утечка газа и исключения возможности его проникновения в помещения и сооружения.

– Регистрирует акт аварийно-диспетчерского обслуживания

2.В каком документе отмечается окончание работ по пуску газа и где этот документ хранится.

В наряде – допуске и хранится в исполнительно-технической документации на данный объект постоянно.

БИЛЕТ № 15

БИЛЕТ № 16

БИЛЕТ № 17

БИЛЕТ № 18

Билет 19

БИЛЕТ № 20

БИЛЕТ № 21.

БИЛЕТ № 22.

БИЛЕТ № 23

БИЛЕТ № 24

БИЛЕТ № 25

БИЛЕТ № 26

БИЛЕТ 27

БИЛЕТ №1

Физико-химические свойства природного и сжиженного газа.

Природный газ – состоит в основном из метана СН4. Не имеет запаха, бесцветный, легче воздуха. При полном сгорании выделяет углекислый газ СО2, при неполном – оксид углерода СО. Температура воспламенения 645С, температура кипения 151С при 760мм.в.ст., температура горения 1800-2000С.

Пределы взрываемости от 5-15% содержания газа в смеси с воздухом. Опасная концентрация – 1%.

Сжиженный газ – состоит в основном из пропана С3Н8 и бутана С4Н10. Не имеет запаха, бесцветный, тяжелее воздуха. Температура воспламенения у пропана-530С, у бутана-490С, у бутана -0,5С, температура кипения 2100-2300С. при 760мм.в.ст. Пределы взрываемости от 2 до 9% содержания газа в смеси с воздухом.

Опасная концентрация 0,3%,


Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

Оцените статью
Анемометры
Добавить комментарий