Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе – презентация, доклад, проект

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект Анемометр

Методы обнаружения утечек газа из магистральных трубопроводов

Information about the authors

Sudnikovich V.G., Candidate of Technical Sciences, associate professor, Department engineering services and life-support systems, tel.: 89025610609; Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074.

Kudryavtsev A.S., Post-graduate, Department engineering services and life-support systems, tel.: 89501377869; Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074.

УДК 622.691.4.053

МЕТОДЫ ОБНАРУЖЕНИЯ УТЕЧЕК ГАЗА ИЗ МАГИСТРАЛЬНЫХ

ТРУБОПРОВОДОВ

В.Р. Чупин, Е.В. Гаськов, Д.И. Майзель

Рассмотрены современные методы обнаружения мест утечек газа в магистральных трубопроводах. Проанализированы широко используемые способы обнаружения мест утечек газа – визуальный и инструментальный. Особое внимание уделено одним из самых распространенных автоматических газоанализаторов – датчикам загазованности. Кроме того, изучены другие способы обнаружения мест утечек газа, в том числе по профилю давления, объемно-балансовый, метод акустической эмиссии. По каждому из рассматриваемых методов выявлены их преимущества и недостатки.

Ключевые слова: обнаружение утечки газа, магистральные трубопроводы, инструментальные методы, автоматические газоанализаторы, датчики загазованности.

METHODS TO REVEAL GAS LEAKING FROM TRUNK PIPELINE V.R. Chuprin, E.V. Gaskov, D.I. Maizel

In the article examined advanced methods of gas leaking in trunk pipeline. Analyzed commonly used methods of gas leaking – visual and instrumental. Special focus on commonly used automatic gas-analyzer – gas sensors. Moreover, examined other methods to reveal gas leaking, including pressure profile, volumetric balance, method of acoustic emission. For each of the methods considered its strengths and weaknesses.

Key words: gas leaking reveals, trunk pipeline, instrumental methods, automatic gas-analyzer, gas sensors.

Одним из основных источников национального богатства Российской Федерации является природный газ. По объемам разведанных месторождений Россия занимает первое место в мире [1]. При этом в ближайшее десятилетие ожидается спрос на газ, превосходящий рост спроса на другие источники энергии. Необходимо отметить, что из таких видов первичных энергоресурсов, как нефть и уголь, именно природный газ является самым чистым в экологическом отношении.

Одной из актуальных проблем в газовой отрасли на сегодняшний день остается проблема своевременного обнаружения мест утечек газа в трубопроводах. При этом, как показал проведенный анализ, наиболее распространенными местами утечек газа являются сварные, фланцевые и резьбовые соединения, поврежденные коррозией; участки, пораженные блуждающими токами; места механических повреждений; присоединения контрольно-измерительных приборов (КИП) и газовой арматуры.

Существуют разнообразные способы обнаружения утечек газа в трубопроводах. Самыми распространенными способами являются визуальный и инструментальный методы. Визуальный способ основан на фиксации запаха, вспенивании мыльной эмульсии; наличии звука, образовании наледи или снежной шубы; появлении желтой травы летом и бурого снега зимой.

Более точным является инструментальный метод. В качестве приборов применяют газоанализаторы, предназначенные для определения качественного и количественного состава смесей газов. Различают газоанализаторы ручного и автоматического действия. Среди ручных распространены абсорбционные газоанализаторы, в которых компоненты газовой смеси последовательно поглощаются различными реагентами [3, 4]. Автоматические газоанализаторы непрерывно измеряют какую-либо физическую или физико-химическую характеристику газовой смеси или её отдельных компонентов.

Наиболее распространенными автоматическими газоанализаторами являются датчики загазованности, основанные на измерении теплового эффекта реакции каталитического окисления газа. Датчики загазованности применяют для определения концентраций горючих газов. Действие этого типа датчика основано на том, что при прохождении газовоздушной смеси на поверхности катализатора возникает горение и выделяющееся тепло повышает температуру шарика. Вызванное этим увеличение сопротивления платиновой катушки регистрируется мостовой схемой, второе плечо которой не имеет оболочки – катализатора. При малых концентрациях изменение сопротивления находится в прямой зависимости от концентрации газа в окружающей среде.

Безусловно, датчики загазованности являются надежным методом обнаружения утечек газа. При этом, по нашему мнению, необходимо отметить, что экономически невыгодно и нецелесообразно устанавливать их на всем протяжении газопроводов. В связи с этим такие датчики можно эффективно использовать только в местах хранения и переработки газа.

В целом отметим, что и визуальный, и инструментальный методы обнаружения газа в силу их специфики невозможно использовать в отдаленных и труднодоступных местах. При этом более половины всех газопроводов расположены именно в отдалении от населенных пунктов.

Кроме вышеперечисленных методов, выделяют и другие способы обнаружения утечек газа – по профилю давления; объемно-балансовый; метод акустической эмиссии.

Метод выявления утечек по анализу профиля давления основан на моделировании распределения давления вдоль трубопровода и статистическом анализе [2]. При появлении утечки расход на участке до места утечки становится больше первоначального расхода на этом участке, а расход на участке после места возникновения утечки становится меньше первоначального расхода. Поэтому перепад давления на участке до места утечки увеличивается, а после утечки – уменьшается, что приводит к появлению излома в приведенном профиле давления.

Проведенный нами анализ выявил, что данный метод работает только в стационарном режиме, так как многие факторы вызывают похожие изменения. Кроме того, недостатком данного метода является его низкая точность и наличие ложных срабатываний.

Объемно-балансовый метод контроля основан на том, что при образовании утечки расход на входе становится больше расхода на выходе. Кроме того, в этом методе учитывается также количество газа в самой трубе, которое при образовании утечки уменьшается. Для реализации этого метода необходимо измерять расход на концах контролируемого участка с помощью высокоточных приборов. Параметром контроля газопровода при объемно-балансовом методе является не давление потока, а нормализованный расход газа через сечение трубы, то есть, по сути, сохранение количества перекачиваемого газа. Контроль участка газопровода осуществляется путем вычислений разности нормализованных объемов газа, входящих и выходящих из участка газопровода между двумя локальными расходомерами. Этот метод позволяет диагностировать, как быстро развивающиеся раз-

рывы в трубе, так и медленно развивающиеся утечки. Метод позволяет диагностировать утечки на больших участках трубопровода между расходомерами. Минимальная величина диагностируемой утечки определяется, в первую очередь, погрешностью измерения расхода и при имеющихся в настоящее время средствах измерения расхода находится на уровне 0,5-1 %.

На наш взгляд, существенный недостаток объемно-балансового метода заключается в том, что он не позволяет определять координату утечки. Расход объемного баланса по участкам дает возможность определять место утечки в газопроводе только с точностью до участка. Это, в свою очередь, приводит к дополнительным затратам времени и потерям газа с момента утечки до момента её обнаружения и устранения.

Метод анализа акустической эмиссии является лидирующим среди методов автоматического обнаружения утечек в трубопроводах. Этот метод основан на регистрации и анализе акустических волн, возникающих в процессе пластической деформации и разрушения (роста трещин) трубопровода, а также при истечении рабочего тела (жидкости или газа) через сквозные отверстия в контролируемом объекте. Для приема сигналов акустической эмиссии применяются пьезоэлектрические преобразователи и быстродействующие измерители давления.

Преимуществами метода анализа акустической эмиссии являются высокая чувствительность к растущим дефектам, малое время обнаружения, высокая точность определения координат места утечки.

При этом отметим, что основным недостатком этого метода является трудность выделения сигнала акустической эмиссии на фоне шумов и помех. Для повышения помехоустойчивости и уменьшения количества ложных срабатываний применяются специальные алгоритмы обработки принимаемых сигналов. Точность метода зависит от точности расходомеров. Невозможно обнаружить утечку, которая меньше, чем погрешность измерения расхода. В данном случае не имеет значения абсолютная величина погрешности измерения, а только относительная погрешность одного прибора относительно другого.

Рассмотрим способы определения момента и места повреждения трубопровода [5]. Известен акустический способ определения момента и места повреждения трубопровода, состоящий в том, что на противоположных концах контролируемого участка трубопровода устанавливаются датчики, чувствительные к действию волн разряжения, возникающих в месте повреждения и распространяющихся по перекачиваемому продукту вдоль трубопровода. При этом, момент возникновения повреждения определяют по времени срабатывания датчика, до которого волна разряжения дойдет быстрее, а место повреждения – по разности времени срабатывания датчиков.

На наш взгляд, недостатком рассматриваемого способа является необходимость предварительного определения скорости распространения волны возмущения, причем не учитывается изменение ее величины по длине трубопровода из-за изменения температуры и других факторов.

Так же известен способ определения момента и места утечки газа из трубопровода, основанный на контроле скорости распространения волн давления в двух сечениях и измерении температуры потока газа как на входе, так и на выходе линейного участка трубопровода и температуры грунта на глубине укладки трубопровода на его входе. Основной недостаток этого способа заключается во временном запаздывании, связанном с регулированием температурного режима трубопровода, а так же из-за невозможности проведения терморегулирования в местах пересечения с оврагами и водными преградами, на участках открытой прокладки трубопровода.

Известен также способ определения момента и места повреждения трубопровода [1], в котором скорость распространения волн давления определяют в двух сечениях трубопровода. Как известно, скорость распространения волн возмущения в среде зависит от температуры среды. Трубопроводы, особенно магистральные, имеют большую протяженность и пересекают многочисленные овраги и водные преграды, которые иногда бывают

достаточно протяженными и из-за которых происходит изменение температуры перекачиваемой среды. Имеются также участки открытой прокладки трубопроводов. В стесненных условиях населенных пунктов газопроводы, например, прокладываются в нормативной близости от теплотрасс, а также зачастую пересекают их. Температура перекачиваемого продукта во всех этих местах отличается от температуры перед и за преградами (местами со значительными изменениями температуры), и это оказывает влияние на точность определения момента и места повреждения трубопровода.

При прохождении трубопровода через места значительного изменения температуры транспортируемый продукт меняет свою температуру ( Т ), в результате чего меняется и скорость (V ) прохождения волн возмущения, которая равна:

-йг- (1)

где у = Ср[Су – отношение теплоемкостей газа при постоянном давлении Ср и постоянном объеме С;

К – газовая постоянная;

М – молярная масса газа.

Известно также, что скорость прохождения звуковой волны VI как в жидкости, так и в газе зависит от температуры среды:

V = V аМ, (2)

где V – скорость прохождения звуковой волны в среде при начальной температуре Т, м/сек; At – отклонение температуры среды от начальной Т, град.

Учитывая, что величина измеренной температуры перекачиваемого продукта зависит от координаты трубопровода, т. е. места установки датчика, реагирующего на волны возмущения в трубопроводе, то и определяемая скорость прохождения волны возмущения также будет зависеть от координаты установки датчика. Датчики устанавливаются на концах контролируемого участка трубопровода. Кроме того, устанавливают датчики до и после мест значительных изменений температуры, что позволяет, зная координаты установки датчиков по трассе трубопровода и вводя соответствующие поправки, существенно повысить точность определения момента и места повреждения трубопровода. При прорыве трубопровода возникает отрицательная ударная волна, которая распространяется в обе стороны от места порыва с неизвестной скоростью. Эти сигналы в виде резкого изменения давления улавливаются датчиками повреждения трубопровода.

По разности прихода и фиксирования сигналов на контролируемые пункты (КП) вычисляется скорость V прохождения сигнала по трубопроводу, которая, даже в идеальном случае (отсутствие рек, морей, океанов, открытой прокладки трубопроводов, параллельно проложенных теплотрасс) отличается по величине в начале и конце трубопровода хотя бы из-за изменения по трассе трубопровода температуры, давления перекачиваемого продукта:

Р=? (3)

где I – фиксированное расстояние между датчиками на КП1-КП2, КП3-КП4, м;

t – разница времени прихода сигналов, сек.

Далее определяется средняя скорость прохождения сигнала на контролируемом отрезке трубопровода, которая вводится в выражение определения места повреждения трубопровода:

Ьп = (Ь – V*0/2, (4)

где Ьп – расстояние до места повреждения трубопровода длиной Ь , м; t – разница времени прихода сигнала в конечные точки трубопровода, сек.

Таким образом, существуют различные методы обнаружения утечек газа в трубопроводах. Однако в большинстве случаев все они имеют недостатки, которые заключаются в значительных временных затратах с момента утечки газа до его обнаружения. Поэтому требуются дальнейшие исследования и разработка эффективных методов обнаружения утечек газа. Очевидно, эти методы должны представлять комплекс математических моделей течения газа и инструментальных средств контроля режимов и автоматических средств отключения и опорожнения газопроводов.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Степанов В.С. Топливо: виды, происхождение, характеристики. Иркутск : Изд-во ИрГТУ, 2002. 116 с.

2. Чупин В.Р., Майзель Д.И. Обнаружение утечек газа из магистрального газопровода // Известия вузов: Инвестиции. Строительство. Недвижимость. Изд-во ИрГТУ, 2022. № 1 (1). С. 142-148.

3. www.panent.ru

4. www.scribd.com/doc/104262780/LB-Group-Wavecontrol

5. http://www.findpatent.ru/patent/246/2460009.html

Информация об авторах

Чупин Виктор Романович, доктор технических наук, профессор, директор Института архитектуры и строительства, тел.: (3952) 405145, e-mail: Chupinvr@istu.edu; Иркутский государственный технический университет, 664074, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.

Гаськов Егор Викторович, аспирант кафедры «Городское строительство и хозяйство», тел. 89041528751, e-mail: egor.123456789@mail.ru; Иркутский государственный технический университет, 664074, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.

Майзель Денис Игоревич, соискатель кафедры «Городское строительство и хозяйство», тел. 89086471719, e-mail: Chupinvr@istu.edu; Иркутский государственный технический университет, 664074, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.

Information about the authors

Chupin V.R., Doctor of Technical science, professor, Director of the Institute of Architecture and Construction, tel.: (3952) 405145, e-mail: Chupinvr@istu.edu; Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074.

Gaskov E.V., Post-graduate, Urban development and economy, tel.: 89041528751, email: egor.123456789@mail.ru; Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074.

Maizel D.I., Candidate, Urban development and economy, tel.: 89086471719, e-mail: Chupinvr@istu.edu; Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074.

При откачке конденсата из конденсатосборников среднего и высокого давлений:

  • проверяют закрытие крана на стояке конденсатосборника; отворачивают пробку на стояке;
  • устанавливают емкость для слива конденсата, в муфту стояка заворачивают трубку для отвода конденсата;
  • отводную трубу соединяют с емкостью для слива конденсата;
  • открывают кран на стояке конденсатосборника и сливают конденсат в специальную емкость;
  • по окончании откачки закрывают кран на стояке конденсатосборника;
  • отворачивают отводную трубу; вворачивают пробку в муфту стояка;
  • проверяют плотность кранов и резьбовых соединений.

Характерные неисправности конденсатосборников – утечки газа из кранов и резьбовых соединений. На практике могут встретиться случаи, когда конденсатосборники забиваются песком и грязью. Наиболее эффективный способ их очистки – заполнение емкости водой под давлением для разжижения осадка, который затем удаляют насосом.

С целью определения состояния изоляции и тела трубы производится периодическое обследование газопроводов. При обследовании с использованием приборов контроля выполняют следующие работы:

  • составление маршрутных карт для приборного обследования;
  • изучение на местности особенностей трасс газопроводов, где будет проводиться приборное обследование;
  • отметку на маршрутных картах мест, где требуется повышенное внимание операторов.

Подземные газопроводы защищают от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами двумя способами: пассивным и активным.

Пассивный способ заключается в изоляции газопровода от контакта с окружающим грунтом. Активный способ заключается в создании защитного потенциала газопровода по отношению к окружающей среде.

В качестве защитных используют битумно-резиновые, битумно-полимерные, битумно-минеральные и эмаль-этиленовые покрытия с использованием армирующих оберток из стекловолокнистых материалов, а также покрытия из полимерных материалов, наносимых в виде лент или в порошкообразном состоянии.

В настоящее время все шире стали применяться липкие полимерные ленты ЛИАМ, Полилен, Изопласт, НКАПЭЛ-45 и др.

В зависимости от коррозионной активности грунтов применяют три типа изоляции трубопроводов: нормальную, усиленную и весьма усиленную.

На металлические газопроводы, прокладываемые в грунте городов и промышленных предприятий, должны наноситься защитные весьма усиленные покрытия. Участки газопроводов, пересекающие свалки мусора, шлака, стоки промышленных предприятий, а также железнодорожные и автомобильные дороги, водные преграды и поймы рек, должны иметь весьма усиленную изоляцию независимо от коррозионной активности грунта.

Проверка технического состояния изоляционных покрытий с помощью приборов АНПИ или ВТР-У включает в себя следующие виды работ:

  • уточнение места подключения генератора к газопроводу, подключение генератора, обеспечение контакта с грунтом;
  • проверка на соответствие частоты генератора и приемника, чувствительности приемника, согласование напряжения генератора с нагрузкой, проверка напряжения источника питания;
  • уточнение места расположения газопровода и глубины его залегания;
  • обследование состояния изоляционного покрытия;
  • привязка каждого найденного места повреждения изоляции к ближайшим зданиям;
  • составление акта проверки изоляционного покрытия и герметичности газопровода, заполнение журнала учета;
  • проверка герметичности газопровода приборами типа «Вариотек», «Универсал», газовых колодцев, контрольных трубок и других коммуникаций, расположенных до 15 м по обе стороны от газопровода.

При техническом обслуживании металлических подземных газопроводов нужно проверять герметичность, качество сварных стыков, подверженность коррозионной опасности, состояние защитного покрытия и металла труб. Осмотр подземных газопроводов с целью определения состояния защитного покрытия металла труб (путем вскрытия на газопроводах контрольных шурфов длиной не менее 1,5 м) должен выполняться только в местах выявления повреждений покрытия, а также там, где использование приборов затруднено индустриальными помехами.

Проверку герметичности и обнаружение мест утечек газа из подземных газопроводов допускается производить методом бурения скважин с последующим взятием проб прибором. Скважины бурят через каждые 2 м. Глубина бурения в зимнее время должна быть не менее глубины промерзания грунта, а в остальное время — соответствовать глубине укладки труб.

Скважины бурят на расстоянии 0,5 м от стенки газопровода. Проверка скважин на загазованность допускается открытым огнем, если скважины находятся не ближе 3 м of зданий и сооружений. Если газ в скважине не воспламеняется, проверяют его наличие прибором.

По результатам технического обследования составляют акт, в котором с учетом выявленных дефектов и оценки технического состояния следует дать заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости и сроках проведения его ремонта или замены.

Проверку на герметичность газопроводов при техническом обследовании проводят опрессовкой отдельных участков воздухом аналогично опрессовке вновь построенных газопроводов при вводе в эксплуатацию.

Техническое обслуживание полиэтиленовых газопроводов производится в соответствие с ОСТ и другими нормативными документами для стальных газопроводов. Кроме выявления утечек газа, следует проверять наличие «провода-спутника» и качество изоляции стальных вставок.

Для обнаружения утечек газа на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, должны вскрываться контрольные шурфы в количестве не менее 1 на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м газопро- водов-вводов, предпочтительно в местах соединения труб, в соответствии со схемой сварных стыков.

Для газопроводов, выполненных из длинномерных труб, при выявлении негерметичности стыка следует произвести его замену путем вварки катушки. При выявлении сквозных дефектов поверхности трубы или выходящих за пределы допустимых значений, установленных нормативной документацией на трубы, дефект следует устранить путем вварки катушки.

Шурфовые и буровые работы на подземных газопроводах — anemometers.ru

Подземные газопроводы всех давлений после ввода их в эксплуатацию должны подвергаться периодическим плановым ревизиям для проверки их герметичности, состояния наружной поверхности труб, изоляции, арматуры и т. д. Наиболее эффективной формой плановых ревизий являются буровой и шурфовой осмотры газопроводов.

Правилами безопасности Госгортехнадзора установлены следующие сроки проведения бурового и шурфового осмотров:

· для газопроводов, проложенных в застроенной части города и расположенных в зонах с высокой коррозионной активностью грунтов и положительными электропотенциалами на газопроводе, имеющих изоляцию типа ниже усиленной или проложенных в пучинистых грунтах, в местах бывших свалок мусора, в местах сточных вод от заводов и фабрик, а также на дворовых газопроводах осмотры должны производиться не реже чем через каждые 5 лет;

· для газопроводов, расположенных в застроенной части городов, где отсутствуют вышеперечисленные условия, а также для газопроводов, расположенных в незастроенной части города, шурфовой осмотр должен производиться не реже чем через каждые 10 лет. Буровой осмотр таких газопроводов проводить не обязательно.

Как показывает опыт, буровой осмотр является основным средством поиска утечек газа из подземных газопроводов и сооружений на них. Перед началом бурового осмотра все колодцы и коллекторы подземных сооружений, расположенные вдоль трассы, где ведутся работы, тщательно проверяются и проветриваются.

Перед началом буровых работ необходимо пригласить представителей организаций, имеющих вблизи газопровода подземные сооружения, для уточнения места их расположения и принятия мер по безопасному выполнению работ.

После определения примерного участка газопровода, на котором будет производиться буровой осмотр, и выполнения всех подготовительных работ приступают к бурению скважин. Скважины бурят через каждые 2 м, а при наличии сварочной схемы—над каждым стыком, так как наиболее вероятным местом повреждения газопроводов являются стыковые соединения. Диаметры скважин составляют 20—30 мм, а глубина зависит от расстояния до верха трубы. Если бурение производится в мерзлом грунте, то глубина скважин должна быть на 20 см ниже газопровода, так как мерзлый грунт не дает газу распространяться вверх.

В летних условиях глубину скважин можно уменьшать. Скважины необходимо располагать в шахматном порядке по обе стороны от оси газопровода на расстоянии 300 мм, т. е. на 300 мм от стенки газопровода. Несоблюдение этих условий может привести к повреждению газопровода.

В настоящее время скважины бурят специальными пневматическими бурами, электровибраторами, электробурами, перфораторами, а также вручную. При ручном способе бурения применяют различные клинья, которые забивают в землю кувалдами и извлекают воротом. Если буровые работы ведутся в мерзлом грунте, то клинья необходимо нагреть. В зимних условиях такой вид бурения крайне нежелателен, так как при извлечении клиньев из скважины можно получить ожоги от паров, образовавшихся в процессе соприкосновения раскаленных клиньев с мерзлым грунтом. Поэтому работы необходимо проводить при строгом соблюдении техники безопасности: иметь специальную одежду, защитные очки, не становиться друг против друга, так как кувалда может отлететь и нанести травму.

Чаще всего из механических приспособлений для бурения используют электровибратор — с его помощью скважина бурится за 1 мин. Особенно удобно бурить им скважины в мягких грунтах, так как его легко извлекать; при бурении скважин в плотных грунтах возникает ряд неудобств по извлечению клиньев, поэтому приходится механизировать и процесс выемки клиньев из скважин.

Во время производства бурения по трассе газопровода со стороны движения транспорта необходимо выставить предупредительные знаки.

При бурении скважин в дорожном покрытии необходимо проявлять особую осторожность, так как резкое изменение сопротивления грунта может привести к отдаче электробура и нанести травму работающему.

Однако сам процесс бурового осмотра, связанный с бурением большого количества скважин, особенно по усовершенствованным дорожным покрытиям, связан с большими неудобствами и затратами. Поэтому ведутся поиски изучения возможности определения мест утечек газа без производства буровых работ.

Так, в соответствии с действующими правилами безопасности вместо бурового осмотра допускается проверка плотности дворовых газопроводов их опрессовкой по инструкциям, разработанным соответствующими эксплуатационными организациями.

После бурения скважин с помощью газоанализаторов приступают к проверке наличия в них газа. Кроме того, допускается применять для этой цели огонь, если скважины расположены на расстоянии более 3 м от зданий, колодцев и других сооружений. Чтобы избежать ожогов рук, огонь следует сначала поднести на расстояние вытянутой руки и только после этого опустить его в скважину.

Когда трасса газопровода проходит вдоль телефонной канализации, могут быть случаи, когда при утечках газа все каналы загазованы на значительном расстоянии.

Газ может скапливаться в тех местах, где нет истинной утечки газа. В. этих случаях необходимо сначала проветрить телефонную канализацию. Для этого необходимо до бурового осмотра произвести целый ряд подготовительных работ. Сначала надо открыть телефонные колодцы, а затем мятой белой глиной замазать все отверстия канализации, выходящие в колодец. Далее необходимо Просмотреть в ближайших колодцах, с какой стороны продолжает поступать газ, и установить направление поступления газа. Для этого следует перейти к другим колодцам, замазывая в них отверстия до тех пор, пока поиск не приведет к ограничению интервала вероятного места повреждения газопровода. На этом интервале трассы газопровода приступают к буровому осмотру.

По результатам бурового осмотра или других способов определения наличия газа в грунте определяется наиболее точное место утечек газа из газопровода. На участках скважин с наибольшей концентрацией газа приступают к раскопке шурфа. После ввода в эксплуатацию подземные газопроводы подвергают периодическим плановым ревизиям (буровые и шурфовые осмотры) для проверки их герметичности, состояния наружной поверхности, изоляции и арматуры.

Установлены следующие нормы на рытье шурфов. На каждый километр распределительного газопровода и на каждые 200 м дворовой или квартальной разводки (но не менее одного места на проезд, дворовую или квартальную разводку), а также в местах установки конденсатосборников, гидрозатворов, изолирующих фланцев и т. д. должно быть вырыто не менее одного шурфа. Для осмотра газопроводов должны выбираться участки газопроводов, проложенные в местах с повышенной коррозионной активностью грунтов.

После раскопки шурфа приступают к устранению утечки газа. Способ устранения утечек зависит от вида повреждения и величины давления газа в газопроводе.

Практика показывает, что наиболее распространенными повреждениями являются разрывы стыков; неплотности в арматуре; повреждения оголовков стояков конденсатосборников, гидрозатворов, контрольных трубок; коррозия труб, разрыв стыковых соединений труб.

Разрывы стыков газопроводов устраняются путем вварки катушки длиной не менее 400 мм или наваркой усилительных муфт. Если работы ведутся на газопроводах высокого и среднего давлений, то можно временно установить ремонтные муфты. Для этого предварительно на стык монтируют металлический бандаж, надевают разъемную муфту и приваривают. Плотность приваренной муфты проверяют опрессовкой воздухом через пробку, которая в дальнейшем заваривается.

Эти муфты применяются также в тех случаях, когда на стыках имеются не только трещины, но и сквозные отверстия в виде пор. Bo всех случаях категорически запрещается подварка стыков.

На поврежденные стыки (разрывы и трещины) должны навариваться лепестковые муфты, а на стыки с такими дефектами, как шлаковые включения, непровар и т. д., — усилительные лепестковые муфты или муфты с гофрой. Наварка муфт производится по специальной инструкции.

Если на газопроводе имеются продольные трещины размером более 0,8 м, то в таких случаях необходимо отключить подачу газа и только потом вваривать катушки требуемой длины. Затем вварные соединения испытывают на плотность и производят продувку газом отключенного участка газопровода. Неплотности в арматуре устраняют заменой отдельных деталей, прокладок, подтягиванием болтов фланцевых соединений, уплотнением сальника и т. д. Результаты буровых и шурфовых осмотров должны заноситься в паспорт газопровода.

Артериальное кровотечение возникает при повреждении артерий и является наиболее опасным. Признаки: из раны сильной пульсирующей струей бьет кровь алого цвета.

Тяжелые кровотечения сопровождаются бледностью кожи, общей слабостью, потливостью, тошнотой, потерей созна­ния, судорогами.

Придать кровоточащей области приподнятое положение, осуществить пальцевое прижатие, наложить жгут.

При отсутствии жгута может быть использован любой под­ручный материал (резиновая трубка, брючный ремень, пла­ток, веревка и т.п.).

Порядок наложения кровоостанавливающего жгута

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект

Жгут накладывают при повреждении крупных артерий конечностей выше раны, чтобы он полностью пережимал ар­терию, при приподнятой конечности, подложив под него мягкую ткань (бинт, одежду и др.), делают несколько витков до полной остановки кровотечения.

Витки должны ложиться вплотную один к другому, чтобы между ними не попадали складки одежды. Концы жгута на­дежно фиксируют (завязывают или скрепляют с помощью цепочки и крючка). Правильно затянутый жгут должен при­вести к остановке.

К жгуту обязательно прикрепляется записка с указанием времени наложения жгута, не более чем на 1,5-2 часа, а в холодное время года не более 1 часа.

При крайней необходимости более продолжительного пре­бывания жгута на конечности его ослабляют на 5-10 минут (до восстановления кровоснабжения конечности), произ­водя на это время пальцевое прижатие поврежденного сосуда. Такую манипуляцию можно повторять несколько раз, но при этом каждый раз сокращая продолжительность времени между манипуляциями в 1,5-2 раза по сравнению с предыдущей. Жгут должен лежать так, чтобы он был виден. Пострадавший с наложенным жгутом немедленно направля­ется в лечебное учреждение для окончательной остановки кровотечения.

Венозное кровотечение возникает при повреждении вен.

Признаки: из раны медленной непрерывной струей выте­кает темная кровь.

Придать приподнятое положение конечности, максимально согнуть ее в суставе или наложить давящую повязку.

При сильном венозном кровотечении прибегают к прижа­тию сосуда.

Поврежденный сосуд прижимают к кости ниже раны. Этот способ удобен тем, что может быть выполнен немедленно и не требует никаких приспособлений.

Капиллярное кровотечениеявляется следствием поврежде­ния мельчайших кровеносных сосудов (капилляров).

Признаки: кровоточит вся раневая поверхность.

Первая помощь заключается в наложении давящей повязки. На кровоточащий участок накладывают бинт (марлю), мож­но использовать чистый носовой платок или отбеленную ткань.

Приложенный холод способствует ослаблению кровотече­ния.

Билет 8

  1. Требования, предъявляемые к газогорелочным устройствам.
  2. Назначение и устройство газовых колодцев.
  3. Виды и сроки ремонта бытовых газовых приборов при их эксплуатации.
  4. Искусственное дыхание и непрямой массаж сердца.

Газовая горелка – устройство, обеспечивающее подачу определенного количества горючего газа и окислителя (воздуха или кислорода), создание условий смешения их, транспортировку образовавшейся смеси к месту сжигания и сгорания газа. Есть горелки, у которых к месту сгорания подается только газ или газ и воздух, но без их предварительного смешения внутри горелки.

Требования, предъявляемые к горелкам:

·создание условий для полного сгорания газа с минимальными избытком воздуха и выходом вредных веществ в продуктах сгорания;

·обеспечение необходимой теплопередачи и максимального использования теплоты газового топлива;

·наличие пределов регулирования, не меньших чем требуемое изменение тепловой мощности агрегата;

·отсутствие сильного шума, уровень которого не должен превышать 85 дБ;

·простота конструкции, удобство ремонта и безопасность эксплуатации;

·возможность применения автоматики регулирования и безопасности;

·соответствие современным требованиям промышленной эстетики.

Основные функции газовых горелок: подача газа и воздуха к фронту горения газа, смесеобразование, стабилизация фронта воспламенения, обеспечение требуемой интенсивности процесса горения газа

Колодцы на газопроводах в основном служат для размещения задвижек и кранов. Их делают из кирпича и сборного железобетона. Колодцы должны быть водонепроницаемы с хорошей гидроизоляцией стенок и днища. Желательно перекрытие колодцев делать съемным (из плит) для обеспечения необходимых условий безопасности при ремонте и замене задвижек. Трубы в стенах колодцев заделывают так, чтобы обеспечивать водонепроницаемость в условиях мокрых грунтов и возможность независимой осадки стен колодца и газопровода. Чаще всего трубы заделывают смоляным канатом в гильзе, концы которой заливают битумом. При сооружении колодцев расстояния от стенок и днища колодца до задвижки и компенсатора должны обеспечивать свободное пользование различными инструментами.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект

§

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.

ТО 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, а дверь кухни – закрыта и жители удалены.

После этого делается ТО газового прибора до крана на опуске. При удачном ТО, 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 аварийной 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 неисправность 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.

§

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект
Если человек находится без сознания, необходимо первым делом проверить наличие дыхания и пульса.

Для проверки дыхания – поднесите ухо ко рту пострадавшего, а руку положите на грудь. Если вы не чувствуете дыхания и не видите движения грудной клетки, то дыхания нет.
Для проверки пульса – положите 2 пальца на горло (под скулы) пострадавшего. Если вы не чувствуете пульсации крови, значит пульса нет.

Иногда сразу после потери сознания может пропадать дыхание, но сердце продолжает работать. В этом случае необходимо сделать только искусственное дыхание. Но чаще всего нужно делать искусственное дыхание вместе с массажем сердца.

Вот общий порядок действий:

1. Положите пострадавшего на твердую поверхность.
(Делать массаж сердца на кровати или на рыхлом песке – бесполезно. Нужно перенести человека на пол, землю или подложить под спину доску)

2. Возьмитесь одной рукой за подбородок пострадавшего, другой рукой зажмите нос. Немного запрокиньте его голову и откройте рот.
Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект
(В 85% случаев у человека, который лежит на спине без сознания, язык закрывает дыхательные пути, поэтому нужно немного запрокинуть голову. Открыв рот, вы увидите, нет ли во рту рвотных масс. Если есть – их нужно вытащить, обернув свои пальцы марлей. Нос нужно закрывать, чтоб через него не выходил воздух во время искусственного дыхания)

3. Сделайте вдох. Плотно обхватите губами рот пострадавшего и сделайте сильный но плавный выдох.
Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект
(После выдоха посмотрите, опускается ли грудь пострадавшего. Если она неподвижна, то закупорены дыхательные пути. Попробуйте заново подтянуть подбородок вверх, запрокинуть голову и повторить вдох)

4. Досчитайте до четырех и повторите вдох.
(Когда вы вдыхаете воздух, кровь в легких человека насыщается кислородом. Но чтоб этот кислород дошел до мозга, нужно прокачать кровь с помощью сердца – т.е. сделать массаж сердца)

5. Положите ладони на грудь пострадавшего. Выпрямьте руки и навалитесь на него всем своим весом. Сделайте 30 надавливаний.
Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект
(Давить нужно довольно сильно, поэтому качать сердце согнутыми в локтях руками и без использования собственного веса – бесполезно (исключение – если вы делаете массаж сердца маленькому ребенку). Делайте одно нажатие в секунду)
Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект

6. Повторяйте 2 вдоха 30 надавливаний.
(Поддерживать жизнь в бездыханном человеке за счет искусственного дыхания и массажа сердца можно в течении часа. Поэтому продолжайте делать искусственное дыхание аж до приезда скорой или до того, как появятся признаки жизни)

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект Билет 9

  1. Количество воздуха, необходимое для полного сгорания газа. Коэффициент избытка воздуха и его влияние на эффективность сжигания газа.
  2. Назначение, устройство и работа отопительного котла АОГВ-20. Неисправности котла и их устранение.
  3. Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект Классификация газопроводов по построению: кольцевой, тупиковый и комбинированный. Их достоинства и недостатки.
  4. Газоопасные работы, выполняемые бригадой в составе не менее 3 человек.

§

(в Билете №2)

Теоретически для сжигания 1м3 газа необходимо 9м3 воздуха. В реальных условиях воздуха требуется больше. То есть необходимо избыточное количество воздуха. Эта величина обозначаемая альфа, показывает во сколько раз воздуха расходуется больше, чем необходимо теоретически.ьКоэффициент альфа зависит от типа конкретной горелки и обычно прописывается в паспорте горелки или в соответствие с рекомендациями организации производимой пусконаладочные работы.

С увеличением количества избыточного воздуха выше рекомендуемого, растут потери тепла. При значительном увеличение количества воздуха может произойти отрыв пламени, создав аварийную ситуацию. Если количество воздуха меньше рекомендуемого то горение будет неполным, создавая тем самым угрозу отравления персонала котельной.

Для более точного контроля качества сгорания топлива существуют приборы – газоанализаторы, которые измеряют содержание определенных веществ в составе уходящих газов.

Основными параметрами регулирования горения топлива являются:

  • соотношение газа и воздуха, подаваемых на горелки.
  • коэффициент избытка воздуха.
  • Коэффициент полезного действия котла.
Порядок включения аппарата
Собственно, порядок включения аппарата достаточно прост, да к тому же он описан в инструкции по эксплуатации. И все же, рассмотрим подобную операцию с небольшими комментариями:– открывают входной кран подачи газа (ручка крана должна быть направлен вдоль трубы);– нажимают и удерживают пусковую кнопку. В нижней части котла из форсунки запальника послышится шипение выходящего газа. Затем зажигают запальник и через 40…60 с отпускают кнопку. Подобная временная выдержка необходима для разогрева термопары Если котел долго не эксплуатировался, зажигать запальник следует через 20. ..30 с после нажатия пусковой кнопки. За это время запальник наполнится газом, вытеснив воздух.
Возможные неисправности газового котла и способы их устранения
После отпускания пусковой кнопки запальник гаснет
Подобный дефект связан с неисправностью системы автоматики котла. Отметим, что эксплуатировать котел с отключенной автоматикой (например, если принудительно заклинить пусковую кнопку в нажатом состоянии) категорически запрещено. Это может привести к трагическим последствиям, так как при кратковременном прекращении подачи газа или при погасании пламени сильным потоком воздуха, газ начнет поступать в помещение.Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект Для понимания причин возникновения подобного дефекта, рассмотрим подробнее работу системы автоматики. На рис. 5 показана упрощенная схема этой системы. Схема состоит из электромагнита, вентиля, датчика тяги и термопары. Для включения запальника нажимают пусковую кнопку. Шток, связанный с кнопкой, давит на мембрану вентиля, и газ начинает поступать к запальнику. После этого зажигают запальник. Пламя запальника касается корпуса датчика температуры (термопары). Спустя некоторое время (30…40 с) термопара нагревается и на ее выводах появляется ЭДС, которой достаточно для срабатывания электромагнита. Последний, в свою очередь, фиксирует шток в нижнем (как на рис. 5) положении. Теперь пусковую кнопку можно отпустить. Датчик тяги состоит из биметаллической пластины и контакта (рис. 6). Датчик расположен в верхней части котла, возле трубы отвода продуктов горения в атмосферу. В случае засора трубы ее температура резко повышается. Биметаллическая пластина нагревается и разрывает цепь подачи напряжения на электромагнит – шток больше не удерживается электромагнитом, вентиль закрывается, и подача газа прекращается.Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект Расположение элементов устройства автоматики показано на рис. 7. На нем видно, что электромагнит закрыт защитным колпаком. Провода от датчиков расположены внутри тонкостенных трубок К электромагниту трубки крепятся при помощи накидных гаек. Корпусные выводы датчиков подключаются к электромагниту через корпус самих трубок.Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект А теперь рассмотрим методику поиска указанной выше неисправности.Проверку начинают с самого «слабого звена» уст­ройства автоматики – датчика тяги. Датчик не защи­щен кожухом, поэтому через 6… 12 месяцев эксплуа­тации «обрастает» толстым слоем пыли Биметалли­ческая пластина (см. рис. 6) быстро окисляется, что приводит к ухудшению контакта.Шубу из пыли удаляют мягкой кистью. Затем плас­тину оттягивают от контакта и зачищают мелкой на­ждачной бумагой. Не следует забывать, что необхо­димо очистить и сам контакт. Хорошие результаты дает чистка указанных элементов специальным спреем «Контакт». В его состав входят вещества, активно разрушающие оксидную пленку. После чистки на пластину и контакт наносят тонкий слой жидкой смазки.Следующим шагом проверяют исправность термопары. Она работает в тяжелом тепловом режиме, так как постоянно находится в пламени запальника, естественно, ее срок службы значительно меньше остальных элементов котла.Основной дефект термопары – прогар (разрушение) ее корпуса. При этом резко возрастает переходное сопротивление в месте сварки (спая). Вследствие этого, ток в цепи Термопара – Электромагнит– Биметаллическая пластина будет ниже номинального значения, что приводит к тому, что электромагнит уже не сможет фиксировать шток (рис. 5).Для проверки термопары откручивают накидную гайку (рис. 7), расположенную с левой Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект стороны электромагнита. Затем включают запальник и вольтметром замеряют постоянное напряжение (термо-ЭДС) на контактах термопары (рис. 8). Нагретая исправная термопара формирует ЭДС около 25…30 мВ. Если же это значение меньше, термопара неисправна. Для ее окончательной проверки отстыковывают трубку от кожуха электромагнита и замеряют сопротивление термопары Сопротивление нагретой термопары составляет менее 1 Ом. Если же сопротивление термопары – сотни Ом и более ее необходимо заменить. Низкая величина термо-ЭДС, формируемой термо­парой, может быть вызвана следующими причинами:– засорением форсунки запальника (вследствие этого, температура нагрева термопары может быть ниже номинальной). «Лечат» подобный дефект про­чисткой отверстия запальника любой мягкой прово­локой подходящего диаметра;– смещением положения термопары (естественно, она тоже может нагреваться недостаточно). Устраня­ют дефект следующим образом – ослабляют винт крепления подводки возле запальника и регулируют положение термопары (рис 10);– низким давлением газа на входе котла.Если ЭДС на выводах термопары в норме (при со­хранении признаков неисправности, указанных вы­ше), то проверяют следующие элементы:– целостность контактов в местах подключения термопары и датчика тяги.Окислившиеся контакты необходимо зачистить. Накидные гайки закручивают, что называется, «от ру­ки». В этом случае гаечный ключ применять нежела­тельно, так как можно легко порвать подходящие к контактам провода;– целостность обмотки электромагнита и, при не­обходимости, пропаивают ее выводы.Работоспособность электромагнита можно прове­рить следующим образом. Отсоединяют Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект подводку термопары. Нажимают и удерживают пусковую кноп­ку, затем поджигают запальник. От отдельного источ­ника постоянного напряжения на освободившийся контакт электромагнита (от термопары) подают относительно корпуса напряжение около 1 В (при токе до 2 А). Для этого можно использовать и обычную батарейку (1,5 В), главное, чтобы она обеспечила необходимый рабочий ток. Теперь кнопку можно отпустить. Если запальник не погас, электромагнит и датчик тяги исправны;– датчик тяги. Вначале проверяют усилие прижатия контакта к биметаллической пластине (при указанных признаках неисправности часто оно бывает недостаточным). Для увеличения силы прижима освобождают стопорную гайку и перемещают контакт ближе к пластине, затем гайку затягивают. В этом случае никаких дополнительных регулировок не требуется – на температуру срабатывания датчика сила прижима не влияет. Датчик имеет большой запас по углу отклонения пластины, обеспечивая надежное разрывание электрической цепи в случае аварии.
Не удается зажечь запальник – пламя вспыхивает и тут же гаснет
Могут быть следующие возможные причины подобного дефекта:– закрыт или неисправен газовый кран на входе котла,– засорилось отверстие в форсунке запальника, в этом случае достаточно прочистить отверстие форсунки мягкой проволокой;– пламя запальника задувается из-за сильной тяги воздуха;– низкое давление газа на входе котла.
Отключается подача газа при работе котла
Могут быть следующие возможные причины подобного дефекта:– срабатывание датчика тяги из-за засорения дымохода, в этом случае необходимо проверить, прочистить дымоход;– неисправен электромагнит, в этом случае проверяют электромагнит по приведенной выше методике;– низкое давление газа на входе котла.

Системы газоснабжения городов и населенных пунктов могут быть: тупиковыми, кольцевыми и смешанными.

Тупиковые газопроводы разветвляются по различным направлениям к потребителям газа. Недостаток этой схемы — различное давление газа у отдельных потребителей, причем по мере удаления от источника газоснабжения или газорегуляторного пункта давление газа падает. Питание газом этих сетей происходит только в одном направлении, поэтому возникают затруднения при ремонтных работах. Данные схемы применяются для внутриквартальных и дворовых газопроводов в небольших населенных пунктах, а также в начальный период газификации.

Кольцевые сети представляют собой систему замкнутых газопроводов, благодаря чему достигается более равномерный режим давления газа у всех потребителей и упрощается проведение ремонтных и эксплуатационных работ. Положительным свойством кольцевых газовых сетей является также то, что при выходе из строя какого-либо газорегуляторного пункта нагрузку по снабжению потребителей газом принимают на себя другие ГРП.

Смешанная система газоснабжения состоит из кольцевых газопроводов и присоединяемых к ним тупиковых газопроводов.

В настоящее время российские города и другие населенные пункты газифицируют по кольцевой и смешанной системам.

К газоопасным работам относятся:

присоединение (врезка) вновь построенных наружных и внутренних газопроводов к действующим, отключение (обрезка) газопроводов;

пуск газа в газопроводы при вводе в эксплуатацию, расконсервации, после ремонта (реконструкции), ввод в эксплуатацию ГРП (ГРПБ), ШРП и ГРУ;

техническое обслуживание и ремонт действующих наружных и внутренних газопроводов, газового оборудования ГРП (ГРПБ), ШРП и ГРУ, газоиспользующих установок;

удаление закупорок, установка и снятие заглушек на действующих газопроводах, а также отключение или подключение к газопроводам газоиспользующих установок;

продувка газопроводов при отключении или включении газоиспользующих установок в работу;

обход наружных газопроводов, ГРП (ГРПБ), ШРП и ГРУ, ремонт, осмотр и проветривание колодцев, проверка и откачка конденсата из конденсатосборников;

разрытия в местах утечек газа до их устранения;

ремонт с выполнением огневых (сварочных) работ и газовой резки (в том числе механической) на действующих газопроводах, оборудовании ГРП (ГРПБ), ШРП и ГРУ.

 Газоопасные работы должны выполняться бригадой рабочих в составе не менее двух человек под руководством специалиста.

Газоопасные работы в колодцах, туннелях, коллекторах, а также в траншеях и котлованах глубиной более одного метра должны выполняться бригадой рабочих в составе не менее трех человек.

Билет 10

  1. Назначение и устройство конденсатосборников и контрольных трубок. (в Билете 1)
  2. Основные неисправности ПКН и настройка на срабатывание. (в Билете 1)
  3. Устройство и принцип работы водонагревателя КГИ-56.
  4. Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектТехнология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект Периодичность обхода трасс наружных газопроводов. Требования Правил к проведению обхода наружных газопроводов.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект                                                                  

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект

Водонагреватель КГИ-56 разработан и освоен в серийном производстве московским заводом «Искра» в 1956 г. В настоящее время этот водонагреватель изготавливается многими заводами, так как наиболее совершенен по конструкции.

По устройству и принципу работы КГИ-56 не отличается от водонагревателя КГ, но имеет ряд усовершенствованных узлов.

Блок-кран КГИ-56 (рис. 23 б) работает по другому принципу. Правый ход блок-крана, через который поступает холодная вода, соединен с входным концом змеевика радиатора; выходной конец змеевика выходит в левое отверстие блок-крана, а затем горячая вода по трубопроводам идет к месту разбора. В местах разбора горячей воды (ванна, посудомойка, умывальник) устанавливаются запорные водяные краны.

У водонагревателя КГИ-56 нет распределительного водяного крана, как у водонагревателя КГ.

У подключенного к водопроводной сети водонагревателя блок-кран и змеевик всегда заполнены водой и находятся под таким же давлением, как в водопроводной сети. Следовательно, мембрана 11 будет находиться с обеих сторон также под давлением, так как в под-мембранное пространство вода всегда поступает по каналу 14. Пружина 9 газового клапана прижимает клапан 10 к торцу пробки газового крана и доступ газа к горелке закрыт. В таком положении водонагреватель остается все время, пока им не пользуются, так как нет опасности, что вода в змеевике будет нагрета за счет работы запальника. При разборе горячей воды начнется проток воды через змеевик радиатора.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектПри протоке воды через водонагреватель давление над мембраной будет уменьшаться, так как часть его теряется на преодоление сопротивления трения воды о стенки змеевика и, кроме того, будет происходить отсос воды по каналу 14, выходящему в горловину трубки Вентури, через которую проходит поток горячей воды. Чем больше скорость движения воды через нагреватель, тем большая разность давления будет возникать по обе стороны мембраны 11. В результате этого перепада давления мембрана выгибается кверху, преодолевает усилие пружины 9 и открывает газовый клапан 10. Газ пойдет в регулятор-стабилизатор, а затем в газовую горелку, и газовоздушная смесь будет зажжена пламенем запальника 7.

После окончания разбора воды (когда закрывается водяной кран) поток через водонагреватель прекратится, давление воды по обе стороны мембраны будет одинаковым, пружина 9 закроет клапан 10 и горелка потухнет.

Упругость пружины 9 подбирается так, что только при определенной разности давления у мембраны (а значит, и определенном протоке воды) начинается открытие газового клапана 10. Этим обеспечивается безопасность работы водонагревателя. Следовательно, блок-кран КГИ-56 обеспечивает автоматическую подачу газа на горелку при определенном протоке воды через водонагреватель, автоматическую подачу газа на горелку при разборе горячей воды и отключение подачи газа при прекращении отбора горячей воды.

В водонагревателе КГИ-56 установлен специальный регулятор-стабилизатор давления газа (рис. 23 в), который при работе нагревателя стабильно поддерживает заданное давление газа перед горелкой.

5.3.5. Действующие наружные газопроводы должны подвергаться периодическим обходам, приборному техническому обследованию, диагностике технического состояния, а также текущим и капитальным ремонтам с периодичностью, установленной настоящими Правилами.

5.3.6. При обходе надземных газопроводов должны выявляться утечки газа, перемещения газопроводов за пределы опор, наличие вибрации, сплющивания, недопустимого прогиба газопровода, просадки, изгиба и повреждения опор, состояние отключающих устройств и изолирующих фланцевых соединений, средств защиты от падения электропроводов, креплений и окраски газопроводов, сохранность устройств электрохимической защиты и габаритных знаков на переходах в местах проезда автотранспорта.

Обход должен производиться не реже одного раза в 3 мес.

5.3.7. При обходе наземных газопроводов должны выявляться утечки газа на трассе газопровода, нарушения целостности откосов отсыпки и одерновки обвалования, состояние отключающих устройств и переходов в местах проезда автотранспорта.

Обход должен производиться не реже одного раза в 3 мес.

Выявленные неисправности должны своевременно устраняться.

5.3.11. Обходчики наружных газопроводов должны иметь маршрутные карты с трассой газопроводов, схемой электрозащиты, местоположением газовых и других сооружений (коммуникаций), колодцев, подвалов зданий, подлежащих проверке на загазованность до 15 м по обе стороны от газопровода. Маршрутные карты должны ежегодно выверяться.

До начала самостоятельной работы обходчики должны быть ознакомлены с трассой газопровода на местности.

5.3.12. При обнаружении загазованности сооружений на трассе газопровода или утечки газа по внешним признакам рабочие, проводящие обход, обязаны немедленно известить аварийно-диспетчерскую службу и до приезда бригады принять меры по предупреждению окружающих (жильцов дома, прохожих) о загазованности и недопустимости открытого огня, пользования электроприборами и необходимости проветривания помещений.

Дополнительно должны быть организованы проверка приборами и проветривание загазованных подвалов, цокольных и первых этажей зданий, колодцев и камер подземных сооружений (коммуникаций) на расстоянии до 50 м по обе стороны от газопровода.

5.3.13. Результаты обхода газопроводов должны отражаться в журнале.

В случае выявления неисправностей или самовольного ведения работ в охранной зоне газопровода обходчики наружных газопроводов должны составлять рапорт руководству газораспределительной организации.

5.3.14. Руководитель организации, по территории которой газопровод проложен транзитом, должен обеспечить доступ персонала газораспределительной (эксплуатационной) организации для проведения обхода, технического обслуживания и ремонта газопровода, локализации и ликвидации аварийных ситуаций.

5.3.15. Владельцы зданий обязаны обеспечить герметизацию вводов и выпусков инженерных коммуникаций в подвалы и технические подполья.

5.3.16. Наружные газопроводы подвергаются периодическому приборному обследованию, включающему: выявление мест повреждений изоляционного покрытия, утечек газа – для стальных газопроводов, выявление мест утечек газа – для полиэтиленовых. Периодическое приборное обследование технического состояния наружных газопроводов для определения мест повреждения изоляционных покрытий и наличия утечек газа должно проводиться не реже:

одного раза в 5 лет – для надземных и подземных, в том числе переходов через несудоходные водные преграды для стальных газопроводов, кроме смонтированных методом направленного бурения;

одного раза в 3 года – для переходов газопроводов через судоходные водные преграды, кроме смонтированных методом направленного бурения.

Билет 11

  1. Требования к прокладке внутренних газопроводов котельной.
  2. Назначение основных сооружений газонаполнительной станции. (в Лекциях)
  3. Пуск газа в газопроводы жилых зданий. Подготовка и последовательность проведения.
  4. Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект Средства индивидуальной защиты, применяемые в газовом хозяйстве. Правила хранения, сроки испытания.

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.

§

Пояс не может быть применен из-за следующих повреждений:

· надрыв, порез независимо от их величины на поясной ленте или плечевых лямках;

· повреждения ремней для застегивания (надрыв, порез);

· повреждения пряжек, отсутствие на заклепках шайб, порез заклепками материала;

Запрещается использовать пояса несоответствующих размеров, а также их ушивка.

Неисправности карабина:

· заедание затвора при его открывании, деформация, наличие выступов и неровностей в месте входа крепления в замок;

· неплотности и выступы в месте шарнирного крепления затвора, слабость пружины затвора.

Неисправности веревок:

· мокрая, влажная веревка;

· обрыв хотя бы одной нити на вкревке;

· короткая веревка (длина должна быть не менее 6 метров);

· длина веревки должна быть не менее, чем на 2 метра больше глубины колодца.

Билет 12

  1. Автоматический отопительный газовый водонагреватель АОГВ-6. Назначение, устройство, работа, неисправности. (часть в Билете 9)
  2. Назначение и устройство изолирующих фланцевых соединений.
  3. Схема внутренних газопроводов в котельной. Назначение и устройство продувочных свечей и свечей безопасности. (в Лекциях)
  4. Оказание медицинской помощи при поражении электрическим током.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект

Аппараты отопительные газовые с водяным контуром.

Назначение, устройство, работа.

Аппарат отопительный газовый с водяным контуром предназначен только для отопления.

Их производство начато в 1978 году на базе аппаратов АГВ (емкостных водонагревателей). Аппараты АОГВ представляют собой параметрический ряд с номинальной тепловой мощностью 6, 10, 15, 20 Мкал/час

Условное обозначение АОГВ 6-3 (АОГВ 6-1)

3 – работает на природном и сжиженном газах (1 – работает только на природном газе);

Устройство АОГВ

1. Бак с теплообменником;

2. Кожух с тепловой изоляцией;

3. Топка с основной горелкой и запальником;

4. Стабилизатор тяги с предохранителем от обратной тяги;

5. Патрубки для подачи холодной и выхода горячей воды;

6. Газовый кран на основную горелку;

7. Автоматика безопасности, состоящая из термопары, запальной горелки, ЭМК и ДТ;

8. Автоматика регулирования, состоящая из терморегулятора, позволяющего поддерживать заданную температуру воды в баке от 50 до 90 градусов.

Автоматика безопасности АОГВ 6

Предназначена: 1)для прекращения подачи газа к горелке и запальнику при погасании пламени запальника или отсутствии тяги в дымоходе; 2) для подачи газа к запальной и основной горелкам.

Обеспечивается работой ЭМК, термопары, запальника, датчика тяги (ДТ).

Устройство ЭМК. Состоит из 2-х частей газовой и электромагнитной, разделенных литой резиновой мембраной.

Электромагнитная часть:

1.крышка с отверстием для кнопки и прорезью для контакта термопары;

2.пусковая кнопка ЭМК;

3.сердечник с обмоткой или электромагнит малой мощности;

4.якорь из пермаллоя;
5.шток;

6.мембрана.

Газовая часть:

1.корпус, к которому крепят крышку электрической части 4-мя винтами;

2.шток с 2-мя клапанами;

3.штуцеры Æ 15 мм для входа газа и выхода газа к горелке;

4.штуцер для прохода газа на запальник;

5.два седла, между которыми расположено отверстие, ведущее к штуцеру запальник.

Принцип действия

При нажатии пусковой кнопки до упора под действием штока электромагнитной части шток с 2-мя клапанами перемещается в крайнее положение, при котором газ поступает только на запальник. Зажгли запальник. Через 60 сек термопара нагревается, возникает ТЭДС, электромагнит удерживает якорь в притянутом состоянии. Кнопку плавно отпускаем. Система штоков и клапанов перемещается до тех пор, пока шток электромагнитной части не упрется в притянутый якорь. Клапаны штока установятся в среднее рабочее положение, при котором газ поступает и на запальник и на горелку. Открыли кран на основную горелку, она зажигается от запальника.

При погасании запальника, термопара остывает. Электромагнит теряет магнитные свойства, якорь перестает удерживать шток электромагнитной части. Шток клапанами перекрывает проход газа на основную и запасную горелки.

При отсутствии тяги в дымоходе. Продукты сгорания нагревают биметаллическую пластину ДТ. Она, изгибаясь, открывает сброс газа. Запальник гаснет. Термопара остывает. Якорь отходит от электромагнита. Клапан перекрывает проход газа на запальник и горелку.

§


Изолирующее фланцевое соединение является одним из элементов трубопроводной системы и предназначено для защиты от воздействия электрохимической коррозии.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектЭлектрохимическая коррозия трубопроводов является следствием воздействия электрических токов земли, или, как их еще называют, блуждающих токов.
Изолирующее соединение (ИС). Классификация ИС

В настоящее время наиболее распространенной конструкцией ИС является изолирующее разъемное фланцевое соединение.

Изолирующее фланцевое соединение

Изолирующее фланцевое соединение представляет собой конструкцию, состоящую из фланцев, изолирующих колец (прокладок) между ними, изолирующих втулок, которые устанавливаются в крепежные отверстия, а также шпилек, гаек, шайб.

Назначение и условия применения
ИФС используется в качестве одного из средств защиты от электрохимической коррозии подводных и подземных (наземных) трубопроводов.
Изолирующее фланцевое соединение устанавливается в следующих случаях:


• на трубопроводах вблизи объектов, которые могут являться источниками блуждающих токов (трамвайные депо, силовые подстанции, ремонтные базы и т. п.);
• на трубопроводах-отводах от основной магистрали;
• для электрического разъединения изолированного трубопровода от неизолированных заземленных сооружений (газоперекачивающие, нефтеперекачивающие, водонасосные станции, промысловые коммуникации, трубопроводы, артскважины, резервуары и др.);
• при соединении трубопроводов, изготовленных из различных металлов;
Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект• для электрического разъединения трубопроводов от взрывоопасных подземных сооружений предприятий;
•на выходе трубопровода с территории поставщика и входе на территорию потребителя;
• на вводе тепловой сети к объектам, которые могут являться источниками блуждающих токов;
• на надземных вертикальных участках вводов и выводов ГРП (газораспределительные пункты) и ГРС (газораспределительные станции);
• для электрического отсоединения трубопроводов от подземных сооружений предприятий, на которых защита не предусматривается или запрещена ввиду взрывоопасности.

Конструкции изолирующих фланцевых соединений

В настоящий момент нам известен один общегосударственный нормативно-технический документ, регламентирующий конструкцию и размеры ИФС — ГОСТ 25660-83 «Фланцы изолирующие для подводных трубопроводов на Ру 10 МПа», но каждый производитель при изготовлении ИФС руководствуется требованиями заказчика и согласно этим требованиям проектирует соединение.
Учитывая конструктивные особенности изолирующего фланцевого соединения, формально можно выделить следующие типы:
• ИФС по ГОСТ25660-83;
• ИФС, состоящий из трех фланцев;
• ИФС производства ООО «ЗДТ “РЕКОМ”» (с использование приварных встык фланцев 2 и 3 исполнения).

ИФС по ГОСТ 25660-83
ИФС по ГОСТ 25660-83 в сборе используют для электрохимической защиты от коррозии подводных, подземных и наземных трубопроводов на давление 10,0 МПа (100 кгс/см2) и температуру среды не выше 80 0С.
Технические требования к фланцам изложены в ГОСТ 12816-80 «Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на Ру от 0,1 до 20,0 МПа».
Кольцо для этого соединения может быть выполнено из текстолита (по ГОСТ 5-78), из фторопласта (по ГОСТ 10007-80) или из паронита (ГОСТ 481-80). Обусловлено это тем, что эти виды материалов достаточно влагостойки и не позволяют негативно воздействовать внешней среде на элементы соединения.
По ГОСТ 25660-83 материалы прокладки и втулок должны обладать следующими свойствами:
• разрушающая нагрузка — не менее 260 МПа;
• электрическое сопротивление — не менее 10кОм;
• водопоглощение — не более 0,01 %.
Также для обеспечения электрохимической изоляции необходимо покрывать поверхности фланцев, которые соприкасаются с прокладкой, специальным электрозащитным материалом, политетрафторэтиленом или композицией на основе фторопласта марки Ф 30 ЛН-Э. Толщина покрытия 0,2 (±0,05) мм. Покрытие должно быть равнотолщинным и глянцевым, а также не должно иметь отслоений или вздутий, пористости, трещин и сколов.

ИФС, состоящие из трех фланцев
Данные ИФС получили большое распространение в газовой промышленности.
В их конструкции (рис. 3) кроме двух основных фланцев, приваренных к концам газопровода, имеется третий фланец, толщина которого зависит от диаметра газопровода и находится в пределах 16-20 мм. Для электрической изоляции фланцев друг от друга между ними устанавливаются паронитовые прокладки. Прокладки покрывают электроизоляционным бакелитовым лаком для того, чтобы предохранить их от влагонасыщения Электроизолирующие прокладки также могут быть изготовлены из винипласта или фторопласта.
Стягивающие шпильки заключены в разрезные втулки из фторопласта, между шайбами и фланцами также предусмотрены изолирующие прокладки из паронита, покрытого бакелитовым лаком. По периметру фланцев имеются резьбовые гнезда, в которые ввернуты винты, используемые для проверки электросопротивления между каждым основным фланцем и промежуточным.
Данные ИФС устанавливаются на Ду от 20 мм. В конструкции преимущественно используются фланцы по ГОСТ 12820-80.
Минусом такого соединения можно считать то, что он выдерживает давление лишь до 2,5 МПа.
Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектИФС, как правипо, монтируют на надземных вертикальных участках вводов и выводов ГРП и ГРС. Для контроля исправности и ремонта ИФС их необходимо устанавливать после запорной арматуры по ходу газа на высоте не более 2,2 м.
Для данных ИФС сопротивление (в сборе) во влажном состоянии должно быть не менее 1000 Ом.

ИФС производства ООО «ЗДТ “РЕКОМ”»
Этот тип ИФС разработан ООО «ЗДТ «РЕКОМ» и соответствует требованиям всех необходимых нормативно-технических документов.
Основное отличие этого изолирующего фланцевого соединения состоит в том, что в его конструкции используются два фланца по ГОСТ 12821-80 «Фланцы стальные приварные встык на Ру от 0,1 до 20,0 МПа»: 2-го исполнения (с выступом) и 3-го исполнения (с впадиной) — с небольшими конструктивными доработками (уменьшен размер выступа и увеличен размер впадины). Это обусловлено необходимостью обеспечения большей электроизоляции и герметичности системы. Данные ИФС могут использоваться для трубопроводов, работающих на условное давление до 6,3 МПа, и при температуре до 300 оС. Хочется отметить то, что использование фланцев 2-го и 3-го исполнений по ГОСТ 12821-80 не случайно. В соответствии со строительными нормами и правилами (СНиП 2.05.06.85), а также правилами безопасности (ПБ) от 10.06.2003 г. № 03-585-03 для ИФС рекомендуется использовать фланцы именно этих исполнений, что обеспечивает высокий уровень безопасности технологических трубопроводов.
Вся конструкция надежно изолирует друг от друга два участка трубопровода, соединенных между собой изолирующим фланцевым соединением.
Между фланцами устанавливается изолирующая прокладка, в отверстия под крепеж — изолирующие втулки, между шайбами гаек и фланцами предусмотрены изолирующие прокладки. Материал прокладки, изолирующих втулок и шайб должен удовлетворять условиям герметичности фланцевого соединения при рабочих параметрах трубопровода (давлении, температуре).
В качестве прокладываемого изоляционного материала используется паронит, который предварительно сушится, что позволяет увеличить электросопротивление. Для предохранения прокладок от влагонасыщения после изготовления они тщательно покрываются электроизолирующим бакелитовым лаком (БТ-99).

§

5.1. В целях обеспечения безопасного пользования газом в быту специалистами газораспределительной организации проводятся первичные и повторные инструктажи потребителей газа.

5.2. Специалисты жилищно-эксплуатационных организаций, ответственные за безопасную эксплуатацию внутридомового газового оборудования, проходят инструктаж в газораспределительной организации или учебных центрах не реже одного раза в 12 месяцев.

5.3. Первичный инструктаж по безопасному пользованию газом в быту проводится:

– до первичного пуска газа (природного или сжиженных углеводородных, в том числе от инди­видуальных баллонных установок) при вводе законченных строи­тельством жилых зданий в эксплуатацию, или газификации существующих жилых зданий;

– перед вселением собственников (нанимателей) помещений в принадле­жащие им на праве собственности (договора найма) помещения в жилых зданиях, жилые дома с действующим внутридомовым газовым оборудованием;

– при переводе действующего газоиспользующего оборудо­вания с одного вида газового топлива на другой.

5.4. Первичный инструктаж по безопасному пользованию газом в быту проводится в техническом кабинете или специально оборудованном помеще­нии газораспределительной организации с применением технических средств, наглядных пособий (плакатов, макетов, видеофильмов и др.) и действующего газового оборудования, анало­гичного установленному у потребителей газа.

5.5. При переводе действующего газоиспользующего оборудования с одного вида газового топлива на другой первичный инструктаж может проводиться в помещениях, занимаемых на законных основаниях потре­бителями газа, по окончании работ.

5.6. Инструктаж собственников индивидуальных баллонных установок, использующих сжиженные углеводородные газы, может проводиться организациями, реализующими сжиженные углеводородные газы в баллонах.

5.7. Содержание первичного инструктажа формируется в зависимости от вида газа, используемого потребителями газа, назначения и видов (типов) установленных у них газоиспользующего оборудования и приборов учёта газа. Примерные темы первичного инструктажа приведены в прило­жении 1 настоящей Инструкции.

5.8. Лица, прошедшие первичный инструктаж, регистрируются в журнале учёта инструктажа потребителей газа, ведение и хранение которого осуществляет газораспределительной организацией, с которой заключён договор о техническом обслужива­нии внутридомового газового оборудования и аварийно-диспетчерском обеспечении.

5.9. Лицам, прошедшим первичный инструктаж, выдаются соответст­вующие свидетельства (удостоверения) и напечатанные инструкции по безопасному пользованию газом в быту (памятки).

5.10. Лицу, прошедшему инструктаж по безопасному использованию газа при эксплуатации индивидуальных баллонных установок, использующих сжиженные углеводородные газы, оформляется запись, разрешающая самостоятельную установку и замену баллона.

5.11. Повторные инструктажи потребителей газа по безопасному пользо­ванию газом в быту проводятся специалистами газораспределительной организации по окончании работ по техническому обслуживанию внутридомового газового оборудования. Инструктаж может проводиться в помещениях, занимаемых на законных основаниях потре­бителями газа, по окончании работ.

5.12. Первичные и повторные инструктажи по безопасному пользованию газом в быту проходят собственники (наниматели) жилых помещений либо лица, постоянно с ними проживающие. Проживающие в квартире потребители газа обучаются правилам безопасного пользования газом в быту лицом, прошедшим инструктаж.

Название темыСодержание инструктажаПродолжительность, мин.
123
Свойства газовКраткие сведения о химическом составе и одоризации газов. Пределы взрываемости природ­ного газа, СУГ. Физиологическое воздействие газа на человека.5
Сжигание газовДавление газа в газопроводах ВДГО. Полное и неполное сгорание газа. Устойчивость пламени. Эффективное и экономичное использование газа.5
Поставка газа. Учёт расхода газаУсловия поставки газа. Учёт расхода газа. Оплата услуг по поставке газа, техническому обслуживанию ВДГО.5
Инструкция безо­пасного пользо­вания бытовым газоиспользую­щим оборудова­ниемУстройство и основные технические характе­ристики бытового газоиспользующего оборудо­вания. Инструкция пользования бытовым газоис­пользующим оборудованием и ухода за ним. Организация технического обслуживания ВДГО. Содержание в исправном техническом состоя­нии ВДГО, систем контроля загазованности помещений. Возможные неисправности и нару­шения режима работы бытового газоисполь­зующего оборудования и способы их устра­нения. Возможные аварии при нарушении инструкций безопасного Пользования газом в быту и их последствия.30
Газопроводы и арматура ВДГООбщие сведения об устройстве и конструкции газопроводов и арматуры ВДГО. Способы при­соединения и крепления газопроводов ВДГО. Правила эксплуатации отключающих устройств на газопроводах ВДГО. Виды неисправностей и места возможных утечек газа на газопроводах и арматуре ВДГО, причины их возникновения, способы обнаружения.10
Дымовые и вен­тиляционные каналыПрисоединение бытового газоиспользующего оборудования к дымовым каналам. Устройство и работа дымовых и вентиляционных каналов. Проверка тяги в дымовых и вентиляционных каналах, причины её нарушения и способы восстановления. Последствия работы бытового газоиспользующего оборудования при наруше­нии тяги в дымовых и вентиляционных каналах. Вентиляция помещений, в которых установлено бытовое газоиспользующее оборудование. Орга­низация работ по техническому обслуживанию и ремонту дымовых и вентиляционных каналов, содержанию их в исправном состоянии.10
Резервуарные, групповые и ин­дивидуальные баллонные уста­новки СУГОбщие сведения об устройстве, конструкции, основных технических характеристиках и принципах работы резервуарных, групповых и индивидуальных баллонных установок СУГ. Возможные неисправности, возникающие при эксплуатации резервуарных, групповых и инди­видуальных баллонных установок СУГ.10
Порядок замены баллонов СУГПорядок действий при замене баллонов СУГ при подключении групповых и инди­видуальных баллонных установок СУГ10
Меры по ликви­дации аварийной ситуацииДействия потребителей газа при обнаружении неисправностей ВДГО, появлении запаха газа в помещении, срабатывании систем контроля загазованности помещений, нарушении тяги в дымовых и вентиляционных каналах.5
Первая помощь пострадавшим в результате ава- рий на объектах ВДГОПорядок действий при оказании первой помощи при ожогах, отравлениях, удушье и др. После­довательность оказания помощи.10
Про анемометры:  АвтоБлог. Все о ремонте автомобилей Газ.: Электронная система управления двигателем ГАЗ 560 Штаер.

Краны

Определения

3.1 кран управления: Устройство, с помощью которого осуществляется ручное управление расходом газа в диапазоне, заданном изготовителем.

3.2 устройство предварительной настройки расхода: Устройство, позволяющее вручную осуществить предварительную настройку расхода газа через кран на заданную величину с помощью калиброванных сопел либо регулировочного винта.

3.3 запорный элемент: Деталь крана, которая открывает или закрывает поток газа.

3.4 наружная герметичность: Показатель наличия (отсутствия) утечки. Герметичность газового тракта по отношению к окружающей атмосфере.

3.5 внутренняя герметичность: Герметичность запорного элемента (в положении «закрыто»), закрывающего газопроводящий объем относительно другого объема или выходного отверстия крана.

3.6 давление газа: Избыточное давление движущегося газа относительно атмосферного давления.

3.6.1 давление на входе: Давление газа на входе в кран.

3.6.2 давление на выходе: Давление газа на выходе из крана.

3.6.3 рабочее давление: Наибольшее давление на входе, указанное изготовителем, при котором допускается эксплуатация крана.

3.6.4 перепад давления: Разность между давлениями на входе и выходе, которая зависит от расхода газа в положении «полностью открыто».

3.6.5 испытательное давление: Давление, которое должно быть подано во время испытаний.

3.7 расход газа: Объем газа, протекающий через кран в единицу времени.

3.7.1 номинальный расход: Расход газа, указанный изготовителем, приведенный к стандартным условиям.

3.7.2 расход в положении «малое пламя»: Минимальный расход газа, заданный изготовителем, приведенный к стандартным условиям.

3.8.1 максимальная температура окружающей среды: Наибольшая температура окружающего воздуха, указанная изготовителем, при которой возможна эксплуатация крана.

3.8.2 минимальная температура окружающей среды: Минимальная температура окружающего воздуха, указанная изготовителем, при которой возможна эксплуатация крана.

3.9 стандартные условия: Температура окружающей среды 15 °С, атмосферное давление 101,3 кПа.

3.10 рабочий цикл: Выполнение совокупности действий по переводу крана из закрытого в открытое положение и обратно.

3.11 уплотнительный вкладыш: Кратчайшее расстояние между газопроводящими частями и атмосферой, измеряемое по длине поверхности уплотнения.

Классификация

по классам – в зависимости от количества рабочих циклов в течение срока службы:

А – 5000 циклов (например, для отопительных аппаратов и котлов),

В – 10000 циклов (например, для воздухонагревателей),

С – 40000 циклов (например, для газовых плит);

по группам – в зависимости от устойчивости напряжениям при изгибе и кручении, которые они должны выдерживать:

группа 1 – краны, предназначенные для использования в газовых аппаратах без воздействия на них напряжений при изгибе, возникающих при монтаже трубопроводов, за счет расположенных рядом жестких опор или крепления;

группа 2 – краны, предназначенные для установки снаружи или внутри аппарата без дополнительного крепления или опоры.

Кран, отвечающий требованиям к группе 2, также отвечает требованиям, предъявляемым к группе 1.

§

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.

Резка и сварка

7.34. В колодцах, имеющих перекрытие, туннелях, коллекторах, технических коридорах, ГРП и на территории ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП не допускается проведение сварки и газовой резки на действующих газопроводах без отключения и продувки их воздухом или инертным газом. При отключении газопроводов после запорных устройств должны устанавливаться инвентарные заглушки.


7.35. В газовых колодцах сварка, резка, а также замена арматуры, компенсаторов и изолирующих фланцев допускаются только после полного снятия перекрытий.


7.36. Перед началом сварки или газовой резки в колодцах, котлованах и коллекторах должна проводиться проверка воздуха на наличие горючего газа. Объемная доля газа в воздухе не должна превышать 1/5 НПВ. Пробы должны отбираться из невентилируемых зон. В течение всего времени проведения огневых работ на газопроводах СУГ колодцы и котлованы должны вентилироваться нагнетанием воздуха вентилятором или компрессором.


7.37. Газовая резка и сварка на действующих газопроводах при присоединении к ним газопроводов и ремонте должны проводиться при давлении газа 40–150 даПа (40–150 мм вод.ст.). Наличие указанного давления должно проверяться в течение всего времени выполнения работ. При снижении давления ниже 40 даПа (40 мм вод.ст.) и повышении его свыше 150 даПа (150 мм вод.ст.) резку или сварку следует прекратить.


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

Билет 14

  1. Назначение и устройство ШРП, требования к размещению.
  2. Область применения полиэтиленовых труб для строительства газопроводов.
  3. Прокладочные и уплотнительные материалы.
  4. Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект Оказание медицинской помощи при растяжении связок и ушибах.

НАЗНАЧЕНИЕ

Пункты газорегуляторные шкафные ШРП (ГРПШ) предназначены для редуцирования давления природного газа по ГОСТ 5542 с высокого и среднего давления до требуемого, а также для автоматического поддержания его в заданных пределах, очистки газа от механических примесей, автоматического отключения подачи газа при аварийном повышении или понижении выходного давления.

Пункты могут быть оснащены комплексами измерения расхода газа с коррекцией по температуре и давлению, обеспечивающими коммерческий или технологический учёт расхода газа.

УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ

ШРП предназначены для эксплуатации в районах с умеренным (У, N) и умеренно-холодным климатом (УХЛ, NF), а также в районах с холодным климатом (ХЛ,F).

В зависимости от климатического исполнения применяемого оборудования, по согласованию с заказчиком, ШРП могут поставляться в утеплённых шкафах с обогревом различного типа:

  • газовый обогрев (с помощью автоматических газогорелочных устройств);
  • электрический обогрев во взрывозащищённом исполнении;
  • водяной обогрев (подвод теплоносителя от внешнего источника).

В ШРП размещается следующее оборудование:

запорная арматура, фильтры газовые различных типов, регуляторы давления газа с двумя ступенями защиты, комплексы измерения расхода газа, манометры, индикаторы перепада давления, предохранительные сбросные клапаны и другое оборудование, размещённое в металлическом шкафу, обеспечивающем защиту устройств от вредного воздействия климатических факторов и несанкционированного доступа.

§

1.1. Настоящий Свод Правил определяет правила проектирования и строительства новых и реконструируемых газопроводов из полиэтиленовых труб диаметром до 300 мм и давлением до 0,6 МПа, ветхих стальных газопроводов давлением до 0,3 МПа, восстанавливаемых методом протяжки в них полиэтиленовых труб, транспортирующих природные газы газовых и газонефтяных месторождений, отвечающие требованиям ГОСТ 5542-87, не содержащие ароматических и хлорированных углеводородов, и газовоздушные смеси, не содержащие указанных углеводородов.

1.2. При проектировании и строительстве систем газоснабжения с использованием полиэтиленовых труб, кроме требований СНиП 2.04.08-87, СНиП 3.05.02-88* и “Правил безопасности в газовом хозяйстве”, следует руководствоваться указаниями других нормативных документов, утвержденных в установленном порядке, и настоящего СП.

Перечень действующих нормативных документов, рекомендуемых к использованию при проектировании газопроводов из полиэтиленовых труб, приведен в Приложении 2.

1.3. Полиэтиленовые трубы следует предусматривать:

для строительства газопроводов на территориях городов и сельских поселений (давление газа до 0,3 МПа);

для строительства межпоселковых газопроводов (давление газа до 0,6 МПа);

для реконструкции (восстановления) подземных стальных изношенных газопроводов (давление газа до 0,3 МПа).

Применение полиэтиленовых труб предпочтительно в условиях высокой коррозионной агрессивности грунтов, при наличии блуждающих токов, а также для транспортировки попутных сернистых газов.

1.4. В проектах на прокладку межпоселковых газопроводов необходимо предусматривать решения по охране окружающей среды в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85, приведенными в Приложении 3.

1.5. Прокладка газопроводов из полиэтиленовых труб не допускается:

в районах с расчетной температурой наружного воздуха ниже минус 45°С;

на подрабатываемых и закарстованых территориях;

в грунтах II типа просадочности (I тип – грунтовые условия, в которых возникает, в основном, просадка от внешней нагрузки, а просадка от собственного веса грунта не превышает 5 см; II тип – грунтовые условия, в которых кроме просадки от внешней нагрузки возможна просадка от собственного веса грунта более 5 см) на территории городов и сельских поселений;

надземно, наземно, внутри зданий, а также в тоннелях, коллекторах и каналах;

в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов на территории городов и сельских поселений из труб ПЭ 63 (ПНД) мерной длины.

Допускается прокладка полиэтиленовых газопроводов на территории городов и сельских поселений, расположенных в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов, при условии применения длинномерных труб из ПЭ 80 (ПСП), соединяемых муфтами с закладными нагревателями.

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 Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект , применяют паронит толщиной 1…4 мм ПМБ.

2. ГП с давлением равным или меньше 6 кгс/см Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект , 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 Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект до 80 Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект .

       Паронит применяют до 425 Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект 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 Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект до 200 Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект С и давлением до 100 кгс/см Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект .

       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.

Ушибы

Ушибы – повреждения тканей и органов, при которых не нарушена целость кожи и костей. Степень повреждения зависит от силы удара, площади поврежденной поверхности и от значения для организма ушибленной части тела (ушиб пальца, естественно, не столь опасен, как ушиб головы). На месте ушиба быстро появляется припухлость, возможен и кровоподтек (синяк). При разрыве крупных сосудов под кожей могут образоваться скоп-ления крови (гематомы).

Признаки: Повреждены мягкие ткани, без нарушения целостности кожи. Кровоподтек (синяк), припухлость (отек). При ушибе, прежде всего, необходимо создать покой поврежденному органу. На область ушиба необходимо наложить давящую повязку, придать этой области тела возвышенное положение, что способствует прекращению дальнейшего кровоизлияния в мягкие ткани. Для уменьшения болей и воспалительных явлений к месту ушиба прикладывают холод – пузырь со льдом, холодные компрессы.

Растяжение и разрывы связок

Растяжение и разрывы связок суставов возникают в результате резких и быстрых движений, превышающих физиологическую подвижность сустава. Причиной может быть резкое подворачивание стопы (например, при неудачном приземлении после прыжка), падение на руку или ногу. Такие повреждения чаще отмечаются в голеностопном, коленном и лучезапястном суставах.

Признаки:

1. появление резких болей;

2. быстрое развитие отека в области травмы;

3. значительным нарушением функций суставов.

В отличие от переломов и вывихов при растяжении и разрыве связок отсутствует резкая деформация и болезненность в области суставов при нагрузке по оси конечности, например при давлении на пятку. Через несколько дней после травмы выступает кровоподтек, резкие боли в этот момент стихают. Если боли не исчезли через 2 – 3 дня и наступить на ногу по-прежнему нельзя, то в таком случае возможен перелом лодыжек в голеностопном суставе.

Первая помощь

Первая помощь при растяжении связок такая же, как и при ушибах, т. е. прежде всего накладывают повязку, тугое бинтование, фиксирующую сустав, наложение холодного компресса на область сустава, давящей и шинной повязок, создание неподвижного состояния. При разрыве сухожилий, связок первая помощь заключается в создании больному полного покоя, наложении тугой повязки на область поврежденного сустава.

Билет 15

  1. Регулятор давления РД-32М. Назначение, устройство, принцип работы, основные неисправности.
  2. Устройство, работа инжекционных горелок среднего давления, достоинства и недостатки.
  3. Виды и объем работ при эксплуатации газопроводов и газового оборудования котельной.
  4. Порядок допуска слесарей-газовиков к выполнению газоопасных работ.

§

Эти регуляторы применяются в шкафных регуляторных установках для потребителей с небольшим расходом газа. Регуляторы расчитаны на входное давление 16 кгс/см2 (сжиженный газ) или 12 кгс/см2 (природный газ).

В РД-50 снизу в корпус вмонтировано предохранительно-сбросное устройство мембранного типа. В РД-32 предохранительно-сбросное устройство вмонтировано в цетре мембраны. В некоторых конструкциях регуляторов нет предохранительно-сбросных устройств, они вынесены отдельным узлом.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектРегулятор состоит из корпуса (нижняя часть) и крышки (верхняя часть), между которыми зажата мембрана. Сверху на мембрану воздействует сила регулировочной пружины. В центре мембраны встроено предохранительно-сбросное устройство, предназначенное для сброса газа в атмосферу в случае повышения давления газа под мембраной. К корпусу с помощью накидной гайки крепится крестовина, в которой имеется два входных патрубка, и один выходной. Один из входных патрубков заглушен пробкой, вторым патрубком крестовина подсоединяется к газопроводу с входным давлением газа. В крестовине имеется сменное седло. В корпусе регулятора вертикальное перемещение мембраны с помощью коленчатого рычага преобразуется в поступательное горизонтальное перемещение штока клапана, находящегося в крестовине. Клапан на шток навернут на резьбе поэтому ход клапана можно регулировать.

Подмембранная полость регулятора через импульсную трубку сообщается с выходным контролируемым давлением газа.

При повышении давления на выходе из регулятора это повышенное давление по импульсной трубке поступает в подмембранную полость. Мембрана при этом прогибается вверх и через коленчатый рычаг приближает шток с клапаном к седлу крестовины, уменьшая проход и давление газа потребителю до значения, заданного изначально пружиной.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектПри уменьшении давления на выходе это пониженное давление выровняется давлением в подмембранной полости. При этом пружина прогнет мембрану вниз, через коленчатый рычаг отодвинет шток клапана от седла крестовины, увеличив проход и давление газа потребителю до заданного пружиной изначального давления.

Неисправности регуляторов РД:

1. Обмерзание крестовины пилота и выход регулятора из строя за счет эффекта дросселирования газа. При понижении давления газа на 1 кгс/см2 температура понижается приблизительно на 0,4ОС (шкала неравномерная). Для устранения неисправности отогревать водой или подавать нагретый газ.

2. Негерметичность прилегания клапана к седлу при проверке работы регулятора «на тупик», т.е. когда отсутствует расход газа потребителем.

3. Порвана мембрана. При этом произойдет выброс газа в атмосферу или в помещение, а давление на выходе будет расти и в зависимости от размеров разрыва мембраны будет наблюдаться колебательный процесс.

4. Ручаг, преобразующий вертикальное движение мембраны в горизонтальное перемещение штока клапана, может быть погнут и не будет герметичности.

5. Пружина утратила свои упругие свойства.

6. Засорилась импульсная трубка.

Инжекционные горелки

В этих горелках воздух подсасывается за счет инжекции газовой струей, выходящей из сопла с большой скоростью.

Инжекционная горелка низкого давления (рис. 104, а) состоит из трубопровода подачи газа, сопла 2, смесителя, состоящего из конфузора 3, горловины 4 и диффузора 5.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектНа выходе из горелки устанавливается огневой насадок 6. Воздух, необходимый для сжигания топлива, подается двумя потоками. Первичный поток в количестве от 30 до 70 % необходимого для полного сжигания топлива поступает за счет инжекции газовой струей. Количество этого воздуха регулируется с помощью регулятора 7. Вторичный поток воздуха поступает в зону горения за счет разрежения в топке.

Инжекционные горелки низкого давления широко используют для обогрева технологических и энергетических установок малой и средней мощности, работающих без разрежения или с разрежением не выше 10…30 Па. Для обеспечения инжекции, необходимой для полного сгорания газа, номинальное его давление должно быть не менее 1,1…1,3 кПа. Эти горелки работают устойчиво без дополнительной регулировки при снижении давления газа до 0,2…0,3 кПа и при повышении давления не более чем на 50 % сверх номинального.

В инжекционной горелке среднего давления (рис. 104, б) за счет энергии газа подсасываются в смесь 100 % воздуха, необходимого для сжигания топлива. В этих горелках обязательным элементом является стабилизатор, предотвращающий отрыв факела, а весь необходимый для горения воздух инжектируется горелкой. Коэффициент избытка первичного воздуха у большинства конструкций горелок равен 1,01…1,1, и они способны нормально работать как при разрежении в топочной камере, так и при небольшом противодавлении (10… 30 Па).

Благодаря хорошему перемешиванию топливно-воздушной смеси происходит практически полное сгорание газа при минимальном избытке воздуха.

Номинальное давление газа в этих горелках 30 кПа, однако, целесообразно повышать его до 50…60 кПа, что позволит стабилизировать соотношение газ — воздух при различных режимах работы.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектНа выходе из горелки устанавливается стабилизатор горения 7, который препятствует проскоку пламени в горелку и уменьшает воз­можность отрыва факела от горелки.

Инжекционные горелки, в которых воздух подсасывается (инжектируется) за счет энергии газовых струй, выходящих из одного или нескольких сопел, широко применяют в промышленности вследствие экономичности, надежности в работе и простоты конструкции.

Преимуществами горелок этого типа являются возможность работы без вентиляторного дутья и способность при определенных условиях поддерживать с достаточной точностью постоянство соотношения газ — воздух при изменении режима работы (нагрузки). Это значительно упрощает автоматическое и ручное регулирование процесса.

К основным недостаткам инжекционных горелок относятся значительные размеры, низкий предел регулирования из-за опасности проскока пламени при снижении нагрузки и высокий уровень шума при работе на среднем и высоком давлении. Возможность проскока пламени в смеситель объясняется относительно невысоким КПД инжекционного смесителя, что не позволяет создавать достаточно высокие скорости истечения газовоздушной смеси.

  1. Эксплуатация газопроводов и газового оборудования котельной

Газопроводы и газовое оборудование котельной, принятые в эксплуатацию, должны иметь:

– технический паспорт, где представлены основные технические характеристики, а также данные о проводимых ремонтных работах. Номер сертификата и разрешения Ростехнадзора РФ также вносится в паспорт технических устройств.

При эксплуатации газопроводов и газового оборудования котельной должны выполняться следующие виды работ:

– техническое обслуживание;

– текущий ремонт;

– аварийно-восстановительные работы;

– капитальный ремонт;

– отключение недействующего оборудования.

2.1. Режим работы газифицированных агрегатов должен соответствовать картам, утвержденным техническим руководителем предприятия. Режимные карты должны быть вывешены у агрегатов и доведены до сведения обслуживающего персонала. Режимные карты необходимо корректировать один раз в три года, а также после ремонта оборудования.

Техническое обслуживание

2.2. Техническое обслуживание проводится согласно графику, утвержденному техническим руководителем предприятия. При этом проводятся следующие работы:

– Осмотр технического состояния (обход) внутренних газопроводов котельной и котлов (не реже одного раза в месяц);

– Проверка срабатывания предохранительных и предохранительно-запорных устройств и приборов автоматики регулирования и безопасности (проверка должна осуществляться не реже одного раза в месяц);

– Проверка плотности фланцевых, резьбовых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии (не реже одного раза в полгода);

– Контроль загазованности воздуха в котельной (не реже одного раза в смену), проверка работоспособности автоматических сигнализаторов загазованности в помещении котельной (не реже одного раза в месяц контрольной смесью);

– Перенабивка (подтяжка) сальников арматуры, при необходимости очистка (не реже одного раза в полгода);

– Продувка импульсных линий приборов средств измерений (не реже одного раза в полгода).

Техническое обслуживание должно осуществляться двумя рабочими и регистрироваться в специальном журнале с указанием времени начала и окончания работ. К проведению технического обслуживания могут привлекаться организации, имеющие лицензии на выполнение этих работ.

Текущий ремонт

2.3. Текущий ремонт газопроводов и газового оборудования котельной проводится согласно графику, утвержденному техническим руководителем предприятия. При этом выполняются следующие работы:

– Устранение прогиба, замена и восстановление креплений (не реже одного раза в год);

– Ремонт отключающих устройств (запорной арматуры) – не реже одного раза в год:

– очистка арматуры, разгон червяка и его смазка, набивка сальника;

– разборка запорной арматуры не обеспечивающей плотность закрытия с притиркой уплотняющих поверхностей;

– проверка затяжки (крепеж) фланцевых соединений, смена износившихся и поврежденных болтов и прокладок;

– Контрольная опрессовка газового оборудования (контрольная опрессовка внутренних газопроводов котельной должна производится давлением 0,01 МПа (1000 мм. вод. ст.), падение давления не должно превышать 60 даПа (60 мм вод. ст.) за один час);

– Окраска газопроводов и арматуры (не реже одного раза в пять лет);

– Проверка плотности соединений и устранение дефектов, выявленных при осмотре технического состояния (не реже одного раза в год);

После окончания работ газопроводы должны быть испытаны на плотность. Испытания должны проводиться персоналом организации, выполнявшей ремонт. Результаты испытаний заносятся в паспорт газопровода. Обо всех работах, выполненных при ремонте газового оборудования, делается запись в журнале.

Аварийно-восстановительные работы

2.4. Аварийное отключение газопроводов и газового оборудования должно производится в случаях разрыва сварных стыков, коррозионных и механических повреждений газопровода и арматуры с выходом газа, а также при взрыве, пожаре, непосредственно угрожающих газопроводам и газовому оборудованию. Аварийно-восстановительные работы относятся к внеплановым. Эти работы должны проводиться немедленно. При обнаружении загазованности работы должны быть приостановлены, приняты меры по обнаружению причины и устранению утечки газа и выполнению мероприятий в соответствии с Планом локализации и ликвидации аварийных ситуаций, а при необходимости и Планом взаимодействия служб различных ведомств. Лица, не участвующие в аварийно-восстановительных работах, должны быть удалены из опасной зоны. После выполнения аварийных работ возобновляется подача газа на газоиспользующее оборудование с соблюдением правил, установленных для пуска газа с выдачей наряда-допуска на газоопасные работы.

Капитальный ремонт

2.5. Нормативный срок эксплуатации газового оборудования устанавливается в соответствии с паспортами заводов-изготовителей; для внутренних газопроводов этот срок составляет 30 лет. По истечении нормативного срока службы следует проводить диагностику технического состояния газопроводов и оборудования в целях определения остаточного ресурса с разработкой мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию на весь срок продления жизненного цикла, или обоснования необходимости замены.

Капитальный ремонт газопроводов и газового оборудования назначается по результатам технической диагностики. Для газопроводов, подлежащих капитальному ремонту (замене), должна быть составлена проектная документация в соответствии с требованиями, предъявляемыми к новому строительству. Капитальный ремонт внутренних газопроводов и газового оборудования следует совмещать. Сведения о капитальном ремонте должны заносится в паспорт газопровода.

2.6. До включения в работу газоиспользующих установок, в том числе сезонного действия, должна обеспечиваться:

– проверка знаний инструкций обслуживающим персоналом в соответствии с требованиями «Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления» Ростехнадзора РФ;

– текущий ремонт газового оборудования и систем автоматизации;

– проведение планово-предупредительного ремонта газифицированных установок и вспомогательного оборудования;

– проверка исправности промышленных вентиляционных и дымоотводящих систем;

– выполнение требований нормативных технических документов по устройству и безопасной эксплуатации котлов, утверждаемых Госгортехнадзором России.

Снятие заглушки и пуск газа разрешаются при наличии документов, подтверждающих выполнение указанных работ.

§

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 ГОР Перечень разрабатывает ответственный за газовое хозяйство. утверждает главный инженер. К выполнению 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 регистрации 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 исправность и применение является руководитель работ, а при выполнении 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, а также курение в местах проведения ГОР, и применение 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.

Билет 16

  1. Основные физико-химические свойства сжиженного газа.
  2. Охранная зона газораспределительных сетей.
  3. Выбраковка баллонов. Неисправности баллонов, подлежащих ремонту или списанию.
  4. Техническое обслуживание бытовых газовых плит, водонагревателей и газовых котлов. Виды работ.

К сжиженным углеводородным газам относятся газы, которые при нормальных условиях ( 0°C, 760 мм.рт.ст. ) находятся в газообразном состоянии, а при относительно небольшом повышении давления или незначительном снижении температуры переходят в жидкое состояние.

Горючие газы бесцветны и в большинстве своем не имеют запаха. Поэтому в случае утечки их из газопроводов, в помещениях и сооружениях может образоваться взрывоопасная гaзовоздушная смесь.

Для своевременного обнаружения утечек газа, ему придают специфический резкий запах (одоризируют). В качестве одоранта используется этилмеркаптан (C2H5SH), который вводится в количестве 16гр на 1 000 м3 природного газа и 60-90гр на 1 тонну сжиженного газа.

В соответствии с требованиями нормативных документов, запах газа должен ощущаться при содержании в воздухе 20% от нижнего концентрационного предела взрываемости.

Особенностями сжиженных углеводородных газов (СУГ) являются:

  • Высокий удельный вес паровой фазы- в 2 раза тяжелее воздуха;
  • Медленная диффузия (плохо смешивается с воздухом);
  • Невысокая температура воспламенения;
  • Низкие пределы взрываемости с воздухом;
  • Возможность образования конденсата при снижении температуры;
  • Высокая теплотворная способность.

На организм человека сжиженный газ действует удущающе (концентрация более 10% смертельна), не ядовит.

При попадании жидкой фазы на открытые участки тела вызывает обморожение.

Все емкости заполняются сжиженным газом максимум на 85% геометрического объема. Жидкая фаза сжиженного газа при повышении температуры имеет очень большой коэффициент объемного расширения (в 16 раз больше воды).

СвойствоСмесь (пропан бутан)Метан
Химическая формулаC3H8 C4H10CH4
Удельный вес газовой фазы (плотность), кг/м32.40.73
Относительный удельный вес (плотность по воздуху), кг/м32.0 (в два раза тяжелее воздуха)0.5 (в два раза легче воздуха)
Удельный вес жидкой фазы, кг/л (в два раза легче воды)
Температура кипения, °C-0.5-162
Температура воспламенения, °C510645
Теплота сгорания, Ккал/м22.0008 500
Жаропроизводительность, °C2 1002 000
Пределы взрываемости (верхний .. нижний), % газа в воздухе по объему2-105-15
Необходимое количество воздуха для сгорания газа, м32510
Скорость распространения пламени, мсек0.820.67

Охранная зона

 «Охранная зона газораспределительной сети» – территория с особыми условиями использования, устанавливаемая вдоль трасс газопроводов и вокруг других объектов газораспределительной сети в целях обеспечения нормальных условий ее эксплуатации и исключения возможности ее повреждения;

7. Для газораспределительных сетей устанавливаются следующие охранные зоны:

а) вдоль трасс наружных газопроводов – в виде территории, ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии 2 метров с каждой стороны газопровода;

б) вдоль трасс подземных газопроводов из полиэтиленовых труб при использовании медного провода для обозначения трассы газопровода – в виде территории, ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии 3 метров от газопровода со стороны провода и 2 метров – с противоположной стороны;

в) вдоль трасс наружных газопроводов на вечномерзлых грунтах независимо от материала труб – в виде территории, ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии 10 метров с каждой стороны газопровода;

г) вокруг отдельно стоящих газорегуляторных пунктов – в виде территории, ограниченной замкнутой линией, проведенной на расстоянии 10 метров от границ этих объектов. Для газорегуляторных пунктов, пристроенных к зданиям, охранная зона не регламентируется;

  д) вдоль подводных переходов газопроводов через судоходные и сплавные реки, озера, водохранилища, каналы – в виде участка водного пространства от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящими на 100 м с каждой стороны газопровода;

е) вдоль трасс межпоселковых газопроводов, проходящих по лесам и древесно – кустарниковой растительности, – в виде просек шириной 6 метров, по 3 метра с каждой стороны газопровода. Для надземных участков газопроводов расстояние от деревьев до трубопровода должно быть не менее высоты деревьев в течение всего срока эксплуатации газопровода.


8. Отсчет расстояний при определении охранных зон газопроводов производится от оси газопровода – для однониточных газопроводов и от осей крайних ниток газопроводов – для многониточных.

4. Правила приемки баллонов в ремонт и на техническое освидетельствование

4.1. Баллоны для сжиженного газа, находящиеся в эксплуатации, должны подвергаться периодическому техническому освидетельствованию, а также внеочередному техническому освидетельствованию после проведения ремонта с применением сварки.

Периодичность технического освидетельствования составляет: 10 лет – для баллонов с толщиной стенки 3 мм и 5 лет – для баллонов с толщиной стенки 2,5 мм.

4.2. Выбраковку баллонов следует производить на специально оборудованных постах, которые должны быть достаточно освещены, защищены от осадков и иметь лупу не менее
10 крат.

Выбраковку баллонов должен проводить квалифицированный рабочий (не ниже
4 разряда) под руководством специалиста из числа ИТР.

4.3. В ремонт должны быть направлены баллоны, имеющие свищи и поры сварных соединений, риски и другие механические дефекты, если их глубина не превышает минусовые предельные отклонения материала по ГОСТ 19903 и ГОСТ 19904, а также баллоны’, имеющие неисправность или отсутствие башмака, воротника, износ резьбы и ослабление кольца на горловине, неисправность запорного устройства, неудовлетворительную окраску.

На техническое освидетельствование должны быть направлены баллоны после проведения ремонта с применением сварки и баллоны, имеющие истекший срок освидетельствования.

4.4. Баллоны с вмятинами могут приниматься в ремонт при условии наличия следующих геометрических размеров вмятин:

– глубина вмятины – не более 7 мм;

– отношение площади вмятины к ее глубине должно быть не менее 50:1 (при измерении в мм);

– расстояние от края вмятины до любого сварного шва баллона должно быть не менее 50 мм.

Баллоны с вмятинами, превышающие данные размеры, ремонту не подлежат.

Выправление вмятин должно производиться на специальном оборудовании.

4.5. Ремонту не подлежат баллоны, у которых:

– отсутствует табличка-паспорт или на ней невозможно прочитать паспортные данные из-за механических дефектов;

– имеются риски глубиной более минусовых предельных отклонений материала по ГОСТ 19903 и ГОСТ 19904, а также явно различимые трещины, забоины, отдулины, надрывы и выщербления, глубокая местная коррозия наружной поверхности баллона; имеются деформации с увеличенным диаметром обечайки, выходящие за пределы, допустимые ГОСТ 15860, ГОСТ 51-02-235, ТУ 51-02-252. Выбракованные баллоны должны быть дегазированы и списаны в установленном порядке.

4.6. Дефектные места у баллонов, принятых в ремонт, должны быть отмечены следующими хорошо видимыми опознавательными знаками:

– “ДП” – дефектный паспорт

– “3В” или “ЗК” – замена вентиля, клапана

– “ЗБ” – замена, ремонт башмака

– “О” – необходимость освидетельствования

– “К” – подварка кольца

– “Г” – ремонт горловины

– “У” – утечка газа в резьбовом или сварном соединениях

– “ОКР” – окраска

– “В” – вмятины

– “Д” – баллон дегазирован

– “МД” – механические дефекты

Опознавательные знаки могут быть нанесены мелом, масляной краской или с помощью бирки.

4.7. Приемка баллонов в ремонт или на периодическое техническое освидетельствование должна производиться с сопроводительным документом, где указывается дата их поступления, количество, номера и объем баллонов.

4.8. Выдача баллонов из ремонта или после периодического технического освидетельствования должна производиться по сопроводительному документу, в котором указывается наименование предприятия, производившего ремонт и техническое освидетельствование, дата проведения, количество баллонов, их номера, объем, результаты испытаний, обозначение настоящего стандарта.

4.9. Учет освидетельствованных и отремонтированных на предприятии баллонов должен производиться в журнале испытаний, где указывается:

– дата поступления;

– товарный знак изготовителя;

– номер баллона;

– дата (месяц, год) изготовления баллона;

– дата проведенных ремонта и технического освидетельствования (или периодического) и следующего технического освидетельствования;

– масса, выбитая на баллоне, кг;

– масса баллона после ремонта, кг;

– объем баллона, выбитый на баллоне, л;

– рабочее давление, МПа (кгс/см2);

– дефекты, устраненные при ремонте;

– результаты гамма-рентгеноконтроля;

– отметка о пригодности баллона;

– подпись лица, производившего ремонт или периодическое техническое освидетельствование;

– дата выдачи баллонов из ремонта или периодического технического освидетельствования.

Вся документация по ремонту и техническому освидетельствованию баллонов должна храниться на предприятии до следующего технического освидетельствования.

Перечень работ при техническом обслуживании внутридомового газового оборудования (ВДГО).


1. При техническом обслуживании внутридомового газового оборудования жилых и общественных зданий выполняются следующие виды работ:
– проверка (визуальная) соответствия установки газоиспользующего оборудования и прокладки газопроводов в помещении нормативным требованиям;
– проверка (визуальная) наличия свободного доступа к газопроводам и газоиспользующему оборудованию;
– проверка состояния окраски и креплений газопровода, наличия и целостности футляров в местах прокладки газопроводов через наружные и внутренние конструкции зданий;
– проверка герметичности соединений газопроводов и арматуры приборным методом или мыльной эмульсией;
– проверка целостности и укомплектованности газоиспользующего оборудования;
– проверка работоспособности и смазка кранов (задвижек), установленных на газопроводах, при необходимости, перенабивка сальниковых уплотнений;
– проверка наличия тяги в дымовых и вентиляционных каналах, состояния соединительных труб газоиспользующего оборудования с дымовым каналом, наличие притока воздуха для горения;
– разборка и смазка всех кранов бытового газоиспользующего оборудования;
– проверка работоспособности автоматики безопасности бытового газоиспользующего оборудования, ее наладка и регулировка;
– очистка горелок от загрязнений, регулировка процесса сжигания газа на всех режимах работы оборудования;
– проверка герметичности (опрессовка) бытового газоиспользующего оборудования;
– выявление необходимости замены или ремонта (восстановление) отдельных узлов и деталей газоиспользующего оборудования;
– проверка наличия специальных табличек у газовых горелок, приборов и аппаратов с отводом продуктов сгорания в дымоход, предупреждающих об обязательной проверке наличия тяги до и после розжига оборудования;
– инструктаж потребителей по правилам безопасного пользования газом в быту.

2. У бытовых газовых плит дополнительно проверяются:
– надежность крепления стола к корпусу плиты;
– надежность крепления термоуказателя и его работоспособность;
– отсутствие механических повреждений решетки стола, создающих неустойчивое положение посуды;
– надежность крепления и свободное перемещение противней и решетки в духовом шкафу;
– фиксацию дверки духового шкафа;
– автоматическое зажигание горелок, вращение вертела и работоспособность предохранительного устройства, прекращающего подачу газа в горелку при погасании пламени на плитах повышенной комфортности.

3. У водонагревателей дополнительно проверяются:
– плотность прилегания змеевика к стенкам огневой камеры, отсутствие капель или течи воды в теплосборник, горизонтальность установки огневой поверхности основной горелки, а также отсутствие смещения основной и запальной горелок, отсутствие зазоров между звеньями соединительного патрубка;
– состояние водяной части блока крана (с его разборкой), мембран, фильтра и других узлов;
– состояние теплообменников с очисткой их от сажи и окалины (на объекте или в условиях мастерских);
– работоспособность вентилей холодной воды.

4. У бытовых газовых печей дополнительно проверяются:
– отсутствие зазоров в кладке печи и в месте присоединения фронтального листа горелки к рамке, расположенной в кладке печи;
– наличие тягостабилизатора у печей, оборудованных газогорелочным устройством непрерывного действия (при наличии его в конструкции);
– свободный ход шибера в направляющих величину хода и наличие в шибере отверстия диаметром не менее 15 мм;
– наличие тяги в топливнике печи;
– наличие автоматики безопасности у газогорелочных устройств. При ее отсутствии газогорелочное устройство подлежит замене.

Билет 17

  1. Характерные нарушения тяги в дымоходах. Сроки проверки дымоходов бытовых газовых приборов.
  2. Назначение, устройство и принцип работы регулятора давления типа РДБК-1П.
  3. Устройство, принцип работы смесительных горелок. Преимущества и недостатки.
  4. Контрольная опрессовка газопроводов.

Тяга дымохода

На что следует обратить внимание при установке дымохода:

  • На предполагаемую высоту конструкции

Это, конечно, «палка о двух концах»: недостаточная высота приведёт к уменьшению тяги, а в случае с избытком, то, наоборот, к излишнему увеличению. Если вы не собираетесь проводить точный физико-математический расчет – стоит ориентироваться на длину не менее 4,5 метров.

  • На форму сечения дымохода

Форма сечения напрямую влияет на аэродинамические характеристики дымохода: так в случае с прямоугольным или квадратным сечением мы получаем дополнительные завихрения по углам, препятствующие общему потоку, чего не наблюдается в круглых аналогах.

Во-первых, размещение дымохода преимущественно во внутренней части здания позволит вам не только увеличить отопительную способность всей тепловой системы, но и даст возможность поддерживать постоянную хорошую тягу (даже в морозное время). В случае же, если дымоход выведен из дома и размещен вдоль наружной стены, его прогрев будет более длительным, могут возникнуть проблемы с преодолением «точки росы», а значит и с образованием конденсата.

Во-вторых, использование при монтаже трубы дымохода отводов с углом наклона менее 45град. приведет к скоплению сажи в углах поворота конструкции, что тоже негативно скажется на тяге. Поэтому, если уж всё-таки необходимо сделать некий замысловатый изгиб, то лучше всего воспользоваться стандартными вариантами: отвод 45град., отвод 90град..

  • На внутреннюю поверхность дымохода

Неровная поверхность (которая, как правило, наблюдается в кирпичном дымоходе), сажа и различные отложения естественно только препятствуют созданию должной тяги. А гладкая поверхность (как у дымохода из нержавеющей стали) только способствует ей.

Площадь сечения дымохода должна быть в некотором роде пропорциональна печи. Здесь возникает следующая зависимость: слишком малые размеры площади сечения при выделении большого объема продуктов сгорания не будут создавать нужной тяги. Это правило верно с точностью до наоборот: слишком большая площадь сечения при малых объемах продуктов сгорания приведет к тому, что все тепло будет «вылетать в трубу». Хотелось бы заметить также, что ни в коем случае не стоит проводить эксперименты по установке труб дымохода различных диаметров на разных участках дымохода: это приведет не только к непредсказуемому поведению тяги, но и даст возможность образованию сажи и других отложений.

  • На верхнюю часть дымохода

Речь идет, прежде всего, о расположении трубы дымохода. Располагать её лучше всего поближе к коньку крыши, но здесь следует соблюдать определенные условия: если труба дымовая находится на расстоянии 1,5 метра от конька, то оголовок (верхняя часть) должен возвышаться не менее чем на пол метра. Если расстояние между коньком и оголовком находится в диапазоне от 1,5 до 3 метров, то располагаем дымоход вровень с коньком. Ну и последний вариант – это когда расстояние превышает 3 метра, в этом случае оголовок должен располагаться на линии проведённой под углом в 10град. от конька крыши. Неправильное расположение дымохода по отношению к коньку крыши может привести к ослаблению тяги при определённом направлении ветра.

Ну и последнее, чему следует уделить особое внимание – это зонт. При сборке и выборе зонта существует существенная опасность «прогадать» с размерами и, как следствие, получить обратную тягу. Например: зонт слишком большого сечения и чересчур низко опущен. В случае установки заводского зонта для дымохода из нержавейки никаких проблем не возникнет – все необходимые параметры уже рассчитаны инженерами, а Вам надо только выбрать нужную площадь сечения. Другое дело с кирпичной трубой: юбка металлического зонта должна быть больше приблизительно на 100 мм, а стойки должны варьироваться от 60 до 100 мм.

Влияние атмосферных явлений

Несколько абзацев выше мы оговорились об атмосферных явлениях, влияющих на тягу как положительно, так и отрицательно. Давайте рассмотрим обе группы.

Увеличивают тягу:

  • – большая разница температур в помещении и вне него. Действительно только в тех случаях, когда снаружи воздух существенно холоднее, чем внутри;
  • – вертикально восходящие потоки вдоль здания в случае ясной погоды или морозного дня.

Уменьшают тягу:

§

Процесс образования газовоздушной смеси в горелках с принудительной подачей воздуха начинается непосредственной в самой горелке, а завершается уже в топке. В процессе сжигания газ сгорает коротким и несветящимся пламенем. Требующийся для сгорания газа воздух, подается в горелку принудительно с помощью вентилятора. Газ и воздух подаются по отдельным трубам.

1 — сопло; 2 — корпус; 3 — фронтальная плита; 4 – керамический тоннель; 5 — запальное отверстие

Данный вид горелок еще называют двухпроводными или смесительными горелками. Чаще всего используются горелки, работающие на низком давлении газа и воздуха. Также некоторые конструкции горелок используются и при среднем давлении.

Устанавливаются горелки в топках котлов, в нагревательных и сушильных печах и т.д.

Газ поступает в сопло 1 с давлением до 1 200 Па и выходит из него через восемь отверстий диаметром 4,5 мм. Эти отверстия должны быть расположены под углом 30° к оси горелки. Специальные лопатки, которые задают вращательное движение потоку воздуха, расположены в корпусе 2 горелки. В процессе работы газ в виде мелких струек поступает в закрученный поток воздуха, который помогает хорошему смешиванию. Горелка заканчивается керамическим тоннелем 4, имеющим запальное отверстие 5.

Горелки с принудительной подачей воздуха обладают рядом достоинств:

  • высокая производительность;
  • широкий диапазон регулирования производительности;
  • возможность работы на подогретом воздухе.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектВ существующих разнообразных конструкциях горелок интенсификация процесса образования газовоздушной смеси достигается следующими способами:

  • разбиением потоков газа и воздуха на мелкие потоки, в которых проходит смесеобразование;
  • подачей газа в виде мелких струек под углом к потоку воздуха;
  • закручиванием потока воздуха различными приспособлениями, встроенными внутрь горелок.

3. КОНТРОЛЬНАЯ ОПРЕССОВКА ГАЗОПРОВОДОВ И ГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

3.1. После окончания предпусковых работ и устранения возможных неисправностей на газопроводах, газовом оборудовании, средствах измерений и регулирования по распоряжению руководителя работ по пуску газа должна быть проведена контрольная опрессовка газопроводов и газового оборудования. Контрольная опрессовка должна проводиться:

– для внутренних газопроводов котельной и ГРП при давлении сжатого воздуха 0,01 МПа (1000 мм вод. ст.);

– для наружных газопроводов при давлении сжатого воздуха 0,02 МПа (2000 мм вод. ст.).

Установка требуемого значения давления воздуха в газопроводах производится с помощью продувочных газопроводов.

Падение давления воздуха не должно превышать: для внутренних газопроводов котельной и ГРП – 60 даПа (60 мм вод. ст.) за 1 ч, для наружных газопроводов – 10 даПа (10 мм вод. ст.) за 1 ч.

При положительных результатах контрольной опрессовки оперативно-ремонтный персонал должен при закрытых запорных устройствах на подводе воздуха к газопроводам снять шланги, соединяющие воздуховод с газопроводами, установить заглушки на штуцерах подвода воздуха к газопроводам. Запорные устройства на продувочных газопроводах перед снятием заглушек на газопроводах не открываются. При отрицательных результатах контрольной опрессовки необходимо выявить и устранить причину потери давления в газопроводах сверх допустимых величин, после чего провести повторную контрольную опрессовку.

Без проведения осмотра целостности газопроводов, исправности газового оборудования, контрольной опрессовки газопроводов и газового оборудования или при неудовлетворительных результатах контрольной опрессовки, при неисправности технологических защит и блокировок снятие заглушек на газопроводах и подача газа в газопроводы запрещается.

Билет 18

  1. Сущность взрыва, пределы взрываемости природного и сжиженного газа (в Лекциях).
  2. Периодичность и объем работ при техническом осмотре и техническом обслуживании ГРП.
  3. Требования к стальным трубам, применяемым для строительства газопроводов.
  4. Меры безопасности при смазке крана на спуске к газовым приборам в жилых домах.

ВЗРЫВ – чрезвычайно быстрое выделение энергии в ограниченном объеме, связанное с внезапным изменением состояния вещества и сопровождающееся образованием большого количества сжатых газов, способных производить механическую работу.

Взрыв является частным случаем горения. Но с горением в обычном понятии его роднит лишь то, что это окислительная реакция. Для взрыва характерны следующие особенности:

– большая скорость химического превращения;

– большое количество газообразных продуктов;

– мощное дробящее (бризантное) действие;

– сильный звуковой эффект.

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, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К СТАЛЬНЫМ ТРУБАМ И МАТЕРИАЛАМ

1. Для сооружения газопроводов должны применяться стальные бесшовные, прямошовные и спиральношовные трубы, изготовленные из хорошо сваривающихся сталей, содержащих не более 0,27 % углерода, 0,05 % серы и 0,04 % фосфора, или стальной лист, соответствующий указанным требованиям.

2. Для сооружения цеховых и межцеховых газопроводов горючих газов, кроме жидкой фазы сжиженных углеводородных, в районах с расчетной зимней температурой наружного воздуха минус 40°С и выше следует применять стальные трубы, указанные в ТНПА, устанавливающих требования в этой области.

3. Трубы, указанные в пункте 2 настоящего приложения, следует также применять для сооружения газопроводов паровой фазы сжиженных углеводородных газов давлением до 1,6 МПа включительно.

4. Для газопроводов жидкой фазы сжиженных углеводородных газов с давлением до 1,6 МПа включительно и расчетной температурой наружного воздуха минус 40°С и выше необходимо применять бесшовные трубы. При этом трубы по соответствующему ТНПА рекомендуется применять только для трубопроводов жидкой фазы при давлении выше 0,6 МПа. Допускается применять для этих трубопроводов:

электросварные трубы диаметром менее 50 мм;

электросварные трубы диаметром 50 мм и более при условии, что 100 % сварных швов этих труб подвергнуты неразрушающему контролю и испытанию на растяжение.

5. Для участков газопроводов всех давлений, испытывающих вибронагрузки (ГРП, ГРУ, компрессорные и другие), должны применяться трубы из спокойной стали с содержанием углерода не более 0,22 % по ТНПА, устанавливающему требования в этой области, группы В, марок Ст2 и Ст3, категорий 2-6 по ТНПА, устанавливающему требования в этой области, марок Ст08, сталь 10, сталь 15, сталь 20.

6. Требования к ударной вязкости металла труб для газопроводов, сооружаемых в районах с расчетной температурой до минус 40°С включительно, как правило, не предъявляются, за исключением участков газопроводов с давлением выше 0,6 МПа, а также участков газопроводов с толщиной стенки труб более 5 мм при прокладке в условиях вибронагрузок, в труднодоступных и других ответственных местах. При этом величина ударной вязкости металла труб должна быть не ниже 0,3 МПа при минимальной температуре эксплуатации.

7. Допускается применение труб, изготовленных из полуспокойной стали, для наружных газопроводов при следующих условиях:

температура стенки труб в процессе эксплуатации газопроводов не должна быть ниже минус 20°С;

диаметр газопроводов не должен превышать 720 мм, а толщина стенки труб должна быть не более 8 мм;

содержание углерода в стали не должно превышать 0,24 %.

Применение труб из полуспокойной стали для изготовления фасонных частей и компенсирующих устройств методом холодного гнутья не допускается.

8. Для строительства газопроводов горючих газов в районах с расчетной зимней температурой наружного воздуха ниже минус 40°С должны применяться стальные трубы, указанные в ТНПА, устанавливающих требования в этой области.

9. Трубы, указанные в пункте 8 настоящего приложения, следует также применять для сооружения газопроводов паровой фазы сжиженных углеводородных газов давлением до 1,6 МПа включительно.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект10. При строительстве газопроводов на трубы, электроды, сварочную проволоку, флюсы и другие материалы должны быть сертификаты заводов-изготовителей или их копии, заверенные владельцем сертификата, подтверждающие соответствие указанных материалов требованиям настоящего приложения. Трубы, не имеющие сертификатов или их копий, допускается применять только после химического анализа и механических испытаний образцов, взятых от каждой партии труб одной плавки или от каждой трубы, если установить принадлежность их к одной плавке нет возможности (при условии соответствия их требованиям настоящего приложения).

11. При изготовлении фасонных участков газопроводов должны применяться гнутые, сварные или штампованные колена, угольники и переходы. Фитинги должны быть стальными.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект12. Фланцы, заглушки, прокладочные кольца, бобышки для подключения КИП и другие элементы газопроводов должны быть стальными и соответствовать материалу труб, а крепежные изделия (болты, шпильки, гайки, шайбы) должны быть чистыми и соответствовать требованиям ТНПА.

13. Применяемые для газопроводов отечественные трубы, изготовленные по техническим условиям, и импортные трубы и материалы должны соответствовать требованиям настоящего приложения.

§

Билет 19

  1. Одоризация горючих газов. Свойства одоранта, нормы одоризации природного газа. (в Лекциях)
  2. Назначение, устройство, работа емкостного водонагревателя АГВ-80. Основные неисправности.
  3. Порядок и сроки технического освидетельствования баллонов для сжиженных газов. (Билет 16, в Л екциях)
  4. Газоопасные работы, выполняемые без руководства ИТР.

Одоризация газа

Природный газ, очищенный от сероводорода, не имеет ни запаха, ни цвета, поэтому обнаружить утечку его довольно трудно. Чтобы обеспечить безопасность транспорта и использования газа, его одорируют, т. е. придают ему неприятный запах. Для этой цели в газ вводят специальные компоненты — одоранты. Реагенты, используемые для одоризации горючих газов, должны обладать следующими свойствами:

— сильным резким, характерным неприятным запахом;

— физиологической безвредностью;

— не должны агрессивно действовать на металлы газовых сетей;

— возможно меньшей растворимостью в воде и других веществах, способных конденсироваться в газопроводе;

— не должны слишком сильно поглощаться почвой, а в помещениях не должны создавать стойкий, медленно исчезающий запах;

— продукты сгорания одоранта не должны заметно ухудшать санитарно-гигиенические условия в кухнях и других помещениях, где газ сжигается открытым пламенем;

— не должны быть слишком дорогими.

Изложенным требованиям удовлетворяют следующие вещества: этилмеркаптан, сульфан, метилмеркаптан, пропилмеркаптан, колодорант, каптан, пенталарм. Все эти вещества в обычных условиях являются жидкими. Наибольшее распространение получил этилмеркаптан (C2H5SH). Средняя норма этил меркаптана ~ 16 г на 1000 м³ газа для получения необходимого резкого запаха. Одорант в газ вводят на одоризационных установках двух видов: прямого действия и параллельно включенных. В первом случае одорант подается в газопровод непосредственно, а во втором случае он вводится в параллельную ветвь газопровода, по которой течет часть газового потока. По способу действия одоризаторы разделяются на капельные, фитильные и барботажные.
Капельный одоризатор подает жидкий одорант каплями или тонкой струей в газопровод, где он и испаряется, смешиваясь с газом.
Фитильный одоризатор снабжен фитилями из фланели, частично погруженными в жидкий одорант. Поднимаясь по фитилю, одорант испаряется с наружной его части и в виде паров смешивается в одоризаторе с газом.
В барботажных одоризаторах газ проходит сквозь слой жидкого одоранта, что ведет к испарению последнего и к насыщению газа его парами. В одоризаторах всех трех типов предусматривается автоматическое регулирование подачи одоранта в газ в целях точной дозировки смеси.

Автоматические газовые водонагреватели АГВ-80 (рис. 2) и АГВ-120 являются емкостными водонагревателями для горячего водоснабжения, обеспечивающими многоточечный водоразбор.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект

Рис. 2. Автоматический газовый водонагреватель АГВ-80: 1 — кожух, 2 — теплоизоляция, 3 — бак для воды, 4 — трубопровод холодной воды, 5 — жаровая труба, 6 — удлинитель потока газов, 7 — спускной штуцер, 8 — топка, 9 — газовая горелка, 10 — регулятор подачи воздуха, 11 — дверка топки, 12 — термопара, 13 — чувствительный элемент регулятора температуры, 14 — трубка запальника, /5 —трубка термопары, 16 —трубка горелки, 17 — клапан регулятора температуры, 18 — кнопка, 19 —- электромагнитный клапан, 20 — газовый кран, 21 — пробочный кран, 22 — газопровод, 23 — труба горячей воды, 24 — тягопрерыватель

Водонагреватели разрешается устанавливать в ванных комнатах, кухнях или помещениях объемом не менее 6 м3 с обязательным подсоединением к обособленному газоходу.

Основными частями газового водонагревателя являются: кожух, бак для воды, жаровая труба, топка с дверкой, газовая горелка с запальником и приборы автоматики.

Бак представляет собой цилиндр, изготовленный из оцинкованной стали толщиной 3 мм с верхними и нижними днищами. В верхнем днище имеются два штуцера диаметром 20 мм, один из них предназначен для подсоединения трубопровода холодной воды, другой для отбора горячей воды.

Вода спускается из водонагревателя через штуцер.

По оси бака расположена жаровая труба диаметром 80 мм, по которой из камеры сгорания проходят горячие газы и нагревают воду. Для увеличения теплопередачи внутри жаровой трубы помещен удлинитель потока газа.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектСверху на трубу надет тягопрерыватель. Кожух представляет собой цилиндр, изготовленный из листовой стали толщиной 1 мм, окрашенный эмалевой краской. Между стенками бака и кожуха находится теплоизоляция — слой шлаковаты. В топке водонагревателя помещена газовая горелка низкого давления инжекционного типа.

На газопроводе 22, а также перед горелкой и запальником установлены пробочный кран и газовый кран. Для поддержания постоянной температуры воды в средней части бака водонагревателя установлен чувствительный элемент регулятора температуры. Газ поступает в горелку через электромагнитный клапан 19, включающийся при нажатии кнопки, и клапан регулятора температуры.

Около трубки запальника размещена трубка термопары и термопара с биметаллической пластинкой, которая служит для регулирования прохода газа к горелке.

Бак водонагревателя постоянно находится под давлением водопровода. После зажигания горелки тепло от ее пламени и горячие газы, проходящие по жаровой трубке, нагревают воду.

При нагревании воды в баке до заданной температуры латунная трубка чувствительного элемента регулятора удлиняется и оттягивает соединенный с ней стержень рычага регулятора. Рычаги регулятора перемещаются рычажной пружиной в другое положение и освобождают клапан регулятора. Клапан под действием своей пружины закрывается и проход газа через регулятор к горелке прекращается. Пламя в горелке гаснет, но в запальнике горит, так как к нему поступает газ через электромагнитный клапан.

При охлаждении воды в баке ниже заданной температуры трубка регулятора, охлаждаясь, укорачивается и давит стержнем на рычаг регулятора. Рычаги регулятора перемещаются рычажной пружиной в исходное положение и открывают клапан регулятора. Газ через электромагнитный клапан и клапан регулятора поступает к горелке и зажигается от запальника. Если запальник погаснет, термопара охладится, электрический ток в цепи исчезнет, электромагнитный клапан закроется и прекратит доступ газа к горелке и запальнику. Для регулирования количества воздуха, подаваемого к горелке, служит регулятор подачи воздуха.

На рис. 3 показана схема установки АГВ-80 для отопления и горячего водоснабжения. При устройстве квартирного отопления трубопровод холодной воды присоединяют к водонагревателю через .нижний спускной штуцер. На подводке водопровода ставят обратный клапан и вентиль и устраивают ответвление с вентилем для спуска воды из системы. Горячую воду через верхний штуцер и стояк направляют в расширительный сосуд, от которого прокладывают верхнюю горячую магистраль системы отопления. Горячий стояк изолируют. Для увеличения циркуляционного давления радиаторы рекомендуется устанавливать на высоте 30—35 см от низа прибора до пола.

Рис. 3. Схема квартирного отопления и горячего водоснабжения от газового водонагревателя АГВ-80: 1— труба в дымоход, 2 — предохранительная линия от клапана, 3 — в систему отопления, 4 — из системы отопления

Обратную линию нужно соединять с нижним спускным штуцером после обратного клапана. От расширительного сосуда отводится к раковине сливная труба. На горячем стояке устанавливают предохранительный клапан, от которого прокладывают трубу к умывальнику или раковине. Горячую воду подводят к санитарным приборам, как показано на рисунке. Для удобного зажигания запальника и ухода за водонагревателем его устанавливают на подставке. При установке водонагревателя на деревянный пол под него следует подкладывать стальной лист на асбестовом картоне.

В настоящее время выпускают водонагреватели АГВ-80 емкостью 80 л для отопления небольших жилых помещений площадью 20—30 м2 и водонагреватели АГВ-120 емкостью 120 л для горячего водоснабжения и отопления помещений площадью до 100 м2. Эти водонагреватели имеют два штуцера диаметром и в верхней крышке штуцер для термометра.

При эксплуатации аппарата АГВ-80 возникают определенные неисправности, которые перечислены ниже.

Неисправность: Пламя горелки коптит. Причина: Недостаток первичного воздуха. Устранение: Нужно увеличить подачу воздуха повернув шибер.

Неисправность: Возникновение шума или отрыва пламени от горелки. Причина: Избыток первичного воздуха.Устранение: Поворотом шибера следует уменьшить подачу воздуха.

Неисправность: На конце термопары отложилась сажа от пламени запальной горелки. Причина: Происходит неполное сгорание смеси, недостаточное количество первичного воздуха. Устранение: Нужно очистить сажу острым предметом, проверьте и прочистите отверстие диаметром 6 мм в стойке запальной горелки. Поворотом шибера на смесителе отрегулируйте поступление воздуха.

Неисправность: Гаснет пламя основной и запасной горелок. Причина: Сердечник не притягивает якорь магнитного клапана. Устранение: Необходимо отвернуть ключем накидную гайку магнитного клапана, зачистите наждачным полотном контактные шайбы и наверните накидную гайку.

Неисправность: Не нагревается вода до нужной температуры. Причина: Настройка терморегулятора нарушена.Устранение: Необходимо отвернуть стопорный винт, соединяющий ручку-указатель со стержнем, отведите в крайнее положение. Если нужная температура не достигнута с одного поворота, следует повторить эту операцию несколько раз.

Неисправность: Мембрана предохранительного клапана порвалась. Причина: В баке возникло гидравлическое давление более 6 кгс/см2 или температура выше 100-105 градусов С. Устранение: Выверните корпус предохранительного клапана, замените мембрану и вверните корпус. Предохранительная мембрана должна быть зажата между двумя прокладками в корпусе.

Неисправность: Пламя запальной горелки коптит или загорается. Причина: Засорилось отверстие запальной горелки.Устранение: Нужно прочистите прорезь запальной горелки пластинкой толщиной 0,3 мм.

Неисправность: Пламя запальной горелки гаснет или не загорается. Причина: Окисление контакта магнитного клапана с термопарой. Устранение: Нужно твернуть ключем накидную гайку магнитного клапана, зачистите наждачным полотном контактные шайбы и наверните накидную шайбу.

Неисправность: Пламя запальной горелки гаснет или не загорается. Причина: Загрязнение полюсов сердечника и плоскостей. Устранение: Отверните 4 винта, снимите колпачек пусковой кнопки и якорь, протрите замшей или мягким сукном плоскости якоря и сердечника электромагнита без повреждения полированной поверхности. Соберите узел и установите его на место.

Неисправность: Пламя запальной горелки гаснет или не загорается. Причина: Термопара не вырабатывает эдс, сгорел конец термопары. Устранение: Необходима замена термопары .

Про анемометры:  Материальный поток, его структура, единицы измерения, логистические операции с материальным потоком

§

(по инструкции с регистрацией в специальном журнале по п. 6.9.)

Периодически повторяющиеся ГОР, выполняемые в аналогичных условиях, как правило постоянным составом работающих, могут производиться без наряда-допуска по утвержденным для каждого вида работ производственным инструкциям, обеспечивающим их безопасное проведение. К таким работам относятся:

· обход наружных ГП, ремонт, осмотр и проветривание колодцев;

· проверка и откачка конденсата из конденсатосборников;

· техническое обслуживание (ТО) ГП и газооборудования без отключения газа, ТО запорной арматуры и компенсаторов, расположенных вне колодцев, работы на промышленных печах и установках. являющиеся неотъемлемой частью технологического процесса;

· розжиг котлов, осмотр и обход ГРП, осмотр внутрицехового газооборудования, обмыливание всех соединений;

· проверка герметичности оборудования перед розжигом котлов.

ГОР, выполняемые одним рабочим.

1. Обход трасс наружных ГП, вне застроенной части города, поселка, а также вне проезжей части дорог при отсутствии в 15-ти метровой зоне от ГП колодцев, других подземных коммуникаций.

2. Ввод в эксплуатацию индивидуальных баллонных установок.

3. ТО газооборудования предприятий бытового обслуживания населения непроизводственного характера.

4. ТО отдельных газовых приборов и аппаратов в жилых домах.

5. Осмотр ГРП, оборудованных системами телемеханики, размещенных в шкафах или на открытых площадках.

6. Осмотр ГРУ, расположенных непосредственно в помещениях, где используется газ.

ГОР, выполняемые двумя рабочими.

1. Технический осмотр ГРП, стоящих в отдельных зданиях, встроенных и пристроенных к зданиям.

2. Обход трасс подземных ГП.

3. Переход с основной линии ГРП на байпас и наоборот.

Билет 20

  1. Классификация горючих газов по способу получения, их состав.
  2. Устройство, принцип работы комбинированных горелок, достоинства и недостатки.
  3. Эксплуатация ШРП с пропускной способностью регулятора до 50 м3/час.
  4. Объем работ при обходе надземных газопроводов.

Классификация горючих газов по способу их производства

В этом случае горючие газы могут быть разделены на четыре основные группы.

К первой группе относят газы сухой перегонки, получаемые при нагревании твердого и жидкого топлив без доступа воздуха,

ко второй — газы без остаточной газификации, получаемые при нагревании твердого или жидкого топлив с частичным сжиганием его в потоке воздуха, кислорода или их смесей с водяным паром.

Третью группу составляют природные горючие газы, добываемые из чисто газовых или газонефтяных месторождений,

четвертую — жидкие газы, выделяемые из природных газов или получаемые искусственно на заводах термической переработки твердых и жидких топлив.

Газы нефтяных и газовых месторождений – это горючие газы. Они состоят из углеводородов: метана СН4, этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н10, пентана С5Н12 и гептана С7Н16. Это – ближайшие гомологи метана.

Кроме углеводородов встречаются азот N2, углекислый газ СО2, иногда сероводород Н2S. Довольно часто, но в очень небольших количествах в природном газе имеются сопутствующие инертные газы: гелий Не, аргон Ar, ксенон Хе и др.

Газ, состоящий преимущественно из метана и этана и содержащий мало пропана и бутана, называют сухим или бедным.

Газ, в котором кроме метана СН4 и этана С2Н6 имеются пропан С3Н8, бутан С4Н10, пентан С5Н12, гексан С6Н14,, гептан С7Н16 и др., называют жирным или богатым. Точной границы между ними нет.

Для газов нефтяных месторождений характерно преобладание тяжелых углеводородов от 0,4 до 40-50%. Содержание метана обычно 30-90%. Тяжелые углеводороды в газах – это все углеводороды с удельным весом, превышающим удельный вес этана.

КОМБИНИРОВАННЫЕ ГОРЕЛКИ

Комбинированными горелками называются горелки, работающие одновременно или раздельно на газе и мазуте или на газе и угольной пыли. Свое применение комбинированные горелки нашли:

  • при перебоях в подаче газа и срочном переходе на другой вид топлива;
  • когда газовое топливо не обеспечивает необходимого температурного режима топки;
  • для выравнивания суточной неравномерности газопотребления при подаче газа на объект в определенное время суток.

Рисунок 1 — Комбинированная газомазутная горелка

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект 1 -мазутная форсунка; 2-воздушная камера; 3 — завихритель; 4 — трубки выхода газа; 5 — воздушная регулировочная заслонка

Газовая часть горелки представляет собой полое кольцо, имеющее штуцер для подвода газа и восемь трубочек 4 служащих для распыления газа. Воздушная часть горелки состоит из камеры 2, завихрителя 3, воздушной заслонки 5. Заслонка помогает регулировать подачу воздуха. Жидкостная часть горелки состоит из мазутной головки и внутренней трубки, с форсункой 1. С помощью вентиля можно регулировать подачу мазут.

Завихритель необходим для наилучшего перемешивания струи мазута с воздухом. При этом давление воздуха составит 2-3 кПа, давление газа до 50 кПа, а давление мазута до ОД МПа.

Комбинированные горелки отличаются своей результативностью и большим эффектом, нежели одновременное использование газовых горелок и мазутных форсунок или газовых и пылеугольных горелок.
В крупных промышленных предприятиях, электростанциях и других потребителей, для которых перерыв в работе газоиспользующих установок недопустим и которым требуется их надежная и бесперебойная работа комбинированные горелки лучший выбор.

Принцип работы комбинированной пылегазовой горелки представлен на рис. 2. При работе на угольной пыли в топку по кольцевому каналу 4 центральной трубы подается смесь первичного воздуха с угольной пылью, а вторичный воздух поступает в топку через улитку.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектРисунок 2 — Комбинированная пылегазовая горелка с центральной подачей газа

1 — улитка для закручивания воздушного потока; 2 — наконечник газоподводящей трубы; 3 — кольцевой канал для подачи газа; 4 — кольцевой канал для подачи смеси первичного воздуха с угольной пылью

В случае, когда в качестве резервного топлива служит мазут, в центральной трубе устанавливается мазутная форсунка. Если горелку переводят на газовое топливо, то мазутную форсунку заменяют кольцевым каналом, по которому подается газовое топливо.

В центральной части канала располагается труба с чугунным наконечником 2. Через 24 косые щели, находящиеся на наконечнике, выходит газ, который пересекается с потоком закрученного воздуха, выходящего из улитки 1. Современные усовершенствованные горелки в наконечнике вместо щелей имеют 115 отверстий диаметром 7 мм, в результате чего скорость выхода газа увеличивается почти в два раза (150 м/с).

Усовершенствованные конструкции горелок выпускаются со способностью периферийной подачи газа. При такой подаче газовые струйки, имеющие более высокую скорость, чем воздушные, пересекают закрученный поток воздуха, движущийся со скоростью 30 м/с, под прямым углом. Это взаимодействие потоков способно обеспечить более полное перемешивание газа и воздуха и газовоздушная смесь сгорает с минимальными потерями.

5.6.12. При эксплуатации ШРП с пропускной способностью регулятора до 50 м3/час должны выполняться:

осмотр технического состояния, совмещенный с техническим обслуживанием – не реже 1 раза в 12 мес.;

текущий и капитальный ремонт по мере необходимости.

5.6.13. При выполнении технического обслуживания (совмещенного с осмотром технического состояния) ШРП с пропускной способностью регулятора до 50 м3/час должны выполняться следующие виды работ, если иной порядок не установлен заводом-изготовителем:

внешний осмотр оборудования, при необходимости – очистка его от загрязнений;

проверка по прибору величины давления газа после регулятора, засоренности фильтра и, при необходимости, его прочистка;

проверка величины параметра срабатывания предохранительно-запорного клапана;

проверка отсутствия утечек газа, при выявлении их устранение.

3.3.6. При обходе надземных газопроводов должны выявляться утечки газа, перемещения газопроводов за пределы опор, наличие вибрации, сплющивания, недопустимого прогиба газопровода, просадки, изгиба и повреждения опор, проверяться состояние отключающих устройств и изолирующих фланцевых соединений, средств защиты от падения электропроводов, креплений и окраски газопроводов, сохранность устройств электрохимической зашиты.

Обход может проводиться одним рабочим, не реже 1 раза в 3 мес.

Выявленные неисправности должны устраняться, повреждения окраски газопроводов восстанавливаться.

Билет 21

  1. Предохранительно-контрольный клапан ПКК-40М. Назначение, устройство, основные неисправности.
  2. Устройство баллонов для сжиженного газа. Содержание паспортной таблички.
  3. Работа блока автоматики емкостного водонагревателя АГВ-120. Возможные неисправности и их устранение. (Билет 19)
  4. Меры безопасности при работе в ГРП.

Клапан ПКК-40М

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект

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.

Устройство баллонов для сжиженного газа. Содержание паспортной таблички.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектКак видно, в бытовых баллонах «поплавка» нет. Чтобы их правильно наполнить, нужна специальная весовая установка, которой автогазозаправки не оборудованы. По технике безопасности в емкостях должно быть, как минимум, 15 % свободного пространства для возможного расширения газа. А на деле операторы наполняют баллоны «на глазок». О какой безопасности здесь может идти речь? Сотрудники АГЗС, с помощью переходника, наполняют бытовые баллоны на установке по заправке автомобилей, не пригодной для этих целей. Заправщики не проверяют комплектность, срок технического освидетельствования, не производят взвешивание до и после наполнения баллона. Все это может привести к утечке газа через вентиль или к взрыву и пожару.

На верхнем днище закреплена паспортная табличка, содержащая следующие данные:

  • Товарный знак завода-изготовителя
  • Условное обозначение баллона
  • Номер баллона
  • Объем, л

§

Емкостный водонагреватель АГВ-120 (рис. 31) отличается от рассмотренного выше большей теплопроизводительностью, размерами, а также блоком автоматики регулирования. В отличие от АГВ-80М нижнее днище резервуара у АГВ-120 образует рубашку, способствующую улучшению теплопередачи и понижению температуры в нижней части кожуха. Дверка кожуха позволяет в случае необходимости вынимать горелку, запальник и термопару, не разбирая водонагреватель.

Автоматика регулирования состоит из сильфонного терморегулятора и термобаллона, заполненного керосином. При повышении температуры воды в резервуаре термобаллон нагревается и керосин, находящийся в нем, расширяется. По капиллярной трубке, связывающей термобаллон с терморегулятором, давление передается в сильфон, который начинает изменять свою длину.

Когда температура воды достигнет заданной, сильфон через систему передач воздействует на клапан, который перекрывает доступ газа к основной горелке. При снижении температуры воды система термобаллон — терморегулятор открывает клапан и основная горелка зажигается от горящего запальника.

Автоматика безопасности, состоящая из электромагнитного клапана, термопары и запальника, работает так же, как было описано выше.

Рис. 31. Автоматический газовый емкостный водонагреватель АГВ-120: 1 — дверка; 2 — термометр; 3 — изоляция; 4 — жаровая труба; 5 — резервуар; 6 — термобаллон; 7 — кожух; 8 — основная горелка; 9 — запальник; 10 — термопара; 11 — электромагнит; 12 — кран запальной горелки; 13 — предохранитель тяги; 14 — блок приборов автоматики; 15 — капиллярная трубка; 16 — терморегулятор.

ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГРП

Слесари обязаны следить за появлением газа в помещении ГРП и при его наличии принимать соответствующие меры: проветрить помещение, определить концентрацию газа и т. д.

Для аварийного освещения следует пользоваться аккумуляторными фонарями во взрывобезопасном исполнении, включая их на улице перед входом в помещение. В помещении ГРП должна находиться аптечка. На период ремонтных работ в помещении ГРП назначают одного дежурного, который следит за работами, поддерживает связь, не допускает посторонних в помещение ГРП, не разрешает курить и т. д. Если произошел несчастный случай, дежурный слесарь должен оказать помощь пострадавшему, сообщить о случившемся в аварийную службу, вызвать скорую помощь и т. д.

При ремонтных работах следует использовать инструменты, которые не могут вызвать искры.

Газосварочные работы в помещении ГРП разрешаются в исключительных случаях по специальному плану и под непосредственным руководством ИТР. Если в помещении ГРП появился газ, то сварочные работы немедленно прекращают. Возобновить работы можно после ликвидации утечки газа и проветривания помещения.

При работе в ГРП в противогазах необходимо следить, чтобы шланги не имели переломов, а открытые концы их были расположены снаружи здания с надветренной стороны на расстоянии не ближе 5 м от ГРП.

В помещении ГРП нельзя хранить горючие и легковоспламеняющиеся материалы.

Работы по ремонту электрооборудования и смена перегоревших электроламп должны производиться при выключенном токе. При наличии в ГРП местного отопления от АГВ или ВНИИСТО-Мч, расположенных во вспомогательном помещении, необходимо следить за плотностью стен, разделяющих основное и вспомогательное помещения.

При наличии в стене неплотностей пользоваться отопительными установками запрещается.

Билет 22

  1. Устройство, принцип работы горелок инфракрасного излучения. Достоинства и недостатки.
  2. Маркировка запорной арматуры.
  3. Требования Правил к размещению индивидуальной газобаллонной установки.
  4. Устройство, назначение футляров при прокладке газопроводов.

§

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектГорелка газовая инфракрасного излучения – достаточно безопасный, эффективный и относительно недорогой прибор. Такие горелки отлично подходят для обогрева рабочих и бытовых помещений, разогрева и приготовления пищи, их можно использовать на открытом воздухе и везде, где хорошо работает вентиляция.

Существующие сейчас в продаже горелки газовые инфракрасного излучения имеют либо керамический, либо металлический излучатель, температура нагрева которого достигает 600 — 900°С.

Преимущества горелок газовых инфракрасного излучения по сравнению с ламповыми, трубчатыми или спиральными нагревателями

В зависимости от типа и модели горелки, у них есть весомые плюсы:

  • безопасность: ламповые горелки могут лопнуть и засорить осколками нагреваемую поверхность, в то время как с газовыми инфракрасными горелками такое не случится;
  • эффективность: по сравнению с электрическими обогревателями, плотность излучения у инфракрасных выше, поэтому можно использовать меньшую поверхность излучателя и получить тот же эффект;
  • горелки типа Солярогаз, Прометей или Сибирячка греют более равномерно;
  • такие аппараты автономны и могут использоваться в походе, на зимней рыбалке, на даче, так как не зависят от наличия или отсутствия электричества;
  • в керамических инфракрасных газовых горелках нет открытого огня, поэтому им не страшен ветер, и они более пожаробезопасны.

Принцип работы горелок газовых инфракрасного излучения

Производящиеся сейчас устройства работают по одной из двух схем:

  • либо горючая газовоздушная смесь сгорает в порах керамической плитки (излучателя), что вызывает нагрев этой плитки и излучение тепла в пространство;
  • либо, в случае с металлическим излучателем, металлические листы нагреваются снаружи маленькими газовыми факелами или потоком горячих отработанных газов.

Так как горение происходит в порах, а температура, которую способно выдать устройство, выше, то горелки газовые инфракрасного излучения с керамическим излучателем безопаснее и «теплее» металлических.

Принцип работы газовых инфракрасных горелок (Рис.8.18.) заключается в следующем. Газ под давлением через сопло подается в смеситель, инжектируя по пути воздух, необходимый для горения. Образовавшаяся в смесителе газовоздушная смесь, проходя через отверстия керамической насадки(излучателя), сгорает без видимого пламени на наружной поверхности. Керамическая насадка, раскаляясь до температуры 800-900град.С, является источником инфракрасного излучения.

Рис.8.18 Горелка газовая инфракрасного излучения.
1- корпус; 2- распределительная камера; 3- газовоздушный смеситель; 4- накладка; 5- сопло; 6- ниппель; 7- штуцер; 8- излучатель; 9- сетка.

Маркировка арматуры.

На корпусе арматуры указываются следующие данные:

1. Условное давление Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект ;

2. Условный диаметр Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект ;

3. Товарный знак завода-изготовителя;

4. Диаметр условного прохода;

5. Стрелка, указывающая направление потока среды.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект

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).

Индивидуальная газобаллонная установка состоит из газового прибора, газопровода, газового редуктора, баллона со сжиженным газом, металлического шкафа (если баллоны с газом устанавливают вне помещения) и отключающего устройства перед газовым прибором (при установке баллонов вне помещения). Баллоны индивидуальных установок сжиженного газа можно устанавливать как в помещении, так и вне его.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектВ первом случае при размещении баллонов внутри здания разрешается устанавливать только один баллон емкостью не более 80 л; его устанавливают обычно в том помещении, где находится газовый прибор. Баллон крепят к стенке металлическим хомутом или специальным ремнем в месте, доступном для осмотра и замены. Расстояние от баллона до газового прибора должно быть не менее 1,5 м и до отопительных приборов — не менее 1 м. Оно может быть уменьшено до 0,5 м при условии установки деревянного экрана размером 100X50 см, обитого металлическим листом по асбесту; этот экран предохраняет баллон от нагревания. При этом расстояние от баллона до экрана должно быть не менее 100 мм. Устанавливать баллоны против топочных дверок отопительных печей и плит ближе 2 м не разрешается. При размещении баллона для одного газового прибора отключающее устройство перед прибором не устанавливают.

При снабжении потребителей сжиженным газом от баллонных установок, расположенных снаружи здания, перед каждым прибором устанавливают отключающие устройства.

Баллоны снаружи здания устанавливают в металлическом шкафу на основания, предусмотренные проектом, и крепят к стене здания металлическими скобами Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектили хомутами. Шкаф представляет собой простую металлическую конструкцию с двумя дверцами. В верхней части каждой дверцы и в нижней части боковых стенок шкафа сделаны вентиляционные щели. Внутри шкафа имеются гнезда для установки баллонов и крепления редуктора.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект
Билет 23

  1. Назначение и устройство газовых фильтров.
  2. Катодная защита подземных газопроводов от электрохимической коррозии.
  3. Устройство, работа регулятора давления РДГ-6. Основные неисправности.
  4. Общие требования безопасности при выполнении газоопасных работ.

Газовые фильтры.

Для очистки газа используют сетчатые, волосяные, кассетные сварные фильтры и висциновые  пылеуловители.

 Выбор фильтра определяется производительностью и входным давлением.

В фильтрах типа ФВ очистка газа происходит в кассете из проволочной сетки, заполненной конским волосом или капроновой нитью.

 Фильтрующий материал, который должен быть однородным, без комков и жгутов, пропитывают висциновым маслом (смесь 60% цилиндрового и 40% солярового масел).

Торцевые части кассеты затянуты проволочной сеткой. На выходной стороне кассеты устанавливают перфорированный металлический лист, предохраняющий заднюю (по ходу газа) сетку от разрыва и  уноса фильтрующего материала.

Фильтры ФГ предназначены для ГРП (ГРУ) с расходом газа от 7 до 100 тыс м3/ч.

Корпус фильтра стальной сварной.

Особенностью этого фильтра является наличие свободного пространства и отбойного листа. Крупные частицы, попадая в фильтр, ударяются о лист, теряют скорость и падают на дно, а мелкие улавливаются в кассете, заполненной фильтрующим материалом.

Перепад давления на кассете не должен превышать величины, установленной заводом — изготовителем.

Фильтры газовые служат для защиты запорной, а также контрольно-измерительной аппаратуры газовых систем от попадания инородных частиц (металлической окалины, песка, волокон), смолосодержащих веществ.

Очистка газа от твердых частиц повышает герметичность запорной арматуры, а снижение износа уплотняющих элементов, увеличивает срок их службы. Фильтрация газа так же благоприятно сказывается на работе счетно-измерительных устройств, повышая точность измерительных комплексов и снижая риск повреждения инородными телами точной аппаратуры.

Грамотный подбор фильтров и их своевременное обслуживание является одним из основных условий безопасной и надежной эксплуатации газоснабжающих систем.


Фильтры делятся на несколько подгрупп:

По направлению движения газа через фильтр подразделяются:

По конструктивному исполнению:

По материалу корпуса:

  • чугун;
  • сталь;
  • алюминиевые сплавы.

По методу изготовления корпуса фильтра:

  • литье (чугун и алюминий);
  • сварка (сталь).

По материалу фильтрующего элемента:

  • сетчатые (изготавливаются из плетеной металлической сетки);
  • волосяные (набивные кассеты из капроновой нити либо прессованного конского масла с

пропиткой висциновым маслом);

При проектировании и разработке фильтра особое внимание уделяется фильтрующему материалу,

 который должен обладать рядом химико-физических свойств:

  • химическая инертность к газу;
  • физическая стойкость под воздействием рабочей среды и при техническом обслуживании;
  • обеспечение требуемой степени фильтрации.

§


Электрохимической называется защита металла от коррозии, осуществляемая, в зависимости от условий, катодной или анодной поляризацией.

Катодная защита основана на том, что при уменьшении потенциала металла можно анодный ток снизить до нуля, либо до величины, при которой скорость коррозии становится не опасной для работы защищаемого сооружения.

При катодной защите потенциал металла увеличивают, смещая его в область пассивности, тем самым, уменьшая анодный ток (т.е. скорость коррозии) до минимальной величины.

Катодная поляризация подземных металлических сооружений осуществляется с помощью дренажной (поляризованные и усиленные дренажи), катодной и протекторной защит.

Катодная защита – способ защиты сооружений принудительной катодной поляризацией с помощью внешнего источника постоянного тока. Отрицательный полюс внешнего источника тока подключают к защищаемому сооружению, которое исполняет роль катода. Для образования замкнутой по току цепи положительный полюс источника соединяется со вспомогательным электродом – анодом, который находится в той же среде (грунт, вода), что и защищаемый объект.

Анод электрической цепи – специальное анодное заземление. Потенциал анода более положительный, чем потенциал защищаемого объекта. Следовательно, происходит его анодное растворение. Для увеличения срока службы анодов их обычно изготавливают из материалов, по возможности меньше подвергающихся анодному растворению, стойкими к другим химическим и физическим воздействиям, допускающих высокую токовую нагрузку и имеющих достаточно низкое сопротивление.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектТаким образом, катодная защита заключается в том, что защищаемый объект отрицательно поляризуется и его потенциал сдвигается до величины, при которой значительно или полностью подавляется процесс коррозии металла.

Наряду с хорошо изолированными участками трубопроводов встречаются участки, имеющие как отдельные дефекты изоляционных покрытий, так и распределенные точечные повреждения. Трубопроводы с такими распределенными повреждениями, без катодной защиты поляризуются при контакте с электролитом грунта до величины естественного потенциала (Uест).

При включении станций катодной защиты (СКЗ) под действием защитного тока, протекающего через имеющиеся повреждения изоляционного покрытия, начинаются поляризационные процессы, изменяющие строение двойного электрического слоя на границе металл – электролит грунта.

Ток, идущий в цепи (положительный полюс СКЗ – анод – коррозионная среда – трубопровод – отрицательный полюс СКЗ), называется защитным током (см. рис.).

От источника тока электроны подаются на защищаемое сооружение, где электроны поступают на микроанод коррозионного элемента и подавляют его работу, и на микрокатод, где идет процесс восстановления ионов водорода.

Основным параметром, определяющим качество катодной защиты, является защитный потенциал – электродный потенциал металлоконструкции, при котором коррозионные реакции не идут вообще, либо идут с такой скоростью, что ими можно пренебречь.

На реальном изолированном трубопроводе имеется масса различных по размерам и форме сквозных дефектов в изоляционном покрытии. При катодной поляризации трубопровода поверхность металла в них в общем случае имеет различные потенциалы.

Катодная защита регламентируется путем поддержания необходимого защитного потенциала, который измеряется между трубопроводом и медносульфатным электродом сравнения.

Электрохимическая защита должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную по времени катодную поляризацию трубопровода на всем его протяжении (и на всей его поверхности) таким образом, чтобы значения потенциалов на трубопроводе были (по абсолютной величине) не меньше минимального и не больше максимального значений.

На всех вновь построенных и реконструируемых трубопроводах должны быть обеспечены только поляризационные потенциалы (потенциалы без омической составляющей). До проведения комплексного обследования (3.9) с последующей реконструкцией допускается контроль защиты по потенциалу с омической составляющей.

Катодная защита является вспомогательным видом защиты, поэтому обычно катодная защита используется совместно с изоляционными покрытиями, нанесенными на наружную поверхность защищаемого сооружения. В ином случае катодная поляризация неизолированного трубопровода до величины минимального защитного потенциала Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проекттребовала бы значительных защитных токов. Поверхностное покрытие уменьшает необходимый защитный ток на несколько порядков. Так для катодной защиты стали с хорошим покрытием в почве требуется всего j=0,01˜0,2 мА/мм2. По мере разрушения покрытия и оголения металла катодный ток должен возрастать для обеспечения защиты трубопровода. Качество наружного покрытия на защищаемой поверхности определяет интегральную площадь неизолированного металла, контактирующего с электролитом, и также ток, который будет протекать через покрытие. Ток, необходимый для катодной защиты трубопровода, почти полностью зависит от качества покрытия.

Катодная защита по принципу действия аналогична протекторной, но более эффективна, и применяется для ликвидации анодных зон трубопроводов. Она применяется, как правило, для предохранения подземных трубопроводов от почвенной коррозии.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект

Билет 24

  1. Виды закупорок, способы их устранения.
  2. Устройство футляра при пересечении препятствий.
  3. Порядок перевода работы ГРП с основной линии регулирования на обводную линию.
  4. Меры безопасности при чистке газовых фильтров.

Устранение закупорок. Опыт эксплуатации подземных газопроводов показывает, что встречаются следующие виды закупорок:

·водяные, ледяные;

·смоляные или нафталиновые;

·закупорки посторонними предметами.

В случае появления жидкостных пробок производят проверку сборника конденсата или гидрозатвора и удаление конденсата, устраняют провис путем выправления уклона газопровода или установки дополнительного сборника конденсата.

Снежно-ледяные, гидратные и нафталиновые закупорки устраняют путем заполнения газопровода растворителем, отогрева газопровода паром от подвижного котла с последующим удалением конденсата, а также шкуровкой газопровода стальной проволокой диаметром 5—8 мм, прочисткой скребками и ершом.

Для удаления загрязнения (окалины, грязи, пыли т. д.) газопровод продувают инертным газом. При разрывах дефектный стык вырезают и вместо него в газопровод вваривают катушку длиной 0,4—0,8 м из такой же трубы.

На газопроводах низкого и среднего давления неполный разрыв стыков можно ликвидировать путем установки временных ремонтных муфт. Для этого на поврежденный стык предварительно устанавливают металлический бандаж с резиновой прокладкой, стягиваемой болтами. Бандаж приваривают к газопроводу, уголки с болтами срезают. После этого на бандаж надвигают состоящую из двух половинок муфту, которую конопатят асбестовым шнуром, отбортовывают, а затем приваривают к трубе.

Плотность соединения приваренной муфты испытывают воздухом, подаваемым через отверстие в ней. После испытания пробку в муфте заваривают. При местной коррозии газопровода поврежденный участок заменяют новым или на место повреждения устанавливают и приваривают муфту.

Переходы газопроводов через преграды. Требования к устройству футляров

Пересечение газопроводами автомобильных дорог (за исключением бескатегорийных), железнодорожных и трамвайных путей, подземных коллекторов и каналов (включая каналы теплосети и дренажной канализации) ведется с обязательным устройством защитных футляров.

Пересечение других подземных инженерных коммуникаций (водо- и газопроводов, телефонных и электрических кабелей), может осуществляться как с устройством защитных футляров, так и без них, в зависимости от месторасположения защищаемого газопровода, глубины его укладки, расстояний до ближайших жилых и общественных зданий и других факторов. Решение об устройстве футляров принимается на стадии проектирования.

Защитные футляры могут выполняться из неметаллических (полиэтиленовых, поливинилхлоридных, асбестоцементных) или металлических (стальных) труб. Стальные футляры предусматриваются при пересечение железных дорог и теплотрасс; в других случаях можно, и даже целесообразно, применять футляры из неметаллических труб, обеспечивающих более Долгий срок службы. Необходимость устройства стальных футляров при пересечении теплотрасс вызвано тем, что в случае аварии на системах теплоснабжения горячая вода неминуемо приведет к потере устойчивости пластмассового футляра и нарушению его защитных свойств. Неметаллические футляры, устраиваемые при пересечении автомобильных дорог или трамвайных путей, проверяются по условию предельно допустимой овализации поперечного сечения трубы футляра и по условию устойчивости круглой формы поперечного сечения.

При пересечении автомобильных дорог, железнодорожных и трамвайных путей диаметры футляров по значениям Де или Ду принимаются, как правило, не менее чем на 100мм больше диаметра газопровода. Это обусловлено потенциальной возможностью сплющивания футляра под действием нагрузок от полотна дороги и движущегося транспорта. В остальных случаях внутренний диаметр футляра может быть на 20-50мм больше диаметра газопровода.

При использовании футляров из стальных труб они свариваются газо- или электросваркой в плети требуемой длины. Для продления срока службы желательно защищать наружную поверхность футляра пассивной изоляции на основе битумных мастик или полимерных изолирующих пленок, а также устраивать протекторную защиту.

При использовании для футляров полиэтиленовых труб они свариваются между собой нагретым инструментом встык или муфтами с закладным электронагревателем (при открытом способе прокладке).

При использовании футляров из неметаллических труб, собираемых в раструб (керамических, поливинилхлоридных или асбестоцементных), они должны быть собраны в плети требуемой длины и уплотнены в местах соединений, согласно требованиям к сборке данных труб. Изоляция на металлические футляры не наносится.

Контрольные трубки, где они необходимы, могут выполняться как из стальных, так и из полиэтиленовых труб. На переходах через железные дороги вместо контрольных трубок устанавливаются вытяжные свечи.

Расстояние места врезки контрольной трубки от конца футляра рекомендуется принимать равным 250-400мм.

§

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!

3.2.3 Разборка фильтров должна проводиться после отключения фильтра от действующего оборудования и установки заглушек с обеих сторон подвода газа по дополнительным нарядам-допускам на производство газоопасных работ по установке заглушек. При нахождении фильтров вне помещения допускается его разборка без установки заглушек при условии герметичности затворов запорных устройств с обеих сторон подвода газа. Очистка фильтрующих элементов должна проводиться вне помещений в местах, удаленных от легковоспламеняющихся веществ и материалов не менее чем на 5 м.

Билет 25

  1. Устройство надземных газопроводов. Высота их прокладки.
  2. Пуск газа в газовое оборудование котельной после ремонта (в Лекциях).
  3. Устройство дымоходов от бытовых приборов.
  4. Содержание плана локализации и ликвидации аварийных ситуаций на объектах систем газопотребления (в Лекциях).

НАДЗЕМНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

5.6 Надземная прокладка газопроводов допускается: на участках переходов через естественные и искусственные преграды; по стенам зданий внутри жилых дворов и кварталов; для межпоселковых газопроводов, расположенных в районах распространения скальных, вечномерзлых грунтов, при наличии оползней, горных выработок, карстов и т.д., где при подземной прокладке по расчетам возможно образование провалов, трещин с напряжениями в газопроводах, превышающими допустимые.

Прокладка газопроводов на опорах по территории поселений, за исключением промышленных зон, не рекомендуется.

5.7 При проектировании надземного газопровода необходимо предусматривать технические решения, защищающие газопровод от наезда автотранспорта.

5.8 Газопроводы по стенам зданий рекомендуется прокладывать без нарушений архитектурных элементов фасада на высоте, обеспечивающей возможность осмотра и ремонта газопроводов и исключающей возможность их механического повреждения.

5.9 Расстояние по горизонтали (в свету) от газопроводов до дверных и оконных проемов зданий рекомендуется принимать не менее 0,5 м. Для газопроводов высокого давления следует предусматривать преимущественную прокладку по глухим стенам (или участкам стен) зданий. Допускается прокладка указанных газопроводов под проемами на расстоянии более 5 м.

5.10 Размещение отключающих устройств на газопроводах под проемами и балконами, расположенными на расстоянии менее 3 м от газопровода, не рекомендуется.

5.11 Расстояние по горизонтали в свету от надземных газопроводов, проложенных на опорах, до зданий и сооружений следует принимать в соответствии с требованиями СНиП 2.07.01,СНиП II-89, ПУЭ (приложение Н).

5.12 При прокладке газопровода на опорах вдоль зданий, расстояние до которых не нормируется, опоры и газопровод не должны препятствовать открыванию оконных и дверных блоков.

5.13 Высоту от уровня земли до низа трубы (или изоляции) газопровода, прокладываемого на опорах, в соответствии с требованиями СНиП II-89 следует принимать в свету, не менее:

а) в непроезжей части территории, в местах прохода людей – 2,2 м;

б) в местах пересечения с автодорогами (от верха покрытия проезжей части) – 5 м;

в) в местах пересечения с внутренними железнодорожными подъездными путями и путями общей сети – в соответствии с требованиями ГОСТ 9238;

г) в местах пересечения с трамвайными путями – 7,1 м от головки рельса;

д) в местах пересечения с контактной сетью троллейбуса (от верха покрытия проезжей части дороги) – 7,3 м.

В местах нерегулярного проезда автотранспорта (внутренние подъезды к домовладениям и т.д.) высоту прокладки надземных газопроводов допускается сокращать, но не более чем до 3,5 м. При этом на газопроводе следует устанавливать опознавательные знаки, ограничивающие габариты транспорта.

На свободной территории в местах отсутствия проезда транспорта и прохода людей допускается прокладка газопровода на высоте не менее 0,35 м от поверхности земли до низа трубы (приширине группы труб до 1,5 м) и не менее 0,5 м (при ширине группы труб более 1,5 м).

5.14 Под арками зданий и галереями разрешается прокладка газопроводов низкого давления, а в обоснованных случаях – и среднего давления. На газопроводах в пределах арки (галереи) следует предусматривать использование бесшовных труб и проверку всех сварных стыков и по одному стыку за пределами арки (галереи) физическими методами контроля.

Установка отключающих устройств в пределах арки (галереи) не рекомендуется.

Традиционные дымоходы изготавливают из морозостойкого огнеупорного кирпича, керамических, асбоцементных и стальных труб. Срок службы дымохода зависит от качества материала, с которого он изготовлен. Так, срок службы дымоходных труб из обычной стали становит 2-3 года, с оцинкованной стали – 3-4, асбестоцементных – 5-6, из нержавеющей стали – 10-15 лет.

Продукты сгорания современных котлов с высоким КПД и низкой температурой дымовых газов лучше отводить металлическими дымовыми трубами, изготовленными из нержавеющей стали. Такие дымоходы есть влаго-, и коррозионно-стойкими, то есть конденсат, что образуется в них не вызывает их повреждения.

Дымоходы для современных низкотемпературных котлов должны быть теплоизолированными, антикоррозийными и водостойкими. Для отведения конденсата в их нижней части предусматривают конденсатосборник с конденсатоотводной трубкой. Конденсат, который собирается в конденсатосборнике – это смесь растворов кислот.

В старых газовых котлах с низким КПД и высокой температурой продуктов сгорания проблем с конденсатом и утеплением, и защитой дымоходов, как правило, не возникало, потому что дымоходы почти никогда не остывали и дымовые газы практически не охлаждались до температуры точки росы. Современные экономичные котлы с высоким КПД отличаются низкой температурой дымовых газов, работают в автоматическом прерывистом режиме с постоянным перепадом температур. Существуют отрезки времени, когда котёл отключается, и дымоход практически полностью остывает. Поэтому дымоходы, которые работают с такими котлами недостаточно прогреваются, в них ухудшается тяга из-за недостаточности утепления, постоянно накапливается водяной пар, а как только температура дымовых газов опускается до температуры точки росы, начинает образовываться химически агрессивный конденсат, который просачивается в стенки дымохода и приводит к их повреждению. Кирпичные дымоходы не выдерживают длительной эксплуатации в таких условиях и разрушаются. Чтобы избежать этого используются специальные вставки из нержавеющей кислотостойкой стали, которые вводят в существующую дымоходную шахту.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектТехнология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектТехнология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект
Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектТехнология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектТехнология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект

Дымоход, к которому присоединяется газовый котёл, рекомендуется размещать во внутренней капитальной стене дома. Если дымоход выполнен за пределами дома или в его наружной стене, или как приставной, то минимальная толщина кладки такого кирпичного дымохода принимается не меньше, чем 65 см.

Допускается использование дымоходных каналов параллельно с вентиляционными. При этом их необходимо разделить по всей высоте герметичными перегородками не меньше, чем 13 см. высоту вытяжных вентиляционных каналов, расположенных рядом с дымоходом, следует принимать равной высоте дымоходов.

Высота дымохода зависит от его конструкции и места расположения, площади сечения дымового канала, мощности котла и других факторов. Например, чтоб обеспечить достаточную тягу, рекомендованная высота от основы камеры сгорания до оголовка дымохода для современных бытовых газовых котлов с высоким КПД и тепловой мощностью 16 кВт должна быть не меньше 6 м, для котлов мощностью 32 кВт – не меньше 10, для 45 кВт – не меньше 12 м. Нельзя использовать дымоходы высотой ниже 5 м.

Место расположения оголовка дымохода над крышей дома определяется в зависимости от отдаления до конька крыши и зоны ветрового порыва.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект

На дымоходах не разрешается устанавливать самодельные гребки и зонты, флюгеры и другие насадки, которые в случае конденсации на них водяного пара могут вызвать обледенения и уменьшение тяги или полное перекрытие дымохода.

В существующих зданиях допускается предусматривать присоединение к одному дымоходу не более двух водонагревателей или отопительных печей, расположенных на одном или разных этажах здания, при условии ввода продуктов сгорания в дымоход на разных уровнях, не ближе 0,5м один от другого, или на одном уровне с устройством в дымоходе рассечки на высоту не менее 0,5м.ДБН В.2.5-20-2001 (Приложение Ж, Пункт №3).

ДБН В.2.5-20-2001 (Приложение Ж, Пункт №6). Площадь сечения дымохода не должна быть меньше площади сечения патрубка газового прибора, присоединяемого к дымоходу. При присоединении к дымоходу двух приборов, печей и т.п. сечение дымохода следует определять с учетом одновременной их работы. Конструктивные размеры дымоходов должны определяться расчетом.

План ликвидации возможных аварий. Его содержание. (п. 3.7.10 ПБ в ГХ)

ПЛВА – это документ, руководствуясь которым обслуживающий персонал газифицированных объектов ликвидирует, устраняет аварии или аварийные ситуации.

ПЛВА – выдается на руки обслуживающему персоналу под роспись в контрольном экземпляре у мастера, ответственного за ГХ.

ПЛВА, согласно ст.33 «Закона о газоснабжении Российской Федерации» согласовывается с Госгортехнадзором и утверждается главным инженером предприятия.

ПЛВА согласовывается с другими смежными службами (КИПиА, ЭВС и др.), а также согласовывается с инспектором РГТИ.

В ПЛВА должно быть предусмотрено:

1. Порядок оповещения людей о возникшей опасности.

2. Мероприятия по спасению людей и оборудования.

3. Конкретные действия при повреждении различных участков ГП и оборудования.

4. Распределение обязанностей и действия ИТР и рабочих.

5. Список лиц с указанием номеров телефонов, которые должны быть немедленно извещены об аварии.

В ПЛВА должны быть отражены, для примера, следующие ситуации (ч.3.4.5.ПБ в ГХ):

v неисправности регуляторов, вызывающие повышение или понижение давления;

v неполадки в работе предохранительных клапанов:

v утечки газа;

v (п.3.7.10. ПБ в ГХ) взрыв, пожар в цехе или котельной, загазованность помещений.

При этих авариях необходимо в первую очередь перекрыть отключающие устройства на входе ГП в помещение.

По ПЛВА проводятся контрольно-тренировочные занятия с обслуживающим персоналом для выработки у него навыков по ликвидации возможных аварий.

По ПЛВА разрабатываются графики контрольно-тренировочных занятий, заводится журнал, в котором записывают результаты проведенных занятий (раздел 7 ПБ в ГХ).

Контрольно-тренировочные занятия должны проводиться не реже 1 раза в шесть месяцев для каждой бригады. В городах помимо ПЛВА разрабатывается план взаимодействия служб различного назначения (милиция, скорая помощь, пожарная охрана города, СЭС, администрация и т.д.).

По плану взаимодействия тренировка проводится не реже одного раза в год.

При извещении в аварийную службу о взрыве, пожаре или загазованности, аварийная бригада должна выехать в течение 5 минут.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект Билет 26

  1. Устройство, принцип работы форкамерной горелки. Преимущества и недостатки.
  2. Назначение, устройство компенсаторов.
  3. Дифманометры жидкостные, мембранные, сильфонные.
  4. Меры безопасности при смазке крана перед газовыми приборами (Билет 18).

ГОРЕЛКА ФОРКАМЕРНАЯ

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектТехнология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектГорелка форкамерная – устройство, состоящее из газового коллектора с отверстиями для выхода газа, моноблока с каналами и керамической огнеупорной форкамеры, размещаемых над коллектором, в которых происходят смешение газа с воздухом и горение газовоздушной смеси. Горелка форкамерная предназначена для сжигания природного газа в топках секционных чугунных котлов, сушилок и других тепловых установок, работающих с разрежением 10—30 Па. Горелки форкамерные располагают на поду топки, благодаря чему создаются хорошие условия для равномерного распределения тепловых потоков по длине топки. Горелки форкамерные могут работать на низком и среднем давлении газа. Горелка форкамерная состоит из газового коллектора (стальной трубы) с одним рядом отверстий для выхода газа. В зависимости от тепловой мощности горелка может иметь 1,2 или 3 коллектора. Над газовым коллектором на стальной раме установлен керамический моноблок, образующий ряд каналов (смесителей). Каждое газовое отверсгие имеет свой керамический смеситель. Газовые струм, истекал из отверстий коллектора, эжектируют 50—70% воздуха, необходимого дли горения, остальной воздух поступает за счет разрежения в топке. В результате эжекции интенсифицируется смесеобразование. В каналах смесь подогревается, и при выходе начинается ее горение. Из каналов горящая смесь поступает в форкамеру, в которой осуществляется сгорание 90—95% газа. Форкамеру изготовляют из шамотного кирпича; она имеет вид щели. Догорание газа происходит в топке. Высота факела — 0,6—0,9 м, козффециентом избытка воздуха а – 1,1…1,15.

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.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект

П-образный                                                                                               Лирообразный

                                                 компенсатор.                                                            компенсатор.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектИзменения температуры среды, окружающей газопровод, вызывают изменения длины газопровода. Для прямолинейного участка стального газопровода длиной 100 м удлинение или укорачивание при изменении температуры на 1° составляет около 1,2 мм. Поэтому на всех газопроводах после задвижек, считая по ходу газа, обязательно устанавливают линзовые компенсаторы (рис. 3). Кроме того, в процессе эксплуатации наличие линзового компенсатора облегчает монтаж и демонтаж задвижек.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектПри проектировании и строительстве газопроводов стремятся к тому, чтобы снизить количество устанавливаемых компенсаторов путем максимального использования самокомпенсации груб — изменением направления трассы как в плане, так и в профиле.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект

Рис. 3. Линзовый компенсатор 1 — фланец; 2—патрубок; 3 —рубашка; 4 — полулинза; 5 —лапа; 6 — ребро; 7 — тяга; 8 — гайка

§

В исходном положении вода в трубках будет находиться на одном уровне. Если же на резиновую пленку будет оказываться давление, то уровень жидкости в одном колене манометра понизится, а в другом, следовательно, повысится.

Это показано на рисунке выше. Мы давим на пленку пальцем.

Когда мы надавливаем на пленку, давление воздуха, который находится в коробочке, увеличивается. Давление передается по трубке и доходит до жидкости, при этом вытесняя её. При понижении уровня в этом колене, уровень жидкости в другом колене трубки, будет увеличиваться.

По разности уровней жидкости, можно будет судить о разности атмосферного давления и того давления, что оказывается на пленку.

На следующем рисунке показано, как с помощью жидкостного манометра измерить давление в жидкости на различной глубине.

Мембранный манометр

В мембранном манометре упругим элементом является мембрана, представляющая собой гофрированную металлическую пластинку. Прогиб пластинки под давлением жидкости передается через передаточный механизм стрелке прибора, скользящей по шкале. Мембранные приборы применяются для измерения давления до 2,5 МПа, а также для измерения вакуума. Иногда используют приборы с электрическим выходом, у которых на выход поступает электрический сигнал, пропорциональный давлению на входе манометра.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект

Билет 27

  1. Назначение и устройство заземления и зануления электрооборудования.
  2. Сведения о чертежах и схемах.
  3. Назначение и устройство ГРП (ГРУ).
  4. Порядок замены крана перед бытовым газовым прибором.

Назначение заземления

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектПокупая любое электрооборудование, будь то стиральная машина или холодильник он не рассчитан на пожизненный срок службы и в процессе работы как любое другое оборудование может сломаться. Чтобы защитить электрооборудование от ненормальных режимах работы (перегрузка или короткое замыкание) применяются различные защитные аппараты (автоматы, пробки и т.д.)

Но бывают ситуации, когда защитные устройства не реагируют на возникшие повреждения. Одним из таких случаев является повреждение внутренней изоляции и возникновении на металлическом корпусе оборудования высокого напряжения.

В этом случае защита необходима самому человеку, который попадет под напряжение прикоснувшись к поврежденному оборудованию. Для защиты от таких повреждений и было придумано заземление, основное назначение которого – снизить величину этого напряжения.

То есть, основное назначение заземления – снизить напряжение прикосновения до безопасной величины.

Предположим, что у вас дома имеется потолочный светильник, корпус которого не подключен к заземлению. В следствии повреждения изоляции металлическая часть светильника оказалась под напряжением. В тот момент когда вы попытаетесь поменять лампочку вас ударит током, так как прикоснувшись к корпусу вы становитесь проводником и электрический ток будет протекать через ваше тело в землю.

Если же светильник будет заземлен, большая часть тока будет стекать в землю по заземляющему проводу и в момент касания, напряжение на корпусе, будет намного меньше, а соответственно и величина тока проходящий через вас будет также меньше.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектЗаземлением – называется соединение металлических нетоковедущих частей электроустановки с землей (контуром заземления) которые в нормально состоянии не находятся под напряжением, но могут оказаться из-за повреждения изоляции.

Также, заземление необходимо для функциональности таких аппаратов как УЗО. Если корпуса электроустановок не будут соединены с землей, то ток утечки протекать не будет, а значит УЗО, не среагирует на неисправность.

§

Наряду с заземлением вам наверняка приходилось слышать такой термин как зануление.

Занулением – называется соединение металлических нетоковедущих частей электроустановки с нулем (нулевым проводником сети).

По своему назначению заземление и зануление выполняют одну и туже задачу – защищают человека от поражения электрическим током. Однако обеспечивают они эту защиту немного разными способами. В сетях с занулением происходит отключение от сети электрооборудования, корпус которого из-за пробоя изоляции оказался под напряжением.

Рассмотрим пример, в котором обеспечивается защита электроустановки с помощью зануления.

Как видно из рисунка при пробое фазы на соединенный с нулем корпус возникает замкнутый контур между фазой и нулем, то есть однофазное короткое замыкание. На возникшее короткое замыкание реагируют защитные устройства, такие как автоматы или предохранители, в результате происходит отключение поврежденной электроустановки от источника питания.

Рассмотренные выше примеры дают возможность сделать вывод что:

  • – заземление осуществляется защиту снижением напряжения прикосновения.
  • – зануление осуществляется защиту отключением электроустановки от сети.

Наверняка у вас возникал вопрос в каких случаях выполняют защиту заземлением, а в каких занулением. Применение в разных случаях заземления и зануления вызвано разными системами заземления электроустановок. В электроустановках напряжением до 1000 В применяются пять систем заземления: TN-C, TN-S, TN-C-S, TT, IT.

Зануление используют в качестве защиты в таких системах, в которых присутствует PEN, PE или N проводник. Это сети с глухо заземленной нейтралью, TN-C, TN-S и TN-C-S.

Заземление применяют в электроустановках с системами заземления TT и IT.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект

Газорегуляторный пункт (ГРП и ГРУ).

       Это сооружение на газопроводе.

       От ГРП могут питаться газом потребители, находящиеся в различных зданиях, помещениях.

       От ГРУ газ можно подавать только на газоиспользующий агрегат. Находящийся в том же помещении, что и ГРУ.

       ГРП и ГРУ бывают среднего, низкого и высокого давлений, которое определяется по выходному давлению из ГРП, ГРУ.

Требования к помещению ГРП

       Здание ГРП должно соответствовать 2-ой степени огнестойкости (кирпичное, бетонное) с легкосбрасываемой крышей, весом не более 120 кг/м кв. (чтобы в случае взрыва было сохранено основное сооружение).

       Крышу можно выполнить и тяжелосбрасываемую, но в этом случае площадь оконных проемов должна быть не менее 0,05 м кв./ на 1 м куб. объема помещения ГРП.

       Освещение здания ГРП выполнено во взрывозащищенном исполнении. Если выключатели в обычном исполнении, то он должен быть снаружи и не ближе 0,5 м от дверного проема.

Вентиляция в помещении должна быть не менее чем 3-х кратной. Температура в помещении должна быть определена проектом (п.3.4.8. ПБ в ГХ) в зависимости от конструкции применяемого оборудования и контрольно-измерительных приборов в соответствии с паспортами заводов-изготовителей оборудования.

       Полы должны быть неискродающего материала.

       Приток воздуха должен осуществляться через жалюзийные решетки, удаление – через дефлектор, установленный в крыше. Концы смонтированного дефлектора не должны выступать вовнутрь ГРП, только вровень с потолком, т.к. газ легче воздуха и будет скапливаться вверху.

       Оконные проемы должны быть остеклены из цельного листа, а снаружи – защищены сеткой с мелкой ячейкой (чтобы не летели осколки в случае взрыва).

Расстояние от зданий ГРП до котельных согласно СНИП II-89—80* (п.3.22) до газопотребляющих сооружений должно быть не менее 9м. По взрывопожарной опасности помещения ГРП соответствуют категории А.

Входное давление газа в помещение котельной не должно превышать 6 кгс/см2.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проектВ помещение ГРП допускается подавать газ давлением 12 кгс/см2.

На здании ГРП должна быть надпись «ОГНЕОПАСНО». ГРП работает в автоматическом режиме, поэтому входная дверь должна быть закрыта на замок.

§

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.

Замена крана на опуске перед приборами.

  1. Отключить работающее газовое оборудование кранами на опусков, посторонних удалить, обеспечить вентиляцию.
  2. Выжечь газ через горелку прибора.
  3. Начать разборку cгона после крана.
  4. Открутить кран, затем вставить инвентарную заглушку.
  5. Очистить резьбу трубы от льна и краски.
  6. Нанести на резьбовое соединение уплотнитель.
  7. Навинтить кран.
  8. Проверить герметичность, и плавность хода, зажечь горелки прибора.

Билет 28

  1. Материалы, применяемые для изоляции газопроводов.
  2. Требования техники безопасности к используемому электрооборудованию.
  3. Требования Правил к используемым манометрам.
  4. Виды слесарных работ при обслуживании и ремонте газового оборудования. Требования к применяемому инструменту.

ИЗОЛЯЦИЯ ГАЗОПРОВОДОВ

Покрытие наружной поверхности газопровода специальными мастиками и оберточными материалами для защиты металла трубы от почвенной коррозии. Изоляция газопроводов — пассивная защита.

 К изоляционным материалам предъявляются следующие требования: монолитность покрытия, водонепроницаемость, хорошее прилипание к металлу, химическая стойкость, механическая прочность, диэлектрические свойства.

Применяют битумно-полимерные, битумно-минеральные и битумно-резиновые мастики.

В битумно-минеральных мастиках в качестве заполнителей используют хорошо измельченный доломит, доломитизированные или асфальтовые известняки; в битумно-резиновых — резиновую крошку, изготовленную из амортизированных покрышек; в битумно-полимерных — атактический полипропилен, порошкообразный полипропилен.

Для повышения пластичности и уменьшения хрупкости при отрицательных температуpax в битумные мастики добавляют пластификаторы. В городах и населенных пунктах применяют защитные покрытия весьма усиленного типа, которые наносят на трубу только в заводских условиях.

Нанесение защитных покрытий непосредственно на месте укладки газопровода допускается только при проведении ремонтных работ, изоляции сварных стыков и мелких фасонных частей.

Битумные покрытия весьма усиленного типа имеют следующую структуру: битумная грунтовка (толщина слоя 0,1—0,15 мм), битумная мастика (толщина слоя 2,5—3 мм), армирующая обертка (в 3 слоя), наружная обертка из бумаги. Общая толщина весьма усиленной изоляции не менее 9 мм.

Перед нанесением изоляции трубу очищают стальными щетками до металлического блеска и протирают. После этого накладывают грунтовку, которая представляет собой нефтяной битум, разведенный в бензине в соотношении 1:2 или 1:3. После высыхания грунтовки на нее накладывают в несколько слоев горячую (160—180°С) битумную мастику исходя из требований, предъявляемых к изоляции.

В зависимости от числа нанесенных слоев мастики и усиливающих оберток различают следующие типы изоляционных покрытий: нормальную, усиленную и весьма усиленную. В качестве изоляционных покрытий для газопроводов применяют пластмассовые пленочные материалы (ленты) с подклеивающим слоем.

Поливинилхлоридные и полиэтиленовые ленты выпускают толщиной 0,3—0,4, шириной 400—-500 мм и длиной 100— 150 м, намотанные в рулоны. Трубы очищают, затем покрывают грунтовкой, представляющей собой клей, растворенный в бензине, после чего обертывают изоляционной лентой в несколько слоев и защитным покрытием из рулонного материала. Весьма усиленная изоляция состоит из 3 слоев ленты толщиной не менее 1,1 мм.

Для обертки труб применяют специальные машины. В качестве защитного покрытия используют также эмаль этиноль, состоящую из лака этиноль (примерно 2/3) и асбеста (1/3). Толщина покрытия – не менее 0,6 мм.

Требования охраны труда перед началом работы.


Руководителям отделов, подразделений необходимо ознакомить подчиненный им персонал с инструкцией (техническим паспортом, руководством) по эксплуатации завода изготовителя для каждого вида электрооборудования (оргтехники, бытовых электроприборов). Основные разделы для ознакомления: принцип действия и условия (техника) безопасности.

Перед тем, как приступить к выполнению своих функциональных обязанностей, персонал должен визуально убедиться в целостности штепсельных вилок, электророзеток, выключателей, корпусов электроприборов, шнура электропитания, заземления, надёжности крепления защитных кожухов, в отсутствии оборванных и оголённых проводов.

Обеспечить наличие свободных проходов и подходов к обслуживаемым электроприборам и ближайшим первичным средствам пожаротушения.

Требования охраны труда во время работы.

При эксплуатации оргтехники, электроприборов и другого электрооборудования руководствоваться указаниями и правилами, изложенными в инструкциях (технических паспортах, руководствах) по эксплуатации завода – изготовителя.

Подключить электроприбор к электросети: при подключении с помощью шнура – вначале соединить шнур с прибором и только после этого вставить штепсельную вилку в электророзетку.

При обнаружении неисправностей немедленно выключить эксплуатируемый электроприбор выключателем (кнопкой) и отключить его от электросети (вынуть штепсельную вилку из электророзетки) и доложить своему руководителю.

Виды неисправностей:

  • появление напряжения на корпусе прибора (пробой на корпус);
  • появление дыма из прибора или электророзетки, запаха горящей изоляции;
  • искрение или перегрев прибора;
  • появлении нехарактерных шумов, сильной вибрации прибора.

Не допускается:

  • пользоваться повреждённой электророзеткой, выключателем, патроном, штепсельной вилкой и другой неисправной электроарматурой;
  • заниматься самостоятельно ремонтом электроприборов, шнуров, заменять неисправную электроарматуру;
  • применять оголённые концы шнура электропитания приборов вместо штепсельных вилок;
  • протирать влажной тряпкой подключённые к электросети приборы и электроарматуру, прикасаться к ним мокрыми руками;
  • одновременно касаться электроприбора и труб отопления, водопровода, корпусов соседних приборов;
  • подвешивать соединительные провода, шнуры, кабели на гвоздях, металлических предметах или прибивать их к стене гвоздями, закладывать их за трубы, защемлять дверями и т.п.;
  • перекручивать, завязывать в узел провода, шнуры электропитания;
  • вынимать штепсельную вилку из электророзетки за шнур;
  • использовать электроприбор не по назначению, указанному в инструкции по эксплуатации завода изготовителя, а также в условиях, не отвечающих требованиям инструкции по эксплуатации;
  • открывать электрические щитки и шкафы, заниматься переключениями в распределительных устройствах;
  • наступать на шнуры электроприборов и удлинители, ставить на них любые предметы;
  • переносить аппаратуру, включенную в электросеть;
  • ставить на электроаппаратуру посуду с жидкостью (вазы с цветами, стаканы с водой и т.п.);
  • хранить на рабочем месте легковоспламеняющиеся или горючие жидкости;
  • курить в местах, не предназначенных для курения, пользоваться открытым огнём.

При эксплуатации электроприборов персонал офиса должен соблюдать чистоту и порядок на рабочем месте.

При неисправности электроприемника (электроприбора) прекратить работу, отключить его от сети и сообщить непосредственному руководителю.

О каждом несчастном случае пострадавший или очевидец несчастного случая обязан немедленно сообщить непосредственному руководителю, инженеру по ОТ или руководству компании.

Требования охраны труда в аварийных ситуациях.

При возникновении аварийной ситуации (опасность взрыва или пожара) следует прекратить работу, оповестить об опасности сотрудников, отключить компьютер, иное электрооборудование и приборы от сети, покинуть опасную зону, сообщить руководству. В случае отсутствия на месте происшествия руководства и ответственных лиц действовать в соответствии с планом ликвидации аварий.

При возникновении (обнаружении) неисправностей:

  • искрение электропроводки, короткого замыкания;
  • повышенный уровень шума при работе оборудования;
  • повышенное тепловыделение от оборудования;
  • мерцание экрана, другие сбои в работе ПЭВМ,
  • запах гари и дыма;
  • прекращена подача электроэнергии и т.п.;
  • следует прекратить работу, обесточить неисправный электроприбор или оргтехнику, сообщить о возникшей ситуации непосредственному руководителю. До устранения неисправностей к работе не приступать.

Приложение 14. ПРАВИЛА ЭКСПЛУАТАЦИИ МАНОМЕТРОВ

1. При эксплуатации манометров необходимо их обязательное обезжиривание во избежание взрывов.

2. Во время измерения давления кислорода, водорода, ацетилена, аммиака, хлора и других газов необходимо применять манометры, предназначенные только для данных газов.

3. Категорически запрещается использовать кислородные манометры при работе с другими газами или жидкостями, а также использовать манометры, снятые с кислородных баллонов, для измерения давления других газов.

4. Корпус и кожух каждого манометра должны иметь условную окраску.

5. На манометре для кислорода должна быть надпись “взрывоопасно”, а на циферблате – указано наименование газа.

6. Во избежание загрязнения каким-либо жиром штуцер каждого кислородного манометра следует обязательно заворачивать в чистую бумагу.

7. Для предотвращения порчи резьбы манометра запрещается ставить манометр на установки, резьба которых не соответствует резьбе прибора или аппарата.

8. На шкале манометров должна быть проведена красная черта на делении, соответствующем предельно допустимому рабочему давлению.

9. Манометры должны быть опломбированы местными органами государственного надзора.

Поверка манометров должна проводиться один раз в год и один раз в 6 мес. – дополнительная поверка рабочих манометров контрольным прибором с записью в журнал контрольных проверок.

10. Не допускаются к эксплуатации манометры в следующих случаях:

а) с истекшим сроком его поверки;

б) при отсутствии пломбы;

в) когда стрелка манометра при включении не возвращается к упорному штифту или в случае отсутствия штифта отклоняется от нулевого показания шкалы на величину, превышающую половину допустимой погрешности для данного манометра (по паспорту);

г) при разбитом стекле или поврежденном корпусе.

§

для шлифовки седел задвижек и притирки арматуры, крейцмейсели, клуппы, плашкодержатели, калибры, нониусы, штангенциркули, штангенглубиномеры, рубильные молотки, зубила, набор гаечных ключей, газовые ключи № 1-4, приспособления для нарезания внутренней резьбы, плоскогубцы, комбинированные отвертки, напильники и т.п.

Билет 29

  1. Устройство и принцип действия пружинных и жидкостных манометров.
  2. Объем работ при текущем ремонте оборудования ГРП.
  3. Требования Правил к размещению групповой установки баллонов.
  4. Определение загазованности помещения газоиндикатором ПГФ-2М.

Жидкостные манометры. Они предназначены для измерения небольших давлений.

В основном применяются для проведения контрольных опрессовок. Жидкостной манометр представляет собой U-образную изогнутую стеклянную трубку, закрепленную на деревянной шкале (шкала в мм. вд. ст.)Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект

       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.

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект       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.

       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 Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект , бар, КПа, Па);

7. Предел измерения давления данным манометром;

Тип (МТП, ОБМ, МО и т.д.).

5.6.6.При эксплуатации ГРП с номинальной пропускной способностью регулятора свыше 50 м3/час должны выполняться следующие работы, если изготовителем не исключены отдельные виды работ или предусмотрена большая периодичность их проведения:

  • осмотр технического состояния (обход) в сроки, устанавливаемые производственной инструкцией;
  • проверка параметров срабатывания предохранительно-запорных и сбросных клапанов – не реже 1 раза в 3 мес., а также по окончании ремонта оборудования;
  • техническое обслуживание – не реже 1 раза в 6 мес.;
  • текущий ремонт – не реже 1 раза в 12 мес.;
  • капитальный ремонт – при замене оборудования, средств измерений, ремонте отдельных элементов здания, систем отопления, вентиляции, освещения – на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам технических осмотров и текущих ремонтов.

5.6.7. Осмотр технического состояния и текущий ремонт ГРП с пропускной способностью регулятора свыше 50 м3/час должен проводиться по графикам в сроки, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации, утвержденным техническим руководителем эксплуатирующей организации.

5.6.8. При осмотре технического состояния ГРП с пропускной способностью регулятора свыше 50 м3/час должны выполняться:

– проверка по приборам давления газа до и после регулятора, перепада давления на фильтре, температуры воздуха в помещении (шкафу), если предусмотрено их отопление, отсутствия утечки газа с помощью мыльной эмульсии или прибором;

– контроль за правильностью положения молоточка и надежности сцепления рычагов предохранительно-запорного клапана;

– смена картограмм регистрирующих приборов, прочистка и заправка перьев, завод часового механизма. Установка пера на “нуль” – не реже одного раза в 15 дней;

– проверка состояния и работы электроосвещения, вентиляции, системы отопления, визуальное выявление трещин и неплотностей стен, отделяющих основное и вспомогательное помещения ГРП;

– внешний и внутренний осмотр здания ГРП, при необходимости – очистка помещения и оборудования ГРП от загрязнений.

При оснащении систем газоснабжения городских и сельских поселений средствами АСУ ТП РГ технический осмотр ГРП должен производиться в сроки, определяемые инструкцией по эксплуатации систем телемеханики, но не реже одного раза в месяц.

5.6.9. При техническом обслуживании ГРП с пропускной способностью регулятора свыше 50 м3/час должны выполняться работы, предусмотренные при осмотре технического состояния, а также:

– проверка работоспособности и герметичности запорной арматуры и предохранительных клапанов;

– проверка плотности всех соединений и арматуры, устранение утечек газа, осмотр и очистка фильтра;

– определение плотности и чувствительности мембран регулятора давления и управления;

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

– проверка параметров настройки запорных и сбросных клапанов.

 5.6.10. При ежегодном текущем ремонте ГРП с пропускной способностью регулятора свыше 50 м3/час должны выполняться работы, предусмотренные при техническом обслуживании, а также:

  •  разборка регуляторов давления, предохранительных клапанов с очисткой их от коррозии и загрязнений, проверка плотности клапанов относительно седла, состояние мембран, смазка трущихся частей, ремонт или замена изношенных деталей, проверка надежности креплений конструкционных узлов, не подлежащих разборке;
  • разборка запорной арматуры, не обеспечивающей герметичность закрытия;
  • ремонт строительных конструкций;
  •  проверка и прочистка дымоходов ГРП – один раз в год перед отопительным сезоном;
  • ремонт системы отопления ГРП – один раз в год перед отопительным сезоном.

Если заводом-изготовителем установлен иной состав работ и периодичность их проведения к оборудованию, то работы выполняются в соответствии с инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя.

5.6.11. К капитальному ремонту ГРП с пропускной способностью регулятора свыше 50 м3/час относятся работы по:

ремонту здания (конструктивных элементов) и его инженерного оборудования (освещения, вентиляции, отопления);

ремонту и замене устаревшего и изношенного оборудования или отдельных его узлов и частей.

Групповые баллонные установки

9.33. Групповой баллонной установкой следует считать установку газоснабжения, в состав которой входит более двух баллонов. В каждом конкретном случае применение групповой баллонной установки должно быть обосновано.
9.34. В составе групповой баллонной установки следует предусматривать баллоны для СУГ, коллектор высокого давления, регулятор давления газа или регулятор-переключатель автоматический, общее отключающее устройство, манометр (показывающий), ПСК (сбросной) и трубопроводы.
При наличии в регуляторе давления встроенного ПСК установка дополнительного клапана не требуется.
9.35. Число баллонов в одной групповой установке следует определять расчетом исходя из часового расхода газа и производительности одного баллона в зависимости от температуры окружающего воздуха, марки газа и продолжительности отбора газа.
9.36. Максимальную суммарную вместимость баллонов в групповой баллонной установке следует принимать по табл.25.

Таблица 25

Назначение групповой баллонной установки

Вместимость всех баллонов в групповой баллонной установке, л, при размещении

у стен зданияна расстоянии от зданий
Газоснабжение жилых домов и общест венных зданий непроизводственного характера 6001000
Газоснабжение промышленных и сельскохозяйственных предприятий и предприятий бытового обслуживания производс твенного характера10001500

9.37. Групповые баллонные установки следует размещать в шкафах из негорючих материалов или под защитными кожухами.
Размещение групповых баллонных установок следует предусматривать непосредственно у зданий или на расстоянии от зданий, не менее указанного в табл.26, и от сооружений на расстоянии, не менее указанного в табл.27*.

Таблица 26

ЗданияРасстояние от групповой баллонной установки, м
Жилые дома, производственные здания промышленных предприятий, здания предприятий бытового обслуживания производственного характера и другие здания степени огнестойкости:
I и II8
III и IIIа10
IV, IVa и V12
Общественные здания независимо от степени огнестойкости25
Временные отдельно стоящие хозяйственные строения (например, дровяные сараи, навесы и т.п.)8

 Таблица 27*

СооруженияРасстояние по горизонтали от шкафа групповой баллонной установки, м
Канализация, теплотрасса3,5
Водопровод и другие бесканальные коммуникации2,0
Колодцы подземных коммуникаций, выгребные ямы 5,0
Электрокабели и воздушные линии электропередачиВ соответствии с ПУЭ
Телефонные кабели и воздушные линии телефонной и радиотрансляционной сетиВ соответствии с ВСН 116-87 и ВСН 600-81 Минсвязи СССР
Про анемометры:  Рабочее давление в системе отопления в частном доме: инструкция по контролю и регулировке давления на котле

 9.38.* Стены зданий, непосредственно у которых размещаются групповые баллонные установки, должны быть не ниже III – IIIa степени огнестойкости и не иметь утеплителя из горючего материала, оконных и дверных проемов на расстоянии, не менее указанного в табл.26, от групповой баллонной установки.
Возле общественного или производственного здания не допускается предусматривать размещение более одной групповой баллонной установки.
Возле жилого дома допускается предусматривать размещение не более трех групповых баллонных установок на расстоянии не менее 15 м одна от другой.
9.39. Шкафы и баллоны следует устанавливать на фундаменты, вокруг которых должна выполняться отмостка шириной не менее 1 м перед шкафом и 0,5 м с остальных сторон.
Групповые баллонные установки следует располагать в местах, имеющих удобный подъезд для автотранспорта.
Групповые баллонные установки, размещаемые под защитными кожухами, должны иметь ограждение из негорючих материалов.
Над групповыми баллонными установками допускается предусматривать теневой навес из негорючих материалов.
9.40. При необходимости обеспечения стабильного испарения СУГ и невозможности использования резервуарных установок допускается предусматривать размещение групповой баллонной установки в специальном строении или в пристройке к глухой наружной стене газифицируемого производственного здания. Указанные строения или пристройки должны отвечать требованиям разд.5 как для отдельно стоящих или пристроенных ГРП.

 Вентиляцию следует проектировать из расчета пятикратного воздухообмена в час с удалением 2/3 воздуха из нижней зоны помещения.
9.41. Требования п.9.40 распространяются на проектирование помещений магазинов для продажи малолитражных баллонов населению. Максимальную вместимость баллонов, находящихся в магазине, и минимальное расстояние от магазина до зданий и сооружений следует принимать по табл.25 и 26 как для промышленных предприятий.

Трубопроводы групповых баллонных и
резервуарных установок

9.42. Трубопроводы обвязки резервуаров, баллонов и регуляторов давления следует рассчитывать на давление, принятое для резервуаров или баллонов.
9.43. Наружные газопроводы от групповых баллонных и резервуарных установок следует предусматривать из стальных труб, отвечающих требованиям разд.11.
Допускается предусматривать присоединение газового оборудования временных установок и установок сезонного характера, размещенных вне помещения, при помощи резинотканевых рукавов с выполнением требований разд.6.
9.44. Прокладку подземных газопроводов низкого давления от групповых баллонных и резервуарных установок с искусственным испарением газа следует предусматривать на глубине, где минимальная температура выше температуры конденсации газа.
Газопроводы от емкостных испарителей следует прокладывать ниже глубины промерзания грунта.
При невозможности выполнения указанных требований следует предусматривать обогрев газопроводов или конденсатосборников.
9.45. Прокладку надземных газопроводов от групповых баллонных установок, размещаемых в отапливаемых помещениях, и от подземных резервуарных установок следует предусматривать с тепловой изоляцией и обогревом газопроводов. Тепловую изоляцию следует предусматривать из негорючих материалов.
9.46. Уклон газопроводов следует предусматривать не менее 5%о в сторону конденсатосборников для подземных газопроводов и в сторону газоснабжающей установки для надземных газопроводов. Вместимость конденсатосборников следует принимать не менее 4 л на 1 м3 расчетного часового расхода газа.
9.47. Отключающие устройства на газопроводах низкого давления от групповых баллонных и резервуарных установок следует предусматривать в соответствии с указаниями разд.4.
В случае газоснабжения более 400 квартир от одной резервуарной установки следует предусматривать дополнительное отключающее устройство на подземном газопроводе от резервуарной установки в колодце глубиной не более 1 м или над землей под защитным кожухом (в ограде).

§

1. Техническое обслуживание газового оборудования жилых зданий производится не реже одного раза в три года, общественных зданий (помещений общественного назначения) – не реже одного раза в год.

По истечении установленного изготовителем срока службы бытового газоиспользующего оборудования техническое обслуживание этого оборудования (в период до его замены) производится не реже одного раза в год в жилых зданиях и не реже одного раза в шесть месяцев в общественных зданиях (помещениях).

При выполнении сервисного обслуживания бытового газоиспользующего оборудования изготовителем его техническое обслуживания персоналом эксплуатационной организации не производится.

7. При техническом обслуживании выполняются следующие виды работ:

– проверка (визуальная) соответствия установки газоиспользующего оборудования и прокладки газопроводов в помещении нормативным требованиям;

– проверка (визуальная) наличия свободного доступа к газопроводам и газоиспользующему оборудованию;

– проверка состояния окраски и креплений газопровода, наличия и целостности футляров в местах прокладки газопроводов через наружные и внутренние конструкции зданий;

– проверка герметичности соединений газопроводов и арматуры приборным методом или мыльной эмульсией;

– проверка целостности и укомплектованности газоиспользующего оборудования;

– проверка работоспособности и смазка кранов (задвижек), установленных на газопроводах, при необходимости, перенабивка сальниковых уплотнений;

– проверка наличия тяги в дымовых и вентиляционных каналах, состояния соединительных труб газоиспользующего оборудования с дымовым каналом, наличие притока воздуха для горения;

– разборка и смазка всех кранов бытового газоиспользующего оборудования при необходимости;

– проверка работоспособности автоматики безопасности бытового газоиспользующего оборудования, ее наладка и регулировка;

– очистка горелок от загрязнений, регулировка процесса сжигания газа на всех режимах работы оборудования;

– проверка герметичности (опрессовка) бытового газоиспользующего оборудования;

– выявление необходимости замены или ремонта (восстановление) отдельных узлов и деталей газоиспользующего оборудования;

– проверка наличия специальных табличек у газовых горелок, приборов и аппаратов с отводом продуктов сгорания в дымоход, предупреждающих об обязательной проверке наличия тяги до и после розжига оборудования;

– инструктаж потребителей по правилам безопасного пользования газом в быту.

8. У бытовых газовых плит дополнительно проверяется:

– надежность крепления стола к корпусу плиты;

– надежность крепления термоуказателя и его работоспособность;

– отсутствие механических повреждений решетки стола, создающих неустойчивое положение посуды;

– надежность крепления и свободное перемещение противней и решетки в духовом шкафу;

– фиксацию дверки духового шкафа;

– автоматическое зажигание горелок, вращение вертела и работоспособность предохранительного устройства, прекращающего подачу газа в горелку при погасании пламени на плитах повышенной комфортности.

У водонагревателей дополнительно проверяется:

– плотность прилегания змеевика к стенкам огневой камеры, отсутствие капель или течи воды в теплосборник, горизонтальность установки огневой поверхности основной горелки, а также отсутствие смещения основной и запальной горелок, отсутствие зазоров между звеньями соединительного патрубка;

– состояние водяной части блока крана (с его разборкой), мембран, фильтра и других узлов;

– состояние теплообменников с очисткой их от сажи и окалины (на объекте или в условиях мастерских);

– работоспособность вентилей холодной воды.

У бытовых газовых печей дополнительно проверяется:

– отсутствие зазоров в кладке печи и в месте присоединения фронтального листа горелки к рамке, расположенной в кладке печи;

– наличие тягостабилизатора у печей, оборудованных газогорелочным устройством непрерывного действия (при наличии его в конструкции);

– свободный ход шибера в направляющих величину хода и наличие в шибере отверстия диаметром не менее 15 мм;

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект– наличие тяги в топливнике печи;

– наличие автоматики безопасности у газогорелочных устройств. При ее отсутствии газогорелочное устройство подлежит замене.

9. В состав работ по техническому обслуживанию газоиспользующего оборудования должны обязательно включать работы, предусмотренные документацией изготовителя.

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.

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.

§

(по инструкции с регистрацией в специальном журнале по п. 6.9.)

Периодически повторяющиеся ГОР, выполняемые в аналогичных условиях, как правило постоянным составом работающих, могут производиться без наряда-допуска по утвержденным для каждого вида работ производственным инструкциям, обеспечивающим их безопасное проведение. К таким работам относятся:

· обход наружных ГП, ремонт, осмотр и проветривание колодцев;

· проверка и откачка конденсата из конденсатосборников;

· техническое обслуживание (ТО) ГП и газооборудования без отключения газа, ТО запорной арматуры и компенсаторов, расположенных вне колодцев, работы на промышленных печах и установках. являющиеся неотъемлемой частью технологического процесса;

· розжиг котлов, осмотр и обход ГРП, осмотр внутрицехового газооборудования, обмыливание всех соединений;

· проверка герметичности оборудования перед розжигом котлов.


1.3 Технологический процесс смазки крана на опуске перед газовыми приборами и аппаратами.

перекрывается кран перед прибором, обеспечивается возможность проветривания помещения (открываются фрамуги, форточки, и т.п.), посторонние лица из помещения удаляются;

выжигается газ через горелку прибора;

разбирается кран перед прибором, в газопровод вставляется инвентарная пробка;

очищается ветошью от старой смазки корпус крана и пробка, смазывается тонким слоем смазки пробка крана, собирается кран, проверяется плавность хода пробки путем ее вращения;

вынимается инвентарная заглушка, устанавливается кран, проверяется герметичность резьбового соединения с помощью мыльной эмульсии или прибора, разжигаются горелки (горелка) прибора.

1.4 Приборное техническое обследование подземных газопроводов.

Периодическое обследование газопроводов проводится с целью определения состояния изоляции и тела трубы.

Составляют маршрутные карты для приборного обследования; изучают на местности особенности трасс газопроводов, где будет проводиться приборное обследование.

Проверка технического состояния изоляционных покрытий с помощью аппаратуры АНПИ (Аппаратура Нахождения Пробоя Изоляции) или BTP-V с выполнением следующих работ:

– уточнение места подключения генератора к газопроводу, подключение генератора, обеспечение контакта с грунтом;

настройка генератора; уточнение места расположения газопровода и глубины его залегания;

обследование состояния изоляционного покрытия, периодическое уточнение места расположения газопровода;

привязка каждого найденного места повреждения изоляции к ближайшим зданиям;

составление акта проверки изоляционного покрытия и герметичности газопровода, заполнение журнала учета;

Проверка герметичности газопровода газоанализаторами типа «Вариотек», «Эксперт» с выполнением проверки на загазованность грунта над газопроводом, газовых колодцев, контрольных трубок, на загазованность колодцев и других подземных коммуникаций, расположенных до 15 м по обе стороны от газопровода;

Проверка на загазованность местности в радиусе 50 м и определение зоны загазованности, дополнительная проверка грунта на загазованность путем бурения скважины на глубину 2/3 глубины заложения газопровода.

Периодическое приборное обследование газопровода должно производиться не реже одного раза в пять лет.

1.5 Индивидуальные средства защиты, применяемые при выполнении газоопасных работ.

При выполнении газоопасных и аварийных работ все работники обеспечиваются защитными средствами и приспособлениями. К ним относят противогазы, спасательные пояса, веревки, спецодежду, инструмент и приспособления.

Самовсасывающий шланговый противогаз ПШ-1. Длина шланга при работе с ним должна быть не более 15 м.

Для работы со шлангами более 15 м применяют противогазы типа ПШ-2 с подачей воздуха небольшим вентилятором с ручным или электрическим приводом. Такие противогазы имеют бронированные шланги длиной по 20 м, причем от одной воздуходувки могут снабжаться воздухом два шлема.

Годность шланга определяют путем зажима конца гофрированной трубки и контрольного вдоха; если при этом в маску попадает воздух, то пользоваться противогазом нельзя.

Кислородно-изолирующие противогазы (КИП). Эти противогазы имеют замкнутую систему циркуляции воздуха, в которой во время пользования непрерывно восстанавливается состав воздуха.

При этом происходит процесс, обратный процессу, происходящему в легких человека, т. е. поглощается диоксид углерода и пополняется количество кислорода.

Поглощение диоксида углерода из выдыхаемого воздуха осуществляется в регенеративном патроне, наполненном специальным поглотителем. Запас кислорода пополняется из баллона вместимостью до 2 л, находящегося под высоким давлением.

Наибольшее распространение получили противогазы КИП-5 и КИП-7.

Спасательные пояса и веревки применяют при работах в колодцах, котлованах и траншеях. Они предназначены для быстрого извлечения рабочих в случае необходимости.

Спасательный пояс должен охватывать талию человека и иметь две лямки, надеваемые на плечи и соединенные на спине между лопатками. В месте соединения лямок имеется стальное кольцо с карабином.

К этому кольцу или пружинной защелке-карабину крепят капроновые или пеньковые веревки диаметром не менее 15 мм. Длина веревок должна быть не менее 6 м – на 3 м больше, чем глубина котлована, в котором проводятся работы.

Наружный осмотр веревок не реже одного раза в 10 дней, а также после каждого применения в дождливую или снежную погоду проводит лицо, ответственное за производство работ. Каждому поясу и веревке присваивается инвентарный номер.

Испытания спасательных поясов, карабинов и спасательных веревок проводят не реже двух раз в год.

К кольцу испытываемого пояса, застегнутого на обе пряжки, прикрепляют груз 200 кг и оставляют в подвешенном состоянии в течение 5 мин. После снятия нагрузки на поясе не должно быть следов повреждений.

Поясной карабин испытывают на прочность, прикрепляя к нему груз 200 кг, и выдерживают под нагрузкой в течение 5 мин. После снятия груза карабин не должен иметь следов деформации, а освобожденный затвор его должен свободно и правильно встать на свое место.

Спасательные веревки испытывают на прочность, прикрепляя груз 200 кг к подвешенной на всю длину веревке. Испытание веревки длится 15 мин. До и после испытания замеряют длину веревки. Если после испытания длина веревки увеличится более чем на 5 % первоначальной длины, то ее считают непригодной для использования.

Взрывобезопасный слесарный инструмент. При выполнении газоопасных работ используют взрывобезопасный инструмент из цветных металлов, не дающий искр при работе. Для изготовления таких инструментов применяют медь, бронзу и некоторые сплавы.

Для ударных инструментов чаще всего используют фосфористую или бериллиевую бронзу, а также сплавы меди.

Для предотвращения искрообразования проводят обмеднение стальных инструментов. Эта операция производится наплавкой на них слоя меди кислородно-ацетиленовым пламенем. В некоторых газовых хозяйствах с успехом применяют гальваническое обмеднение инструмента.

2.3 Порядок проведения текущего ремонта газового оборудования ГРП.

Текущий ремонт оборудования ГРП (ГРУ) должна производить бригада слесарей под руководством специалиста или руководителя в общем составе не менее трех человек.

Текущий ремонт ГРП (ГРУ) проводится не реже одного раза в год, если заводом-изготовителем регуляторов давления, предохранительных клапанов, телемеханических устройств не требуется проведения ремонта в более короткие сроки.

При ежегодном текущем ремонте обязательно выполнение следующих работ:

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

– разборка запорной арматуры, не обеспечивающей герметичности закрытия;

ремонт строительных конструкций;

– проверка и прочистка дымоходов – один раз в год перед отопительным сезоном;

ремонт системы отопления, в том числе отопительной установки – один раз в год перед отопительным сезоном.

После проверки и настройки оборудования и устранения всех неполадок проверяют плотность всех соединений. В случае обнаружения утечки газа должны быть приняты меры к ее немедленному устранению.

2.4 Правила прокладки внутренних газопроводов котельной.

Газопроводы по котельной должны прокладываться по светлым и доступным местам на виду у обслуживающего персонала.

Прокладка газопроводов по подвалам, в каналах и коробах не допускается.

Расстояние между трубой и стеной должно быть не меньше радиуса трубы и не меньше 100 мм.

Расстояние между трубой и полом должно быть не менее 100 мм. Газопроводы, прокладываемые по полу, не должны пересекать дверных проемов.

Расстояние между газопроводом и электропроводкой должно быть не меньше 0,5 м.

Расстояние между двумя параллельно проложенными газопроводами должно быть не менее диаметра большего газопровода и не менее 100 мм.

Не допускается прокладка газопроводов в местах, где они могут быть повреждены грузом, поднимаемым краном, или где они могли бы нагреваться от температуры выше 100 °С.

Не допускается прокладка газопроводов через вентиляционные каналы, воздуховоды, дымоходы.

В случае, если газопровод, разводящий газ по котельной, расположен на высоте более 3 м от пола, то для обслуживания и осмотра должна быть устроена вдоль него специальная площадка.

Все газопроводы в котельной должны быть окрашены в светло-коричневый цвет масляной или нитрокраской.

Продувочные свечи на газопроводе нужно размещать так, чтобы не оставалось тупиковых (непродуваемых) участков газопровода длиннее 1,5 м.

Продувочные свечи нужно выводить на 2 м выше конька крыши ближайшего здания, чтобы выходящий из свечей газ не мог попасть в помещения через окна и вентиляционные устройства.

В зависимости от диаметра газопровода продувочные свечи должны выполняться: диаметры газопроводов 50 – 75 мм, 100 – 250 мм, 300 – 800 мм диаметры продувочных свеч      20 мм, 25 мм, 50 мм соответственно.

В каждой нижней точке газопровод должен иметь дренажный штуцер диаметром 20 мм для спуска скапливающейся жидкости.

На газопроводе к котлу за запорной задвижкой должен устанавливаться штуцер для продувки сжатым воздухом диаметром не менее 25 мм, привариваемый снизу газопровода.

На дренажных и продувочных штуцерах, кроме запорного органа (за ним), обязательно должна устанавливаться либо заглушка, либоглухая пробка (на резьбе), либо глухой колпачок (на резьбе).

2.5 Оказание первой помощи при ушибе.

При ушибах возникают разрывы кровеносных сосудов с излиянием крови в окружающие ткани, вследствие чего место ушиба припухает и появляется боль. Первая помощь в этом случае — охлаждение места ушиба. На место ушиба накладывают лед или тряпку, смоченную водой. После охлаждения ушибленные участки тела необходимо забинтовать.

Наиболее опасны ушибы живота, сопровождающиеся сильными болями, а иногда обморочным состоянием. При обмороках необходимо срочно вызвать врача, предварительно, дать пострадавшему понюхать нашатырный спирт, а лицо обрызгать водой.

3.3 Технологический процесс смазки блок-крана водонагревателя.

перекрывается вентиль на водопроводе и газовый кран перед водонагревателем, снимается ручка блок-крана и кожух водонагревателя;

разбирается блок-кран, пробка и корпус крана очищаются мягкой ветошью от старой смазки и смазываются;

собирается блок-кран (пробка крана должна поворачиваться от легкого усилия руки);

открывается газовый кран перед водонагревателем, проверяется герметичность блок-крана с помощью мыльной эмульсии или прибором.

3.4 Контрольная опрессовка газопроводов.

После окончания предпусковых работ и устранения возможных неисправностей на газопроводах, газовом оборудовании, средствах измерений и регулирования по распоряжению руководителя работ по пуску газа должна быть проведена контрольная опрессовка газопроводов и газового оборудования. Контрольная опрессовка должна проводиться:

для внутренних газопроводов котельной и ГРП при давлении сжатого воздуха 0,01 МПа (1000 мм вод. ст.);

для наружных газопроводов при давлении сжатого воздуха 0,02 МПа (2000 мм вод. ст.).

Установка требуемого значения давления воздуха в газопроводах производится с помощью продувочных газопроводов.

Падение давления воздуха не должно превышать: для внутренних газопроводов котельной и ГРП60 мм вод. ст. за 1 ч, для наружных газопроводов10 мм вод. ст. за 1 ч.

В случае, если при контрольной опрессовке падение давления превышает допустимое значение, для обнаружения неплотностей производят секционирование газопровода установкой заглушек в местах расположения запорных устройств.

Заглушку, отделяющую действующий газопровод от подключаемого, удаляют в последнюю очередь, когда есть уверенность в полной готовности подключаемого газопровода.

3.5 Ответственность обслуживающего персонала за нарушение Правил и инструкций.

Законодательством РФ предусмотрено четыре вида ответственности работодателей и работников за нарушение требований трудового права, охраны труда и промышленной безопасности:

1. Дисциплинарная – за совершение работником дисциплинарного проступка

Дисциплинарный проступок – неисполнение или ненадлежащее исполнение работником по его вине возложенных на него трудовых обязанностей.

Трудовой кодекс предусматривает следующие дисциплинарные взыскания:

– замечание;

– выговор;

– увольнение по соответствующим основаниям.

2. Материальная – за нанесение материального ущерба в результате противоправного поведения (действий или бездействия).

Сторона трудового договора (работодатель или работник), причинившая ущерб другой стороне, возмещает этот ущерб в соответствии с Трудовым кодексом РФ и иными федеральными законами.

3. Административная – за совершение административных правонарушений в соответствии с Кодексом об административных правонарушениях РФ.

4. Уголовная – за деяния, содержащие все признаки преступления в соответствии с Уголовным кодексом РФ.

4.4 Места установки запорной арматуры на внутренних газопроводах котельной.

Запорная задвижка на отводе газопровода к котлу должна устанавливаться как можно ближе к газопроводу, разводящему газ по котельной, но не дальше чем на 1,5 м от него.

За запорной задвижкой должны быть предусмотрены приспособления, облегчающие установку заглушки (разжимные кронштейны).

За запорной задвижкой устанавливается регулирующий орган – поворотная заслонка (или седельный клапан), регулирующая количество газа, подаваемого к котлу.

Непосредственно перед каждой горелкой котла должна устанавливаться запорная арматура.

Вся арматура газопровода должна быть легко доступна для осмотра, ремонта и управления с пола помещения или со специальных площадок.

Арматуру на газопроводе устанавливать так, чтобы шток располагался вертикально вверх или, что менее желательно, вертикально вниз. Необходимо избегать установки арматуры с горизонтальным и наклонным расположением штока.

На каждой продувочной свече должны устанавливаться последовательно два запорных органа с установкой за ними краника диаметром 5 мм для отбора проб.

4.5 Способы обнаружения и ликвидации утечек газа.

Существуют следующие способы отыскания утечек газа:

• газоанализатором;

• обмыливанием;

• по запахам;

• по шуму;

• зимой по цвету снега, летом по цвету травы.

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

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

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

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

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

5.3 Порядок настройки ПКН и ПКВ.

Параметры настройки ПЗК определяются проектом и уточняются при пуско-наладочных работах.

В начале ПЗК настраивается на срабатывание по нижнему пределу давления газа (но не наоборот), в противном случае его не настроить.

Сначала приподнимаем рычаг с грузом, закрепляем его в приподнятом виде коленчатым рычагом, а молоток подвязываем проволокой или его просто придерживает другой слесарь.

Регулятором по манометру на выходе устанавливаем то низкое давление газа, при котором ПЗК должен будет сработать, т.е. перекрыть газ в случае аварийного снижения давления газа.

Отверткой, вращая вправо или влево регулировочный винт настройки малой пружины таким образом, чтобы коромысло вошло в зацепление с выступом на молотке (едва-едва) – теперь ПЗК настроен по нижнему пределу на срабатывание.

Настройка ПЗК на срабатывание по верхнему пределу:

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.

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.

После этого несколько раз прогоняем ПЗК на срабатывание по нижнему и верхнему пределу с помощью изменения давления в газопроводе.

5.4 Порядок допуска рабочих к обслуживанию газифицированных объектов.

Рабочие, занятые строительством, наладкой и эксплуатацией газопроводов, агрегатов, котлов и приборов, а также устройством и эксплуатацией вентиляционных и дымоходных каналов для отвода продуктов сгорания, до назначения на самостоятельную работу обязаны пройти обучение безопасным методам и приемам выполнения работ в газовом хозяйстве и сдать экзамен в установленном порядке.

Обучение работающих в газовом хозяйстве безопасным методам и приемам работ должно производиться в соответствии с Законом “Об образовании” и с требованиями ГОСТов.

Обучение безопасным методам и приемам работы в газовом хозяйстве рабочих, должно проводиться в установленном порядке в профессионально-технических училищах, в учебных центрах, учебно-курсовых комбинатах (пунктах), а также на курсах, специально создаваемых предприятиями по согласованию с местными органами государственного надзора.

Практические навыки при обучении газоопасным работам должны отрабатываться на учебных полигонах или в специально оборудованных учебных мастерских.

Первичная проверка знаний правил безопасности в газовом хозяйстве должна проводиться с участием инспектора государственного надзора.

О дате проведения проверки знаний местный орган газового надзора должен письменно уведомляться не позднее чем за 5 дней.

Повторная проверка знаний настоящих Правил руководителями и специалистами проводится через три года, инструкции рабочими гражданами – через 12 месяцев. Необходимость участия инспектора в повторной проверке знаний решается местным органом государственного надзора. О дате проведения экзаменов ответственные лица обязаны уведомить местный орган государственного надзора не позднее чем за 5 дней.

Результаты экзаменов оформляются протоколом с указанием вида работ, к которому допускается лицо, прошедшее проверку знаний. На основании протокола первичной проверки знаний обучающемуся выдается удостоверение за подписью председателя комиссии и инспектора государственного надзора. Сведения о сдаче последующих экзаменов заносятся в удостоверение за подписью председателя экзаменационной комиссии.

Каждый работающий перед допуском к самостоятельному выполнению газоопасных работ должен (после проверки знаний) пройти стажировку под наблюдением опытного работника в течение первых 10 рабочих смен.

Допуск к стажировке и самостоятельной работе работающих в газовом хозяйстве оформляется приказом по предприятию.

5.5 Назначение и величина остаточного давления в газовых баллонах.

При эксплуатации баллонов, по технике безопасности, запрещается полностью расходовать технический газ, который содержится в них. В емкости должно оставаться остаточное давление.

Остаточное давление в баллоне должно составлять не менее пол-атмосферы (0,05 МПа). Данного количества достаточно, чтобы при необходимости проверить струю на газоанализаторе и выяснить, какой газ содержался в баллоне. Это позволит избежать смешивания горючих газов с кислородом, ведь даже незначительные остатки метана, пропана, ацетилена, масла могут спровоцировать взрыв.

Остаточное давление – гарантия того, что баллон не наполнился посторонними жидкостями и веществами (например, воздухом, маслом, водой) в то время, когда он не использовался по прямому назначению.

Многие не знают, но при взаимодействии обычного моторного масла с кислородом может произойти взрыв. Кислородные баллоны без остаточного давления к заправке не принимаются, т. к. даже капля масла, попавшая внутрь баллона, может спровоцировать взрыв!

6.3 Первичный пуск газа в газовое оборудование ГРП.

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, инструменты.

1. Проводим внешний осмотр. Определяем положение всей арматуры.

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

3. Результат контрольной опрессовки записывают в наряд-допуск.

4. Убираем заглушку после общей задвижки. Первая и вторая по ходу газа задвижки на байпасе должны быть закрыты.

5. Приводим регулятор в закрытое положение, т.е. выворачиваем пружину пилота.

6. Открываем ПЗК. Молоток ПЗК привязываем к крышке.

7. Медленно открываем входную задвижку.

8. Медленно открываем общую задвижку, убеждаемся по манометрам на фильтре о наличии газа. Газ входного давления дошел до регулятора. Регулятор закрыт.

9. Открываем выходную задвижку, продувочную свечу в конце газопровода, куда подаём газ от ГРП. Открываем импульсные трубки регулятора и ПЗК. Медленно вворачиваем пружину пилота регулятора.

10. По манометру выходного давления выставляем рабочее давление. Идет продувка ГРП и выходного газопровода для вытеснения воздуха газом. Через некоторое время закрываем продувочную свечу. Окончание продувки определяем методом сжигания проб.

11. Обмыливаем мыльным раствором фланцевое соединение общей задвижки. Медленно открываем первую задвижку байпаса, продуваем левое плечо байпаса через свечу безопасности. Закрываем первую задвижку.

12. Открываем вторую задвижку байпаса, продуваем правое плечо байпаса через свечу безопасности. Закрываем вторую задвижку.

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

6.4 Правила выполнения газоопасных работ.

Газоопасные работы разрешается проводить только после выполнения всех подготовительных работ и мероприятий, предусмотренных нарядом-допуском и инструкциям по рабочим местам. Запрещается увеличивать объем работ, предусмотренных нарядом-допуска.

Выполнять газоопасных работы следует бригадой исполнителей в составе не менее двух человек. Члены бригады быть обеспечены соответствующими средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецобувью, инструментом, приспособлениями и вспомогательными материалами.

Перед началом газоопасных работ ответственный за их проведение опрашивает каждого исполнителя о самочувствии.

О готовности объекта исполнителей к проведению газоопасных работ должно быть сообщено службе техники безопасности. Без подтверждения возможности производства работ представителем указанной службы начало работ запрещается.

Входить в газоопасное место можно только с разрешения ответственного за проведение работ и в соответствующих средствах защиты, надетых за пределами опасной зоны.

Работа должна начинаться в присутствии ответственного за проведение работ и представителя службы техники безопасности. Необходимость их постоянного присутствия на месте работ или периодичность осуществления контроля определяется нарядом-допуском.

Работы, связанные с возможным выделением взрывоопасных продуктов, должны выполняться с применением инструментов и приспособлений, не дающих искр, в соответствующей спецодежде и спецобуви.

Для освещения необходимо применять переносные светильники напряжением не выше 12 В или аккумуляторные лампы, соответствующие по исполнению категории и группе взрывоопасной смеси.

Применение средств индивидуальной защиты органов дыхания и длительность работы в них должны отвечать требованиям стандартов и технических условий.

Срок единовременного пребывания работающего в шланговом противогазе определяется нарядом-допуском, но не должен превышать 30 мин.

6.5 Доврачебная помощь при отравлении и удушье газом.

При удушье и отравлении пострадавшего необходимо вывести из загазованного помещения на свежий воздух, освободить от всего, что может стеснять дыхание, и вызвать врача.

Если пострадавший в сознании, можно дать ему кофе или чай. Если тело холодное, надо делать растирание или согревать грелками. Если пострадавший потерял сознание, его следует уложить на ровное место, дать понюхать нашатырный спирт, брызгать водой.

Можно давать пострадавшему вдыхать через марлю кислород из кислородной подушки в течение 5 мин, затем после двух-трехминутного перерыва снова давать кислород.

При отсутствии у пострадавшего признаков дыхания следует вынести его на свежий воздух, быстро освободить рот от вставных челюстей (при наличии), затем от стесняющей одежды и сделать искусственное дыхание.

7.3 Кем, где и какие паспортные данные наносятся на газовом баллоне.

После 19 декабря 2022 г. завод выдает паспорт на КАЖДЫЙ баллон, связано это с тем, что завод получил сертификат соответствия ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГЛАМЕНТУ Таможенного союза «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением» (ТР ТС 032/2022). Поэтому все баллоны, выпускаемые после указанной даты подлежат паспортизации. Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект

1. Клеймо аттестующей организации (аттестация может находиться в различных местах), периодичность переосвидетельствования 1 раз в 5 лет.

2. Месяц, год пройденной аттестации и год до которого действует аттестация.

3. Клеймо завода изготовителя.

4. Порядковый номер баллона.

5. Месяц выпуска, год выпуска, аттестация завода изготовителя.

6. Рабочее давление баллона.

7. Проверочное давление баллона.

8. Объем баллона.

9. Клеймо ОТК завода изготовителя.

10. Масса баллона.

7.4 Основные правила прокладки надземных газопроводов.

Надземная прокладка газопроводов допускается: на участках переходов через естественные и искусственные преграды; по стенам зданий внутри жилых дворов и кварталов; для межпоселковых газопроводов, расположенных в районах распространения скальных, вечномерзлых грунтов, при наличии оползней, горных выработок, карстов и т.д., где при подземной прокладке по расчетам возможно образование провалов, трещин с напряжениями в газопроводах, превышающими допустимые.

Прокладка газопроводов на опорах по территории поселений, за исключением промышленных зон, не рекомендуется.

При проектировании надземного газопровода необходимо предусматривать технические решения, защищающие газопровод от наезда автотранспорта.

Расстояние по горизонтали (в свету) от газопроводов до дверных и оконных проемов зданий рекомендуется принимать не менее 0,5 м. Для газопроводов высокого давления следует предусматривать преимущественную прокладку по глухим стенам (или участкам стен) зданий.

5.13 Высоту от уровня земли до низа трубы (или изоляции) газопровода, прокладываемого на опорах, следует принимать в свету, не менее:

а) в непроезжей части территории, в местах прохода людей2,2 м;

б) в местах пересечения с автодорогами (от верха покрытия проезжей части) – 5 м;

в) в местах пересечения с трамвайными путями7,1 м от головки рельса;

г) в местах пересечения с контактной сетью троллейбуса (от верха покрытия проезжей части дороги) – 7,3 м.

На свободной территории в местах отсутствия проезда транспорта и прохода людей допускается прокладка газопровода на высоте не менее 0,35 м от поверхности земли до низа трубы (при ширине группы труб до 1,5 м) и не менее 0,5 м (при ширине группы труб более 1,5 м).

С целью уменьшения перемещений и снижения напряжений в газопроводе от температурных и других воздействий по трассе следует предусматривать, кроме промежуточных опор (скользящих, гибких, маятниковых и т.д.), неподвижные опоры на газопроводе и установку между ними компенсаторов (линзовых, сильфонных), а также самокомпенсацию за счет изменения направления трассы.

Расстояния в свету между надземными газопроводами и трубопроводами инженерных коммуникаций при их совместной прокладке следует принимать исходя из условий монтажа, осмотра и возможности ремонта.

Газопроводы, прокладываемые по мостам, должны выполняться из бесшовных труб и располагаться таким образом, чтобы исключалась возможность скопления газа в конструкциях моста.

7.5 Меры безопасности при работе в загазованном помещении.

– применять шланговый или кислородно-изолирующий противогаз;

– применять молотки и кувалды из цветного материала;

– светильники должны быть выполнены во взрывозащищенном исполнении;

– пользоваться обувью, не имеющей стальных подковок;

– застилать полы резиновыми ковриками;

– следить при установке баллонов, чтобы регулятор был плотно присоединен с клапаном, проверять отсутствие утечки газа из-под регулятора;

– производить пуск газа в систему после ее продувки;

– после окончания продувки проверить плотность соединения газопроводов, арматуры и приборов путем обмыливания.

8.3 Требования к сборке сварного соединения.

Трубы под сварку выбирают по внутренним диаметрам. В одну группу должны входить трубы, имеющие расхождение по внутреннему диаметру до 1 %, но не более 2 мм.

При сборке стыков трубопроводов должно быть обеспечено правильное зафиксированное взаимное расположение стыкуемых труб и деталей, а также свободный доступ к выполнению сварочных работ в последовательности, предусмотренной технологическим процессом.

Соосность труб в месте стыка проверяют линейкой, прикладываемой в 3—4 местах по окружности трубы. Максимально допустимое отклонение от соосности, измеряемое щупом, не должно превышать 1,5 мм на расстоянии 200 мм от стыка (рис. 52, а). Соосность трубы с отводом проверяют шаблоном (рис. 52, б).

Технология поиска утечки газа на подземном газопроводе - презентация, доклад, проект

Стык трубопровода собирают в условиях, надежно защищенных от ветра и попадания на стык атмосферных осадков и грязи. Торцы, скошенные кромки и прилегающие к ним участки поверхности трубы шириной 15—20 мм должны быть зачищены до металлического блеска механическим способом.

Трубы диаметром до 50 мм прихватываются в двух местах, на более же крупных диаметрах — не менее трёх прихваток.

Приварку выполняют с соблюдением требований, предъявляемых к сварке стыков трубопроводов из стали данной марки.

8.4 Устройство дымоотводящей соединительной трубы ВДГО.

Отвод продуктов сгорания от газовых приборов – удаление продуктов сгорания газа в атмосферу с целью предотвращения их распространения в помещениях. Из жилых домов, в которых пользуются газовыми приборами, предусматривают отвод смеси воздуха с продуктами сгорания во внешнюю среду: для газовых плитнепосредственно в помещение, а затем через вентиляционные каналы кухонь, для водонагревателейчерез специальные дымовые каналы.

Допускается присоединение к одному дымоходу двух газовых приборов, расположенных на одном или разных этажах, при условии ввода продуктов сгорания в дымоход на разных уровнях, не ближе 0,75 м один от другого, или на одном уровне с устройством в дымоходе рассечки высотой 0,75 м. При присоединении к дымоходу двух приборов проверяют, достаточна ли площадь сечения дымохода для пропуска уходящих газов, исходя из условия одновременного пользования приборами.

Дымоходы проектируют во внутренних капитальных стенах зданий. При необходимости устройства их в наружных стенах толщина стенки дымохода должна обеспечивать температуру продуктов сгорания на выходе из него не менее tP = 15 °С, где t P — температура точки росы.

Дымоходы должны быть вертикальным, без уступов, допустимое отклонение от вертикали – 8°, но не более 1 метра в сторону. Для отвода продуктов сгорания от ресторанных плит допускаются горизонтальные участки дымоходов общей длиной до 10 метров. Суммарная длина горизонтальных участков соединительной трубы во вновь строящихся зданияхне более 6 метров.

Дымоходы должны быть доступны для очистки. В соединительных трубах допускается не более трех поворотов, радиус которых должен быть не менее диаметра трубы. Ниже места присоединения дымоотводящей трубы от прибора к дымоходам должно быть предусмотрено устройство “кармана” с люком для чистки.

Расстояние от соединительной дымоотводящей трубы до несгораемых ограждений — не менее 5 см, до трудносгораемых потолков и стен — не менее 25 см; последнее может быть уменьшено до 10 см при условии обивки трудносгораемых ограждений кровельной сталью по листу асбеста толщиной 3 мм, при этом обивка должна выступать за габариты дымоотводящей трубы на 15 см с каждой стороны.

Дымовые трубы от газовых приборов в жилых домах выводят: на 25 см выше конька крышипри удалении их не более 1,5 м от конька крыши; на одном уровне с коньком крышипри удалении их на 1,5—3 м от конька крыши. При удалении труб более 3 м от конька крыши их выводят не ниже прямой, проведенной от конька вниз под углом 10° к горизонту. Во всех случаях высота трубы должна быть не менее 0,5 м над поверхностью крыши, а для домов с плоской крышей — не менее 2 м.

Если труба расположена вблизи высокого здания, то ее следует выводить выше прямой, проведенной от края крыши высокого здания вниз под углом 45 к горизонту в сторону меньшего здания.

Дымоходы защищают от попадания атмосферных осадков перекрытиями из кирпича с боковым отводом дымовых газов. Установка на дымоходы металлических зонтов и дефлекторов не допускается.

При расчете дымохода определяют площадь поперечных сечений его присоединений, трубы, а также разрежение перед газовыми аппаратами и приборами.

Площадью поперечного сечения предварительно задаются, принимая скорость уходящих продуктов сгорания 1,5—2 м/с. О достаточности принятых площадей сечений судят по разрежению перед прибором, которое должно быть не менее 2—3 Па.

8.5 Виды и сроки проведения инструктажей по охране труда.

Работники всех профессий (должностей), занятые эксплуатацией систем газораспределения, проходят инструктажи по охране труда в соответствии с действующими нормативными правовыми актами: вводный, первичный на рабочем месте, повторный, внеплановый, целевой.

Вводный инструктаж должен проводиться со всеми вновь принимаемыми на работу независимо от их образования, стажа работы по данной профессии или должности работниками, на которых приказом по организации возложены эти обязанности. О его проведении делают запись в журнале вводного инструктажа с обязательной подписью инструктируемого и инструктирующего.

Первичный инструктаж на рабочем месте должен проводиться с каждым работником, принятым на работу, перед допуском его к самостоятельной работе, а также при переводе работника из одного подразделения в другое или на новую для него работу. Все работники после первичного инструктажа на рабочем месте должны в течение первых 10 рабочих смен пройти стажировку под руководством работника, назначенного приказом по организации.

Повторный инструктаж должен проводиться со всеми работниками независимо от квалификации, образования, стажа, характера выполняемой работы не реже 1 раза в 6 мес. в объеме первичного инструктажа на рабочем месте.

Внеплановый инструктаж должен проводиться в следующих случаях:

при изменении технологического процесса, замене и модернизации оборудования, а также в тех случаях, когда существенно меняются условия труда;

при нарушениях работниками правил, норм и инструкций по безопасности труда, которые могут привести или привели к травме, аварии, взрыву или пожару, отравлению;

– при введении в действие новых нормативных актов по охране труда, а также изменений к ним;

по требованию органов надзора или руководителя организации.

Объем и содержание инструктажа определяются в каждом конкретном случае в зависимости от причин и обстоятельств, вызвавших необходимость его проведения.

Целевой инструктаж проводится с работниками перед производством работ, не свойственных их основным профессиям (должностям), в том числе разовых, и фиксируется в документах, разрешающих производство работ.

9.3 Порядок выполнения продувки газопроводов.

Газопроводы до пуска газа должны продуваться газом до вытеснения всего воздуха. При продувке газопровода газовоздушнаю смесь сбрасывают через самый отдаленный и высокорасположенный участок газопровода. Окончание продувки определяют путем анализа или сжигания отбираемых проб, при этом объемная доля кислорода в пробе газа не должно превышать 1 % по объему , а сгорание газа должно происходить спокойно, без хлопков.

При необходимости освобождения от газа газопроводы должны продуваться воздухом или инертным газом до полного вытеснения газа. Окончание продувки определяется путем анализа, при этом остаточная объемная доля газа в продуваемом воздухе не должна превышать 20 % от нижнего предела воспламеняемости. Во время продувки газопроводов газовоздушная смесь должна выпускаться в места, где исключена возможность попадания ее в здания, а также воспламенения от огня.

9.4 Изоляция газопроводов. Назначение, порядок нанесения.

Покрытие наружной поверхности газопровода специальными мастиками и оберточными материалами для защиты металла трубы от почвенной коррозии. Изоляция газопроводов — пассивная защита.

К изоляционным материалам предъявляются следующие требования: монолитность покрытия, водонепроницаемость, хорошее прилипание к металлу, химическая стойкость, механическая прочность, диэлектрические свойства.

Применяют битумно-полимерные, битумно-минеральные и битумно-резиновые мастики. В битумно-минеральных мастиках в качестве заполнителей используют хорошо измельченный доломит, доломитизированные или асфальтовые известняки; в битумно-резиновых — резиновую крошку, изготовленную из амортизированных покрышек; в битумно-полимерных — атактический полипропилен, порошкообразный полипропилен.

Для повышения пластичности и уменьшения хрупкости при отрицательных температурах в битумные мастики добавляют пластификаторы. В городах и населенных пунктах применяют защитные покрытия весьма усиленного типа, которые наносят на трубу только в заводских условиях.

Битумные покрытия весьма усиленного типа имеют следующую структуру: битумная грунтовка (толщина слоя 0,1—0,15 мм), битумная мастика (толщина слоя 2,5—3 мм), армирующая обертка (в 3 слоя), наружная обертка из бумаги. Общая толщина весьма усиленной изоляции не менее 9 мм. Перед нанесением изоляции трубу очищают стальными щетками до металлического блеска и протирают. После этого накладывают грунтовку, которая представляет собой нефтяной битум, разведенный в бензине в соотношении 1:2 или 1:3. После высыхания грунтовки на нее накладывают в несколько слоев горячую (160—180°С) битумную мастику исходя из требований, предъявляемых к изоляции.

В зависимости от числа нанесенных слоев мастики и усиливающих оберток различают следующие типы изоляционных покрытий: нормальную, усиленную и весьма усиленную.

В качестве изоляционных покрытий для газопроводов применяют пластмассовые пленочные материалы (ленты) с подклеивающим слоем. Поливинилхлоридные и полиэтиленовые ленты выпускают толщиной 0,3—0,4, шириной 400—500 мм и длиной 100—150 м, намотанные в рулоны. Трубы очищают, затем покрывают грунтовкой, представляющей собой клей, растворенный в бензине, после чего обертывают изоляционной лентой в несколько слоев и защитным покрытием из рулонного материала. Весьма усиленная изоляция состоит из 3 слоев ленты толщиной не менее 1,1 мм. Для обертки труб применяют специальные машины.

В качестве защитного покрытия используют также эмаль этиноль, состоящую из лака этиноль (примерно 2/3) и асбеста (1/3). Толщина покрытия – не менее 0,6 мм.

9.5 Устройство газового баллона.

Газовый баллон — сосуд под избыточным внутренним давлением для хранения газов, как сжатых, то есть остающихся в газообразном состоянии независимо от давления, так и сжиженных (превращающихся в жидкость при повышенном давлении).

К газам, хранящимся в сжатом виде при нормальной температуре относятся: кислород, воздух, водород, азот, метан, фтор, гелий и другие инертные газы.

Все остальные газы при повышении давления переходят в жидкое состояние и хранятся в баллонах в жидком виде без охлаждения. Например: хлор, аммиак, углекислый газ, закись азота, сжиженные углеводородные газы и другие.

Ацетилен при хранении требует особых условий (наличие адсорбента в баллоне).

Газовый баллон представляет собой металлическую ёмкость цилиндрической формы, состоящую из обечайки, дна и горловины. К горловине крепятся различные устройства — фланцы, штуцеры, вентили. Толщина стенок составляет, в среднем, 3—4 мм и более. Для изготовления баллонов высокого давления используют цельнотянутые (без сварных швов) стальные трубы, способные выдержать давление до 15 МПа (150 атм).

На космических аппаратах могут применяться баллоны высокого давления сферической формы.

Получают распространение баллоны из армированного стеклопластика для хранения сжиженных углеводородных газов.

Для механической защиты баллонов используются ободья, резиновые кольца.

Направление резьбы на вентилях кислородных баллонов и баллонов с горючими газами различается, чтобы исключить присоединение редуктора с остатками горючего газа к кислородному баллону и образования взрывоопасной смеси.

10.2 Назначение, устройство и требования к эксплуатации индивидуальных ГБУ.

Установки использования сжиженного газа бывают индивидуальные (одно- и двухбаллонные) и групповые баллонные.

Индивидуальные — предназначены для газоснабжения отдельных потребителей — индивидуальные строения, дачные домики и т. п. Бытовые газовые приборы могут соединяться с одним или двумя баллонами (одно- и двухбаллонная установка). В первом случае разрешается баллон с газом устанавливать непосредственно в кухне, а во втором — только в специальном ящике, у наружной стены дома. Подвальные и цокольные помещения газифицировать сжиженным газом не разрешается.

При газоснабжении потребителей от однобаллонных установок необходимо выполнять следующие требования:

– баллон должен быть легкодоступным для осмотра и прочно прикреплен к стене специальными хомутами;

– установка баллона против топки отопительной печи категорически запрещена;

– при установке одного баллона в жилом помещении вместимость его не должна превышать 50 л;

– устанавливают баллон не ближе 1 м от газовой плиты (или другого газового прибора) или 0,5 м, если предусматривается экранирование баллона;

– на баллонах, установленных в кухонных помещениях, следует применять регуляторы давления серии РДГ.

Для двухбаллонных установок при их монтаже, кроме общих требований, должны быть выполнены и дополнительные условия: шкаф для баллонов должен быть установлен не ближе 0,5 м от дверей и окон первого этажа и 3 м от окон и дверей подвальных, цокольных и других помещений, заглубленных в землю.

Шкаф для баллонов устанавливают на прочное несгораемое основание и крепят к стене дома специальными, скобами. Для вентиляции баллонов в нижней и верхней частях стенок ящика предусматривают вентиляционные щели.

10.4 План локализации и ликвидации аварийных ситуаций. Порядок проведения противоаварийных тренировок.

Любое предприятие, на котором используется газовое оборудование, должно разработать план ликвидации аварийных ситуаций. В нем указывается последовательность проведения мероприятий относительно предотвращения возникновения аварий, а также быстрая и качественная ликвидация их последствий.

Согласно ПЛАС аварийно-диспетчерская служба и прочие подразделения объектов газового хозяйства должны принимать извещения об утечках газа, повреждениях газового оборудования и находящихся в их владении газопроводов от всех абонентов, являющихся потребителями газа. Аварийные извещения принимаются круглосуточно.

Первоначальные мероприятия по предотвращению аварий:

снижение уровня давления газа в сети;

отключение от сети поврежденных участков газопровода;

– аварийное прекращение подачи газа установкам и агрегатам, работающим на газе;

вентиляция загазованных сооружений и помещений;

запрет пользования электроприборами, огнем и нагревательными приборами в загазованных зонах;

ограждение загазованных помещений, охрана зон от проникновения посторонних;

– при необходимости проведение эвакуации людей.

При проведении работ по ликвидации аварии аварийной бригадой АДС не требуется составление наряда-допуска.

АДС газового хозяйства раз в месяц анализирует все аварийные извещения, поступившие за прошлый месяц. Затем проводится анализ причин аварийных ситуаций, рассматриваются несчастные случаи. На основе этих данных корректируется план локализации и ликвидации аварий, разрабатываются дополнительные мероприятия по совершенствованию существующей системы газоснабжения, устраняются причины возникновения аварийных ситуаций.

По планам локализации и ликвидации аварий по каждой теме для каждой смены должны не реже 1 раза в 6 мес. проводиться тренировочные занятия с последующей оценкой действий персонала.

Тренировочные занятия должны проводиться в соответствии с требованиями ПТЭ.

Распределение обязанностей между оперативным персоналом при ликвидации аварии, переключениях, пуске и останове газового оборудования должно быть регламентировано местными инструкциями.

Тренировочные занятия по планам взаимодействия служб различных назначений должны проводиться не реже одного раза в год.

Проведенные тренировочные занятия должны регистрироваться в специальном журнале.

10.5 Техника безопасности при выполнении ремонтных работ в помещении ГРП.

Бригада, выполняющая работы по ремонту оборудования ГРП (ГРУ), должна состоять из трех и более человек. Численность бригады устанавливается руководством базы.

Работы по ремонту оборудования ГРП должны выполняться в дневное время. При недостаточном естественном освещении допускается применение переносного освещения во взрывозащищенном исполнении, например, аккумуляторных светильников шахтного типа.

Установленное на газопроводах оборудование (арматура, счетчики, фильтры и т. д.) перед вскрытием отключается задвижками. В тех случаях, когда задвижки не обеспечивают плотность закрытия, за ними должны устанавливаться заглушки с хвостовиками.

Ревизию оборудования необходимо производить в строгом соответствии с требованиями паспортов заводов-изготовителей. Планово-предупредительный осмотр оборудования и проверку его работы следует производить при действующем оборудовании.

Получив наряд на проведение планово-предупредительного осмотра или ремонта ГРП (ГРУ), руководитель работ обязан:

ознакомить бригаду с планом проведения работ;

обеспечить бригаду необходимым для производства работ инструментом, оборудованием, приборами, запасными частями и материалами;

– обеспечить рабочих средствами личной защиты, предварительно проверив их исправность;

предупредить о предстоящих работах потребителей газа.

11.2 Область применения и правила прокладки полиэтиленовых труб.

Газы, допускаемые для транспортирования в полиэтиленовых трубах – это природные газы (метан, этан, пропан, бутан и т. д.), а также газовоздушные смеси, не содержащие ароматических и хлорированных углеводородов.

Давление в полиэтиленовых трубах должно быть не более 3 кгс/см2 – для газопроводов на территории городов и других поселений, в том числе для реконструкции подземных стальных газопроводов; не более 6 кгс/см2 – для газопроводов между сельскими поселениями.

Не допускается прокладка газопроводов из полиэтиленовых труб:

– в районах с расчетной температурой наружного воздуха ниже минус 45 °С;

– на подрабатываемых и закарстованных площадках;

– в грунтах II типа просадочности (просадка от собственного веса более 5 см) на территории городов и сельских поселений;

– в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов на территории городов и сельских поселений из труб мерной длины;

– надземно, наземно, внутри зданий, а также в тоннелях, коллекторах и каналах;

– на участках вновь проектируемых переходов через искусственные и естественные преграды.

Допускается прокладка полиэтиленовых газопроводов на территории городов и сельских поселений, расположенных в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов, при условии применения длинномерных труб из полиэтилена средней плотности, соединяемых муфтами с закладными нагревателями.

11.3 Порядок выполнения обхода подземного газопровода.

осмотр трасс газопроводов и выявление утечек газа по внешним признакам (пожелтение растительности на трассе, бурые пятна на снегу, выделение пузырьков);

проверка на загазованность газоанализатором или газоискателем всех газовых колодцев и контрольных трубок, а также колодцев и камер других подземных коммуникаций, подвалов, шахт, коллекторов, подземных переходов, расположенных на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода;

очистка крышек газовых колодцев и коверов от снега, льда, загрязнений;

проверка сохранности, состояния настенных указателей и ориентиров газовых сооружений;

визуальная проверка состояния местности по трассе с целью выявления обрушений грунта или размыва трассы талыми и дождевыми водами;

контроль за выполнением условий производства строительных работ на расстоянии 15 м от трассы газопровода с целью предупреждения его повреждения;

выявление случаев строительства зданий и сооружений на расстоянии от газопровода, менее предусмотренного нормами.

11.4 Подготовка кромок трубы при газоэлектросварочных работах.

Нельзя сваривать трубы, кромки которых покрыты ржавчиной, маслом, краской или грязью, так как ухудшается устойчивость горения дуги, появляется пористость и понижается прочность сварного соединения.

Очищают кромки и концы труб от ржавчины, окислов и других загрязнений с наружной и внутренней сторон на ширину 15—20 мм от сварного стыка; при этом пользуются стальными щетками, шарошками, шлифовальными машинками и приспособлениями.

Кромки обезжиривают спиртом, ацетоном, бензином или уайт-спиритом.

Трубы толщиной до 3 мм сваривают без разделки кромок, у толстостенных труб кромки скашивают под углом 15—35°. Угол скоса проверяют шаблоном, а перпендикулярность — угольником.

Соосность труб проверяют линейкой длиной 400 мм. Допускаемый просвет между трубой и линейкой на расстоянии 200 мм от стыка для труб диаметром до 100 мм не более 1 мм, для труб большего диаметра — 2 мм.

Расстояние между швами должно быть не менее 200 мм.

11.5 Порядок оформления акта по форме Н-1.

В акте формы Н-1 указываются:

♦ дата и время несчастного случая;

♦ организация (работодатель), работником которой является (являлся) пострадавший;

♦ лица, проводившие расследование несчастного случая;

♦ сведения о пострадавшем;

♦ сведения о проведении инструктажей, обучения по охране труда и проверки знаний требований охраны труда;

♦ краткая характеристика места (объекта), где произошел несчастный случай;

♦ обстоятельства несчастного случая;

♦ причины несчастного случая;

♦ лица, допустившие нарушение требований охраны

труда;

♦ мероприятия по устранению причин несчастного

случая, сроки.

Акт формы Н-1 составляется комиссией, проводившей расследование несчастного случая на производстве, в двух экземплярах.

При групповом несчастном случае на производстве акт составляется на каждого пострадавшего отдельно.

При несчастном случае на производстве с застрахованным составляется дополнительный экземпляр акта о несчастном случае на производстве.

В случае установления факта грубой неосторожности застрахованного, содействовавшей возникновению или увеличению размера вреда, причиненного его здоровью, в акте указывается степень вины застрахованного в процентах, определенная комиссией по расследованию несчастного случая на производстве.

Второй экземпляр акта о несчастном случае вместе с материалами расследования хранится в течение 45 лет по месту работы пострадавшего на момент несчастного случая на производстве.

12.1 Требования к инструментам, применяемым при выполнении газоопасных работ.

При выполнении газоопасных работах необходимо использовать инструмент во взрывобезопасном исполнении. Ударные взрывобезопасные инструменты должны быть изготовлены из цветных металлов, или их сплавов (медь, алюминий, фосфорная бронза и т. д.).

Там, где невозможно использовать инструменты из цветных сплавов и металлов (ограничения по твердости, прочности и т. д.), применяют стальной омедненный инструмент. Инструменты для рубки металла и другие приспособления из неомеднённых сталей перед употреблением во взрывоопасных условиях густо смазывают солидолом или техническим вазелином. Применение электрических инструментов, дающих искрение (дрели и др.) в загазованной среде запрещается.

Обувь у лиц, выполняющих газоопасные работы в колодцах, помещениях ГРП (ГРПБ), ГРУ, не должна иметь стальных подковок и гвоздей.

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

12.2 Устройство продувочных газопроводов внутри котельных, цехов и ГРП.

На газопроводах производственных зданий (в том числе котельных), а также общественных и бытовых зданий производственного назначения предусматривают продувочные трубопроводы от наиболее удаленных от места ввода участков газопровода, а также от отводов к каждой газоиспользующей установке перед последним по ходу газа отключающим устройством.

Диаметр продувочного газопровода следует принимать не менее 20 мм.

Расстояние от концевых участков продувочных трубопроводов до заборных устройств приточной вентиляции должно быть не менее 3 м по вертикали.

После отключающего устройства на продувочном трубопроводе предусматривают штуцер с краном для отбора пробы, если для этого не может быть использован штуцер для присоединения запальника.

При расположении здания вне зоны молниезащиты необходимо предусматривать молниезащиту продувочных трубопроводов.

Продувочные газопроводы должны иметь, минимальное количество поворотов и выводиться вне здания на один метр выше карниза крыши. Выходной участок продувочного газопровода должен иметь такую конфигурацию, которая исключала бы возможность попадания в него атмосферных осадков, и располагаться в таком месте, в котором имеются условия, обеспечивающие хорошее рассеивание газа, выходящего из газопровода, и невозможность его попадания в котельную или соседние помещения.

Продувочные газопроводы от цеховых коллекторов и отводов к агрегатам могут объединяться в один общий продувочный газопровод, который выводится в атмосферу, если в этих газопроводах поддерживается примерно одинаковое давление газа.

12.3 Требования к автотранспорту для перевозки баллонов СУГ.

Автомашины комплектуются:

  • двумя знаками «ОПАСНОСТЬ»;
  • набором инструмента для мелкого ремонта а/м, асбестовое полотно или войлок;
  • двумя огнетушителями (порошковыми или углекислотными) емкость не менее один 2-ух и второй 6-и литров;
  • противооткатным упором – 1 шт.;
  • мигающие фонари – 2 шт. мигающие или постоянными оранжевого цвета;
  • медицинской аптечкой (специальной);
  • средства индивидуальной защиты (костюм х/б, ботинки кожаные, рукавицы х/б, фильтрующий противогаз марки БКФ);
  • две таблички об опасности груза (спереди и сзади);
  • лопата;
  • искрогаситель;
  • цепочка;
  • заземление переносное.

Стаж работы водителя, перевозящего СУГ должен быть не менее 3 лет, прошедший медицинское освидетельствование (медицинское освидетельствование проходят 1 раз в 5 лет).

Кроме документов, перечисленных в «Правилах дородного движения» водитель должен иметь при себе:

– маршрут перевозки;

– удостоверение газовика;

– свидетельство о допуске транспортного средства и перевозке СУГ;

– аварийная карточка с информацией об опасных грузах;

– в верхнем левом углу путевого листа красного цвета отметка – «опасный груз».

12.5 Назначение и порядок выдачи наряда-допуска.

Чтобы выполнять газоопасные работы, требуется наряд-допуск с инструкцией по мерам безопасности. Лица, которые могут выдавать наряды, определяются приказом по предприятию, осуществляющим эксплуатацию системы газоснабжения.

Если определенная бригада постоянно выполняет газоопасные работы в аналогичных условиях, наряд-допуск по каждому виду работ не обязателен. Каждое предприятие индивидуально разрабатывает перечень газоопасных работ, не требуемых руководства специалиста.

Лицо, ответственное за качественное выполнение газоопасных работ, получает наряд-допуск в соответствии с планом выполнения работ. Допуск на такие работы выдается заранее, чтобы можно было провести требуемую подготовку к работе.

В плане работ всегда указывается последовательность проведения работ; потребность в устройствах и механизмах, расположение работников, безопасность проведения работ. Также указываются лица, несущие ответственность за проведение всех газоопасных работ, за координацию работ и руководство по них.

Работы по локализации и ликвидации последствий авариймогут производиться без наряда-допуска до полного устранения угрозы жизни рабочих и повреждения ценностей.

13.3 Назначение, устройство и требования к эксплуатации групповых ГБУ.

Для газоснабжения жилых малоквартирных зданий, мелких коммунально-бытовых и промышленных предприятий можно использовать групповые баллонные установки (в состав их входит более двух баллонов), размещаемые в металлических шкафах.

Внимание: такие установки следует применять для газоснабжения только в исключительных случаях, когда невозможно устройство групповых резервуарных установок.

Согласно действующим правилам, суммарный объем баллонов в такой установке не должен превышать 600 л при расположении шкафа у глухой несгораемой стены жилых и общественных зданий и коммунально-бытовых предприятии и 1000 л при размещении шкафа в отрыве от здания. Для промышленных и коммунальных предприятий допускается устанавливать баллоны общим объемом 1000 и 1500 л у глухой несгораемой стены, с разрывом от зданий.

Возле одного общественного и коммунально-бытового здания разрешается ставить только одну групповую установку, возле жилого домане более трех групповых установок на расстоянии не менее 15 м одна от другой. Шкафы и баллоны следует устанавливать на фундаментах с отмосткой шириной не менее 0,5 м. Групповые баллонные установки должны размещаться в местах, имеющих удобный подъезд для автотранспорта.

Групповые баллонные установки снабжаются коллекторами высокого давления, регулятором давления газа или редуктором, общим отключающим устройством, показывающим манометром, сбросным предохранительным устройством (клапаном). Для бесперебойного снабжения потребителей газом обычно применяют одну установку с двумя параллельными рядами баллонов, подключаемых к одному регулятору давления.

Разрыв между установкой и зданием должен быть не менее:

– до здания I и II категории огнестойкости — 8 м;

– до здания III категории огнестойкости — 10 м;

– до здания IV и V категории огнестойкости — 12 м.

Расстояние групповых баллонных установок от общественных зданий вне зависимости от степени их огнестойкости должно быть не менее 25 м.

13.4 Устройство и эксплуатация дымоходов в жилых и общественных зданиях.

Смотреть 8.4.

14.1 Технологический процесс смазки кранов газовых плит.

1. Перекрывается кран на спуске перед плитой. Плиты, имеющие освещение духового шкафа, до начала работ должны быть отключены от электросети.

2. Выжигается газ через одну из горелок.

3. Снимается решетка рабочего стола и предохранительный щиток (или крышка стола).

4. Снимаются верхние горелки плиты.

5. Снимаются рабочие стол и распределительный щиток.

6. Отворачивается винт, закрепляющий стержень с пружинкой и пробкой в корпусе крана.

7. Вынимается пробка крана.

8. Корпус и пробка крана очищаются от старой смазки мягкой ветошью.

9. Пробка крана смазывается тонким слоем смазки.

10. Пробка вставляется в корпус и несколько раз поворачивается, а затем вынимается, и ее проходные отверстия освобождаются от смазки.

11. Вставляется пробка, пружина, стержень и застопоривается винтом.

12. В этой же последовательности смазываются остальные краны плиты.

13. Открывается кран перед плитой.

14. Проверяются на герметичность с помощью мыльной эмульсии или газоанализатора краны и места их соединения с коллектором.

15. Производится сборка плиты.

14.2 Обвязка печи газовоздухопроводами.

Газовоздухопроводы. Короба прямоугольного или круглого сечения, служащие для транспортирования воздуха и продуктов сгорания, называют газовоздухопроводами.

Воздухопроводы холодного воздуха соединяют заборные шахты (место всасывания холодного воздуха) с дутьевыми вентиляторами, а также — с воздухоподогревателями. Воздухопроводы горячего воздуха соединяют воздухоподогреватель с горелками котла.

Газопроводы транспортируют уходящие газы от котла к воздухоподогревателю и от него до дымососа для газомазутных котлов или от воздухоподогревателя через золоуловитель до дымососа.

Воздухопроводы изготовляют из листовой стали толщиной до 2,5 мм, а газопроводы из стали толщиной до 5 мм. Наружную поверхность газовоздухопроводов после воздухоподогревателей покрывают тепловой изоляцией.

Конфигурацию газовоздухопроводов выбирают таким образом, чтобы обеспечить минимальные сопротивления потоку воздуха или газа. С этой целью применяют плавные отводы и переходы. Жесткость стенок газовоздухопроводов усиливают привариваемыми к ним снаружи продольными и поперечными ребрами из полосовой и угловой стали.

Фланцевые соединения газовоздухопроводов уплотняют прокладками из листового или шнурового асбеста. Устанавливают газовоздухопроводы на кронштейнах или подвесках, конструкция которых не препятствует тепловым расширениям.

Для отключения и регулирования потока среды в трактах газовоздухопроводов используют специальные клапаны, соединяющиеся с коробами с помощью фланцев на болтах или на сварке и оборудованные приводными устройствами для открытия заслонок. На газопроводах устанавливают предохранительные взрывные клапаны для их защиты от разрушений при повышении давления газовой среды.

14.5 Требования безопасности при производстве работ по техническому обслуживанию ВДГО.

К работам по техническому обслуживанию ВДГО допускаются слесари, имеющие квалификацию не ниже второго разряда, а при наличии в составе ВДГО аппаратов с автоматическими устройствами – не ниже четвертого разряда действующей тарифной сетки, сдавшие экзамены на знание “Правил безопасности в газовом хозяйстве”, “Правил технической эксплуатации и требований безопасности труда в газовом хозяйстве РФ” в объеме требований настоящего руководящего документа и прошедшие инструктаж (в т. ч. о мерах пожарной безопасности) при выполнении работ. Каждый слесарь должен иметь удостоверение о допуске к проведению технического обслуживания ВДГО.

При обслуживании электрической части газового оборудования слесари должны пройти обучение по соответствующей программе и иметь группу по электробезопасности не ниже второй.

Слесарь, проводящий работы по техническому обслуживанию ВДГО в соответствии с “Типовыми отраслевыми нормами бесплатной выдачи специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты рабочих и служащих жилищно-коммунального хозяйства”, должен быть обеспечен бесплатной спецодеждой.

При работе на высоте должны применяться переносные лестницы и стремянки, имеющие устройства, исключающие возможность их самопроизвольного сдвига и опрокидывания.

Проведение работ по техническому обслуживанию ВДГО должно осуществляться при обеспечении вентиляции в помещении путем открытия форточек, фрамуг и др.

Осуществлять контроль герметичности газооборудования с применением открытого огня категорически запрещается.

При замене баллонов должны соблюдаться требования пункта 10.7 “Правил технической эксплуатации и требований безопасности труда в газовом хозяйстве РФ” и пункта 3.8.8 “Правил безопасности в газовом хозяйстве”.

Смазку кранов на внутридомовых газопроводах диаметром до 50 мм разрешается производить с применением приспособлений (инвентарных пробок), исключающих выход газа в помещение.

15.3 Требования к помещениям ГРП.

Газорегуляторные пункты, как правило, размещаются в отдельно стоящих зданиях или шкафах. Здание ГРП должно быть надземным, одноэтажным, из материалов I и II степени огнестойкости. Перекрытие здания делается из легких материалов. Пол в здании ГРП выполняют из несгораемых и не дающих искру материалов для того, чтобы не возникли искры при падении металлических предметов. Двери в здания ГРП должны открываться наружу. Помещение ГРП должно освещаться естественным светом (через окна) и искусственным (электрическим). Проводку электрического освещения выполняют во взрывобезопасном исполнении.

Вентиляция помещения ГРП должна быть естественной и обеспечивать трехкратный воздухообмен в 1 ч.

Приток свежего воздуха осуществляется через жалюзийную решетку, а вытяжкачерез регуляторный дефлектор в перекрытии помещения.

Помещение ГРП можно отапливать водяными или паровыми (низкое давление) системами от близлежащей котельной или от АГВ; расположенного в пристройке. При всех условиях отопление должно обеспечить температуру в помещении ГРП не ниже 5ºС.

Помещение ГРП оборудуют пожарным инвентарем (ящик с песком, огнетушители, кошма).

На вводе газопровода в ГРП и на выходном газопроводе устанавливают отключающие устройства на расстоянии не ближе 5 м и не далее 100 м.

С целью бесперебойного снабжения газом, в случае аварии при отключении оборудования или плановом ремонте на ГРП и ГРУ предусматривается обводной газопровод, который позволяет производить подачу газа.

15.4 Охранные зоны газораспределительных сетей.

Охранная зона газопровода – это территория с особыми опознавательными знаками, на всей площади которой вводятся ограничения, предусмотренные законодателем. Вне зависимости от того, кто является собственником земли, на которой располагается газопровод, в документы должны быть внесены сведения о наложении обременений.

Для газораспределительных сетей устанавливаются следующие охранные зоны:

а) вдоль трасс наружных газопроводов — 2 метра с каждой стороны газопровода;

б) вдоль трасс подземных газопроводов из полиэтиленовых труб при использовании медного провода для обозначения трассы газопровода — 3 метра от газопровода со стороны провода и 2 метра — с противоположной стороны;

в) вдоль трасс наружных газопроводов на вечномерзлых грунтах независимо от материала труб — 10 метров с каждой стороны газопровода;

г) вокруг отдельно стоящих газорегуляторных пунктов – 10 метров от границ этих объектов. (Для ГРП, пристроенных к зданиям, охранная зона не регламентируется);

е) вдоль трасс межпоселковых газопроводов, проходящих по лесам и древесно-кустарниковой растительности, — в виде просек шириной в 3 метра с каждой стороны газопровода. Для надземных участков газопроводов расстояние от деревьев до трубопровода должно быть не менее высоты деревьев.

На участках с охранной зоной не разрешается совершение следующих действий:

1. Строить объекты гражданского назначения и жилищной инфраструктуры.

2. Сносить и реконструировать объекты, которые расположены в данных зонах, без разрешения эксплуатационных организаций.

3. Наносить вред опознавательным знакам.

4. Устраивать склады и свалки.

5. Самовольно подключаться к сетям газа.

6. Разводить огонь.

7. Создавать дополнительные ограждения.

8. Создавать препятствия рабочим эксплуатационных организаций в доступе в зону.

9. Приставлять к опорам и наземным газопроводам лестницы и иные предметы.

10. Рыть погреб и обрабатывать почву в зоне различными удобрениями.

15.5 Газоопасные работы, выполняемые без наряда-допуска.

Повторяющиеся периодически газоопасные работы, выполняемые в подобных условиях, как правило, одним и тем же персоналом, могут осуществляться без каждовременного подписания наряда-допуска. В таком варианте работы на каждом предприятии необходимо утверждение главным инженером перечня газоопасных работ, в котором отмечаются работы, проходящие без каждовременного оформления наряда-допуска по подтвержденным для всех видов работ промышленным инструкциям, осуществляющим их безопасное проведение.

Применительно к персоналу газовых служб предприятий к таким работам относятся:

  • Циклический осмотр наружных газовых трубопроводов, ремонт, проверка и вентиляция газовых колодцев;
  • Тех. обслуживание газовых трубопроводов и газового оборудования с наличием газа в трубопроводе;
  • Тех. обслуживание запорной арматуры и компенсаторов, находящихся не в колодцах;
  • Работа на печном оборудовании – неотъемлемая часть газовых операций и производственного процесса в целом.

Все эти операции регистрируются в журнале учета работ.

Работы по локализации и ликвидации аварий осуществляются без подписанного наряда-допуска до ликвидации угрозы жизни людей и атмосферы и оборудования. По окончании устранения аварии работы по доведения газовых трубопроводов и газового оборудования в рабочее состояние должны осуществляться по наряду-допуску.

Оцените статью
Анемометры
Добавить комментарий

Adblock
detector