Выполнение газоопасных работ
Газоопасные работы должны выполняться под руководством специалиста или руководителя. Руководство указанными в виде исключения работами допускается поручать наиболее квалифицированному рабочему. Газоопасные работы должны выполняться бригадой в составе не менее двух рабочих.
На каждом предприятии должен быть разработан и утвержден перечень газоопасных работ, выполняемых без руководства специалистами и без оформления наряда-допуска по утвержденным для каждого вида работ производственным инструкциям и инструкциям по безопасным методам работ.
Ремонтные работы в колодцах, тоннелях, траншеях и котлованах глубиной более 1 м, в коллекторах и резервуарах должны проводиться бригадой не менее чем из трех рабочих.
На проведение газоопасных работ выдается наряд-допуск.
Лица, имеющие право выдачи нарядов, определяются приказом по предприятию газового хозяйства или предприятию, осуществляющему эксплуатацию системы газоснабжения собственной газовой службой. Эти лица назначаются из числа руководящих работников и специалистов, сдавших экзамены в соответствии с требованиями Правил.
Работы по локализации и ликвидации аварий проводятся без наряда-допуска до устранения прямой угрозы жизни людей и повреждения материальных ценностей. После устранения угрозы работы по приведению газопроводов и газооборудования в технически исправное состояние должны проводиться по наряду-допуску.
Наряды-допуски на газоопасные работы должны выдаваться заблаговременно для проведения необходимой подготовки к работе. В наряде-допуске указываются срок его действия, время начала и окончания работы. При невозможности окончить работу в установленный срок наряд-допуск на газоопасные работы подлежит продлению лицом, выдавшим его.
Перед началом газоопасной работы ответственный за ее проведение обязан проинструктировать всех рабочих о необходимых мерах безопасности. После этого каждый рабочий, получивший инструктаж, должен расписаться в наряде-допуске.
В процессе проведения газоопасной работы все распоряжения должны выдаваться лицом, ответственным за работу. Другие должностные лица и руководители, присутствующие при проведении работы, могут давать указания рабочим только через ответственного за проведение данной работы.
Газоопасные работы должны выполняться, как правило, в дневное время. Работы по локализации и ликвидации аварий выполняются в любое время в присутствии и под непосредственным руководством специалиста или руководителя.
При ремонтных работах в загазованной среде должны применяться инструменты из цветного металла, исключающего возможность искрообразования. Рабочая часть инструментов из черного металла должна обильно смазываться солидолом или другой смазкой. Применение в загазованной среде электрических инструментов, дающих искрение, запрещается.
Газопроводы при пуске газа должны продуваться газом до вытеснения всего воздуха. Окончание продувки определяется путем анализа или сжигания отбираемых проб. Объемная доля кислорода в пробе газа не должна превышать 1%, а сгорание газа должно происходить спокойно, без хлопков.
В колодцах и котлованах с неотключенным газопроводом разрешается одновременное нахождение не более двух человек, при этом работы должны выполняться ими в спасательных поясах, а в случае возможного выхода газа – в противогазах (рис. 9.5).
Рис. 9.5. Противогазы: а – шланговый самовсасывающий марки ПШ-1: 1 – сигнальная веревка; 2 – штырь; 3 – фильтр; 4 – шланг; 5 – муфта, 6 – шлем-маска; 7 – пояс; б – фильтрующий: 1 – шлем-маска; 2 –дыхательный клапан; 3 – гофрированная трубка; 4 – противогазовая коробка; в – изолирующий марки АС В-2:
На поверхности земли с наветренной стороны, а также у люка резервуара должны быть два человека, которые обязаны держать концы веревок от спасательных поясов рабочих, находящихся внутри перечисленных сооружений, вести непрерывное наблюдение за ними и воздухозаборными патрубками шланговых противогазов, не допускать к месту работы посторонних лиц.
При ремонтных работах на газопроводах и оборудовании в загазованных помещениях снаружи должен находиться человек, наблюдающий за работающими в помещении, который обязан также следить за тем, чтобы вблизи не было источников огня. Наружные двери загазованного помещения должны быть постоянно открыты.
Обеспеченность средствами индивидуальной защиты и исправность их определяются при выдаче наряда-допуска на газоопасные работы. При организации рабочего места руководитель работы обязан обеспечить возможность быстрого вывода рабочих из опасной зоны.
Каждый работающий по наряду-допуску должен иметь шланговый или изолирующий противогаз. Применение фильтрующих противогазов не допускается. Необходимость наличия противогазов у работников при выполнении ими работ на внутренних газопроводах определяется на рядом-допуском на эти работы.
Разрешение на пользование кислородно-изолирующим противогазом в каждом случае должен выдавать руководитель работ лицам, прошедшим медицинское освидетельствование и специальный инструктаж о правилах пользования таким противогазом.
Во время работ в кислородно-изолирующем противогазе необходимо следить, чтобы остаточное давление кислорода в баллоне противогаза обеспечивало возвращение работающего в нем от места производства работ в незагазованную зону. Продолжительность работы в противогазе без перерыва не должна превышать 30 мин. Время работы в кислородно-изолирующем противогазе следует записывать в паспорт противогаза.
Воздухозаборные патрубки шланговых противогазов при работе должны располагаться с наветренной стороны от места выделения газа и закрепляться. При отсутствии принудительной подачи воздуха вентилятором длина шланга не должна превышать 15 м. Шланг не должен иметь резких перегибов и чем-либо защемляться.
Спасательные пояса должны иметь наплечные ремни с кольцом со стороны спины на их пересечении для крепления веревки. Пояс должен подгоняться таким образом, чтобы кольца располагались не ниже лопаток. Применение поясов без наплечных ремней запрещается.
Главные причины утечки
К сожалению, эти приборы стали настолько привычными, обычными и, как правило, беспроблемными, что люди перестали видеть в них опасность. Расплатой за такое легкомыслие становится отравление, и это в лучшем случае. О худшем сценарии осведомлены все. Риск «освобождения топлива» существует всегда, иногда газу бывает достаточно даже небольшой лазейки, чтобы спровоцировать возникновение чрезвычайной ситуации.
В бытовых условиях используют 2 вида топлива. Это природный газ, поступающий по магистральному трубопроводу, и сжиженный, который хранится в баллонах. Если говорить о повышенной опасности, то ее представляют именно последние сосуды. Емкости эти, без всякого преувеличения, подобны пороховой бочке: они способны взорваться при некорректном хранении, из-за ошибок во время эксплуатации, при падении.
Главной причиной утечки считается кажущаяся «дружелюбность», обычность, обыденность приборов. Именно это приводит к небрежности хозяев, к игнорированию ими правил эксплуатации газовых плит. В возникновении утечки может быть виновата:
- самостоятельная установка газового оборудования в неправильно выбранном месте, без согласования с представителями газовых служб;
- незаконное подключение агрегатов лицами, не имеющими разрешения на подобный род деятельности;
- неизбежное стирание уплотнительных материалов, недостаточно хорошее качество резьбовых соединений;
- пламя, которое потухло при включенной конфорке из-за сквозняка, попадания воды или загрязнения;
- повреждение шлангов, соединяющих газовую плиту с магистралью;
- износ участков трубопровода, коррозионное разрушение труб;
- некачественно сделанные сварные швы, разрыв стыков;
- неплотное перекрытие газового вентиля;
- некорректная работа горелки.
Самая частая причина в этом списке банальна: это конфорка, которую или по невнимательности оставили работать при потухшем пламени, или просто не до конца закрыли. Постепенный износ, старение материалов — процессы естественные. Результатом этой «неизбежности» становится утечка из-за деформации труб, разрывов шлангов, из-за потери соединениями герметичности.
Обнаружение утечек газа
Техническое состояние наружных газопроводов и сооружений должно контролироваться периодическим обходом. При обходе надземных газопроводов должны выявляться утечки газа, повреждения отключающих устройств, нарушения крепления и провисание труб. Обход должен проводиться не реже 1 раза в три месяца.
Обход трасс подземных газопроводов должен производиться бригадой в составе не менее двух человек. Обход трасс газопроводов в незастроенной части города (поселка), а также вне проезжей части дорог при отсутствии в 15-метровой зоне от газопроводов колодцев, других подземных коммуникаций допускается производить одним рабочим.
Утечки газа на газопроводах должны устраняться в аварийном порядке. При обнаружении опасной концентрации газа в подвалах, подпольях зданий, коллекторах, подземных переходах, галереях газопроводы должны быть немедленно отключены. До устранения неплотностей эксплуатация их запрещается.
Для временного устранения утечек газа на наружных газопроводах разрешается накладывать бандаж, бинт с шамотной глиной или хомут при условии ежедневного их осмотра.
Своевременное отыскание газа в воздухе, быстрое и точное определение мест его утечки с целью немедленного устранения являются важнейшими предпосылками безопасности при работе с газами. Наиболее простой и доступный способ контроля за появлением газа в воздухе – определение по запаху.
Некоторые газы, например не подвергавшиеся тщательной очистке искусственные газы, особенно содержащие в большом количестве органические соединения серы и тяжелые углеводороды, обладают довольно сильным характерным запахом. Другие газы ощутимым запахом не обладают.
Для обнаружения утечек газа и наличия его в воздухе вводят сильно пахнущие вещества – одоранты. В качестве одоранта в настоящее время используют вещества, обладающие резким неприятным запахом. Одоризация газа производится на выходном трубопроводе из ГРС.
Газ, поступающий бытовым потребителям, должен быть одорирован, а поступающий на промышленные предприятия, может не подвергаться одоризации. Сигнальная норма концентрации газа в помещении должна составлять 1/5 нижнего предела взрываемости. Минимальное количество одоранта в газе должно быть таким, чтобы при сигнальной концентрации газа в помещении ощущался запах одоранта.
Существуют следующие способы отыскания утечек газа:
- • газоанализатором;
- • обмыливанием;
- • по запахам;
- • по шуму;
- • зимой по цвету снега, летом по цвету травы.
Наиболее часто используемый способ обнаружения утечек
в помещениях – обмыливание арматуры, сварных швов и швов труб.
В газовом хозяйстве содержание газа в воздухе проверяют с помощью переносных приборов-индикаторов, называемых также газоопределителями. Существует много типов и конструкций газоиндикаторов. В основу их действия положены различные физические или химические реакции, возникающие при появлении газа в контролируемом воздухе. Газоиндикаторы бывают диффузионные, электрические, оптические и калориметрические.
Обнаружение утечек газа из магистрального газопровода
Yefremenko A.S., lecturer for Building Production Department , Irkutsk State Technical University, tel.:89086409253. E-mail: ooosgs@mail.ru
УДК 621.1
ОБНАРУЖЕНИЕ УТЕЧЕК ГАЗА ИЗ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА
В. Р. Чупин, Д. И. Майзель
Предлагается методика оперативного обнаружения аварий, которая должна стать неотъемлемой составляющей системы автоматизированного диспетчерского управления газопроводом. Сущность методики заключается в сопоставлении расчетных и измеренных давлений. При замере расхода газа в начале газопровода предлагаемая методика позволяет определить место утечки газа и оценить отверстие, из которого выходит газ.
Ключевые слова: газопровод, утечка газа, измерение давления.
LOCATING GAS LEAKAGE POINTS ON THE GAS-MAIN PIPELINE
V.R. Chupin, D.I. Maizel
This paper offers a methodology of urgent damage location which should be an inherent component of the computer-aided dispatcher control of the gas pipeline..The main point of the methodology is the juxtaposition of calculated and transduced pressure values. While measuring the flow rate of gas at the origin of the gas pipeline, with the methodology offered it is possible to identify the place of gas leakage and estimate the hole that lets the gas to escape.
Key words: gas pipeline, gas leakage. pressure test.
Из анализа произошедших аварий на магистральных газопроводах (МГ) известно, что гильотинные разрывы происходят только на надземных участках. При консервативной оценке можно считать, что утечка в 95 % случаев представляет выброс через малое отверстие (диаметром не более 2,5 см) в стенке газопровода до тех пор, пока утечка не будет остановлена, в 5 % случаев происходит полный разрыв трубопровода (на весь диаметр) [1-3]. Поэтому задача оперативного и своевременного обнаружения утечки газа является актуальной.
В практике эксплуатации газопроводов имеют место следующие подходы к обнаружению утечек газа, основанные на измерении давления; определении баланса расходов (метод типа 1010GLD – ультразвуковой расходометрии); тепловизионном обследовании (с вертолета, в системе ГЛОНАСС и др.).
Как показал проведенный анализ, наиболее эффективным способом является объемно-балансовый метод, основанный на измерении газа в начале и в конце расчетного участка с помощью ультразвуковых расходомеров. Вместе с тем, данный подход требует установки высокоточных расходомеров в начале и конце каждого из линейных участков газопровода, что требует больших финансовых затрат. Метод тепловизионного обследования является перспективным, особенно в условиях космических технологий, которые сейчас успешно развиваются.
В данной работе предлагается развитие методики, основанной на измерении давления. Развитие заключается в сопоставлении фактических (измеренных) значений давления в каждой контрольной точке (в местах линейных кранов) с расчетными значениями, вычисленными на основании фактических (прогнозных) значений отборов газа у потребителей.
Расчетные значения давлений определяются в результате гидравлического расчета магистрального трубопровода. Гидравлический расчет следует производить по моделям установившегося и неустановившегося режимов движения газа. Преимущество моделей неустановившегося движения газа заключается в том, что можно отследить изменение давления на линейных кранах во времени. Сложности, которые возникают при этом, заключаются в определении участков, где именно образовались трещины или свищи. Преимущество моделей установившегося движения газа в простоте расчетов и определении мест повреждения. Недостаток заключается в следующем: чтобы зафиксировать сам установившийся режим движения газа после падения давления в каких-то точках газопровода, требуется некоторый промежуток времени.
Гидравлический расчет газопроводов среднего и высокого давлений по всей области турбулентного режима движения газа следует производить по формуле [3]
Р2 – Р
Г*. „л^25^
1 2 _ 1 Л 1 А-5
I
= 1,4 -10-
п ,vd — 1922 — d Q
у
(1)
где Р1 – абсолютное значение газа в начале газопровода, МПа; Р2 – то же в конце газопровода, МПа;
I, п, d, V, р, Q – длина в м, эквивалентная шероховатость, 0,01, диаметр в см, коэффициент кинематической вязкости, 14,3 10-6 м3/см, плотность газа, 0,73 кг/м3, расход газа, м3/ч
Падение давления в местах сопротивления (колена, тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения расчетной длины газопроводов на 5 – 10 %.
Давление в линейных кранах (в начале и в конце расчетных участков) можно вычислить по следующей формуле:
Р2 =
/ 0.25 –
п ____vd ^ Q2
Р2 -1 *1.4*10 5 — 1922— ^р . (2)
V d Q у
d 5
Если рассогласование расчетных и фактических значений давления находятся в пределах точности контрольно-измерительных приборов, модель считается адекватной существующему газопроводу – ни аварийных ситуаций, ни утечек газа нет. Если фактические (измеренные) давления находятся ниже расчетных, то это означает, что появился новый потребитель в виде свища, разлома или порыва газопровода. Очевидно, по всему трубопроводу, начиная от места утечки газа до его подачи в трубопровод, увеличится расход газа и, следовательно, увеличатся потери напора на каждом из этих участков. После места утечки газа потери напора по участкам сети останутся прежними, хотя давление во всех последующих узлах уменьшится на равную величину. На последнем участке, где потери напора будут больше расчетных, можно констатировать наличие утечки газа.
При разрыве газопровода, транспортирующего газ в пределах указанного давления, скорость истечения в начальный момент времени является звуковой, а в конечный момент времени равна расходу газа в трубе. Скорость распространения звука в МГ составляет величину порядка 450 м/с.
2
При появлении свища, в газопроводе возникает нестационарный режим течения газа. Продолжительность нестационарного режима определяется временем перехода от одного стационарного состояния к другому и связана со скоростью распространения волн изменения давления по длине газопровода. Волны изменения давления перемещаются со скоростью распространения звука в газе. Так, при длине газопровода 614 км время прохождения волны составит порядка 24 мин.
Таким образом, наблюдая за падением давления в сети, не трудно найти место утечки газа. При этом не обязательно дожидаться момента, когда установится режим течения газа. Достаточно того, чтобы появился участок, на котором потери напора не будут отличаться от потерь в расчетном режиме. При этом утечки будут наблюдаться на предыдущем участке, на котором потери напора будут больше, чем они были в расчетном режиме. Возможность обнаружить не значительные утечки газа будет полностью зависеть от точности измерительных приборов.
В системе автоматизированного диспетчерского управления в реальном режиме времени будет производиться гидравлический расчет при любом изменении потребления газа в точках его отбора. При этом оперативно должны сопоставляться фактические и расчетные значения давления по каждому секционному участку.
Если в начале магистрального газопровода установлен расходомер, то можно зафиксировать величину утечки Qу (как разницу в показании расходомера и фактического потребления газа по всему газопроводу, плюс нормативные потери газа).
Определив участок, на котором происходит утечка газа, можно определить расстояние от начала участка до места образования свища из следующих уравнений:
г
<
(
Р2 – *1.4*10-
п
— 1922-d
vd
Г
Q 2
у У
(2 Qy )2 d5
Р2 =
(
Р – (I – 4 )*14*10-
п л ^ „ У — 1922 — й <
У
<2 й5
р
(3)
Имеем два уравнения с двумя неизвестными: Рх, ,1х — давление в точке выхода газа из отверстия и длина участка от точки замера давления Р1 – до точки появления свища. Обозначим
(
1Х = 1.4*10-5
V
п Уй — 1922-
V й 2 2У
V ^ ^у У
(2 Шу )2 й5
р,
а-
= 1.4*10-5
(
п ____уй
— 1922— й <
й
5 Р,
(4)
и получим формулы для нахождения давления в месте образования свища и расстояние до этого свища:
Р =
1
Р2 * ах – Р1 * а2 1 * а1 * а2
I, =
Р12 – Р
а1 – а2
а.
(5)
5
При возникновении утечки из газопровода расход истечения газа определяется отношением атмосферного давления и давления в трубе. Так, если перепад давлений атмосферного воздуха рат и давления в газопроводе р удовлетворяет неравенству
Р
ат
Р
(
<
2
Л
У 1
У-1
то в начальный момент времени истечение газа происходит со звуковой скоростью. Здесь у = Ср/Су – отношение теплоемкостей, показатель адиабаты природного газа, равный 1,32. С учетом сказанного, расход газа, вытекающего из отверстия в трубопроводе, определяется по следующей формуле:
Q = ¡л*А *
Т * ^ 2 * у .
_*_*
М у -1
1-
у-1
С п ^ у
ат
Р
V у
(6)
где — расход в м/с; А – наибольший размер нераспространяющейся трещины в газопроводе, (м2), РаТ Р- давление атмосферное и в трубопроводе (Па); Т – температура в газопроводе (К);
R = 8314 – универсальная газовая постоянная (кг-м2/К-кмоль-с2); М – молярная масса 16,7 (кг/кмоль).
При этом наибольший размер не распространяющейся трещины в газопроводе рекомендуется оценивать по формуле:
А = 0,475 • г • t,
(7)
где г — радиус трубопровода (м), г – толщина стенки трубопровода (м). Для трубопровода диаметром р) 530 мм А = 0,475* 0,0065* 0,265 = 0,0008182 м2. При образовании отверстия большего размера не распространяющейся трещины происходит разрыв газопровода на полный диаметр (гильотинный разрыв).
В качестве примера взят газопровод АЛРОСА-ГАЗ, протяженностью 614 км и диаметром 530 мм. Данные по режиму работы газопровода соответствуют показаниям приборов учета 20 мая 2022 года. Фактический пьезометр в безаварийной ситуации показан на рис. 1 верхней ломаной линией. В случае появления утечки газа происходит падение давления от начального участка до места появления утечки газа. Фактический пьезометр в аварийной ситуации показан на рис. 1 нижней ломаной линией. Анализируя эти пьезометры, не трудно убедиться в том, что утечка газа произошла на участке 41-68, так как, начиная со следующего по потоку газа участка 68-97, верхний и нижний пьезометры идут параллельно, а это означает, что потери напора на последующих участках не изменились и расход газа остался прежним. Параметры аварийного участка следующие: I = 90 000 м, Р1 = 4,25 МПа, Р 2 = 4,20 МПа, Q Qy = 27856,4 м3/ч. Расходомер, установленный в начале магистрального газопровода, зафиксировал увеличение расхода на величину 5 000 м3/ч. Следовательно, величина утечки составляет 5 000 м3/ч. В данном случае значения а] = 0,236 10-5, а2 = 0,161 10~5.
Подставляя эти значения в формулы (5), получим Рх= 4,24 МПа, 1х=35974,6 м. Таким образом, не требуется обследовать весь участок газопровода длиной 90 км, а точно прибыть на 49 км для ликвидации аварии.
Зная Рх = 4,24 МПа, не трудно вычислить площадь отверстия в газопроводе по формуле (6)
А = 0,00237 м2.
Площадь этого отверстия будет больше величины 0,0008182 м2, следовательно, большая вероятность гильотинного разрыва газопровода в этом сечении. Поэтому необходимо срочно произвести отключение аварийного участка. В данном случае расход утечки газа, не приводящий к гильотинному разрыву, будет не более 1724,94 м3/ ч.
Можно такие расчеты провести заранее для всех режимов потребления газа и затем при появлении отклонений давления в газопроводе от расчетных значений найти подобные графики и определить место утечек газа в газопроводе. Представленные расчеты выполнены при условии, что в начале газопровода поддерживается постоянное давление, хотя это не принципиально. Давление может падать и в начале газопровода. Главное – определить участок, где расчетные потери напора совпадают с фактическими. Следовательно, утечка газа произошла на предыдущем участки по потоку движения газа.
На рис. 1, 2 показаны изменения давления при возникновении утечки газа в начальных и конечных участках газопровода. Из представленных графиков даже визуально видно, на каких участках произошла авария.
Рис. 2. Изменение давления в газопроводе при появлении свища на участке 453-454
Если нет расходомера в начале газопровода, то и в этом случае можно ориентировочно определить величину утечки газа расчетным способом. Для этого требуется построить циклическую модель газопровода и решить систему уравнений (8)
‘ Ах = )
<Вh = 0, Ъг = /(иг, хг), (8)
Рк )= < – ^К;
где первое и второе уравнения материального и энергетического балансов, третье – замыкающие соотношения типа (2). На рис. 3 представлена модель исследуемого аварийного участка газопровода. На рисунке штриховыми линиями показана фиктивная ветвь, моделирующая истечения газа из трубопровода.
Более подробно данная задача будет рассмотрена в следующих публикациях.
©
V
Q
Рис. 3. Циклическая модель расчетного участка газопровода
Таким образом, предлагается методика оперативного обнаружения аварий, которая должна стать неотъемлемой составляющей системы автоматизированного диспетчерского управления газопроводом.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Трубопроводный транспорт нефти и газа / Р.А. Алиев, [ и др.]. М. : Недра, 1988.
2. Трубопроводный транспорт нефти и газа / В.Д. Белоусов [ и др. ]. М. : Недра, 1978.
3. Галиуллин З.Т., Леонтьев Е.В. Интенсификация магистрального транспорта газа. М. : Недра, 1991.
СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОРАХ
Чупин Виктор Романович, доктор технических наук, профессор кафедры «Городское строительство и хозяйство», Иркутский государственный технический университет, тел: (3952) 40-51-45, e-mail: chupinVR@istu.irk.ru
Майзель Денис Игоревич, соискатель кафедры «Городское строительство и хозяйство», Иркутский государственный технический университет, тел: (3952) 40-52-67, e-mail: kaf_gsh@istu.edu
Chupin V.R., Doctor of Technical Sciences, professor, Civil Engineering and Services Department, Irkutsk State Technical University, tel.: (3952) 40-51-45, e-mail: chupinVR@istu.irk.ru
Maizel D.I., applicant to the Civil Engineering and Services Department, Irkutsk State Technical University, tel.: (3952) 40-52-67, e-mail: kaf_gsh@istu. edu
УДК 625.712
ТРАНСПОРТНЫЕ ПРОБЛЕМЫ МОНОГОРОДОВ НА ПРИМЕРЕ ГОРОДА
БАЙКАЛЬСК
М.И. Шаров
В статье рассмотрены транспортные проблемы моногородов. Показан результат транспортных обследований в г. Байкальске.
Ключевые слова: транспорт, мноногород, маршруты, матрица корреспонденции.
Г Ч
ф—-Ъ
X
Приемы устранения неполадок
Утечка газа может произойти на разных участках газопровода. От места повреждения зависят способы для ее устранения.
В случае выхода газа в местах резьбовых соединений следует:
- раскрутить соединение;
- удалить изношенную обмотку, уплотнительные и герметизирующие материалы;
- проверить состояние резьбы;
- если она в порядке, то заново загерметизировать соединение и установить уплотнители;
- собрать соединение и плотно затянуть во избежание выхода газа;
- проверить герметизацию с помощью мыльной пены.
При утечке из-за пришедших в негодность уплотнительных материалов:
- раскрутить соединение;
- удалить изношенные уплотнительные материалы;
- установить новые прокладки;
- собрать соединение и плотно его затянуть;
- проверить герметизацию мыльным раствором.
Если изношен газовый шланг, на нем есть заломы и трещины, необходима его полная замена.
Если все соединения в порядке и газовый шланг тоже в хорошем состоянии, то причина утечки может скрываться в более сложных неполадках:
- испорчена какая-то конфорка и требуется ее замена;
- неисправен вентиль на газовой трубе и требуется его замена;
- утечка происходит из-под ручки, которая регулируют подачу газа на конфорку. В этом случае надо снять ручку, удалить старую высохшую смазку, почистить, нанести новую и установить ручку конфорки на место;
- газ выходит под гайкой конфорки. Требуется аккуратно плотнее подкрутить гайку, стараясь не сорвать резьбу.
В этих случаях лучше обращаться за помощью к квалифицированным специалистам, у которых есть доступ для работы с газовым оборудованием.
Профилактические меры
Лучше экстремальные ситуации своевременно предотвращать, нежели искать потом информацию о том, как проверить утечку газа. Тем, у кого в доме или квартире установлено газовое оборудование, необходимо соблюдать несколько правил, которые совсем не сложны.
- Самостоятельный ремонт, любое «усовершенствование», а также замена газовых агрегатов запрещена, как и приглашение специалистов, чья квалификация является тайной.
- Газовые плиты необходимо использовать только по прямому назначению. Это не дополнительные обогревательные приборы и не сушилки для белья, продуктов (например, грибов, зелени).
- Покидая дом или квартиру, необходимо выключать все газовое оборудование, настоятельно рекомендуется перекрывать вентили, а также отключать от сети все бытовые электроприборы.
- Газовые шланги запрещено красить, потому что любое подобное покрытие способно привести к преждевременному образованию трещин. Такие дефектные изделия подлежат быстрой замене.
- Качественно организованная вентиляция — условие обязательное для создания идеального микроклимата в помещениях. Для газового оборудования необходимы частые проветривания комнат, регулярные проверки функционирования вентиляционных каналов.
Использование приборов с неисправностями запрещено, нельзя нарушать правила безопасной эксплуатации агрегатов. Устройства, функционирующие от газовых баллонов, предъявляют свой список требований. Заправляют сосуды только в специализированных пунктах.
Вопрос о том, как проверить утечку газа, важный, но не единственный, поскольку хозяевам оборудования, работающего на потенциально опасном топливе, лучше позаботиться о корректной эксплуатации прибора, не заниматься самостоятельным ремонтом, каким-либо «усовершенствованием» агрегатов.
Утечки и разливы сжиженного природного газа –
При хранении, перекачке и транспортировке сжиженного природного газа могут иметь место утечки либо случайные утечки из резервуаров, трубопроводов, шлангов и насосов на наземных установках и судах-газовозах. Кроме того, при хранении и перекачке СПГ возникает риск возгорания, а если СПГ находится под давлением – то и взрыва вследствие пожароопасности испаряющегося газа.
Для нейтрализации этих опасных факторов рекомендуется принимать следующие меры.
Следует обеспечить соответствие резервуаров для хранения СПГ и их компонентов (например, трубопроводов, клапанов и насосов) международным стандартам структурной целостности и эксплуатационных характеристик с целью предотвращения внезапных отказов, а также пожаров и взрывов при эксплуатации в нормальном режиме и во время стихийных бедствий. К применимым международным стандартам могут, в частности, относиться положения о предохранении от переполнения, вторичной защитной оболочке и обваловании, измерении и регулировании расхода газа, противопожарной защите (включая гасители пламени) и заземлении (для предотвращения образования электростатических зарядов).
Следует периодически проводить обследование резервуаров и их компонентов (например, крыши и запорной арматуры) на предмет структурной целостности и наличия коррозии, а также обеспечить их регулярное техническое обслуживание и замену оборудования (например, труб, запорной арматуры, соединительных узлов и клапанов). Существует несколько методов обследования резервуаров. Визуальное обследование позволяет обнаружить трещины и утечки в резервуарах. Радиографический или ультразвуковой метод контроля можно использовать для измерения толщины стенок и уточнения местоположения трещин. Гидростатические испытания позволяют выявить утечки, вызванные давлением, а сочетание электроиндуктивной дефектоскопии с ультразвуковым методом контроля можно использовать для выявления язвенной коррозии. При необходимости, для предотвращения или минимизации коррозии следует устанавливать систему катодной защиты.
Во избежание случайных утечек СПГ и для исключения риска возгорания либо взрыва работы по сливу-наливу (например, перекачку СПГ из газовозов на терминалы и наоборот) должны осуществляться надлежащим образом подготовленными работниками с соблюдением предварительно утвержденного порядка действий. Указанный порядок действий должен охватывать все аспекты работ по доставке или погрузке, с прибытия до отправления, подсоединение систем заземления, проверку правильности подсоединения и отсоединения шлангов, соблюдение работниками и посетителями запретов на курение и использование открытого огня.
К числу примеров надлежащей практики слива-налива СПГ относятся разработанные Обществом международных операторов газовозов и газовых терминалов (ОМОГТ) «Принципы обращения со сжиженным газом на судах и терминалах», 3-е издание (Liquefied Gas Handling Principles on Ships and in Terminals — 3rd edition, 2000, Society of International Gas Tanker and Terminal Operators Ltd — SIGTTO), и Раздел 33 Свода федеральных нормативных актов США, Часть 127 «Портовые объекты, осуществляющие работы по сливу, наливу и перекачке сжиженного природного газа и взрывоопасного сжиженного газа» (US Code of Federal Regulations (CFR) 33 CFR Part 127: Waterfront facilities handling liquefied natural gas and liquefied hazardous gas).
СПГ – это криогенная жидкость (–162°C [–259°F]), в жидком состоянии он не горюч. Однако при нагревании СПГ образуется отпарной газ (метан), и при определенных условиях в результате его утечки может образоваться облако из паров метана. Неконтролируемая утечка сжиженного газа может, при наличии источника воспламенения, привести к струйному горению или возгоранию разлитой жидкости, либо к образованию облака из паров метана, потенциально огнеопасному (вспышка облака газовоздушной смеси), при наличии источника воспламенения, как в ограниченном, так и в открытом объеме. Разлив СПГ непосредственно на теплую поверхность (например, на поверхность воды) может привести к резкому переходу из одного агрегатного состояния в другое, известному под названием «быстрого фазового перехода» (БФП).
Под воздействием какого-либо источника тепла в окружающей среде, например, воды, сжиженный природный газ интенсивно испаряется: из одного кубического метра жидкости образуется примерно 600 стандартных кубических метров природного газа.
При морских перевозках СПГ потенциально серьезным фактором риска с точки зрения техники безопасности и экологии является «быстрый фазовый переход» (БФП), который может произойти при особо интенсивном аварийном проливе СПГ на поверхность воды. Перенос тепла от воды к пролитому СПГ приводит к моментальному переходу СПГ из жидкого состояния в газообразное. Высвобождение в процессе БФП большого количества энергии может вызвать физический взрыв, не сопровождающийся горением или химической реакцией. Потенциальная опасность быстрых фазовых переходов может быть высокой, но, как правило, опасная зона ограничена районом разлива.
В целях предотвращения аварийных разливов СПГ и устранения их последствий рекомендуется принимать следующие меры:
- Провести оценку риска разлива для объектов и сопутствующих операций по транспортировке / перевозке.
- Разработать официальный план мероприятий по предотвращению и ликвидации аварийных разливов, учитывающий основные модели и масштабы разливов. План должен быть подкреплен наличием еобходимых ресурсов и подготовленного персонала. Следует обеспечить наличие и удобное размещение специального оборудования, необходимого для ликвидации любых разливов, в том числе и небольших.
- Разработку плана мероприятий по предотвращению и ликвидации аварийных разливов следует координировать с компетентными местными регулирующими органами.
- Объекты следует оснащать системой раннего обнаружения утечек газа, предназначенной для выявления утечки газа и облегчения поиска источника выброса в целях быстрой активации САО её оператором и, таким образом, сведения случаев выброса газа к минимуму.
- Следует установить систему аварийного отключения и обнаружения газовой опасности (САО/ОГО), позволяющую запустить процедуру автоматического прекращения перекачки СПГ в случае его серьезной утечки.
- Применительно к сливо-наливным операциям на морских судах и терминалах порядок предотвращения аварийных разливов при погрузке и разгрузке танкеров необходимо разрабатывать в соответствии с применимыми международными стандартами и указаниями, непосредственно касающимися вопросов заблаговременной установки связи с конечным пунктом поставки газа и совместного перспективного планирования.
- Принять меры к тому, чтобы конструкция наземных резервуаров СПГ предусматривала наличие надлежащей вторичной защитной оболочки (например, сварная внутренняя оболочка резервуара из стали с высоким содержанием никеля, а внешняя — из железобетона; однокорпусный резервуар с внешним поддоном, двухоболочечный полностью закрытый резервуар) на случай внезапного выброса.
- Предприятиям следует производить профилирование грунта, дренирование либо обвалование площадок для испарения, переработки или перевалки СПГ, обеспечивая возможность удержания максимального совокупного количества СПГ или иной горючей жидкости, которое может быть сброшено из одного перепускного трубопровода за 10 минут.
- Материалы для труб и оборудования, которые могут подвергаться воздействию сверхнизких температур,следует подбирать исходя из международных стандартов проектирования.
- В случае выброса газа следует обеспечить возможность его безопасного рассеивания, для чего обеспечить максимально эффективную вентиляцию участка, где произошел выброс, и свести к минимуму возможность накопления газа в закрытых или частично закрытых помещениях. В случае разлива СПГ ему следует дать возможность испариться, по возможности, понижая интенсивность испарения, например, за счет его покрытия расширяющейся пеной.
- Проектировать систему сбора стоков на объекте таким образом, чтобы обеспечить сбор продуктов аварийных утечек опасных веществ и, таким образом, уменьшить риск пожара, взрыва или поступления в окружающую среду. Конструкцию дренажной системы для сбора продуктов разливов СПГ (состоящей из желобов и отстойников) следует оптимизировать с целью понижения интенсивности испарения для ограничения общей площади рассеивания паров.
Источник: Руководство по охране окружающей среды, здоровья и труда для работ по производству, транспортировке и регазификации сжиженного природного газа (СПГ) (Международная финансовая корпорация IFC, группа Всемирного банка, 2007)
