Учебное пособие (Для слушателей Открытого института охраны труда, промышленной безопасности и экологии) Москва 2007 год
Вид материала | Учебное пособие |
- Учебное пособие (для слушателей факультета охраны труда) И. А. Арнаутова, 379.64kb.
- Открытое акционерное общество "российские железные дороги", 434.74kb.
- Учебное пособие (для слушателей факультета охраны труда и студентов, изучающих эргономику, 2607.01kb.
- Приказ з03. 12. 2007 n 287 Зарегистрирован в Министерстве юстиции Украины 26 декабря, 612.04kb.
- Министерство образования и науки рк северо-Казахстанский Государственный университет, 382.65kb.
- Учебное пособие для студентов старших курсов и слушателей магистратуры Москва 2011, 5795.84kb.
- Контроль охраны труда и соблюдения требований промышленной безопасности Инструкции, 53.91kb.
- Ю. А. Александров Основы радиационной экологии Учебное пособие, 5090.11kb.
- Ероприятиями в области охраны труда, пожарной и промышленной безопасности, расскажем, 791.45kb.
- Охраны труда, техники безопасности, промышленной санитарии, 28.81kb.
Испытание на прочность и плотность. Перед испытанием смонтированных наружных (подземных и надземных) газопроводов на прочность и плотность выполняют их продувку с целью очистки внутренней полости от окалины, влаги, засорений. Способ продувки определяется проектом производства работ. Полости внутренних газопроводов и газопроводов ГРП (ГРУ) перед монтажом очищают. Для очистки используют «ерши», «куклы» различной конструкции и др.
Испытания на прочность и плотность газопроводов производит строительно-монтажная организация в присутствии представителей заказчика и предприятия газового хозяйства. Об этом делаются соответствующие записи в строительных паспортах объектов.
Максимальная длина отдельных участков газопроводов, подвергаемых испытанию на прочность и плотность, должна быть при диаметре до 200 мм - 12 км, более 200 до 400 мм - 6 км.
Для пневматических испытаний газопроводов применяют манометры: жидкостные U-образные с водяным заполнением -при давлении до 0,01 МПа; U-образные с ртутным заполнением, или пружинные при давлении свыше 0,01 МПа и д.р.;
Испытания наружных газопроводов на прочность и плотность, а также вводов и ГРП (ГРУ) выполняют после установки отключающей арматуры, оборудования и средств измерения. Если установленная на газопроводе арматура, оборудование и приборы не рассчитаны на испытательное давление, вместо них на период испытаний устанавливают катушки, заглушки или пробки. Испытания внутренних газопроводов на прочность производят при отключенном оборудовании, если это оборудование не рассчитано на испытательное давление. Допускается проведение испытания на прочность отдельных участков внутреннего газопровода.
Плотность газопровода в местах присоединения к нему газовых горелок проверяет наладочная или эксплуатационная организация с помощью обмыливания этих мест при розжиге агрегатов под рабочим давлением газа. При пневматических испытаниях на прочность газопроводов осмотр и проверку соединений с помощью мыльной эмульсии проводят только после снижения давления до норм, установленных для испытания на плотность.
Дефекты, обнаруженные в процессе испытаний газопроводов на прочность и плотность, допускается устранять только после снижения давления до атмосферного.
Участки газопроводов на переходах через водные преграды, а также под автомобильными, железнодорожными и трамвайными путями испытывают в три стадии: на прочность - после сварки перехода или его части до укладки на место; на плотность воздухом - после укладки на место и полного монтажа и засыпки всего перехода; на плотность воздухом — при окончательном испытании всего газопровода.
Подземные газопроводы испытывают на прочность после монтажа их в траншее и присыпки на высоту 200-250 мм над верхней образующей трубы. Испытание подземных газопроводов на плотность производят после засыпки их на глубину до проектных отметок.
После наполнения воздухом газопроводы до начала испытаний выдерживают под испытательным давлением до выравнивания температуры воздуха в газопроводе и грунта. Минимальное время выдержки зависит от диаметра условного прохода газопровода: до 300 мм - 6 ч, 300 + 500 мм - 12 ч, более 500 мм - 24 ч.
Газопровод считается выдержавшим испытание, если фактическое падение давления за время испытаний не превышает требуемого значения.
Испытание на плотность надземных газопроводов производится после устранения всех дефектов, обнаруженных при испытании на прочность. После подъема давления в газопроводе до испытательного и выдержки в течение 30 мин, не снижая давления, производят внешний осмотр и проверку мыльной эмульсией всех сварных, резьбовых и фланцевых соединений и сальников на герметичность. При отсутствии утечек и видимого падения давления по манометру газопровод считается выдержавшим испытание.
Испытание внутренних газопроводов на плотность производят после выравнивания температур воздуха внутри газопровода и окружающей среды. Продолжительность испытаний внутреннего газопровода среднего и высокого давления - не менее 1 ч. При этом газопровод считается выдержавшим испытание на плотность, если допустимое падение давления в течение этого времени не превысит требуемого значения.
Приемка газопроводов в эксплуатацию. Газопроводы, ГРП, газовое оборудование объектов, использующих газовое топливо, после окончания монтажа или капитального ремонта принимаются в эксплуатацию приемочной комиссией.
Приемочную комиссию созывает заказчик. В состав ее входят представители заказчика, строительно-монтажной организации, производственного управления газового хозяйства (организации, выполняющей его функции), а также представители местного органа газового надзора. При наличии на предприятии особо сложного оборудования по требованию комиссии заказчик привлекает для участия в приемке специализированную организацию.
При сдаче в эксплуатацию законченных строительных объектов строительно-монтажная организация представляет рабочей комиссии следующую документацию:
- комплект рабочих чертежей с подписями лиц, ответственных за производство строительно-монтажных работ и свидетельствующих о соответствии выполненных работ этим чертежам или внесенным в них изменениям;
- паспорта на оборудование и арматуру диаметром более 100 мм;
- строительные паспорта на подземный и надземный газопроводы, ввод газопровода низкого давления диаметром до 100 мм, ГРП, внутридомовой газопровод, групповую резервуарную установку;
- схему сварных стыков подземных газопроводов и заключение о качестве сварных стыков;
- акт приемки подводного перехода;
- акт приемки строительно-монтажных работ по устройству электрозащитных установок;
- акты приемки в эксплуатацию ГРП и электрозащитной установки;
- акт проверки исправности и очистки дымоходов и боровов от завалов, золы и сажи, а также исправность отопительных и отопительно-варочных печей.
План и профиль подземных газопроводов представляет заказчик в трех экземплярах (один из них - на кальке). Исполнительные чертежи и профили допускается не представлять при приемке газопроводов длиной до 100 м, проходящих во владениях заказчика газопроводов и проложенных в сельской местности со спокойным рельефом, где отсутствуют подземные коммуникации, а также газопроводов, построенных по проекту, не содержащему чертежей профиля газопровода. В этих случаях на плане в начальной, конечной и характерных точках указываются отметка поверхности земли и глубина залегания газопровода.
Приемочная комиссия одновременно с проверкой исполнительно-технической документации проводит наружный осмотр надземных и внутренних газопроводов и сооружений на них. На подземных газопроводах наружному осмотру подлежат все сооружения, выходящие на поверхность земли (колодцы, коверы, устройства защиты от коррозии и др.).
Комиссии предоставляется право проверить любые участки газопроводов и качество сварки стыков просвечиванием их или вырезкой для механических испытаний, а также произвести повторное испытание газопроводов.
При приемке газовых сетей проверяют соответствие проекту и требованиям строительных норм и правил: выполненных работ, материалов и оборудования; уклонов надземных газопроводов; качества устройства колодцев и других сооружений, а также монтажа запорных устройств и компенсаторов; всех запорных устройств и их действие; устройств по защите газопроводов от электрокоррозии и их действие; качества монтажа опор надземных газопроводов, стоек, кронштейнов, а также площадок и лестниц; качества окраски и теплоизоляции надземных газопроводов и окраски металлоконструкций.
При приемке ГРП проверяют соответствие проекту и требованиям строительных норм и правил: выполненных работ, применяемых материалов и оборудования; монтажа газопроводов, оборудования и средств измерения, а также прочность их креплений; комплектности системы регулирования (запорных устройств регуляторов давления, ПЗК и других предохранительных устройств, средств измерения и т.п.); Вспомогательного оборудования и устройств вентиляции, электроснабжения, отопления, связи, телеуправления и т.д.
По результатам приемки законченные строительные объекты оформляются приемочной комиссией актами приемки в эксплуатацию по установленным формам.
2.5. Обслуживание и ремонт газопроводов
Предприятия газового хозяйства должны иметь паспорт и комплект эксплуатационной документации, дающей характеристику каждого газопровода и сооружений на нем (диаметр, тип изоляции, средства электрозащиты, точное местоположение, техническое состояние и др.). Для ведения и хранения эксплуатационной документации назначаются ответственные лица из ИТР предприятия газового хозяйства. В паспорт газопровода необходимо систематически заносить все виды проводимых работ (капитальный и текущий ремонт, буровой и шурфовой осмотры либо приборный метод контроля электрозащиты).
При эксплуатации газопроводов осуществляют техническое обслуживание, плановые ремонты (текущий и капитальный) и аварийно-восстановительные работы.
Техническое обслуживание. В состав работ по техническому обслуживанию газопроводов входят: наблюдение за состоянием наружных газопроводов и сооружений на них, включая средства электрозащиты, а также устранение мелких неисправностей, возникающих в процессе их эксплуатации; периодическая проверка состояния газопроводов и их изоляции опрессовкой, приборным методом или методом бурового осмотра; измерение давления газа в газопроводах и электрических потенциалов на них.
Наблюдение за состоянием наружных газопроводов и сооружений на них производится во время систематических обходов трасс газопроводов. Обход трасс в городах и других населенных пунктах и другие работы по техническому обслуживанию газопроводов осуществляются в сроки, указанные в табл. 2.6.
Трассу подземных газопроводов обходит бригада слесарей в составе не менее двух человек. За каждой бригадой должны быть закреплены определенные участки трасс с прилегающими к ним вводами, разделенные для удобства обслуживания на маршруты. Для обслуживания подземных газопроводов составляются и выдаются на руки обходчикам маршрутные карты, в которых указываются схемы газопроводов, а также колодцы и подвалы зданий, расположенных в 15-метровой зоне газопровода.
При обходе трасс газопроводов выполняют следующие работы: проверяют на загазованность колодцы, контрольные трубки, установленные на газопроводах, другие сооружения, расположенные на расстоянии до 15 м в обе стороны от оси газопроводов, колодцы других подземных коммуникаций (телефонных, водопроводных, теплофикации и др.), коллекторы, подвалы зданий и др.; выявляют утечки газа по внешним признакам (пожелтение растительности на трассе газопровода, бурые пятна на снегу, выделение пузырьков газа и т.п.); наблюдают за сохранностью и состоянием коверов и настенных указателей, очищают их от снега, льда, грязи и т.п.; следят за дорожными и другими строительными работами, производимыми вблизи трассы газопровода, с целью предупреждения возможности повреждения газопровода, застройки трассы газопровода, складирования на ней материалов и т.д.
Наличие газа в подвалах, колодцах, коллекторах, камерах, контрольных трубках и других сооружениях определяют специальными приборами — газоанализаторами. Для контрольной проверки наличия газа в колодцах и других сооружениях в случае необходимости берут пробу воздуха.
Результаты проверки состояния трасс газопровода и сооружений после каждого обхода слесарь записывает в журнал обхода трасс. По результатам записей обходчиков мастер принимает необходимые меры по обеспечению безопасной эксплуатации газопровода. Мастер проверяет работу каждого слесаря по обслуживанию газопроводов, проходя по его трассе и сравнивая ее состояние с данными обходчика. Результаты проверки он заносит и журнал обхода трасс газопровода.
В целях защиты газопровода от возможных повреждений представитель предприятия газового хозяйства из числа ИТР выдаст организации, производящей земляные работы, письменное уведомление установленной формы о порядке производства работ вблизи газопроводов, сооружений и коммуникаций для защиты их от механических повреждений с указанием мер предосторожности и эскиз с привязками и указанием глубины заложения газопровода. При наличии на подземном газопроводе установок электрической защиты аналогичное уведомление выдается с цепью сохранности этих установок. Такие уведомления выдают службы, эксплуатирующие эти установки и сооружения.
Организация, производящая земляные работы вблизи газопроводов, представляет предприятию газового хозяйства проект производства работ.
При производстве земляных работ на трассах действующих газопроводов другими организациями предприятия газового хозяйства обеспечивают присутствие на трассе своего представителя вплоть до вскрытия газопровода с целью контроля за его сохранностью. Все работы по рытью траншей и котлованов, производимые вблизи газопроводов, фиксируются в журнале производства земляных работ на трассах действующих газопроводов.
На места вскрытия газопроводов при строительстве или ремонте других сооружений выполняются эскизы, прилагаемые к технической документации на данный газопровод.
Представитель предприятия газового хозяйства может разрешить засыпку вскрытого газопровода только после проверки технического состояния газопровода в постели. При этом засыпку до отметки 0,2 м выше верха трубы производят песком с тщательным его трамбованием и подбивкой пазух.
Вскрытие газопровода используется для его осмотра и оценки технического состояния. Результаты осмотра заносятся в паспорт газопровода.
Подземные стальные газопроводы всех давлений в процессе эксплуатации подвергаются периодической проверке с целью определения их плотности и состояния изоляции. Без вскрытия грунта такую проверку можно выполнять приборами, позволяющими с достаточной точностью выявлять утечки газа и места повреждений изоляции. Графики проверки утверждает руководитель предприятия газового хозяйства. Они должны проводиться не реже одного раза в пять лет.
Методом бурового осмотра плотность газопроводов проверяют преимущественно в летний период. При этом вдоль трассы газопровода бурят скважины и определяют наличие в них газа. На распределительных газопроводах скважины предусматривают у стыков на расстоянии 0,3 - 0,5 м от стенки трубы; дно скважины должно располагаться на 0,2 - 0,3 м выше верха трубы. В зимнее время глубина скважины должна быть не менее глубины промерзания грунта. На дворовых и квартальных разводках, а также при отсутствии схемы расположения стыков распределительного газопровода скважины бурят через каждые 2 м.
Результаты проверки плотности газопровода заносят в его паспорт. Они учитываются при назначении видов и сроков ремонта газопровода, а также при определении его пригодности к дальнейшей эксплуатации.
Если при проверке технического состояния газопровода обнаружены дефекты (неудовлетворительное состояние изоляции, коррозионные повреждения), разрабатывают мероприятия по предотвращению дальнейшего разрушения и устранению этих дефектов, устанавливают сроки их выполнения и разрабатывают особый график наблюдения за состоянием этого газопровода.
Текущий ремонт. В него входят следующие основные работы: устранение мелких дефектов и утечек газа, выявленных при 1е\ническом надзоре; усиление отдельных сварных стыков с помощью муфт; ремонт поврежденных мест изоляции; устранение провеса газопроводов, снежно-ледяных и кристаллогидратных пробок в газопроводах; приведение в порядок настенных знаков; окрашивание надземных газопроводов; проверка состояния люков и крышек колодцев и коверов с устранением перекосов, оседаний и других неисправностей; ремонт кирпичной кладки колодцев, наращивание кладки под люки, заделка выбоин горловин, ремонт поврежденных мест штукатурки, восстановление отмостки; проверка, осмотр и ремонт задвижек, кранов и компенсаторов; замена неисправных кранов и задвижек; окрашивание их; проверка плотности резьбовых соединений конденсатосборников, устранение повреждений их оголовков, наращивание или обрезка выводных трубок конденсатосборников и контрольных трубок.
Текущий ремонт выполняют по графику, утвержденному главным инженером предприятия газового хозяйства. Запорную арматуру, компенсаторы, колодцы, коверы ремонтируют не реже одного раза в год; надземные газопроводы и оборудование окрашивают по мере надобности, но не реже одного раза в четыре года.
Ремонт запорной арматуры и компенсаторов заключается в очистке от грязи и ржавчины, окраске, разгоне и смазке шпинделя у задвижек, проверке и набивке сальников, проверке исправности и ремонте привода задвижек, проверке состояния компенсаторов (стяжные болты снимают, а плотность всех сварных, резьбовых и фланцевых соединений проверяют с помощью мыльной эмульсии), смене износившихся и поврежденных болтов и прокладок. Результаты проверки и ремонта арматуры и компенсаторов заносят в паспорт газопровода.
Для ликвидации образующихся во время эксплуатации водных, снежно-ледяных, кристаллогидратных, смоляных, нафталиновых, грязевых и других закупорок газопроводов и арматуры используют заливку растворителя в газопровод, отогрев мест ледяной закупорки паром или водой, прочистку газопровода стальной проволокой или ершом, продувку газом или воздухом, измельчение посторонних предметов через специально вырезанные окна.
После ликвидации закупорок, вызвавших необходимость ремонта, газопровод испытывают на плотность в соответствии с требованиями Правил безопасности в газовом хозяйстве. Не плотности в арматуре газопроводов устраняют подтягиванием болтов фланцевых соединений, уплотнением сальниковых устройств, заменой отдельных деталей.
Арматура и оборудование (задвижки, краны, конденсатосборники и др.) с дефектами, которые невозможно устранить на месте, подлежат замене.
Капитальный ремонт. При капитальном ремонте производят замену изношенных конструкций, узлов и деталей на более прочные или экономичные, а также ремонтируют основные конструкции. Объекты для капитального ремонта отбирают на основании дефектных ведомостей. Для всех газопроводов, отобранных для капитального ремонта, составляют сметную документацию.
Для объектов со сложной технологией ремонта разрабатывают планы производства работ, в которых определяют методы и сроки их выполнения, потребность в рабочей силе, материалах, арматуре, деталях, строительных материалах, а также размещение на территории, прилегающей к ремонтируемому объекту, материалов, временных сооружений, приспособлений и механизмов.
Капитальный ремонт подземных газопроводов и сооружений п,1 них включает следующие работы: замену пришедших в негодность участков газопроводов длиной более 3 м трубами другого диаметра или из другого материала; замену пришедших в негодность задвижек, кранов, компенсаторов и другой арматуры на газопроводе; установку новых компенсаторов к существующим задвижкам при капитальном ремонте колодцев; ремонт задвижек и компенсаторов с разборкой перекрытия или стенок колодца; вскрытие газопровода для установки на стыках усилительных муфт; устранение провесов газопровода; замену или восстановление на газопроводе пришедшей в негодность изоляции, а также теплоизоляции на газопроводах, проходящих под мостами, по эстакадам, в тоннелях; устройство дополнительных колодцев, задвижек и компенсаторов на газопроводе; устройство новой гидроизоляции, смену крышек и разрушенной кладки колодцев; пшену и ремонт устройств защиты от коррозии, а также установку дополнительных защитных устройств; отрезку недействующих ответвлений у газопроводов; рытье шурфов (котлованов) на газопроводе для устранения утечки газа и ремонта газопровода; установку ориентиров после замены устаревшего участка газопровода новым; восстановление пришедших в негодность ориентиров; установку дополнительных контрольных трубок и конденсатосборников на газопроводе; замену пришедшего в негодность подхода к дюкеру, насоса и коммуникаций для откачки воды из колодца дюкера; ремонт нарушенной постели под газовым дюкером; водолазное обследование дюкера; крепление береговых откосов у дюкера; перекладку пришедших в негодность газовых и подов; установку дренажных трубок на газопроводах.
При ремонтных работах арматуру, резьбовые и фланцевые соединения газопроводов и резервуаров сжиженных газов разбирают только после продувки их воздухом или инертным газом.
Разборка и смазка кранов внутридомового газового оборудования на газопроводах диаметром до 50 мм допускается при давлении газа не более 3 кПа. Разборка резьбовых соединений конденсатосборников среднего и высокого давления допускается при давлении газа не более 0,1 МПа.
При ремонте надземных газопроводов и сооружений на них заменяют пришедшие в негодность участки газопровода, проложенного на поверхности грунта, по стенам зданий, эстакадам, под мостами и т.п., ремонтируют или заменяют задвижки, краны, фасонные части; ремонтируют эстакады, на которых уложен газопровод; выполняют противокоррозионную окраску газопроводов.
Контроль за выполнением капитального ремонта в соответствии с утвержденной технической документацией и Правилами безопасности в газовом хозяйстве, а также последующую приемку работ осуществляет организация, эксплуатирующая газопровод.
Объекты, законченные ремонтом, проверяет комиссия, назначаемая руководителем организации, эксплуатирующей газопровод. В состав комиссии должны входить представители заказчика (организации, эксплуатирующей газопровод), строительно-монтажной организации, а также местного органа Ростехнадзора РФ. Комиссия составляет акт приемки отремонтированного объекта с указанием объема выполненных работ, качества работ и результатов испытаний по установленной форме с приложением исполнительно-технической документации. Результаты работ по капитальному ремонту заносятся в паспорт газопровода.
Аварийно-восстановительные работы. К внеплановым ремонтам относятся аварийно-восстановительные работы, необходимость выполнения которых появляется вследствие нарушения целостности газопровода или сооружений на нем, создающего аварийную ситуацию. Аварийно-восстановительные работы должны проводиться немедленно.
2.6. Газорегуляторные пункты и установки
Газорегуляторные пункты (ГРП) и газорегуляторные установки (ГРУ) предусматриваются для снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях. Их сооружают на территории городов и других населенных пунктов, а также на территории промышленных, коммунальных и других предприятий.
При проектировании газоснабжения жилых домов и коммунально-бытовых объектов от газопроводов среднего давления допускается вместо ГРП предусматривать комбинированные (домовые) регуляторы газа, имеющие предохранительные устройства.
ГРП размещают в отдельно стоящих зданиях, в пристройках к зданиям, в шкафах, устанавливаемых на негорючей стене снаружи газифицируемого здания или на отдельно стоящей негорючей опоре, а также на негорючем покрытии промышленного здания, в котором расположено газопотребляющее оборудование. ГРП могут выполняться встроенными в одноэтажные производственные здания и котельные. Устройство ГРП в подвальных и полуподвальных помещениях зданий любого назначения, а также встроенными и пристроенными к жилым и общественным зданиям (кроме зданий производственного характера) не допускается.
На территориях промышленных предприятий ГРП размещают на открытых огражденных площадках под навесами, если климатические условия позволяют обеспечивать нормальную работу устанавливаемого оборудования и контрольно-измерительных приборов. Допускается вынос из ГРП части оборудования (задвижек, фильтров и др.) на огражденную площадь рядом со зданием ГРП.
ГРП с давлением газа на вводе до 0,6 МПа, предназначенные для газоснабжения коммунальных предприятий (бань, фабрик-прачечных, фабрик химчистки и др.) и отопительных котельных, расположенных в отдельно стоящих зданиях, допускается размещать в пристройках к помещениям этих предприятий, в которых находятся агрегаты, использующие газовое топливо.
Шкафные ГРП допускается устанавливать на стенах газифицируемых зданий не ниже III степени огнестойкости для газоснабжения объектов коммунально-бытового назначения, в том числе и жилых домов при давлении газа на вводе в ГРП до 0,3 МПа и для газоснабжения промышленных и коммунальных предприятий - при давлении газа на вводе в ГРП до 0,6 МПа. Шкафные ГРП с давлением газа более 0,3 до 0,6 МПа размещают на стенах зданий без дверных и оконных проемов.
Температуру отапливаемых помещений ГРП принимают не менее 5°С. В помещениях ГРП предусматривают водяное отопление как от централизованного источника теплоты, так и от индивидуальной отопительной установки. Максимальная температура на поверхности нагревательных приборов не должна превышать 95°С; при этом температура воздуха в помещении должна быть не более 30°С.
Отопительную установку (АГВ и др.) при устройстве в ГРП местного водяного отопления размещают в изолированном, имеющем самостоятельный выход помещении, отделенном от технологического, а также от других помещений ГРП глухими непроницаемыми и противопожарными стенами, с пределом огнестойкости не менее 2,5 часа.
Допускается электрообогрев помещения ГРП или отдельного оборудования при выполнении устройств отопления во взрывозащищенном исполнении. Температура наружных поверхностей оболочек электрооборудования не должна превышать 115°С.
Все помещения ГРП должны иметь естественное и электрическое освещение и естественную постоянно действующую вентиляцию, обеспечивающую не менее чем трехкратный воздухообмен в час.
Газорегуляторные установки (ГРУ), служащие для снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях, монтируют в помещениях, где расположено газопотребляющее оборудование. Их размещают в газифицируемых зданиях вблизи от ввода газопровода. Подача газа от ГРУ к потребителям, расположенным в других отдельно стоящих зданиях, не допускается.
В отдельно стоящих отопительных котельных (при давлении газа до 0,6 МПа), а также на промышленных и коммунальных предприятиях ГРУ размещают непосредственно в помещениях котельных и цехов, где находятся агрегаты, использующие газ, или в смежных помещениях, соединенных с ними открытыми проемами и обеспеченных не менее чем трехкратным воздухообменом в час. При этом в одном здании устанавливают, как правило, одну ГРУ для снабжения газом агрегатов, расположенных в одном помещении. Допускается подача газа от одной ГРУ к тепловым агрегатам, расположенным в других помещениях одного здания, при условии, что эти агрегаты работают на одинаковых режимах давления газа, и в помещения, где находятся агрегаты, обеспечен круглосуточный доступ обслуживающего персонала газовой службы. Для тепловых агрегатов, расположенных в одном или разных помещениях одного здания и работающих на разных режимах давления газа, предусматривают несколько ГРУ.
Размещение двух ГРУ и более для газоснабжения агрегатов, находящихся в одном здании (помещении) и работающих на одинаковых режимах давления газа, допускается предусматривать в цехах с расходами газа более 1000 м3/ч и помещениях большой протяженности (цехах обжига цементного клинкера, стекловаренных, литейных цехах и др.). Размещать ГРУ с давлением газа на вводе 0,6-1,2 МПа непосредственно в помещениях цехов допускается только при технологической необходимости предприятия (цеха).
При компоновке оборудования ГРП и ГРУ предусматривают возможность доступа к оборудованию для монтажа, обслуживания и ремонта. Расстояние в свету между параллельными рядами оборудования - не менее 0,4 м; ширина основного прохода в помещении не менее 0,8 м.
Электроосвещение предусматривают внутренним во взрывозащищенном исполнении или наружным (типа «Кососвет») в нормальном исполнении. Электрические распределительные устройства и другое электрооборудование в нормальном исполнении размещают вне помещения ГРП или в смежном помещении, предназначенном для отопительной установки или прибора телемеханики. Металлические части электроустановок, не находящиеся под напряжением, заземляют.
Телефонный аппарат устанавливают в подсобном помещении ГРП или снаружи здания в запирающемся ящике. Допускается телефонный аппарат во взрывозащитном исполнении устанавливать непосредственно в помещении регуляторов.
В ГРП и ГРУ осуществляется очистка газа, снижение давления газа с высокого на среднее либо со среднего на низкое, поддержание давления на требуемом уровне. На входе газопровода в ГРП и на выходе его из ГРП устанавливаются отключающие устройства на расстояниях не ближе 5 и не далее 100 м от здания ГРП.
В ГРП и ГРУ по ходу движения газа устанавливается следующее оборудование: отключающее устройство, фильтр для чистки газа от механических примесей и пыли, предохранительный запорный клапан, регулятор давления, расходомер, предохранительный сбросной клапан, отключающее устройство. В качестве отключающего устройства при диаметре до 100 мм устанавливают пробковые краны, при большем диаметре - задвижки клиновые стальные. На входном газопроводе после первого отключающего устройства врезается продувочный газопровод на байпасе, т.е. на обводном газопроводе продувочный газопровод врезается между двумя отключающими устройствами. Диаметр продувочного газопровода должен быть не менее 20 мм и выводиться выше конька крыши не менее 1 м. Продувочные газопроводы одного диаметра можно объединять, либо меньший диаметр должен входить в больший.
В ГРП может устраиваться дополнительная резервная линия редуцирования либо обводная линия (байпас). В исключительных случаях монтируются и резервные линии, и байпас. На обводной пинии устанавливаются последовательно два отключающих устройства. В шкафных ГРП устройство байпаса не обязательно.
В ГРП и ГРУ устанавливаются показывающие манометры для измерения входного и выходного давления газа в трубопроводе.
Для отключения подачи газа потребителям при недопустимых повышении или понижении давления газа после регулятора устанавливается предохранительный запорный клапан. Предохранительные запорные клапаны (ПЗК) подразделяются на клапаны низкого давления (ПКН) и высокого давления (ПКВ). Схема ПЗК представлена на рис. 2.5.
Пределы настройки проверяются работниками газовой службы не реже одного раза в три месяца с отражением в «Журнале профобслуживания газовой службы».
Верхний предел для ПКВ: Рраб + (20-25%) Рраб,
для ПКН: Рраб + 50мм вод.ст(даПа).
Нижний предел для ПКВ: 300 мм вод.ст.(даПа),
для ПКН: 30 мм вод.ст.(даПа),
или по паспорту ПЗК или горелок.
ПЗК состоит из корпуса, мембранной камеры, настроечной головки и системы рычагов.
При срабатывании ПЗК необходимо:
- закрыть запорное устройство (ЗУ) на вводе в котельную, на опусках и перед горелками всех котлов;
- открыть «на свечу»;
- вентилировать топки (по инструкции);
- выяснить причину, устранить и произвести пуск ГРП по инструкции.
Причины срабатывания ПЗК в ГРП:
- резкое отключение потребителя;
- падение давления газа на вводе ГРП (городского);
- неисправность регулятора давления;
- неисправность ПЗК.
- случайные причины. Основные неисправности ПЗК:
- негерметичность клапана;
- ослабли шарнирные соединения;
- неплотность мембраны;
- сильно затянут сальник рычага клапана или сальник течет;
- усталость пружин;
- неверные пределы настройки.
Регуляторы давления. Схема РДУК-2 приведена на рис. 2.6.
Газ городского давления поступает в регулятор давления (РД), проходит через фильтр и по импульсной трубке 11 поступает в надклапанное пространство ПИЛОТА и своим давлением плотнее прижимает клапаны к седлу, пружина разгружена, стакан вывернут.
На манометре после регулятора должен быть «О», если клапаны герметичны.
Если давление повышается, то пуск регулятора не разрешается.
Если ноль, то плавно вкручивается стакан ПИЛОТА. Пружина ПИЛОТА приподнимает мембрану, приоткрывая клапан. Газ из надклапанного пространства ПИЛОТА поступает в подклапанное пространство и по трубке 7 - в подмембранное пространство регулятора, часть газа по трубке 6 сбрасывается в рабочий газопровод.
Мембрана поднимается и открывает клапан РД. Газ пошел к потребителю. Вкручивается стакан ПИЛОТА до тех пор, пока на манометре за регулятором не будет достигнуто заданное рабочее давление.
При изменении расхода газа потребителем изменяется давление газа в рабочем газопроводе. Это изменение по трубке 9 передается на мембрану ПИЛОТА, которая опускается, сжимая пружину, или приподнимается под воздействием пружины, прикрывая или приоткрывая чуть-чуть клапан ПИЛОТА.
В результате по трубке 7 под мембрану регулятора поступает меньше или больше газа, что влечет за собой изменение положения клапана регулятора давления, т.е. расхода, а давление газа восстанавливается до рабочего.
Например, разожгли еще одну горелку, расход увеличился, давление в рабочем газопроводе понизилось и на мембране ПИЛОТА также. Под действием пружины мембрана приподнимается, и клапан ПИЛОТА приоткрывается больше. Увеличивается поступление газа под мембрану РД, больше приоткрывается клапан РД, расход газа увеличивается, а давление восстанавливается до рабочего.
Выходное давление из ГРП контролируют предохранительным запорным клапаном (ПЗК) и предохранительным сбросным клапаном (ПСК).
ПЗК контролирует верхний и нижний предел, ПСК - только верхний. ПСК настраивают на меньшее давление, чем ПЗК, поэтому он срабатывает первым. Сброс газа в атмосферу следуе1 осуществлять в том случае, если регулятор давления работает нормально, но при закрытии клапан не обеспечивает герметичности отключения (вследствие засорения клапана, износа и пр.) Если протечка через неплотно закрытый клапан будет превосходить потребление газа, то выходное давление будет расти. Для предотвращения роста давления избыток газа необходимо сбросить в атмосферу. Такие ситуации обычно бывают кратковременными (в ночное время), а количество сбрасываемого газа незначительным. Срабатывание ПСК при указанных обстоятельствах предотвращает закрытие предохранительного клапана и нарушение нормального газоснабжения потребителей.
Если же отказал регулятор давления, ПСК сработал, а давление в сетях продолжает расти, то такая ситуация является аварийной. В этом случае срабатывает ПЗК, его клапан перекроет газопровод перед регулятором и прекратит подачу газа потребителям. ПЗК сработает также при недопустимом снижении давления газа, которое может произойти при аварии на газопроводе. По устранении причин отключения газа его подача потребителям автоматически не возобновляется. Вновь пустить газ может только обслуживающий персонал, что предотвращает аварии и несчастные случаи при пуске газа.
ПСК настраивают на давление, превышающее регулируемое на 15%. При низком выходном давлении разность между давлениями настройки клапана и регулируемым давлением должна быть не менее 500 Па. Расчетную величину сброса газа через ПСК при наличии в ГРП ПЗК или при установке после ГРП у потребителей дополнительных регулирующих устройств принимают в 10% пропускной способности наибольшего из клапанов регуляторов системы регулирования в ГРП. В иных случаях величину сброса газа принимают не менее пропускной способности наибольшего из клапанов регуляторов ГРП за вычетом минимального потребления газа.
Предохранительный сбросной клапан (ПСК). ПСК изображен на рис. 2.7. Под давлением газа, превышающим 15% рабочего давления, мембрана опускается и приоткрывает клапан, расположенный на ней, сбрасывая через «свечу» газ в атмосферу.
Настроечное давление (Рпск): при низком давлении Р = Рраб + 0,25% Рраб; при среднем и высоком Р = Рраб + 15% Рраб.
Порядок настройки ПСК: полностью вкручивается настроечный винт, сжимая пружину ПСК. Задается на мембране ПСК давление, на 15% превышающее Рраб и равное заданному значению настройки ПСК в режимной карте ГПР. Наблюдая за давлением газа по манометру, выкручивается настроечный винт ПСК, пока не появится характерный звук выходящего газа, а на манометре давление начинает снижаться.
Настройка и проверка ПСК осуществляется работниками газовой службы.
Основные неисправности. После срабатывания ПСК может пропускать газ, т.е. становится негерметичным. Причинами негерметичности могут быть:
-усталость пружины или попадание грязи на клапан;
- повреждение мембраны или потеря эластичности.
Эксплуатация ГРП и ГРУ. На каждые ГРП и ГРУ предприятие газового хозяйства (эксплуатационная организация) составляет паспорт, содержащий основные характеристики оборудования, средств измерения и помещения. В ГРП (ГРУ) вывешивают технологические схемы, производственные инструкции по эксплуатации, технике безопасности и пожарной безопасности.
Выходные давления газа в ГРП (ГРУ) регулируют в соответствии с установленными режимами давления в газовой сети у потребителей.
Использование в ГРП (ГРУ) обводной линии (байпаса) допускается только на время, необходимое для ревизии и ремонта регуляторов давления или арматуры. В течение всего времени работы обводной линии в ГРП (ГРУ) должен находиться дежурный, который вручную регулирует давление газа на выходе.
При эксплуатации ГРП (ГРУ) выполняют техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт. Результаты ревизий (ремонтов) оборудования ГРП (ГРУ), связанных с заменой деталей и узлов оборудования, заносятся в паспорт ГРП (ГРУ). О всех других работах делают записи в эксплуатационном журнале установленной формы, где также указывают нарушения нормальной эксплуатации оборудования ГРП (ГРУ) и действия по устранению их причин.
Техническое обслуживание. На ГРП (ГРУ) техническое обслуживание осуществляется путем обхода их специально обученным персоналом.
Качество технического обслуживания ГРП (ГРУ) проверяют в следующие сроки: обхода ГРП и ГРУ — два раза в месяц; ревизии оборудования - один раз в год; технического обслуживания и регулировки оборудования - два pаза в год.
При оснащении системы газоснабжения города средствами телемеханики (телеизмерения и телесигнализации) обход телемеханизированных ГРП, а также нетелемеханизированных, но работающих в одной системе с телемеханизированными, производится в сроки, определяемые инструкцией по эксплуатации системы телемеханики, но не реже одного раза в семь дней.
При обходе ГРП (ГРУ) выполняют следующие работы: осматривают состояние здания (шкафа), молниезащиты, продувочных свечей и т.д.; проверяют исправность технологического оборудования; заменяют картограммы регистрирующих приборов, заливают чернила, заводят часовые механизмы; снимают показания средств измерения и проверяют их на нуль; производят внешний и внутренний осмотры ГРП; проверяют состояние системы вентиляции, исправности освещения, телефона; очищают помещение от пыли, грязи и посторонних предметов; проверяют температуру воздуха внутри помещения и исправность системы отопления (в случае необходимости изменяют режим отопления для обеспечения требуемой температуры в помещении). Показания приборов и результаты осмотра заносят в журналы обхода и обслуживания ГРП, находящиеся в ГРП и на предприятии газового хозяйства.
Неисправности оборудования ГРП устраняют специально обученные слесари под руководством мастера. Такие неисправности, как утечка газа, самопроизвольное повышение или понижение выходного давления, устраняют работники аварийных бригад немедленно после получения заявки от слесарей по обслуживанию подземных газопроводов.
Надзор за работой ГРП (ГРУ) предприятий осуществляет дежурный персонал этих предприятий или газовое хозяйство по договору с предприятиями.
Текущий ремонт. При текущем ремонте оборудования ГРП (ГРУ) разбирают регуляторы давления, предохранительные клапаны, фильтры, запорную арматуру, заменяют или ремонтируют изношенные части и детали; проверяют ход и плотность закрытия задвижек и предохранительных клапанов, плотность всех соединений и арматуры при помощи мыльной эмульсии; смазывают трущиеся части и перенашивают сальники; продувают импульсные трубки; проверяют плотность прилегания к седлу клапана регулятора давления и пилота; определяют плотность и чувствительность мембраны регулятора давления и пилота; проверяют работу и настройку предохранительных устройств (запорных и сбросных).
При вскрытии фильтра во избежание воспламенения кассету с фильтрующим материалом немедленно выносят из помещения и чистят ее вне помещения. Содержимое фильтра извлекают, а корпус протирают ветошью, смоченной в керосине или машинном масле.
После проверки и настройки оборудования и устранения неполадок проверяют плотность всех соединений. При обнаружении утечек газа определяют места утечек и принимают меры по их немедленному устранению.
Результаты текущего ремонта заносят в паспорт ГРП (ГРУ).
При текущем ремонте здания ГРП, который проводят по мере необходимости, проверяют и чистят дымоходы и ремонтируют системы отопления, включая отопительные установки (один раз в год перед отопительным сезоном).
Капитальный ремонт. При капитальном ремонте ГРП (ГРУ) ремонтируют и заменяют пришедшие в негодность средства измерения, регуляторы давления, предохранительные клапаны, фильтры, задвижки, компенсаторы и арматуру или заменяют их отдельные части (узлы), а также ремонтируют здание ГРП.
Во время выполнения ремонтных работ в помещении ГРП должен быть организован непрерывный надзор с улицы через открытую дверь. Для этого из бригады ремонтных рабочих назначается дежурный, который обязан: неотлучно находиться у входа в помещение ГРП; держать связь с работающими в помещении и наблюдать за их состоянием; не допускать курения и открытого огня около ГРП; быть готовым к оказанию помощи работающим, а в случае необходимости вызвать скорую помощь, милицию и о случившемся сообщить администрации газового хозяйства; следить, чтобы шланги противогазов были без переломов, а открытые концы их расположены снаружи здания с наветренной стороны на расстоянии не менее 5 м от ГРП и закреплены.
При наличии в помещении газа принимают меры к его проветриванию или вентилированию. В этих случаях вход в помещение разрешается только в противогазах.
В случае необходимости подтягивания болтов, фланцев, сальников или резьбовых соединений газопроводов среднего и высокого давления в ГРП давление газа в ремонтируемых участках газопроводов предварительно снижают в соответствии с производственной инструкцией.
В помещении ГРП запрещается курение и разведение огня. Об этом на видном месте снаружи и внутри помещения вывешивают предупредительные надписи: «Огнеопасно», «Не курить», «Не разводить огонь».
Газосварочные и другие работы, связанные с применением открытого огня, на ГРП разрешаются в исключительных случаях под непосредственным руководством инженерно-технического работника по специальному плану, утвержденному главным инженером предприятия газового хозяйства. При появлении в помещении ГРП газа работы с применением огня немедленно прекращают и возобновляют их после устранения утечки и последующего анализа пробы воздуха, подтверждающего отсутствие
газа в помещении.
Ремонт электрооборудования ГРП и смену перегоревших электроламп выполняют при отключенном напряжении.
В ГРП должна находиться аптечка с необходимыми медикаментами и перевязочными средствами.
Контрольные вопросы к Разделу 2
1.Проектрование газопроводов.
2. Классификация газопроводов по давлению в них газа.
3. Распределительные газопроводы.
4. Характеристики газопроводов по материалам.
5. Трубы, арматура и оборудование для газопроводов.
6. Профиль и план прокладки газопровода.
7. Сварочные работы.
8. Переходы газопроводов через преграды: железные и автомобильные дороги, овраги водные преграды.
9. Приёмка газопровода в эксплуатацию.
10. Технический надзор за сооружением систем газоснабжения.
11. Текущий и капитальный ремонт газопроводов.
12. Разработка котлованов и траншей. Применяемые машины и механизмы.
13. Испытание газопровода на прочность.
14. Испытание газопровода на плотность.
15.Газорегуляторные пункты и установки.
16. Предохранительные запорные клапаны: ПКН, ПКВ.
17. Эксплуатация и ремонт ГРП и ГРУ.