Эксплуатация газопроводов и оборудования микрорайона с котельной и детальная разработка защиты газопроводов от электрохимической коррозии
|
Скачать 443.81 Kb.
|
    Министерство сельского хозяйства и продовольствия Российской ФедерацииПетровского филиала ФГОУ СПО ”Саратовский сельскохозяйственный техникум” Специальность 270111 Эксплуатация оборудования и систем газоснабжения Курсовой проект Тема: Эксплуатация газопроводов и оборудования микрорайона с котельной и детальная разработка защиты газопроводов от электрохимической коррозии. Пояснительная записка Разработал студент Брагин Алексей Игоревич Руководитель проекта Горлачёв Александр Петрович Петровск 2007г. Содержание 1. Введение 1.1 Перспективы развития газовой промышленности 1.2 Общие данные по газифицируемому объекту 2. Расчётно–технологическая часть 2.1 Эксплуатация подземных и надземных газопроводов 2.2 Эксплуатация газифицированных котельных, ГРП, ГРУ и ШРП 2.3 Эксплуатация внутридомового газового оборудования 2.3.1 Организация проведения защитных мероприятий подземных газопроводов от электрохимической коррозии 2.3.2 Изоляция газопроводов 2.3.3 Выбор и обоснование типа электрохимической защиты подземных газопроводов от электрохимической коррозии 2.4 Расчёт катодной защиты 2.4.1 Коррозионные измерения на подземных, стальных газопроводах 2.4.2 Расчёт поверхности трубопроводов, расположенных на территории микрорайона 2.4.3 Расчёт суммарного защитного тока 2.5 Эксплуатация установок электрохимической защиты 2.5.1 Порядок приёмки и ввода в эксплуатацию установок электрохимической защиты 2.5.2 Техническое обслуживание и ремонт установок электрохимической защиты 3. Список использованной литературы
1.1 Перспективы развития газовой промышленности Возникновение и развитие газовой промышленности в нашей стране относится к сороковым годам. Первый газовый завод был построен в Петербурге в 1835 году. Позднее были построены заводы в Риге, Вильно, Москве, Одессе, Харькове и некоторых других городах, крупнейшим из них был Московский завод, вступивший в строй в 1865 году. Весь газ в то время вырабатывался из каменного угля и предназначался только для освещения, отчего газ получил название светильный. Трубы применялись только чугунные с раструбчатыми соединениями на свинце. После Великой Октябрьской социалистической революции началось применение газа в быту и в промышленности, а газовое освещение стало вытесняться электрическим. Первый магистральный газопровод Саратов – Москва, диаметром 300 мм и протяженностью 850 км, вступил в эксплуатацию в 1946 году. Вслед за газопроводом Саратов – Москва были построены газопровод Кохтла – Ярве – Ленинград для подачи искусственного сланцевого газа из Эстонии и газопровод от месторождений природного газа в Западной Украине Дашава – Киев – Брянск – Москва. Затем началось интенсивное освоение газовых месторождений в Ставропольском и Краснодарском краях и строительство магистральных газопроводов в центральных районах страны. Газовая промышленность вступила в период бурного развития. Началась широкая газификация городов и сельских населенных пунктов. За годы Советской власти построено свыше 200 тыс. км магистральных и распределительных газопроводов. Важным звеном в общей системе газоснабжения страны являются подземные газопроводы, по которым газ поступает непосредственно к жилым домам, коммунально-бытовым и промышленным предприятиям. Эксплуатацией магистральных газопроводов занимаются организации министерства газовой промышленности (Трансгазы). В настоящее время газовым топливом в быту пользуются более 80% населения страны, причем большая часть квартир газифицированы сжиженным газом. Природный газ используется преимущественно промышленностью и в теплоэнергетике, на долю которой приходится около 50% потребляемого газа, том числе на электростанциях Минэнерго – 26%, в отопительных котельных – 15% и в промышленных котельных – 14%. Нет ни одной отрасли народного хозяйства, где газ не используется. 1.2 Общие данные по газифицированному объекту Объект – жилой микрорайон площадью 3,8 Га. В микрорайоне имеются подземные коммуникации:
В данном микрорайоне используется газ Дашавского месторождения составом: СН 4- 98,9%; С 2Н 6- 0,3%; С 3Н8- 0,1%; С 4Н 10- 0,1%; С 5Н 12- 0%; N2 – 0,4%; СО 2-0,2%. Низшая теплота сгорания данного газа 8513 ккал. Удельное электрическое сопротивление грунта 8,4 Ом*м. 2. Расчётно-технологическая часть 2.1 Эксплуатация подземных и надземных газопроводов К подземным газопроводам относятся уличные транзитные и распределительные газопроводы различного давления, внутриквартальные и дворовые газопроводы, ответвления или вводы от уличных газопроводов. В состав работ по эксплуатации подземных газопроводов входят:
Наблюдение за состоянием наружных газопроводов и сооружений на них осуществляется путем обхода трассы газопровода. Не принятые в эксплуатацию участки газопровода должны быть отключены металлическими заглушками от действующего газопровода, а запорные устройства перед этими участками опломбированы в закрытом положении. Бездействующие газопроводы должны быть отрезаны с обеих сторон и продуты воздухом. Не реже 1 раза в год следует выполнять следующие работы:
Не реже 1 раза в 5 лет следует проводить проверку плотности и состояния изоляции подземных газопроводов всех давлений с помощью приборов или методом бурового и шурфового осмотра. Допускается испытание газопроводов на плотность воздухом, по нормам, принятым для таких испытаний после окончания строительства газопровода. Буровой осмотр осуществляется бурением скважин через 3м или у сварных стыков на расстоянии 0,3-0,5 м от стенки газопровода на глубину укладки его, а зимой в случае промерзания грунта — на глубину промерзания. В местах расположения контрольных трубок скважины не бурятся. Наличие газа в скважинах определяется газоиндикатором, а при расположении ее более чем в 3 м от зданий, колодцев и других сооружений — применением огня. Если газ не загорелся, скважина должна быть проверена газоиндикатором. Для определения состояния изоляции и труб подземного газопровода отрываются шурфы длиной 1,5—2 м на 200 м газопровода, а также в местах расположения конденсатосборников. Данные бурового и шурфового осмотров заносятся в эксплуатационный паспорт газопровода. Ремонт (ревизия) внутренних газопроводов и газового оборудования должен производиться не реже 1 раза в год, если согласно паспортам заводов-изготовителей на оборудование и приборы автоматики не требуется проведения ремонта в более короткие сроки. Капитальный ремонт газопроводов составляют следующие работы: замена отдельных участков труб или отдельных мест изоляции, замена внутренних газопроводов при капитальном ремонте котельной, замена коверов, ремонт колодцев (перекладка горловин колодцев, наращивание колодцев, ремонт гидроизоляции или штукатурки, смена лестниц и др.), замена неисправных отключающих и сетевых устройств. 2.2 Эксплуатация газифицированных котельных, ГРП, ГРУ, ШРП Эксплуатация газифицированных котельных. Подготовка к приему газа. За подготовку к приему газа, а в дальнейшем – за эксплуатацию системы газоснабжения котельной несет ответственность инженерно – технический работник, прошедший специальную подготовку. К организационным мероприятиям по приему газа относятся: Обучение и аттестация всего персонала; обеспечение персонала инструментом, средствами личной защиты и приборами контроля загазованности воздушной среды; обеспечение рабочих мест стендами и плакатами по технике безопасности; Подготовка эксплуатационной документации по обслуживанию газопроводов, газового оборудования и котлов (графики планово – предупредительных осмотров и ремонтов, журналы, ведомости, паспорта ГРП и подземного газопровода и т. п.); Заключение договора на получение газа. До пуска газа необходимо выполнить следующие работы: Очистку коверов и колодцев ото льда и мусора, откачку воды; изготовление крюков для открытия крышек колодцев; изготовление и проверку торцовых ключей для открытия задвижек, расположенных в колодцах, с поверхности земли; установку недостающих настенных указателей расположение устройств на подземных газопроводах; Набивку сальников, смазку штоков задвижек и вентилей; нанесение на арматуру нумерации, принятой в схеме газопроводов, и указателей направления вращения штурвалов; установку накидных ручек на краны;
Предпусковые работы по осмотру газопроводов, настройки предохранительных клапанов, проверке регуляторов давления газа, расконсервации счётчиков, апробированию автоматики и проверке средств измерений, как правило, выполняются под руководством представителей специализированных организаций. До начала работ следует детально ознакомится с проектом, исполнительно-технической документацией, паспортами оборудования и производственными инструкциями. Пусконаладочные работы. Подготовительные работы. Основными этапами подготовки к проведению пусконаладочных работ после монтажа котла являются:
До начала указанных работ должны быть укомплектованы штаты, эксплуатационный персонал обучен и проэкзаменован на право обслуживания котлов; обеспечено бесперебойное снабжение топливом, водой, электроэнергией, материалами, инструментами и запасными частями; составлены и выданы на рабочие места производственные инструкции и технологические схемы; заготовлены формы эксплуатационной документации; получено разрешение комиссии на проведение комплексного опробования. Пуску газа к котлам должна предшествовать контрольная проверка на плотность запорных устройств газопроводов котлов, продувочных трубопроводов и трубопроводов безопасности, импульсных трубок. После контрольной проверки закрывают запорные устройства на газопроводах неработающих котлов, за исключением кранов трубопроводов безопасности. Для обеспечения надежного пуска котла необходимо:
Пуск котла, подведомственного органам Госгортехнадзора, допускается после приемки газопроводов и газового оборудования, оформленной актами рабочей комиссии, при условии регистрации (освидетельствования) котла и при наличии разрешения инспектора котлонадзора, записанного в шнуровой книге котла. Котел, не регистрируемый в местных органах Госгортехнадзора, растапливают по письменному распоряжению лица, ответственного за его безопасную эксплуатацию. Пуск любого котла ведется по распоряжению и под руководством начальника котельной или лица, соответствующего ему по должности, после внесения необходимой записи в журнал распоряжений и в строгом соответствии с утвержденной инструкцией. Окончание пуска котла оформляют актом. Проведение пусконаладочных работ. К промышленной эксплуатации допускаются только газоиспользующие установки, на которых закончен комплекс пусковых и режимно-наладочных работ, целью которых является наладка газоиспользующего оборудования, средств автоматического регулирования и безопасности, теплоутилизационных устройств, вспомогательного оборудования, установок водоподготовки. Конечным результатом работ на газоиспользующем оборудовании должно являться установление оптимальных режимов работы с учетом технологических условий и минимально возможными удельными расходами топлива. По результатам наладочных работ должен быть составлен отчет, включающий следующие разделы:
Разрешение на пуск газа для промышленной эксплуатации выдается местным органом госгазнадзора при наличии: режимных карт и графиков работы на основном и режимном топливе, технологических схем газопроводов; инструкции по безопасной и эффективной эксплуатации котлов; документов об обучении и проверке знаний ИТР и рабочих, обслуживающих систему газоснабжения, котлы, установки водоподготовки. Эксплуатация систем газоснабжения котельных. В объем работ по эксплуатации систем газоснабжения (газопроводов, газового оборудования ГРП, ГРУ и котельных, систем автоматического регулирования и безопасности сжигания газа) входят:
Все работы по эксплуатации систем газоснабжения должны выполняться с соблюдением производственных (технологических) инструкций, разработанных и утвержденных в установленном порядке. Эксплуатация котлов. Обслуживание котлов должно производиться в строгом соответствии с требованиями производственных инструкций и указаниями, изложенными в режимных картах. Пуск и остановку котлов следует производить в соответствии с графиком очередности их работы, учитывающим изменение тепловой нагрузки котельной и периодичность ремонтов. Работа котла с производительностью ниже минимальной, предусматриваемой режимной картой, не допускается. При наличии на котле нескольких горелок производительность котла нужно регулировать изменением тепловой мощности всех горелок (исключение составляют котлы ПТВМ). Включение или выключение отдельных горелок приводит к тепловым перекосам, перегреву выключенных горелок и снижению экономичности. Нельзя допускать работу нескольких котлов с резко сниженной производительностью или отдельных котлов с повышенной производительностью, так как это ведет к снижению их КПД и перерасходу топлива. Каждый котел нужно загружать так, чтобы экономичность при данной нагрузке была наивысшей. Для нормальной работы котла очень важно исключать подсосы воздуха в топку. При завышенной подаче воздуха снижается температура газов, что приводит к уменьшению количества теплоты, передаваемой радиационным поверхностям, и вызывает перегрузку конвективных поверхностей. В результате повышается температура отходящих газов и, следовательно, снижается КПД котла и уменьшается его производительность. Чем ближе присосы к топке и чем они больше, тем выше температура отходящих газов и потери теплоты с ними. При уменьшении избытка воздуха ниже оптимального значения в отходящих газах появляются продукты неполного сгорания, возникает потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива, снижаются КПД и производительность котла. Регулирование температуры пара. Для регулирования температуры пара применяют различные методы регулирования: паровой, газовый и аэродинамический или сочетание их. Выбор методов регулирования температуры перегретого пара в каждом случае осуществляется проектной организацией. Периодическая продувка ведется в зависимости от показателей качества питательной воды и прозрачности котловой воды не менее 1 раза в смену. Длительность периодической продувки не должна превышать 30 с при усиленном наблюдении за уровнем воды в котле. Контроль за качеством питательной, подпиточной, котловой, сетевой воды, конденсата и пара осуществляется химической лабораторией. Результаты анализов воды, выполнения режима продувки котлов, операции по обслуживанию оборудования водоподготовки, а также состояние внутренних поверхностей котлов при остановке на чистку должны заноситься дежурным персоналом лаборатории в суточные ведомости и журналы по работе котлов и систем водоподготовки. Сбор и возврат конденсата. Возврат и использование конденсата является одним из важнейших условий экономии топлива, повышения надежности работы котлов и снижения эксплуатационных расходов на хим-водоочистку. Возврат конденсата должен предусматриваться за счет избыточного давления за конденсатоотводчиком или с помощью насосов. Осмотр и ремонт котлов и оборудования. Профилактическое обслуживание котлов и вспомогательного оборудования включает комплекс мероприятий:
Непредвиденные работы, необходимость которых выявлена эксплуатационным персоналом, проводятся вне графика, а работы аварийного характера выполняют незамедлительно. Капитальный ремонт выполняют, как правило, специализированные ремонтные организации. Документация по капитальному ремонту оборудования должна быть утверждена заказчиком и согласована с ответственным руководителем работ ремонтного предприятия. Техническое обслуживание и плановые текущие ремонты выполняются в сроки, предусмотренные графиками, которые должны быть составлены исполнителями (начальник котельной, специализированная организация) и утверждены руководством предприятия. Результаты выполнения работ по обслуживанию и ремонту газопроводов, газового оборудования ГРП (ГРУ) и котлов должны отмечаться в эксплуатационно-технической документации (журналы работ, ремонтные карты, прилагаемые к паспортам газопровода или ГРП). Эксплуатация ГРП, ГРУ, ШРП. Регуляторы давления являются основным оборудованием регуляторных пунктов, которые предназначены для снижения давления газа и автоматического поддержания его на заданном уровне. Регуляторы давления обычно устанавливаются в комплекте с другим оборудованием и составляют газорегуляторные пункты (ГРП) или газорегуляторные установки (ГРУ). ГРП размещается в специальном здании, а оборудование ГРУ размещается внутри газифицируемых помещений. Для снабжения газом отдельных домов, а так же небольших коммунальных и промышленных потребителей часто регуляторы размещают в специальных шкафах (ШРП). При подготовке ГРП, ГРУ, ШРП для работы на газе открывание запорных устройств и подготовку оборудования к пуску ведут «от конца к началу» по ходу газа:
По указанию и в присутствии представителя газобытовой организации удаляют заглушку перед ГРП, ГРУ, ШРП, если она имеется, медленно открывая входное запорное устройство. Убедившись по входному манометру в наличии давления, медленно приоткрывают запорные устройства байпаса до появления выходного давления, равного 0,05 кгс/см2 для газопроводов среднего давления и рабочему давлению для газопроводов низкого давления. В течение 1-2 мин производят продувку газопровода через дальний продувочный трубопровод, после чего приступают к настройке оборудования на газе. Для этого необходимо:
После проверки настройки ПЗК нужно закрыть запорные устройства байпаса и открыть запорное устройство ПСУ; при этом молоточек ПЗК должен быть выведен из зацепления, кран на его импульсной трубке закрыт, а рычаги должны быть сцеплены. Проверку плотности закрытия ПЗК производят следующим образом. При работающем на продувочный трубопровод регуляторе выключают из работы ПЗК, и после снижения давления газа до нуля закрывают кран на продувочном трубопроводе. Отсутствие повышения давления за регулятором в течение 5 мин свидетельствует о плотности закрытия ПЗК. После проведения проверок ГРП, ГРУ, ШРП включают в работу. Нужно убедиться в том, что запорное устройство на вводе открыто полностью, ПЗК включено, открыты запорные устройства на импульсных трубках, пружина пилота (а в беспилотных регуляторах — пружина регулятора) находится в свободном состоянии. Нагружая эту пружину, устанавливают за регулятором требуемое давление. После пуска ГРП (ГРУ) проверяют плотность соединений газопроводов и арматуры мыльной эмульсией. Ввод ГРП (ГРУ) в эксплуатацию оформляют актом. По принятым для газовых хозяйств МЖКХ РСФСР нормативам надзор за работой ГРП, ГРУ, ШРП следует осуществлять в сроки, обеспечивающие безопасность эксплуатации оборудования. Для предприятий и котельных следует рекомендовать посещение помещений ГРП не реже 1 раза в сутки. Надзор за работой ГРП, ГРУ, ШРП включает:
В ГРП производят:
Периодически выполняют следующие работы:
осмотр рабочих манометров и их сверку с контрольным прибором для определения погрешности показаний в рабочей точке и возврата стрелки к нулевой точке - не реже 1 раза в 6 месяцев; промывку фильтров, очистку или замену фильтрующего материала при перепаде давления в нем, превышающем допустимый - по мере надобности, но не реже 1 раза в год; продувку импульсных трубок к средствам измерений, ПЗК и регулятору давления, проверку отверстий дросселей - не реже 1 раза в 2 месяцев в холодное время года, летом при проведении текущего ремонта. Показания приборов и результаты осмотра должны быть занесены в журнал обслуживания, который должен находиться в помещении ГРП, а журналы ГРУ и шкафных ГРП должны находиться на рабочем месте дежурного персонала. Плановый ремонт (ревизию) оборудования ГРП, ГРУ, ШРП следует производить не реже 1 раза в год. При этом выполняются следующие работы: ликвидация дефектов, выявленных при обслуживании; разборка оборудования и запорных устройств, ремонт или замена изношенных частей и деталей, смазка трущихся частей, кроме находящихся в потоке газа (что может привести к налипанию на них пыли). После окончания ремонта (ревизии) следует проверить работу оборудования ГРП на режимах, предусмотренных графиком. Проверку срабатывания ПЗК и ПСУ желательно проводить воздухом. Проверку ПЗК производят через штуцер за краном на импульсной трубке. Эту проверку можно производить при работающем и неработающем оборудовании ГРП, ГРУ, ШРП или при работе по байпасу. Не реже 1 раза в год следует проверять состояние изолирующих фланцев, измерять падение напряжения на них и синхронно разность потенциалов по обеим сторонам фланцев по отношению к земле. Замену устаревшего и износившегося оборудования ГРП. ГРУ и капитальный ремонт зданий ГРП производят по мере необходимости, в среднем через 10 лет. 2.3 Эксплуатация внутридомового газового оборудования Эксплуатация внутридомового газового оборудования состоит из приёмки газового оборудования и профилактического обслуживания и ремонта. Приемка газового оборудования состоит из: внешний осмотр газовой сети, арматуры и приборов; испытание газовой разводки; пуск газа. При осмотре сравнивают предъявляемый монтажной организацией проект с натурой. При внешнем осмотре проверяют качество крепления газовой разводки к стенам, наличие и правильность уклонов, сборки сгонов и фитингов, отсутствие перекосов, смятий труб отводов и уток, заваренных трещин на продольных швах труб, наличие гильз в перекрытиях и стенах, правильность их установки. Определяют качество установки приборов. Проверяют место ввода, подвальную разводку и места присоединения стояков. Внешнему осмотру подвергаются краны газовой разводки перед приборами и на самих приборах. Газовую сеть на прочность испытывают давлением воздуха, накачиваемого в испытываемую систему компрессором или воздушным насосом. После испытаний на прочность производят сдаточные испытания на плотность. До пуска газа принятая сеть и приборы должны быть оформлены документами. Пуск газа в газовый ввод производится в момент присоединения его к действующему газопроводу, причем присоединение начинается после того, как ввод продут чистым газом по всей длине. После продувки стояков и квартирной разводки пускают газ в приборы. Ввод в эксплуатацию (пуск газа) оформляется актом. Профилактическое обслуживание включает в себя: осмотр газового ввода и подвальной разводки; проверку состояния отключающих устройств на вводах и стояках и смазку их; проверку исправности стояка и кранов на ответвлениях в квартиры; проверку квартирной газовой разводки и кранов на ней; осмотр и наладку газовых приборов, регулирование горелок и автоматики4проверку состояния тяги в газоходах;
Локализация и ликвидация аварий и аварийных ситуаций. Работы по локализации и ликвидация аварий и аварийных ситуаций должны производиться в соответствии с "Планом локализации и ликвидации возможных аварий", разрабатываемым для АДС и ее филиалов, дежурных бригад газовых служб предприятий, эксплуатационного персонала, участвующего в выполнении аварийных работ, применительно к местным условиям на основании требований Приложения К настоящего ОСТ. При организации дежурства работников филиалов АДС и газовых служб на дому дополнительно должна быть разработана система оповещения и сбора руководителя и членов аварийной бригады к месту аварии (аварийной ситуации) в течение 40 минут. План локализации и ликвидации возможных аварий предусматривает: - охват возможных аварийных ситуаций, связанных с использованием газа; - четкое описание действий персонала АДС, работников эксплуатационных служб при выполнении работ по локализации и ликвидации каждого возможного вида аварий, аварийной ситуации; - мероприятия по спасению людей и материальных ценностей; - условия взаимодействия АДС с эксплуатационными службами эксплуатационной организации и других ведомств (организаций); - штатный состав службы, бригады и подготовку работников. При аварийных вызовах "Запах газа" в плане следует предусмотреть использование современных приборов для локализации аварий с целью: - контроля фоновой концентрации углеводородных газов для обнаружения зон с опасной концентрацией 0,5% по объему, сигнализаторами взрывозащищенного исполнения с диапазоном измерения 0,3% по объему и предупредительной сигнализацией на 1% по объему. Сигнализаторы должны сохранять работоспособность в диапазоне температур от минус 45 °С до 45 °С (в зависимости от климатических зон); - определения мест утечек газа в замкнутом пространстве из наружных газопроводов и газопотребляющих установок приборами взрывозащищенного исполнения с диапазоном измерения от 0,01 до 2,5% по объему с предупредительной сигнализацией 1,0% по объему; - выявления утечки газа из подземного газопровода высокочувствительными газоиндикаторами с принудительным пробоотбором и максимальной чувствительностью не ниже 0,001% по объему с сохранением работоспособности в диапазоне температур от минус 20 °С до 45 °С; - определения мест утечек газа из подземных газопроводов методом зондового бурения. Для замера концентрации газа в каждой бурке применяются приборы с диапазоном измерения 0 - 100% по объему. Бурка, где накапливается наибольшая концентрация газа за заданное время, находится ближе к месту повреждения газопровода; - определения места для отключения газопровода (крышек колодцев, коверов, скрытых под слоем грунта, снега, асфальта), аппаратурой для определения трассы и глубины заложения газопровода (металлоискателями). Приборы должны сохранять работоспособность в интервале температур от минус 20 °С до 45 °С; - определения природы метана переносным хроматографом, определяющим в пробах с концентрацией метана до 0,5% по объему наличие тяжелых углеводородов. Локализация и ликвидация аварий на объектах СУГ производится в соответствии с требованиями ОСТ 153-39.3-052-2003. Работы по локализации и ликвидации аварий (аварийных ситуаций) выполняются в любое время суток под руководством специалистов. Способы временного устранения утечек из газопроводов при локализации аварий устанавливаются требованиями ПБ 12-529 и настоящим ОСТ. При выполнении работ бригадами АДС составление наряда-допуска на выполнение газоопасных работ не требуется. Дежурный персонал АДС, принявший аварийную заявку, информирует заявителя о необходимых мерах по обеспечению безопасности до прибытия аварийной бригады и высылает на объект бригаду. На месте аварии (аварийной ситуации) руководитель работ должен: - ознакомившись с обстановкой, немедленно приступить к выполнению мероприятий, предусмотренных оперативной частью плана ликвидации аварии, и руководить работами по ликвидации аварии; - проверить, вызваны ли необходимые технические средства, службы города, оповещены ли должностные лица; - обеспечивать выполнение мероприятий, предусмотренных оперативной частью плана; - докладывать в АДС об обстановке и при необходимости просить вызывать дополнительные средства. При повреждениях подземных газопроводов (ввода или распределительного) или сооружений на них, сопровождающихся выходом газа, аварийная бригада должна провести тщательное обследование всех прилегающих к месту утечки подземных сооружений и зданий, расположенных в радиусе 50 м от места утечки, с целью проверки на загазованность. При наличии газа должны быть приняты следующие первоначальные меры: - снижение давления газа в сети; - прекращение подачи газа потребляющим агрегатам и установкам; - отключение от действующей сети поврежденного участка газопровода; - вентиляция естественная или принудительная загазованных помещений и сооружений; - недопущение в загазованных зонах, помещениях включения и выключения электроприборов, пользования открытым огнем, нагревательными приборами; - ограждение и охрана загазованных помещений, зон с целью предотвращения проникновения туда посторонних лиц и внесения открытого огня. Наличие газа в загазованных помещениях, а также зданиях и подземных сооружениях в радиусе 50 м должно проверяться прибором периодически в течение всего времени ликвидации аварийной ситуации. При обнаружении утечки газа в арматуре газопроводов, установленной в газовых колодцах, должна быть организована вентиляция колодца и контроль на загазованность колодцев смежных коммуникаций и подвалов зданий, расположенных в 15-метровой зоне от колодца с утечкой газа. При аварийных вызовах "Запах газа" в квартире или другом помещении, на лестничной клетке аварийная бригада должна проверить наличие газа в помещениях, указанных заявителем, а также в соседних помещениях и подвале и устранить обнаруженную утечку. После устранения утечки и проветривания помещения следует повторно проверить наличие газа в помещении, в соседних помещениях и подвалах здания. Если при вызове "Запах газа" наличие газа в помещениях, указанных заявителем, не обнаружено, следует проверить наличие газа на лестничной клетке и в подвале здания. Отбор проб воздуха следует производить из верхних зон для природного газа и из нижних зон (на высоте 30 см от пола) для СУГ. Если при выполнении работ по устранению утечки из газопровода или газоиспользующего оборудования производилось отсоединение участка газопровода от газораспределительной сети или были приняты меры по временному устранению утечки, то последующее присоединение этого участка газопровода к действующей газораспределительной сети и возобновление подачи газа должна производить специализированная ремонтная (эксплуатационная) служба ГРО. Если газовые приборы и оборудование отключались АДС, то после ликвидации аварии эта служба должна подключить их вновь. При прибытии очередной смены АДС для продолжения работ по устранению аварии руководитель работающей смены должен проинформировать руководителя прибывшей смены о характере аварии и принятых мерах по ее ликвидации. Работы по ликвидации аварии или аварийной ситуации считаются законченными после выявления утечки газа и исключения возможности проникновения его в помещения и сооружения. Аварийно-восстановительные работы (при необходимости) и подключение отключенных АДС объектов выполняет ремонтная бригада эксплуатационной организации. 2.3.1 Организация проведения защитных мероприятий подземных газопроводов от электрохимической коррозии. 2.3.2 Изоляция газопроводов Коррозией металлических подземных сооружений называют процесс разрушения металла этих сооружений вследствие химического и электрохимического воздействия с окружающей средой. При химической коррозии процесс разрушения металла не сопровождается протеканием электрического тока. При электрохимической коррозии происходит протекание электронов от одних участков металла к другим, т.е. возникает электрический ток. На подземные газопроводы наибольшее действие оказывает электрохимическая коррозия, в частности почвенная и коррозия, и коррозия блуждающими токами. Почвенная коррозия – разрушение металла подземных сооружений путем электрохимического воздействия с электрической средой (почвой) в результате чего возникает электрический ток, разрушающий металлические сооружения. Коррозия блуждающими токами – электрохимический процесс разрушения металлических подземных сооружений под влиянием постоянных токов от внешних источников. Для защиты газопроводов от почвенной коррозии в основном применяются изоляционные покрытия при строительстве газопроводов Защита газопровода от блуждающих токов осуществляется после ввода газопроводов в эксплуатацию. В настоящее время для противокоррозионной защиты газопроводов применяется:
Битумное изоляционное покрытие на основе нефтяных битумов состоит из:
Для этих покрытий применяют холодные и горячие битумные грунтовки. Стекловолокнистый холст – рулонный нетканый материал из пересекающихся стеклянных волокон скрепленных синтетическими смолами. Бризол |
Похожие:
 |
В. В. Первунин (нпп «Дон-Инк», Россия) О ремонтно-техническом обслуживании технологической системы электрохимической защиты на промплощадках компрессорных станций магистральных... |
|
Производственная инструкция по безопасным методам и приемам выполнения... Ользования средствами индивидуальной защиты (противогазами и спасательными поясами), способам оказания первой (доврачебной) помощи,... |
|
Техническое задание 1 на кр лч (указывается обобщенное наименование работ, услуг) ... |
|
Инструкция по охране труда для слесаря по эксплуатации и ремонту... К самостоятельной работе слесарем по эксплуатации и ремонту подземных газопроводов и сооружений допускаются лица, не имеющие медицинских... |
|
Методы ремонта газопроводов с применением труб, бывших в эксплуатации Специальность 25. 00. 19 «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» |
|
Техническое задание на разработку рабочей документации, выполнение... ... |
 |
«Эксплуатация основного и вспомогательного оборудования котельной» ПМ. 01 Эксплуатация теплотехнического оборудования и систем тепло- и топливоснабжения |
|
Защитим будущее Провести экспертизу промышленной безопасности газопроводов и газового оборудования грп №136 |
|
Руководство по эксплуатации #booklet# кб”корд” Основное назначение прибора проверка состояния пассивной и активной защиты газопроводов посредством бесконтактного непрерывного |
|
Разработка конструкций стеклопластиковых муфт и методов расчета их... Работа выполнена в ООО «Севергазпром» и Ухтинском Государственном Техническом Университете, г. Ухта |
|
Разработка и внедрение технологии ремонта магистральных газопроводов... Основные причины необходимости капитального ремонта трубопроводов |
|
Техническое задание открытого запроса предложений по отбору организации... «Комплексное обследование противокоррозионной защиты газопроводов и подземных коммуникаций грс объекта «Газопровод для газоснабжения... |
|
Техническое задание по оказанию услуг по техническому обслуживанию... ... |
|
Техническое задание Проведение экспертизы промышленной безопасности, включая диагностирование технического состояния подземных стальных газопроводов,... |
|
Техническое задание на техническое обслуживание и ремонт оборудования... ... |
|
К постановлению Правительства Требования настоящего норматива направлены на обеспечение безопасного и эффективного функционирования внутренних газопроводов и газового... |