Преимущества газообразного топлива перед другими видами

ЛЕКЦИИ

«Газоснабжение с/х предприятий»

СОДЕРЖАНИЕ

Физико-химические свойства природного газа.................................................................................. 3

Опасные свойства газа ........................................................................................................................... 4

Условия для взрыва газа. ......................................................................................................................... 4

Осушка газа. (очистка газа). ................................................................................................................. 5

Происхождение газа ............................................................................................................................... 5

Методы обнаружения утечек неодорированного газа ..................................................................... 6

Горение газа ............................................................................................................................................. 6

Газопроводы. ............................................................................................................................................ 7

Техническое обслуживание газопроводов. ........................................................................................... 8

Категории газопроводов и оборудования по давлению. .................................................................... 9

Сооружения на газопроводах .............................................................................................................. 10

Переход газопровода через дороги, ввод в здание, устройство футляра, устройство стояка на выходе ГП из земли. ........................................................................................................................................... 12

Ввод газопровода в помещение (напримере ГРП и котельной). .................................................... 12

Переход газопровода через водную преграду ..................................................................................... 14

Методы защиты ГП от коррозии ..................................................................................................... 15

Арматура ............................................................................................................................................... 16

Классификация задвижек. ................................................................................................................... 18

Краны. ..................................................................................................................................................... 18

Испытание арматуры. ........................................................................................................................ 19

Ремонт запорной арматуры. .............................................................................................................. 20

Контрольная опрессовка (КО). ........................................................................................................... 24

Газовые горелки. Стабилизация газового пламени. Скорость распространения пламени. .... 25

Газовые горелки ..................................................................................................................................... 27

Электромагнитная арматура. .......................................................................................................... 30

Устройство клапанов. ......................................................................................................................... 30

Газорегуляторный пункт (ГРП и ГРУ). ........................................................................................... 34

Требования к помещению ГРП ........................................................................................................... 34

Технологическая цепочка ГРП. ........................................................................................................... 36

Продувочные сбросные трубопроводы ГРП. ..................................................................................... 37

Фильтры газовые. ................................................................................................................................. 37

Регуляторы давления. .......................................................................................................................... 44

Работа регулятора РДБК-1. ............................................................................................................... 49

Регулятор РДБК-1П. ............................................................................................................................ 50

Предохранительно-сбросные устройства (ПСУ). .......................................................................... 52

Первичный пуск газа в ГРП и котельную. ........................................................................................ 57

Розжиг котла. ....................................................................................................................................... 59

Розжиг горелки в полуавтоматическом режиме. .......................................................................... 61

Переход ГРП с основной линии на байпас и наоборот (п.3.4.7. ПБ в ГХ). .................................. 62

Переход с байпаса на основную линию. ............................................................................................. 63

Техническое обслуживание ГРП. (ПБ в ГХ п.3.4.9…3.4.16) ........................................................... 64

Требования к котельным или газопотребляющим агрегатам, работающим без постоянного обслуживания персоналом (п. 3.7.7. ПБ в ГХ, стр.38). ................................................................... 66

Газоопасные работы (ГОР). (ПБ 12-245-98, раздел 6 ПБ в ГХ) (Инструкция по проведению газоопасных работ) ..................................................................................................................................................... 66

Подготовительный период к проведению газоопасных работ. .................................................... 70

Меры безопасности при выполнении ГОР (глава 6 ПБ в ГХ). ....................................................... 72

Порядок выполнения и завершения ГОР. Перерывы в работе. ..................................................... 73

Средства индивидуальной защиты. (СИЗ) ....................................................................................... 73

План ликвидации возможных аварий. Его содержание. (п. 3.7.10 ПБ в ГХ) ............................... 75

Режимная карта газифицированного агрегата. ............................................................................. 76

Взрывные предохранительные клапаны газопотребляющих агрегатов ..................................... 76

Датчики по отрыву пламени ............................................................................................................. 77

Параметры настройки сигнализатора загазованности ............................................................... 78

Контрольно-измерительные приборы .............................................................................................. 78

Требования к электрооборудованию, электроосвещению и связи ГРП с ГРУ ........................... 79

Метанол. Его опасные свойства, область применения ................................................................ 79

Оказание первой помощи при отравлении метанолом. ................................................................ 79

Порядок выполнения первичного пуска газа в жилые дома. Последовательность действий. Оформление документации. ............................................................................................................... 80

Техническое обслуживание и ревизия внутридомового газового оборудования (п. 3.8. ПБ в ГХ) 81

Ремонт газопроводов при порыве техникой (п. 7.13. ПБ в ГХ). .................................................... 82

Порядок приема и сдачи смен оперативным ремонтным персоналом ....................................... 83

Свойства угарного газа (СО) ............................................................................................................... 83

Графики технического обслуживания. ............................................................................................. 83

Обязанности ответственного за газовое хозяйство (гл.3.2. ПБ в ГХ) ....................................... 84

Требования к расположению оборудования ГРП ............................................................................ 84

Первая доврачебная помощь. Правила технической эксплуатации газового хозяйства в РФ. 84

Документация газовой службы .......................................................................................................... 87

Порядок согласования, регистрации проектов газификации. Срок действия согласований и регистрации (п.2.1.2.,2.1.3., 2.2.5., 2.2.6.) ........................................................................................... 89

Работа с Госгортехнадзором, энергонадзором. .............................................................................. 90

Порядок наложения и снятия пломб при остановке объекта РГТИ. ........................................ 90

Действия и ответственность ИТР после получения предписания. .......................................... 90

Права инспектора. ................................................................................................................................ 91

Технический надзор – курирование за строящимися объектами газового хозяйства. ............. 91

Журнал регистрации нарядов-допусков на проведение ГОР. (ПБ в ГХ, Приложение 3, стр. 112). 92

Обязанности организации, эксплуатирующей объекты газового хозяйства (п. 3.1.1. ПБ в ГХ). 92

Требования к газовому оборудованию (п. 3.12. ПБ в ГХ). ................................................................ 93

Преимущества газообразного топлива перед другими видами

1. Дешёвый вид топлива.

2. Отсутствие в природном газе угарного газа СО.

3. Экологически чистое топливо, не загрязняет воздушный бассейн.

4. Возможность полной автоматизации процесса горения газа.

5. Развиваются высокие температуры при сгорании газа.

6. Требуется минимальный избыток воздуха при горении.

7. Возможность быстрого разогрева и остановки газового агрегата.

8. Возможность обеспечения регулировки очень точного температурного режима.

Физико-химические свойства природного газа

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

Пожаровзрывоопасен.

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

Плотность воздуха: r_возд.=1,29 кг/м³.

Плотность газа: r_газа.=0,72 кг/м³.

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

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

6. Температура воспламенения +645^ОС.

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

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

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

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

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

Опасные свойства газа

(т.е. чем он опасен)

1. Обладает удушающим действием.

2. Пожаровзрывоопасен.

Условия для взрыва газа.

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

2. Наличие источника огня.

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

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

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

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

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

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

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

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

· на 98% из метана СН₄;

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

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

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

Отсюда:

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

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

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

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

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

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

Одорант подаётся в газопровод капельным методом.

Осушка газа. (очистка газа).

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

При роторном бурении привод бурового инструмента находится на поверхности земли.

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

Глинистый раствор выполняет следующие функции:

· является движущей силой;

· вымывает породу из забоя;

· укрепляет стенки скважины от осыпания;

· предотвращает преждевременный выброс газа.

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

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

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

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

Через каждые 100 км установлены КС для поднятия давления

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

Происхождение газа

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

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

Горение газа

СН₄+ 2×О₂+7,52×N₂ = СО₂+2×Н₂О+7,5×N₂+8500 Ккал

Воздух:

,отсюда вывод:

на 1 м³ О₂ приходится 3,76 м³ N₂

При сжигании 1 м³ газа необходимо затратить 9,52 м³ воздуха, (т.к. 2+7,52). При полном сгорании газа выделяется:

· Углекислый газ СО₂;

· Пары воды;

· Азот (балласт воздуха);

· Выделяется теплота.

При сгораниии 1 м³ газа выделяется 2 м³ воды. Если температура отходящих дымовых газов в дымовой трубе меньше 120^ОС и труба высокая неутеплённая, то эти пары воды конденсируются вдоль стенок дымовой трубы в её нижнюю часть, откуда через отверстие поступают в дренажную ёмкость или линию.

Чтобы исключить образование конденсата в дымовой трубе, необходимо утеплять трубу или уменьшить высоту дымовой трубы, предварительно просчитав тягу в трубе (т.е. уменьшать высоту трубы опасно).

Газопроводы.

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

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

Преимущества стальных труб, применяемых для газопроводов:

1. Прочность самих труб;

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

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

Недостатки стальных труб:

1. Возможность их коррозии;

2. Сравнительно большой коэффициент относительного удлинения;

3. Дороговизна.

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

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

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

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

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

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

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

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

Газопроводы бывают наружные и внутренние.

Наружные ГП – те, которые смонтированы вне зданий.

Внутренние ГП – те, которые работают в теплых помещениях.

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

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

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

Сооружения на газопроводах

1. ГРП (газорегуляторные пункты).

2. КИП (контрольно-измерительные пункты).

3. Катодные станции электрохимзащиты.

4. Компенсаторы

5. Гидрозатворы.

6. Конденсатосборники.

Линзовый компенсатор

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

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

Компенсаторы бывают:

· Линзовые;

· П-образные;

· Лирообразные.

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

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

Нижняя часть полулинз залита битумом для предупреждения скопления воды.

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

П-образныйЛирообразный

компенсатор.компенсатор.

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

Конденсатосборники

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

Гидрозатвор

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

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

Арматура

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

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

Классификация арматуры

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

2. Регулирующая арматура (регуляторы, клапаны регулирующие).

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

4. Арматура обратного действия (клапаны обратные).

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

Маркировка арматуры.

На корпусе арматуры указываются следующие данные:

1. Условное давление ;

2. Условный диаметр ;

3. Товарный знак завода-изготовителя;

4. Диаметр условного прохода;

5. Стрелка, указывающая направление потока среды.

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

1. Сталь углеродистая (серый);

2. Сталь легированная (синий);

3. Кислотостойкая нержавеющая сталь (голубой);

4. Чугун серый ковкий (черный);

5. Цветные сплавы (не окрашиваются).

Назначения запорной арматуры и требования к ней.

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

Арматура, применяемая на ГП должна быть для газовой среды.

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

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

Требования к запорной арматуре.

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

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

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

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

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

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

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

Классификация задвижек.

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

2. С выдвижным и невыдвижным шпинделем.

3. С электроприводом и ручным управлением.

4. По материалу: чугунные и стальные.

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

Устройство задвижки.

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

Неисправности задвижек:

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

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

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

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

5. Микропоры в литье корпуса задвижки.

Краны.

Классификация кранов:

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

2. По материалу: чугунные, бронзовые, латунные.

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

Устройство крана:

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

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

Неисправности кранов:

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

2. Пропуск газа через сальниковое уплотнение.

3. Попуски газа через микропоры в литье корпуса крана.

Трехходовой кран.

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

Служит для проверки работоспособности манометров:

· Посадка манометров на “0”;

· Проверка рабочего манометра по контрольному;

· Проверка сифонной трубки.

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

Вентиль.

- направление движения газа в вентиле

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

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

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

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

Испытание арматуры.

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

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

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

но не менее, чем 3 .

На герметичность затвора краны испытывают воздухом давлением:

а задвижки все испытывают заливкой керосина.

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

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

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

Ремонт запорной арматуры.

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

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

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

Ремонт запорной арматуры включает в себя:

1. Очистка от грязи и ржавчины.

2. Окраска (при необходимости).

3. Смазка штока или шпинделя задвижки.

4. Набивка сальников.

5. Проверка неисправности и ремонт приводного устройства задвижек.

6. Смена износившихся прокладок, болтов.

7. Доводка арматуры до 1 класса по запорной способности.

8. Проверка плотности всех резьбовых, фланцевых соединений.

Набивка сальников запорной арматуры, разборка резьбовых соединений на наружных ГП среднего и высокого давлений допускаются при давлении газа не более 1 (или 0,1 МПа).

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

1 даПа = 1 мм вд. ст.

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

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

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

Требования к заглушкам.

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

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

Манометры. Единицы давления

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

Манометры, устанавливаемые в системах газоснабжения, подразделяются на:

· Жидкостные;

· Пружинные;

· Электроконтактные;

· Мановакууметры.

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

Жидкостные манометры. Они предназначены для измерения небольших давлений.

В основном применяются для проведения контрольных опрессовок. Жидкостной манометр представляет собой U-образную изогнутую стеклянную трубку, закрепленную на деревянной шкале (шкала в мм. вд. ст.)

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

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

Пружинные манометры. Они предназначены для измерения всех давлений. Пружинный манометр состоит из круглой коробки – корпуса, в которой находится изогнутая латунная трубка овального сечения. О