Виды закупорок на газопроводах

1 Основные положения

1.1 При удалении снежно-ледяных, кристаллогидратных и смоляных закупорок на газопроводах высокого и среднего давления должны разрабатываться специальный план про­изводства работ, утвержденный руководителем ГРО, с указанием последовательности прове­дения операций, расстановки людей, технического оснащения, мероприятий, обеспечиваю­щих максимальную безопасность, лиц, ответственных за проведение работ, и схема располо­жения газопровода. 1.2 Работники, имеющие право выдачи нарядов-допусков к выполнению газоопас­ных работ, назначаются приказом по ГРО. Ответственного за про ведение работ назначает работник, выдающий наряд-допуск на газоопасные работы. 1.3 Перед началом работ по ликвидации закупорок на действующих газопроводах необходимо пригласить представителей организаций, имеющих вблизи газопровода подзем­ные сооружения, для уточнения их расположения и принятия мер по безопасному выполне­нию работ. Работы по удалению закупорок газопроводов сети газораспределения проводятся бри­гадой рабочих в количестве не менее трех человек при производстве работ на подземном газо­проводе и не менее двух на надземном под руководством специалиста. Количество и состав бригад определяются характером закупорки, а также количеством газовых колодцев, шурфов на аварийном участке в местах закупорки. 1.4 О наличии закупорок свидетельствуют резкие перепады давления и нарушение нормального режима газоснабжения. 1.5 Работы по устранению закупорок на действующих газопроводах производятся на основании заявки от АДС. 1.6 Устранение закупорок на действующих газопроводах должно производиться одним из следующих методов: — обогрев мест закупорки паром; — обогрев мест закупорки гибкими нагревательными элементами; — обогрев мест закупорки горелками через слой песка; — заливкой органических спиртов-растворителей; — шуровкой газопровода мягким ершом. 1.7 Метод устранения закупорки выбирается на основании типа материала, места и типа прокладки газопровода, а также наличия уклона. 1.8 При большой плотности и длине закупорки ликвидация может затянуться, поэ­тому параллельно поиску и растворению закупорок на участках необходимо, в соответствии с оперативно подготовленным проектом, вести строительство временной байпасной линии, обеспечивающей пропуск необходимого количества газа в обход закупорки.

2 Порядок производства работ

2.1 Перед началом газоопасных работ работником, ответственным за их проведение, проверяется соответствие документации фактическому расположению газопровода. 2.2 До начала производства работ по удалению закупорок на действующих подземн­ых стальных газопроводах ЭХЗ должна быть отключена. 2.3 Вварка штуцеров в действующий газопровод производится газовой сваркой при давлении газа в газопроводе 0,0004-0,002 МПа. 2.4 Вварка катушек в стальные газопроводы должна производиться электродуговой сваркой: — при толщине стенок трубы до 6 мм сварку следует выполнять не менее чем в два слоя; — толщине стенок трубы более 6 мм — не менее чем в три слоя. 2.5 Резка, обработка торцов, снятие фасок стального газопровода или катушки должны производиться газовой резкой или механическим способом. 2.6 Вварка катушек в полиэтиленовые газопроводы должна выполняться: — при сварке встык — сваркой нагретым инструментом на оборудовании с ручным управ­лением или на машинах со средней или высокой степенью автоматизации; — при сварке с помощью муфт с ЗН сваркой на оборудовании с высокой или средней сте­пенью автоматизации. 2.7 Вырезку катушки полиэтиленового газопровода необходимо осуществлять с помощью механических труборезов роликового или гильотинного типа. 2.8 При вварке катушек в полиэтиленовые газопроводы с помощью муфт с ЗН зачистка соединяемых наружных поверхностей труб должна осуществляться специальным инструментом, обеспечивающим снятие поверхностного слоя. 2.9 При определении места или удалении закупорки на подземном газопроводе выполняются следующие подготовительные работы: — со снятием арматуры в газовом колодце: а) отключается подача газа на ремонтируемом участке газопровода; б) очищается крышка колодца от грязи и посторонних предметов; в) колодец проверяется на загазованность через отверстие в крышке люка; г) снимается крышка колодца, разбивается отмостка и вытаскивается люк колодца; д) производятся земляные работы по разработке грунта вокруг конструкции колодца в соответствии с утвержденной в установленном порядке инструкцией на производство земля­ных работ; е) разбирается кладка или вытаскивается горловина колодца и снимается перекрытие колодца; ж) устанавливается кабельная (шунтирующая) перемычка между разъемными частями газопровода на зачищенные от краски места; и) производится снятие болтов на фланцевых соединениях и установка инвентарных заглушек; к) снимается задвижка и компенсатор, предварительно стянутый тягой; — с проведением работ в шурфе: а) производится отключение подачи газа на ремонтируемом участке; б) производятся земляные работы в соответствии с утвержденной в установленном порядке инструкцией на производство земляных работ; в) шурф проверяется на загазованность газоиндикатором (газоанализатором); г) шурф дорабатывается вручную с полным освобождением трубы газопровода от грунта; д) участок газопровода в шурфе освобождается от изоляционного покрытия; е) между разъединяемыми участками газопровода устанавливается кабельная (шунти­рующая) перемычка; ж) производится вырезание участка трубы газопровода на длину не менее 200 мм; и) на конец трубы газопровода, не содержащего закупорки, устанавливается заглушка. 2.10 При определении места или удалении закупорки на надземном газопроводе выполняются следующие подготовительные работы: — со снятием запорной арматуры: а) отключается подача газа; б) устанавливается кабельная (шунтирующая) перемычка между разъединяемыми частями газопровода на зачищенные от краски места; в) устанавливаются временные опоры под газопровод с двух сторон от места разъединения; г) производится снятие болтов на фланцевых соединениях и установка инвентарных заглушек; д) снимается задвижка; — с вырезанием участка газопровода: а) отключается подача газа; б) устанавливается кабельная (шунтирующая) перемычка между разъединяемыми частями газопровода на зачищенные от краски места; в) устанавливаются временные опоры под газопровод с двух сторон от места разъединения; г) производится вырезание участка трубы газопровода на длину не менее 200 мм; д) на конец трубы газопровода, не содержащего закупорки, устанавливается заглушка. 2.11 Работы по ликвидации закупорок на действующих газопроводах выполняются в следующем порядке: — определяется место образования закупорки: а) при определении закупорки на подземном газопроводе: 1) до и после предполагаемого места закупорки устанавливаются манометры на конденсатосборник, в колодце, ГРП или непосредственно на газопровод через вваренный штуцер;

• проверяются показания манометра до и после предполагаемого места закупорки;
• по перепаду давлений определяется предполагаемое место закупорки;
• производятся работы в соответствии с 2.9 настоящей инструкции взависимо­сти от устройства трассы газопровода;

2) в газопровод до и после места образования закупорки до упора вводится мягкий ерш, закрепленный на стальном тросе; 3) по длине троса замеряется пройденное им расстояние и размечается на газопроводе; 4) определяется точное место расположения закупорки между метками на газопроводе; б) при определении закупорки на надземном газопроводе: до и после предполагаемого места закупорки устанавливаются манометры на ГРП, у потребителя, на фланец запорной арматуры через заглушку со штуцером или непосред­ственно на газопровод через штуцер;

• проверяются показания манометра до и после предполагаемого места закупорки;
• по перепаду давлений определяется предполагаемое место закупорки;
• производятся работы в соответствии с 2.10 настоящей инструкции взависимо­сти от устройства трассы газопровода;

1) в газопровод до и после места образования закупорки до упора вводится мягкий ерш, закрепленный на стальном тросе; 2) по длине троса замеряется пройденное им расстояние и размечается на газопроводе; 3) определяется точное место расположения закупорки между метками на газопроводе; — разрабатывается шурф в месте образования закупорки в соответствии с утвержденной в установленном порядке инструкцией на производство земляных работ; — на торцы газопровода с образовавшейся закупоркой устанавливаются глухие фланцы или привариваются заглушки (кроме производства работ по ликвидации закупорки прочист­кой ершом); — концы газопровода до и после места закупорки ввариваются штуцеры с установкой отключающих устройств; — конце подземного газопровода после места закупорки на штуцер устанавливается про­дувочный газопровод; — участке надземного газопровода вваривается дренажный отвод в нижней части трубы; — участке газопровода до места образования закупорки к штуцеру подсоединяется компрессор; — перекрываются запорные устройства на штуцерах, установленных на газопроводе; — производится ликвидация закупорок на действующем газопроводе: а) при ликвидации закупорки обогревом паром прогревается участок газопровода паром с помощью парогенераторной установки в течение времени, достаточного для повы­шения температуры внутри газопровода выше равновесной температуры гидратообразования; б) при ликвидации закупорки гибкими нагревательными элементами: 1) накладываются на открытый участок газопровода гибкие нагревательные эле­менты и подключаются к источнику питания; 2) прогревается место закупорки в течение времени, обеспечивающего повышение температуры внутри газопровода выше равновесной температуры гидратообразования; в) при ликвидации закупорки разогревом мест закупорки горелками через слой песка:

• шурф засыпается песком на 0,2 м выше поверхности трубы;
• песок увлажняется водой;
• газопровод прогревается специальными горелками через слой песка в течение времени, обеспечивающего повышение температуры внутри газопровода выше равновесной температуры гидратообразования;

г) при ликвидации закупорки заливкой органических спиртов- растворителей (ингибиторов): 1) на штуцере до места образования закупорки закрепляется гибкий шланг с присо­единенной к нему воронкой; 2) после места образования закупорки на газопроводе вырезается окно в нижней части газопровода; 3) производится принудительная подача ингибитора (метанола) в газопровод до тех пор, пока из окна в стенке газопровода не будет сливаться чистый спирт-растворитель; при большой протяженности закупорки по всей длине закупорки через каждые 20- 30 м устанавли­ваются штуцеры с воронками и в газопровод подается спирт-растворитель; 4) образовавшаяся жидкость сливается в специальную емкость, установленную под окном в стенке газопровода; 5) заваривается окно в стенке газопровода с установкой заплаты; д) при ликвидации закупорок шуровкой газопровода мягким ершом: 1) в газопровод пропускается сталистая проволока до выхода ее на противополож­ном конце прочищаемого участка; 2) на проволоке закрепляется стальной трос с ершом и протаскивается в обратном направлении;

• трос с ершом освобождается от проволоки;
• производится протаскивание троса с ершом в обе стороны до свободного прохож­дения ерша внутри газопровода;

3) производится продувка газопровода до выхода из газопровода чистого воздуха без примеси конденсатных и гидратных образований; — открывается отключающее устройство на сбросном газопроводе после аварийного участка и с помощью компрессора продувается отключенный участок газопровода до выхода чистого воздуха без примесей конденсата и гидратных отложений; — со штуцеров на ремонтируемом участке снимается продувочный газопровод, отсоеди­няется компрессор и запорные устройства; — на штуцеры навинчиваются металлические пробки и привариваются газовой сваркой; — производятся восстановительные работы по возобновлению целостности газопровода: а) при снятии арматуры в колодце:

• снимается глухой фланец со штуцером с фланца газопровода;
• зачищаются фланцы газопровода и арматуры до металлического блеска и смазываются;

1) устанавливается арматура и компенсатор, стянутый тягой, между фланцами газо­провода и устанавливаются болты фланцевых соединений в шахматном порядке;

• устанавливаются прокладки между фланцами газопровода и арматуры;
• устанавливаются оставшиеся болты фланцевых соединений и закручиваются в шахматном порядке;
• с компенсатора снимается тяга и подкручиваются болты фланцевых соединений;
• снимается кабельная перемычка;
• устанавливается перекрытие колодца и восстанавливается горловина колодца;
• производятся земляные работы по восстановлению грунта вокруг конструкции колодца в соответствии с утвержденной в установленном порядке инструкцией на производство земляных работ;

2) устанавливается люк колодца, восстанавливается отмостка и закрывается крышка колодца; б) при удалении участка действующего наружного газопровода:

• срезаются заглушки с концов газопровода;
• очищаются кромки и прилегающая к ним наружная поверхность газопровода;
• снимаются фаски с торцов газопровода и катушки и зачищаются;
• устанавливается и центрируется вырезанная катушка между трубами газопровода с помощью центраторов;
• производится вварка катушки в действующий газопровод;
• производится контроль качества сварных соединений;

в) при снятии запорной арматуры на надземном газопроводе:

• снимается глухой фланец с фланца газопровода;
• зачищаются фланцы газопровода и арматуры до металлического блеска и смазываются;

1) устанавливается запорная арматура между фланцами газопровода и устанавлива­ются болты фланцевых соединений в шахматном порядке;

• устанавливаются прокладки между фланцами газопровода и запорной арматуры;
• устанавливаются оставшиеся болты фланцевых соединений и закручиваются в шахматном порядке;

6) снимается кабельная шунтирующая перемычка; — путем подачи в отремонтированный участок газопровода сжатого воздуха и создания в газопроводе испытательного давления газопровод проверяется на герметичность давлением воздуха в соответствии с СП 62.13330.2011 ; — снизить давление воздуха в газопроводе до атмосферного и возобновить подачу газа; — по показаниям манометров в конце и начале отключенного участка определить возобновление нормального режима газоснабжения; — произвести заключительные работы на ремонтируемом участке: а) проверить колодец на загазованность через отверстие в крышке газового колодца; б) восстановить изоляционное покрытие с проверкой сплошности изоляции на под­земном газопроводе и произвести восстановительные земляные работы в соответствии с утвержденной в установленном порядке инструкцией на производство земляных работ; в) проверить герметичность запорной арматуры на надземном газопроводе пенообра­зующим раствором и окрасить не окрашенные места; г) проверить герметичность сварных соединений надземного газопровода пенообра­зующим раствором или приборным методом и окрасить не окрашенные места; — про извести восстановительные земляные работы на участке места закупорки в соответ­ствии с утвержденной в установленном порядке инструкцией на производство земляных работ. 2.12 Результаты испытания на герметичность следует считать положительными, если за период испытания падение давления не превысило 0,0001 МПа за 1 ч. Дефекты, выявленные в процессе испытания, устраняются только после снижения дав­ления газа в газопроводе до атмосферного. После устранения дефектов повторно произвести испытание газопровода на герметичность.

3 Контроль качества работ

3.1 Герметичность фланцевых соединений, пробок штуцеров и арматуры, установ­ленной по окончании работ по удалению закупорок газопроводов и арматуры, должна быть проверена пенообразующим раствором или приборным методом. 3.2 Контроль качества сварных стыков полиэтиленовых газопроводов производится внешним осмотром и ультразвуковым методом по ГОСТ 14782. 3.3 Контроль качества сварных стыков стальных газопроводов производится внеш­ним осмотром и радиографическим методом по ГОСТ 7512. 3.4 Сплошность восстановленного при производстве работ изоляционного покры­тия газопровода необходимо про верить приборным методом. 3.5 После окончания работ по ликвидации закупорок на действующих наружных газо­проводах необходимо произвести контроль давления газа на участке образования закупорки.

4 Оформление результатов работы

4.1 Данные о проведенной работе, в том числе результаты контрольной опрессовки газопроводов и оборудования, заносятся в наряд-допуск на выполнение работ и в паспорт на газопровод и хранятся один год. 4.2 Время работы в кислородно-изолирующем противогазе следует записывать в его паспорт. 4.3 На все выполненные при производстве аварийно-восстановительных работ свар­ные стыки должны быть оформлены соответствующие протоколы проверки. 4.4 Места установки штуцеров, оставленных на газопроводе, должны быть отмечены на схеме газопровода. 4.5 После окончания всех видов работ ответственный за их проведение докладывает в АДС и руководству ГРО. 4.6 На сварочные стыки подземных газопроводов должна быть нанесена марки­ровка (клеймо) сварщика, выполнившего сварку. Способ маркировки должен обеспечить ее сохранность в течение эксплуатации газопровода. При заварке стыка несколькими сварщи­ками клейма проставляются на границах свариваемых участков.

5 Специальные требования

5.1 На выполнение работы по ликвидации закупорок на наружных газопроводах выдается наряд-допуск на выполнение газоопасных работ по форме , преду­сматривающий разработку и последующее осуществление комплекса мероприятий по подго­товке и безопасному проведению работ. 5.2 К работе допускаются работники, прошедшие аттестацию по промышленной безопасности в объеме, соответствующем должностным обязанностям и профилю выполняе­мых работ, и получившие допуск к выполнению газоопасных работ. 5.3 При выполнении сварочных работ сварщики должны быть аттестованы на 1 уро­вень, а работники сварочного производства — на II уровень и выше в соответствии с РД 03-495- 02 и ПБ 03- 273-99 . 5.4 Технический контроль качества сварных работ (сварных соединений) неразру­шающими методами контроля должен осуществляться ремонтной бригадой в установленном порядке. 5.5 Перед выполнением работы руководитель обязан проинструктировать рабочих о технологической последовательности операций и необходимых мерах безопасности и зафик­сировать прохождение инструктажа подписями рабочих и специалистов бригады в наряде­-допуске на выполнение газоопасных работ. 5.6 После получения задания работники — члены бригады обязаны подготовить: — необходимые средства индивидуальной защиты (противогаз шланговый, рукавицы, спецодежда, защитные очки, аптечка, спасательные пояса и веревки) и проверить их исправность; — инструмент, оборудование и техническую оснастку, необходимые при выполнении работы, проверить их исправность и соответствие требованиям безопасности. 5.7 Наличие и исправность средств индивидуальной защиты определяются при выдаче наряда-допуска на выполнение работы. 5.8 Ответственным за наличие у рабочих средств индивидуальной защиты, их исправ­ность и навыки применения является руководитель работ. 5.9 Место производства работ должно быть оборудовано лестницами, обеспечива­ющими быструю эвакуацию работников из шурфа (колодца), и средствами пожаротушения (огнетушитель, вода, полотно и др.). Рабочие должны иметь монтажные пояса с веревкой, конец которой должен находиться на бровке. 5.10 Перед началом работ на проезжей части необходимо выполнить следующие меры безопасности: — на рабочих и специалистах, производящих работу, должны быть надеты жилеты сиг­нального цвета; — установить ограждения со стороны движения транспорта на расстоянии 5 м от откры­того колодца, а на расстоянии 10-15 м выставить предупредительные знаки; — вести непрерывное наблюдение за проходящим транспортом; — при необходимости ограничения движения транспорта расстановку дорожных предупредительных знаков согласовать с ГИБДД. 5.11 Спуск к подземному газопроводу должен осуществляться по металлическим лестницам с закреплением их у края колодца (шурфа), Для предотвращения скольжения и искрения при опирании на твердое основание лестницы должны иметь резиновые «башмаки», а обувь у работников, выполняющих работу на подземном газопроводе, не должна иметь сталь­ных подковок и гвоздей. 5.12 Перед каждой последующей операцией по ремонту необходимо производить контроль загазованности высокочувствительным газоанализатором. При обнаружении утечек газа все работы должны производиться в противогазах. 5.13 При производстве зачистки труб рабочие должны быть обеспечены защитными очками и брезентовыми рукавицами. 5.14 Продолжительность работы в противогазе без перерыва не должна превышать 30 мин. 5.15 Проверка герметичности фланцевых и сварных соединений открытым огнем запрещена. 5.16 Присутствие посторонних лиц, курение, разведение открытого огня у места про­изводства работ категорически запрещается. 5.17 При возникновении пожара необходимо немедленно вызвать пожарную команду и принять меры по ликвидации пожара подручными средствами (вода, песок). 5.18 Применение открытого огня для отогрева наружных полиэтиленовых, стальных санированных и внутренних газопроводов запрещается. 5.19 Применять органические спирты-растворители (метанол) для удаления закупо­рок газопроводов следует тогда, когда прочие меры по ликвидации закупорок не дают положи­тельных результатов. 5.20 При работе с органическими спиртами-растворителями необходимо соблюдать требования правил безопасности по работе с ядовитыми веществами. 5.21 При устранении закупорок в газопроводах должны приниматься меры, макси­мально уменьшающие выход газа из газопровода. 5.22 В колодцах или шурфах должны работать не более двух человек в спасательных поясах и противогазах. 5.23 Во время работы со сварочным оборудованием не допускается: — касаться поверхности зеркала нагревателя в период работы; — при проверке работоспособности терморегулятора повышать температуру рабочей поверхности электронагревателя выше 250 °С — 280 °С; — производить очистку антиадгезионного покрытия зеркала после снижения темпера­туры до 40 °С – 50 °С без рукавиц; — при работе механизированного оборудования про изводить замеры обрабатываемых изделий или убирать стружку из- под режущего инструмента; — производить очистку ножей торцевателя без отключения от электрической сети. 5.24 Сварочные работы на открытом воздухе во время дождя, снегопада, тумана и при ветре скоростью свыше 10 м/с необходимо выполнять только при обеспечении защиты места сварки защитными палатками. 5.25 Растворители и другие обезжиривающие жидкости должны храниться в герме­тично закрываемой и не боящейся ударов таре емкостью 200 мл. После работы с растворите­лями руки промываются водой. 5.26 Перед резкой действующего газопровода во избежание пожара и взрыва от ста­тического электричества полиэтиленовой трубы обязательно должно производиться заземление газопровода при помощи мокрых хлопчатобумажных тканей с дополнительным увлажне­нием грунта возле заземляющего пикета. 5.27 При производстве зачистки труб рабочие должны быть обеспечены защитными очками и брезентовыми рукавицами. Электроинструмент должен иметь двойную изоляцию и быть надежно заземлен. 5.28 Перед началом и во время сварочных работ необходимо следить за исправно­стью изоляции сварочных проводов и электродержателей, а также за прочностью соединения контактов. При прокладке проводов и каждом их перемещении должны приниматься меры против повреждения изоляции. При поврежденной изоляции про изводить ремонтные работы с использованием электричества запрещается. 5.29 Электроды, применяемые для производства работ, должны быть осмотрены на их соответствие требованиям технических условий. При обнаружении дефектов (нарушение защитного покрытия электродов, увлажнение) применение данных электродов не допускается. 5.30 При производстве работы на подземном стальном газопроводе следует приме­нять инструмент из цветного металла, исключающий искрообразование. Рабочая часть инстру­мента из черного металла должна обильно смазываться солидолом или другой аналогичной смазкой. Использование электрических инструментов, дающих искрение, не допускается. 5.31 Газовая резка и сварка на действующих газопроводах допускается при давлении газа 0,0004-0,002 МПа. Во время выполнения работ следует осуществлять постоянный кон­троль за давлением газа в газопроводе. При давлении газа в газопроводе ниже 0,0004 МПа или выше 0,002 МПа работы следует прекратить. До начала работ по сварке (резке) газопровода, а также замене арматуры, компенсато­ров и изолирующих фланцев в колодцах, туннелях, коллекторах следует снять (демонтировать) перекрытия. Допускается производить сварочные работы без снижения или с частичным сниже­нием давления газа с использованием специальных технологий и оборудования по методикам, утвержденным в установленном порядке. 5.32 Все работники бригады должны уметь оказывать первую медицинскую помощь при ожогах, ушибах, удушье, отравлении газом и поражении электрическим током.

Лекция 1

Распределение давления по длине газопровода

Газ по трубопроводам, как и любая жидкость, всегда перемещается из участков с повышенным давлением в участки, где давление ниже. Движение газа продолжается до тех пор, пока давление в системе газопроводов не выравнивается. Поэтому наблюдения за изменением давлений по длине трубопровода являются основным параметром, по которому судят о нарушениях в системе транспорта газа (жидкости). Например, если в ходе эксплуатации газопровода давление при постоянном расходе газа начнет снижаться, то можно сделать вывод об утечке газа вследствие нарушения целостности трубы. При больших утечках можно зафиксировать давления, которые установятся через некоторый интервал времени. Построив график изменения давления можно определить место, где произошла авария на трубопроводе.

Однако при незначительных утечках газа это нарушение может быть и не обнаружено.

Другой пример закупорки сечения газопровода. В этом случае произойдут изменение давления следующим образом.

В данном случае трудно установить точное место закупорки, если нет возможности произвести измерение давлений на каком-то участке трубопровода.

Итак, в газопроводе в условиях постоянства и равенства притока и расхода газа устанавливается определенный режим распределения давлений. Скорость движения газа в трубе зависит от количества газа, протекающего через его поперечное сечение в единицу времени. Очевидно, что чем больше количество газа, тем больше и его скорость, чем больше диаметр трубы, тем меньшей будет скорость движения газа, принимая во внимание, что в том и другом случаях расход газа был одним и тем же. При одном и том же количестве газа скорость течения в конце трубопровода будет выше, чем вначале трубопровода. Это можно объяснить тем, что по мере снижения давления по длине трубопровода объем газа будет увеличиваться согласно уравнению

(1)

где QГ QГо

Следовательно скорость газа также будет увеличиваться. При увеличении скорости газа возникают завихрения и происходит турбулизация потока.

При транспортировании нефти и др. жидкостей плотность их может быть принята постоянной. Поэтому давления вдоль трубы падает по закону прямой линии и тогда гидравлический уклон будет равен

При транспортировании газа гидравлический уклон увеличивается по параболической кривой. Эта закономерность описывается уравнением

где Р1 и Р2 – начальное и конечное давления в трубопроводе, соответственно.

Рх – давление в промежуточной произвольной точке газопровода;

l – длина газопровода.

При этом средний гидравлический уклон равен

Если х = 0, то Рх = Р1 – начало газопровода

При х = l, то Рх = Р2 –конец газопровода.

Формула, по которой определяют Рх, выражает характер изменения давления в действующем газопроводе. В начальных участках газопровода это давление падает медленно, но чем дальше, тем сильнее.

Непрерывное увеличение интенсивности падения давления в газопроводе объясняется не только тем, что в связи с расширением объема газа в газопроводе увеличивается скорость потока газа, но и тем, что плотность газа уменьшается. Это приводит к повышению сопротивления трения.

На основе закона изменения давления в действующем газопроводе выведена формула для определения среднего давления в нем

Среднее давление, определяемое по этой формуле, больше среднеарифметического. Однако при низких давлениях газа в трубопроводе в относительно небольших участках газопровода Рср можно принять как среднеарифметическое значение величин начального и конечного давлений. Кроме того, при наличии даже незначительного количества жидкости в газопроводе гидравлический уклон иметь большую величину, и характер распределения давления может иметь по длине трубопровода не параболический вид, а линейный.

Знание характера распределения давления является основным инструментом по выявлению закупорок трубопровода.

Закупорки газопровода и их устранение.

Закупорки газопроводов бывают водяные, снежно-ледяные, смоляные, от различных предметов, оставленных в газопроводе при строительстве.

В газах нефтяных, нефтегазовых и чистогазовых месторождений всегда имеется некоторое количество воды.

Вода в газах является чрезвычайно вредной примесью так как:

А) при изменениях состояния она, находясь в паровом состоянии, при изменении термобарических условий конденсируется, Конденсированная вода скапливается в пониженных участках трубопровода и создает водяные пробки.

Б) при соответствующих условиях (температуре и давлении) она в присутствии углеводородного газа может перейти в гидратообразную форму.

В) снижает удельную теплоту сгорания газа.

При соответствующих условиях из 1000 м3 СН4 (метан) может получиться 600 кг гидратов, объем которых будет равен).6 м3.

Кроме основных условий образования гидратов (давление, температура, влажность) имеются условия, способствующие их образованию. К ним можно отнести: высокую скорость и турбулентность потока, резкие повороты его движения, наличие подъемных и опущенных участков.

Мероприятия по борьбе с гидратообразованием подразделяются на профилактические, направленные на прекращение выпадения гидратов, разлагающие образовавшиеся гидратные пробки и удаляющие влагу из газопроводов.

При понижении давления и повышении температуры гидраты разлагаются на воду и метан. Это условие является одним из основных при решении вопроса борьбы с гидратами.

Однако самым эффективным способом предупреждения образования гидратов является выделение влаги из газа непосредственно в начале газопровода.

Эти работы обычно производятся до подачи газа в магистральные газопроводы и достигаются сепарацией газа, сушкой газа после циклонов, вымораживанием газа непосредственно у устья скважины или на газосборных пунктах.

Попавшую влагу в газопровод периодически необходимо удалять из газопроводов через специально сооруженные для этих целей конденсатосборники. При несвоевременной откачке конденсата конденсатосборники переполняются и может произойти прекращение прохода газа. То же самое может произойти и при прогибе газопровода.

Наличие водяных и конденсатных пробок в газопроводе приводит к уменьшению проходного сечения газопровода, повышая давление транспорта.

Для ликвидации закупорок газопровода в местах прогиба связаны с большими трудностями, так как приходится раскапывать газопровод и искать место прогиба. После того как его находят, просверливают газопровод и спускают из него воду.

Ледяные закупорки могут образоваться в зоне мерзлого грунта или в тех случаях, когда заполненный участок газопровода зимой оказался открытым. Снежные закупорки могут наблюдаться при транспортировании влажного газа через неутепленные места газопровода. В этом случае конденсирующиеся водяные пары выпадают в виде инея и постепенно уменьшают проходное сечение трубопровода. Ледяные и снежные закупорки ликвидируют прогревом отдельных участков газопровода паром или электротоком. Образовавшуюся в результате этих работ воду удаляют из газопровода.

В период строительства газопроводов из-за небрежности выполнения работ в газопроводах могут быть оставлены куски дерева, инструмент и т.д. По мере накопления мелких веществ – песок и окалина переносимых газом могут скапливаться в тех местах вокруг оставленных предметов. Со временем образуются закупорки в газопроводе, которые устраняются вырезкой участка трубы.

Во избежание подобных закупорок необходимо перед вводом газопроводов в эксплуатацию продуть их воздухом высокого давления совместно с шаровым разделителем, поршней и т.д.

Обнаружение утечки газа

Утечки газа из газопроводов наиболее вероятны в стыковых соединениях, в местах установки кондесатосборников, в сальниковых уплотнениях арматуры, в местах, поврежденных коррозией и т.д.

Существующие методы поиска утечки газа делятся на качественные и количественные. Методы качественного определения утечки газа определяют лишь сам факт утечки газа без оценки величины. Наиболее распространенными методами качественного определения утечек газа являются:

— одоризация газа – придание ему специфического запаха, помогающего обнаружить присутствие газа даже при очень малых концентрациях.

— определение мест предполагаемой утечки газа из подземного газопровода бурением скважины диаметром 1,5 – 2,5 см в грунте на глубину на 10-15 см превышающую глубину залегания газопровода.

— применение различных газовых анализаторов и индикаторов;

Методы количественного определения утечек газа предусматривают измерения количества газа, проникающего в окружающее пространство через неплотности на проверяемом участке газопровода с помощью газовых счетчиков или по перепаду давления газа до и после места утечки на трубопроводе.

Сложность поиска утечки газа из подземного газопровода обусловлена недоступностью его для визуального наблюдения. Это обстоятельство делает невозможным его сложную проверку.

Газ может скапливаться в тех местах, где нет истиной утечки, что затрудняет поиск. Фотометры, ультразвуковые и др. анализаторы.

При использовании приборов «Универсал» и Вармотек для отыскания утечки газа рекомендуется применять пробозаборное устройство – зонд с конусообразным колпаком.

Оператор с включенным прибором перемещается вдоль трасы газопровода. При наличии утечки газ попадает в пробозаборное устройство и поступает в прибор.

При этом наличие следов газа фиксируется визуальной и звуковой сигнализацией. По мере нарастания концентрации газа место утечки определяют по максимальному отклонению стрелки индикаторного прибора.

Все обнаруженные утечки газа на газопроводах следует устранять в аварийном порядке.

Контроль состояния металла трубы

Он осуществляется во всех шурфах, открываемых при проверке плотности и состояния изоляционных покрытий. Для этого трубу очищают от изоляции на дефектном участке и производят осмотр поверхности трубы. При наличии коррозионных повреждений необходимо зафиксировать их расположение на трубе и размеры. Измеряют глубину каверн и т.д. Опыт.

В случае сплошной коррозии поверхности трубы определяют толщину стенки.

По итогам работ готовят отчет с рекомендациями по дальнейшей эксплуатации газопровода.

	|	следующая лекция ==>
Условные обозначения основных гидроэлементов	|	Теоретические предпосылки для разработки методов расчета

.

Рекомендации, изложенные в ГОСТ Р и СП, введённых для добровольного применения к эксплуатации сетей газопотребления

Технические устройства, оборудование и материалы, используемые в процессе эксплуатации сетей газопотребления, должны соответствовать установленным нормативным требованиям к их транспортированию, хранению и области применения.

Сварочные работы должны выполняться с применением сварочных материалов, оборудования и технологий, аттестованных в аттестационных центрах — специализированных организациях, аккредитованных в установленном порядке Национальным агентством контроля сварки (НАКС).

Работы по эксплуатации средств электрохимической защит ЭХЗ и контролю коррозионного состояния стальных подземных газопроводов (в т. ч. стальных защитных футляров газопроводов) должны выполняться специализированными службами (филиалами, отделами) эксплуатационных организаций. Допускается выполнение работ специализированными сторонними организациями на основании соответствующих договоров. Организация работ по защите стальных подземных газопроводов от коррозии должна обеспечивать:

— своевременное проведение технического обслуживания и ремонта установок катодной, дренажной и протекторной защиты;

— поддержание нормируемой величины защитного потенциала непрерывно во времени и по протяженности защищаемого газопровода;

— проведение периодической проверки эффективности средств электрохимической защиты;

— определение наличия блуждающих токов и коррозионной агрессивности грунтов на участках газопроводов, не требующих защиты в соответствии с ГОСТ 9.602-2016 (Единая система защиты от коррозии и старения);

— контроль состояния изоляционных покрытий и коррозионного состояния газопроводов в процессе их эксплуатации;

— выявление не обеспеченных защитой участков газопроводов;

— контроль исправности электроизолирующих соединений;

— проведение оценки эффективности противокоррозионной защиты газопроводов;

— внедрение современных технологий, средств измерений и методов обследования защитных свойств изоляционных покрытий и коррозионного состояния газопроводов;

— внедрение автоматизированных систем контроля и управления процессом защиты от коррозии, создание автоматизированных рабочих мест ЭХЗ.

Эксплуатация наружных газопроводов предприятий и котельных.

ТР 870. Обязательные требования. установлены к сетям газораспределения на этапе эксплуатации (включая техническое обслуживание и текущие ремонты)

При эксплуатации наружных газопроводов эксплуатирующая организация должна обеспечить мониторинг грунтовых условий (выявление пучения, просадки, оползней, обрушения, эрозии грунта и иных явлений, которые могут повлиять на безопасность эксплуатации наружных газопроводов) и производства строительных работ, осуществляемых в зоне прокладки сетей газораспределения для недопущения их повреждения.

При эксплуатации подземных газопроводов эксплуатирующая организация должна обеспечить мониторинг и устранение:

а) утечек природного газа;

б) повреждений изоляции труб газопроводов и иных повреждений газопроводов;

в) повреждений сооружений, технических и технологических устройств сетей газораспределения и газопотребления;

г) неисправностей в работе средств электрохимической защиты и трубопроводной арматуры.

При эксплуатации надземных газопроводов эксплуатирующая организация должна обеспечить мониторинг и устранение:

а) утечек природного газа;

б) перемещения газопроводов за пределы опор;

в) вибрации, сплющивания и прогиба газопроводов;

г) повреждения и изгиба опор, нарушающих безопасность газопровода;

д) неисправностей в работе трубопроводной арматуры;

е) повреждений изоляционного покрытия (окраски) и состояния металла трубы;

ж) повреждений электроизолирующих фланцевых соединений, средств защиты от падения электропроводов, креплений газопроводов и габаритных знаков в местах проезда автотранспорта.

Рекомендации, изложенные в ГОСТ Р и СП, введённых для добровольного применения к эксплуатации наружных газопроводов

В процессе эксплуатации сети газораспределения должны выполняться следующие регламентные работы по мониторингу технического состояния газопроводов:

— проверка состояния охранных зон газопроводов;

— технический осмотр (осмотр технического состояния) подземных и надземных газопроводов;

— техническое обследование подземных газопроводов;

— оценка технического состояния подземных и надземных газопроводов;

— техническое диагностирование подземных газопроводов.

Согласно ГОСТ Р 54983—2012 периодичность обхода трасс подземных и надземных газопроводов зависит от технического состояния, наличия и эффективности электрозащитных установок, категории газопровода по давлению газа, качества и состояния грунтов, срок службы и т. д. (от ежедневного до одного раза в год) согласно приведённой ниже таблице:

Газопроводы	Сроки проведения технических осмотров
	на застроенной территории поселений, с давлением газа, МПа		на незастроенной территории и вне поселений
	до 0,005 включ.	св. 0,005 до 1,2 включ.
1	2	3	4
1 Стальные подземные со сроком службы свыше 15 лет	1 раз в 2 мес	1 раз в мес	1 раз в 6 мес
2 Надземныесо сроком службы свыше 15 лет	1 раз в 6 мес		1 раз в год
3 Полиэтиленовыесо сроком службы свыше 15 лет	1 раз в 6 мес		1 раз в год
4 Стальные подземные, эксплуатируемые в зоне действия источников блуждающих токов и/или в грунтах высокой коррозионной агрессивности, необеспеченные минимальным защитным потенциалом, а также с неустраненными дефектами защитных покрытий	1 раз в неделю	2 раза в неделю	2 раза в месяц
5 Стальные подземные при наличии анодных и знакопеременных зон	Ежедневно	Ежедневно	2 раза в неделю
6 Стальные подземные и полиэтиленовые, подлежащие капитальному ремонту и реконструкции	1 раз в неделю	2 раза в неделю	2 раза в месяц
7 Стальные надземные, подлежащие капитальному ремонту и реконструкции	1 раз в неделю	2 раза в неделю	1 раз в месяц

Примечания

Сроки проведения технического осмотра (ТехОсм) газопроводов, указанных в графах 1 и 2, распространяются на газопроводы, срок службы которых продлен на основании результатов экспертизы промышленной безопасности.

Сроки проведения ТехОсм газопроводов, указанных в графе 3, распространяются на газопроводы, восстановленные с применением полиэтиленовых технологий или синтетических тканевых рукавов.

Рис. 107. Пример маршрутной карты: 1 — газифцированный жилой дом; 2 -газопровод низкого давления; 3 — ГУ; 4 — негазифицированное здание; 5 — анодный кабель; 6 — дренажный кабель; 7 — теплосеть.

Сроки проведения ТехОсм газопроводов, указанных в графах 1-3, при сроке службы газопроводов менее 15 лет устанавливаются эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом их технического состояния, но не реже 1 раза в 6 мес — для стальных подземных газопроводов и 1 раза в год — для полиэтиленовых газопроводов.

ТехОсм стальных подземных газопроводов может быть заменен техническим обследованием (в части контроля герметичности) с использованием приборов с чувствительностью не менее 0,001% по объему газа, обеспечивающих возможность выявления мест утечек газа без вскрытия грунта и дорожных покрытий.

Техническое обследование должно проводиться:

— ежегодно на газопроводах, находящихся в эксплуатации менее 15 лет;

— 2 раза в год на газопроводах, находящихся в эксплуатации более 15 лет.

При применении метода технического обследования с использованием приборов с чувствительностью не менее 0,001% по объему газа в период максимального промерзания и последующего оттаивания грунта должен быть обеспечен дополнительный контроль герметичности. Проверке подлежат участки газопроводов в местах неравномерного промерзания грунта (переходы через железные и автомобильные дороги, места резкого изменения снежного покрова и глубины заложения газопровода). Периодичность и сроки таких проверок устанавливаются эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом гидрогеологических и климатических условий региона.

При техническом осмотре надземных газопроводов должны выполняться внешним осмотром проверки:

— состояния газопроводов (с выявлением их перемещений за пределы опор, вибраций и деформаций, необходимости окраски), их опор и креплений;

— состояния защитных футляров газопроводов в местах входа и выхода из земли;

— состояния запорной арматуры, компенсаторов, электроизолирующих соединений, средств защиты от падения электропроводов, габаритных знаков в местах проезда автотранспорта.

Обход производится бригадой из двух человек по маршрутной карте (рис. 132) в которой должны указываться:

— номер маршрута;

— схема трассы газопровода к постоянным ориентирам;

— средства ЭХЗ;

— общая протяженность газопроводов;

— объекты, подлежащие проверке на загазованность на расстояния от газопроводов НД до подвалов зданий, подземных переходов, колодцев инженерных коммуникаций – 10 метров, от газопроводов остальных давлений – 15 метров, а также ближайших колодцев коммуникаций, пересекающих трассу газопровода:

· для бесканальных коммуникаций — в радиусе 50 м от газопровода;

· для канальных коммуникаций — до ближайшего колодца независимо от расстояния (при отсутствии контрольной трубки в канале коммуникации).

— число обслуживаемых сооружений по данному маршруту.

Маршрутные карты газопроводов должны составляться в двух экземплярах, один из которых с личными подписями рабочих, закрепленных за данным маршрутом, об ознакомлении с ним хранится у мастера. Маршрутные карты должны корректироваться ежегодно.

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

При обходе, утечки газа выявляются визуально, по внешним признакам (пузырькам в воде, желтому цвету снега, побуревшей траве) и приборами (отбор и анализ проб) на присутствие газа в контрольных трубках защитных футляров подземных газопроводов и объектах, подлежащих проверке на загазованность, запаху одоранта, шипению газа и др. Причем необходимо учитывать что при прохждениигаза через слой земли возможна потеря запаха одоранта, что газ может перемещаться вдоль подземных коммуникаций.

Устанавливаются:

— нарушения ограничений, установленных Правилами охраны газораспределительных сетей;

— нарушения условий выполнения сторонними организациями земляных и строительных работ, установленных выданными эксплуатационной организацией разрешениями на производство работ или несанкционированного выполнения этих работ;

— нарушения состояния грунта на трассе подземного газопровода вследствие его просадки, обрушения, эрозии, размыва паводковыми или дождевыми водами.

Выполняется

— проверка внешним осмотром состояния сооружений и технических устройств надземной установки (защитных футляров газовых вводов, средств ЭХЗ, запорной арматуры, коверов, контрольных трубок и др.), настенных знаков привязок газопровода, крышек газовых колодцев;

— очистка крышек газовых колодцев и коверов от снега, льда и загрязнений;

— выявление пученений, просадок, оползней, обрушений грунта.

Периодичность и виды работ проводимых при техническом обслуживании наружных газопроводов?

БИЛЕТ № 11. Назначение и функции ГРП (ШРП)?2. Кто допускается к выполнению газоопасных работ?3. Каким составом бригады выполняются газоопасные работы?4. Периодичность и виды работ проводимых при техническом обслуживании наружных газопроводов?БИЛЕТ № 21. Что включает в себя конструкция ГРПБ?2. Чем должны быть оснащены специалисты и рабочие, выполняющие газоопасные работы?3. Сроки проведения технических осмотров газопроводов?4. Основные требования охраны труда при выполнении газоопасных работ?БИЛЕТ № 31. Что входит в состав узла редуцирования?2. Какими организациями выполняются работы по эксплуатации средств ЭХЗ и контролю коррозионного состояния стальных подземных газопроводов?3. Техническое обслуживание запорной арматуры (сроки, объём работ и др.)?4. Что входит в комплекс работ по техническому обследованию подземных газопроводов?5. Порядок расследования аварий и инцидентов на опасном производственном объекте?БИЛЕТ № 41. Чем определяется число линий редуцирования газа в ГРП (ШРП)?2. Какими документами и информацией должна располагать организация, осуществляющая эксплуатацию средств ЭХЗ?3. Что содержит в себе маршрутная карта газопроводов?4. Виды работ, проводимые при техническом осмотре подземных газопроводов?5. Проведение и оформление производственного контроля специалистами филиала?БИЛЕТ № 51. Что включает в себя конструкция ГРПШ?2. На какие объекты распространяются требования ГОСТ Р 54982?3. Что включает в себя организация работ по защите стальных подземных газопроводов от коррозии?4. Периодичность и результаты проведения оценки технического состояния газопроводов?5. Оформление результатов производственного контроля специалистами филиала?БИЛЕТ № 61. Что входит в состав линии редуцирования газа?2. Какой период времени эксплуатационные организации должны иметь и хранить комплект проектной и исполнительной документации?3. В каких случаях проводится техническое диагностирование подземных газопроводов?4. Какие виды работ оформляются в паспортах и журналах эксплуатации газопроводов?5. Проведение и оформление производственного контроля комиссией ПК филиала?БИЛЕТ № 71. Что должна обеспечивать редукционная арматура?2. Требования к заглушке, устанавливаемой на фланцевом соединении?3. Виды работ при техническом обслуживании газопроводов?4. Что включает в себя понятия консервации и утилизации газопроводов?5. Виды инструктажей и сроки их проведения?БИЛЕТ № 81. Кем устанавливается Порядок расследования и учета аварий?2. Требования, предъявляемые к запорной арматуре ГРП (ШРП)?3. Виды работ при текущем ремонте газопроводов?4. Сроки проведения работ по ремонту мест повреждений изоляционного покрытия стальных подземных газопроводов?5. Способы устранения закупорок на газопроводах?БИЛЕТ № 91. Что должны обеспечивать средства автоматизации и сигнализации ГРП (ШРП)?2. При каких условиях газоиспользующее оборудование должно быть отключено с установкой заглушки на подводящем газопроводе и составлен акт?3. Виды работ при капитальном ремонте газопроводов?4. Сроки проведения обследования подводных переходов и их оформление?5. Какую информацию содержит привязка на газопроводах и сооружениях?БИЛЕТ № 101. Контроль давления газа в сетях газораспределения2. Требования предъявляемые к устройствам очистки газа?3. Где и какой период должны храниться акты, протоколы, отчеты и другая документация, оформленная при приемке и вводе в эксплуатацию сетей газопотребления?4. Проверка состояния охранных зон газопроводов5. Сроки проведения технического обслуживания станций электрохимзащиты?БИЛЕТ № 111. Понятие охранная зона газопровода?2. Требования, предъявляемые к редукционной арматуре ГРП (ШРП)?3. Действия эксплуатационной организации по восстановлению утраченной исполнительной документации?4. Сроки проведения работ по удалению конденсата из конденсатосборников?5. Какие работы включаются в график технического обслуживания газопроводов?БИЛЕТ № 121. Сведения, о каких видах работ, проведенных в процессе эксплуатации, должны оформляться записями в эксплуатационных паспортах?2. Требования, предъявляемые к запорной арматуре ГРП (ШРП)?3. Виды газоопасных работ выполняемых с оформлением наряда-допуска?4. Приборы контроля, используемые при техническом обслуживании газопроводов?БИЛЕТ № 131. Какой средний срок службы трубопроводной арматуры и уплотняющих материалов ГРП (ШРП)?2. Какой вид газоопасных работ при эксплуатации сетей газопотребления на предприятиях и в котельных выполняется с оформлением наряда-допуска?3. Перечень документов прилагаемых к эксплуатационному паспорту пунктов редуцирования газа?4. Что включает в себя эксплуатационная документация по обслуживанию газопроводов?5. Что предусматривается при ремонте газопроводов в случаях коррозионных и механических повреждений?БИЛЕТ № 141. Требования, предъявляемые к надежности ГРП (ШРП)?2. В каком случае не допускается выполнение работ в загазованном помещении?3. Какие сведения указываются в эксплуатационных паспортах газопроводов?4. Виды газоопасных работ, выполняемых без оформления наряда-допуска?БИЛЕТ № 151. Требования, предъявляемые к запорной арматуре ГРП (ШРП)?2. Какие виды работ при эксплуатации сетей газопотребления на предприятиях и в котельных не относятся к газоопасным?3. В каких случаях оформляется план организации и производства газоопасных работ и что в него включается?4. Что включает в себя исполнительно-техническая документация?

Устранение в газопроводах закупорок путем шуровки (металлическими шомполами)

Главная / Охрана труда и техника безопасности в газовом хозяйстве / Техника безопасности в газовом хозяйстве / Техника безопасности при эксплуатации и ремонте подземных и надземных газопроводов и сооружении на них / Устранение в газопроводах закупорок путем шуровки (металлическими шомполами) 25 мая 2011

Устранение в газопроводах ледяных, смоляных, нафталиновых и других закупорок путем шуровки (металлическими шомполами), заливки растворителей или подачи пара разрешается проводить при давлении в газопроводе не более 500 мм вод. ст. Шуровка внутренней полости труб газопроводов от засорения и пробок производится стальной проволокой диаметром 6—8 мм, которая вводится в газопровод через отверстия для глухих пробок или специальное устройство, ввертываемое в газопровод.

Проволока должна вводиться в газопровод через сальниковое уплотнение. В помещение, где проводится шуровка, вход посторонним лицам запрещен. Помещение должно усиленно вентилироваться, для чего открывают все окна и двери. Категорически запрещается во время шуровки зажигать огонь, включать электроосвещение, зажигать спички и т. п.

Шланговые паропроводы должны прочно крепиться к штуцерам котла и газопроводу. При непрочном креплении шланга возможен срыв шланга давлением пара, что может вызвать ожоги. Все рабочие, производящие пропаривание, должны работать в брезентовых рукавицах. При пуске пара в газопровод давление пара должно быть выше давления газа. Превышать давление пара в котле выше 0,7 кгс/см2 не разрешается.

При продувке газопроводов (вводов, дворовой разводки, распределительных газопроводов газопроводов внутри помещений) горючим или инертным газом давление газа не. должно превышать давления испытания данного газопровода на прочность. Во всех случаях продувочные газы должны выбрасываться в атмосферу вне помещения. Продувка производится из наиболее удаленной точки в сторону распределительного газопровода с закрытием ближайшего запорного устройства от места разборки газопровода и выключением всех приборов.

Для производства работ с техническими спиртами назначаются наиболее квалифицированные и дисциплинированные рабочие в возрасте не менее 18 лет. Список лиц, допущенных к работе, объявляется приказом.

«Охрана труда и техника безопасности в газовом хозяйстве»,
А.Н. Янович, А.Ц. Аствацатуров, А.А. Бусурин

При производстве земляных работ вблизи действующих газопроводов наблюдение за их сохранностью должно быть усилено. Строительные организации обязаны соблюдать особую осторожность. Такие работы надо выполнять только вручную, так как при использовании клинбаб, отбойных молотков, экскаваторов, бульдозеров возможны случаи повреждений газопроводов. Для принятия мер по сохранности газопровода и сооружений на нем дорожной или строительной организации, ведущей работы…

При выполнении изолировочных работ разогревание битума производят в местах, удаленных от огнеопасных строений, складов и других строений на расстояние не менее 50 м, с соблюдением всех необходимых противопожарных мероприятий. Разогревать битум необходимо на расстояниине менее 15 м от шурфа, если газоопаеные работы полностью закончены, а газопровод и арматура на нем исправны. Площадка для приготовления и…

Нормальная работа газовых приборов и установок зависит от величины и постоянства давления газа. Давление в городских сетях не является постоянной величиной. Оно изменяется в течение суток и в различные периоды года в связи с изменением расхода. При низком давлении отопительные приборы не дают необходимой теплопроизводительности, слишком большое давление перед бытовыми приборами приводит к неполному сгоранию…

Меры безопасности при ремонте арматуры Наиболее распространенные виды неисправностей запорной арматуры — утечки во фланцевых соединениях и сальниках. Утечки во фланцевых соединениях, как правило, являются результатом их неправильной установки, которая заключается в непараллельности фланцев (перекос) или плохой соосности патрубков. Нередко отмечаются случаи утечек изза плохого качества фланцев (тонкие, без канавок) или неправильного подбора болтов (недостаточная…

Давление, как правило, измеряют в часы и дни максимального газоразбора, т. е. в дни с наиболее низкими температурами, с 12 до 17 часов. Наилучшие результаты дают единовременные измерения. Однако для проведения таких измерений необходимо большое число людей и приборов. На практике измерения производят в течение 1—2 ч, когда нет резкого изменения режима газопотребления. При измерениях…