Обслуживание газорегуляторных пунктов. Неисправности

             Настройка регулятора на заданное  давление производится с помощью  регулятора управления – пилота. Регулятор управления представляет собой пружинный регулятор давления, мембрана которого нагружена с одной стороны давлением газа, а с другой – регулировочной пружиной.

          При эксплуатации регуляторов  надо обращать внимание на  то, что обе мембранные камеры (регулятора давления и пилота) находились в горизонтальном положении. Особое внимание следует уделять правильности присоединения импульсных трубок. При испытании регуляторов на прочность мембраны обязательно должны быть разгружены, т.е. с обеих сторон мембраны необходимо иметь одинаковое давление. В противном случае их порвет давление воздуха. с.154 – 159[4].

2.1.3 Реконструкция газопроводов  с применением полиэтиленовых  труб.

         Реконструкция  подземных стальных газопроводов  способом протяжки в них полиэтиленовых  труб осуществляется для газопроводов  давлением до 0,6 МПа.

        Проводится реконструкция всех участках, в том числе при пересечении газопроводами улиц и автодорог всех категорий, железных дорог общей сети и промышленных предприятий и водных преград.

         Реконструкцию  выполняют без изменения категории давления действующих газопроводов и с изменением категории давления действующих (реконструируемых) газопроводов с низкого на среднее или со среднего на высокое (до 0,6 МПа на территории поселков и сел и межпоселковых газопроводов).

          Повышение  категории давления реконструируемого  стального газопровода допускается  при условии, что газопровод  был уложен с учетом требований  приложения 8.1 ДБН - 360.

            Глубина заложения реконструируемых  газопроводов принимается по  фактическому положению стальных  газопроводов. Глубина заложения  открытых (вне стальных труб) участков  полиэтиленовых газопроводов при  их длине до 15 м соответствует требованиям к прокладке стальных газопроводов.

            Открытая прокладка полиэтиленовых газопроводов на отдельных участках реконструируемых газопроводов возможна, если по техническим причинам протяжка в существующие газопроводы невозможна.

          При наличии на этих участках средне- и сильнопучинистых грунтов предусматриваются мероприятия, компенсирующие воздействие морозного пучения грунта.

          При невозможности прокладки полиэтиленовых труб на глубине 1,0 м и более, а также в случаях расположения котлованов на проезжей части автодорог следует принимать меры по защите полиэтиленовых труб от повреждения путем устройства футляров, установки накладных защитных козырьков или других способов, предусмотренных проектом.

           При реконструкции стальных газопроводов, проложенных в стесненных условиях, без повышения категории давления, необходимо сохранять фактические минимальные расстояния от зданий, сооружений и инженерных сетей при условии, что на участке со стесненными условиями применяется протяжка труб без соединений.

            Невозможна реконструкция газопроводов с повышением категории давления на участках, где они не отвечают требованиям приложения 8.1 ДБН 360.

             Соотношение диаметров реконструируемых стальных газопроводов и протягиваемых полиэтиленовых труб выбирается исходя из возможности свободного прохождения полиэтиленовых труб и деталей внутри стальных.

              Максимальный наружный диаметр полиэтиленовых газопроводов по отношению к внутренним диаметрам реконструируемых стальных газопроводов принимается не менее чем на 20 мм меньше для полиэтиленовых газопроводов без сварных соединений не менее чем на 40 мм - для полиэтиленовых газопроводов со сварными соединениями.

             Расстояния до сооружений и инженерных сетей на участках прохождения полиэтиленовых труб в реконструируемых стальных газопроводах принимается на основании анализа существующих топогеодезических данных без проведения шурфового осмотра, если проверка в натуре не выявит неучтенных колодцев, камер и других сооружений и инженерных сетей.

             На рабочих чертежах реконструированных участков газопроводов нанесены инженерные сети и сооружения, расположенные параллельно, и те, которые пересекаются.

            Реконструкция стальных газопроводов предусматривается участками, длина которых устанавливается в зависимости от прочностных характеристик протягиваемых полиэтиленовых газопроводов, местных условий прохождения трассы, возможности свободного прохождения полиэтиленовых газопроводов, принятой технологии реконструкции, плотности застройки, количества необходимых ответвлений, наличия крутых поворотов и резких перепадов высот.

            При наличии на реконструируемых участках отводов или тройниковых ответвлений, протяжка через них полиэтиленовых труб не рекомендуется. В таких местах предусматривают вырезку соединительных деталей стальных газопроводов и замену их полиэтиленовыми соединительными деталями.

           Концы реконструируемых участков газопроводов между полиэтиленовыми и стальными трубами, уплотнены.

            Для потребителей, требующих бесперебойного снабжения газом и питающихся от отключаемых участков газопроводной сети, разрабатывается схема временного их подключения при помощи байпаса к ближайшему остающемуся в эксплуатации участку. Байпас может предусматриваться из металлических или полиэтиленовых труб (в зависимости от планируемого срока и условий его эксплуатации).

           При пересечении реконструируемых газопроводов с различными сооружениями и инженерными сетями устройства дополнительных защитных футляров не требуется. Роль футляров в этом случае может выполнять стальные участки реконструируемых газопроводов.

          Условия пересечения с подземными сооружениями и инженерными сетями, попадающими в зону вскрытия котлованов и мест открытой прокладки, должны быть согласованы с заинтересованными организациями на стадии проектирования.

          При разработке проектов реконструкции газопроводов учитывают, что разделение реконструируемых стальных газопроводов на отдельные участки может привести к нарушению единой системы электрохимической защиты газопроводов от коррозии. В этих случаях проекты должны включать отдельный раздел или перечень мероприятий по защите от коррозии остающихся в эксплуатации металлических участков газопроводов и футляров.

             Необходимость сохранения электрохимзащиты от коррозии реконструируемых газопроводов решается проектной организацией в зависимости от конкретных условий прохождения трасс газопроводов, наличия совместной защиты и влияния на другие подземные сооружения, степени ответственности отдельных участков газопроводов, их технического состояния, необходимости сохранения прочностных свойств стальных труб и других факторов.

           Для стальных реконструируемых газопроводов, проложенных в стесненных условиях, устройство электрохимзащиты обязательно. c.25-28[5].

 

 2.1.4 Технология работы газорегуляторного пункта.

Газ по входному трубопроводу через  входной кран и фильтр поступает  к регулятору давления газа, регулятор  снижает давление газа до установленного значения и поддерживает его на заданном уровне. После редуцирования газ через выходной кран поступает потребителю.

При повышении выходного давления выше допустимого заданного значения открывается сбросной клапан, и происходит сброс газа в атмосферу.

При дальнейшем повышении или понижении  контролируемого давления газа сверх  допустимых пределов срабатывает предохранительный  запорный клапан, перекрывая подачу газа.

На фильтре установлен манометр для определения перепада давления на фильтрующей кассете. Максимально  допустимое падение давления на кассете  фильтра 5000 Па.

В случае ремонта оборудования при  закрытых входном и выходном кранах газ поступает к потребителю  по резервной линии редуцирования. Контроль давления производится по выходному  манометру.

На входном газопроводе после  входного крана, после регулятора давления газа и на байпасе предусмотрены  продувочные трубопроводы.

В пункте предусмотрена возможность настройки  ПСК и регулятора в «тупике».

 

 

Рис.2.1: 1-термометр, 2-манометры (показывающий и регистрирующий), 3-запорная арматура; 4-фильтр;   5-дифманометр; определяющий засоренность фильтра;

6-узел измерения расхода газа; 7-предохранительное устройство; 8-регулятор

 давления; 9-импульсный трубопровод; 10- ПСУ; 11-свеча сбросная; 12-обводной газопровод  (байпас); 13-свеча продувочная.

 

2.1.5  Эксплуатация газорегуляторного пункта.

1. Режим работы газорегуляторного  пункта установлен в соответствии  с проектом.

2. Предохранительный сбросной клапан , в том числе встроенные в  регулятор  давления,  обеспечивает сброс газа при превышении максимального рабочего давления после регулятора не более чем на 15%; верхний предел срабатывания предохранительного запорного клапана (ПЗК) не превышает  максимальное рабочее давление газа после регулятора более чем на 25%.

3. Колебания давления газа на  выходе из газорегуляторного  пункта допускается в пределах 10% от рабочего давления.

Неисправности регулятора, вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в работе предохранительных  клапанов, а также утечки газа,  устраняются в аварийном порядке.

4. Включение в работу регулятора  давления в случае прекращения  подачи газа  производится после  выявления причины срабатывания  предохранительно-запорного клапана  и принятия мер по устранению  неисправности.

5. На случай ремонта оборудования  предусмотрен обводной газопровод (байпас)

Газ по обводному газопроводу допускается  подавать только в течении времени, необходимого для ремонта оборудования и арматуры. Работа  выполняется  бригадой рабочих в составе не менее двух человек, один из которых  назначается старшим.

7. При эксплуатации газорегуляторного  пункта  выполняются:

    - Осмотр технического  состояния (обход) в сроки, устанавливаемые  производственной инструкцией, обеспечивающие  безопасность и надёжность эксплуатации.

     - Проверка параметров  срабатывания предохранительно-запорных  и сбросных клапанов – не  реже 1 раза в 3 месяца, а также  по окончании ремонта оборудования.

    - Техническое обслуживание  – не реже1 раза в 6 месяцев.

    - Текущий ремонт –  не реже 1 раза в 12 месяцев, если  изготовители газового оборудования  не устанавливают иные сроки  ремонта.

- Капитальный ремонт – при  замене оборудования, средств измерения,  ремонте здания, систем отопления,  вентиляции, освещения – на основании  дефектных ведомостей, составленных  по результатам осмотров и  текущих ремонтов.

8. Перепад давления газа на  фильтре не должен превышать  величины, установленной заводом  изготовителем.

Разборка  и очистка кассеты фильтра  производится при техническом обслуживании вне помещения газорегуляторного  пункта в местах, удалённых от  легковоспламеняющихся веществ  и материалов не менее чем на 5 метров.

9. Осмотр технического состояния  (обход) газорегуляторного пункта   производиться  двумя рабочими. Для снижения давления газа и поддержания его на заданном уровне используют газорегуляторные пункты, которые оснащаются соответствующими приборами и КИП. Для освещения на ГРП электропроводка и арматура выполняются в соответствии с требованиями, предъявляемыми к помещениям класса В-1  согласно  ПУЭ. Помещения ГРП должны иметь естественную вентиляцию не менее трехкратного обмена воздуха, температуру не ниже +5 °С, быть легко доступными для осмотра и ремонта установленного в нем оборудования.

С целью обеспечения нормальной эксплуатации ГРП эксплуатационной организацией составляется паспорт, который должен содержать основные характеристики оборудования, контрольно-измерительных приборов и помещения. Схемы их устройства с нумерацией всех отключающих устройств и инструкции по эксплуатации, технике безопасности и пожарной безопасности должны присутствовать в каждом ГРП (ГРУ). Эти схемы и инструкции должны содержать указания по режимам настройки  оборудования.

Чтобы достичь нормальной безопасной работы регуляторных пунктов необходимо установить за ними систематический  надзор. Систематический надзор включает в себя:

-        проверку  исправности регуляторных пунктов  и устранение неисправностей, выявленных  при обходе или проверке ГРП;

-        плановую  проверку состояния и работы  оборудования;

-        профилактический  ремонт оборудования;

-        проверку  исправности контрольно-измерительных  приборов, приборов управления и  телеизмерения; 

-        контроль  за состоянием  помещения  ГРП.

Каждая из работ должна иметь  график с указанием сроков их выполнения, которые утверждаются главным инженером  управления, треста, конторы.