Курсовой проект (техникум) - Текущий ремонт шарового крана на магистральном газопроводе

задание КП.doc

на подготовку курсового проекта
ПАО «Газпром» ЧПОУ «Газпром техникум Новый Уренгой»
Студента IV курса группы ЭГ-18-1
(фамилия имя отчество)
При выполнении курсового проекта на указанную тему должны быть разработаны вопросы:
I. Пояснительная записка
2 Размещение запорной арматуры на магистральном газопроводе. Крановые узлы.
Технологическая часть
1 Конструкция и принцип работы шаровых кранов
2 Характерные эксплуатационные дефекты шаровых кранов
3 Текущий ремонт шарового крана
1 Расчет потерь газа при перестановке шарового крана
Промышленная безопасность охрана труда и окружающей среды в производстве
1Охрана труда и промышленная безопасность при ремонте запорной арматуры
2Природоохранные мероприятия при проведении ремонтных работ
II. Графическая часть
Лист 1 «Технологическая схема линейного кранового узла» формат А1
Лист 2 «Кран шаровый. Чертеж общего вида» формат А1.
Преподаватель Ж.А. Маер
(подпись расшифровка)

Титульный лист.doc

ЧАСТНОЕ ПРОФЕССИОНАЛЬНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
«ГАЗПРОМ ТЕХНИКУМ НОВЫЙ УРЕНГОЙ»
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
по специальности 21.02.03 «Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»
Тема: Текущий ремонт шарового крана на магистральном газопроводе

Пояснительная записка.doc

Запорная арматура - основное средство управления газовыми потоками на магистральных газопроводах. Наиболее эффективной конструкцией запорной арматуры являются шаровые равнопроходные краны.
Восстановление и ремонт арматуры позволяет уменьшить объемы закупок и сэкономить порядка 40–80 % от стоимости нового изделия; сроки ремонта арматуры значительно короче сроков поставки новой; сокращается потребление металлов и сопутствующих материалов. Ремонт шаровых кранов может быть осуществлен по-разному в зависимости от состояния изделия. Оптимальный вариант – своевременный ремонт арматуры на месте ее «работы» который однако поможет решить лишь незначительные проблемы. При необходимости детального осмотра полной дефектации изделие необходимо демонтировать и отправлять – либо в мастерскую предприятия либо на завод-изготовитель или в сервисную компанию. В таком случае старый кран на время придется заменять новым либо оплачивать простой производства однако сэкономленная на ремонте сумма может покрыть эти расходы.
Цель:изучить основные положения по ремонту и техническому обслуживанию шарового крана на магистральном трубопроводе.
Актуальность: моя тема считается актуальной так как предприятия осуществляющие ремонт арматуры утверждают что 90 % поступающей продукции пригодно к восстановлению и дальнейшему использованию.
Задачи: 1. Описание технологической схемы линейного кранового узла;
Классификация арматуры;
Конструкция и принцип работы шаровых кранов
1 Классификация арматуры
Запорная арматура предназначена для полного перекрытия рабочей среды в трубопроводе и пуска среды в зависимости от требования технологического процесса. Основное назначение запорной арматуры – перекрывать поток рабочей среды по трубопроводу и снова пускать среду в зависимости от требований технологического процесса обслуживаемого данным трубопроводом обеспечивая герметичность как в затворе так и по отношению к внешней среде. Запорная арматура по количеству применяемых единиц составляет 80% всей арматуры.
В таблице 1 приведена классификация запорной арматуры по назначению.
Таблица 1 - Классификация арматуры по назначению
Краны вентили задвижки затворы.
Для периодического включения или отключения потока среды (жидкости пара газа)
Продолжение таблицы 1.
Регулирующая и дросселирующая
Регулирующие вентили рег. клапаны регуляторы питания перелива и уровня.
Дроссельные вентили и клапаны дросселирующие устройства охладители пара конденсатоотводчики.
Для изменения и поддержания в трубопроводе или резервуаре параметров среды и её расхода.
Клапаны импульсные предохранительные аварийные и обратные
Для защиты резервуара или трубопровода находящегося под избыточным давлением от чрезмерного повышения давления а также для предотвращения обратного потока среды
Водоуказательные приборы
Для контроля наличия и уровня среды
Конденсационные горшки
Для автоматического удаления конденсата (воды) и паропроводов
Продолжение таблицы 1
Клапаны впускные обратные автоматические
Для аварийного отключения подогревателей высокого давления
2 Размещение запорной арматуры на магистральном газопроводе. Крановые узлы
Крановый узел (крановый узел запорной арматуры) – важнейшая часть трубопроводных систем. Это совокупность оборудования которое позволяет регулировать а при необходимости и блокировать поток нефти или газа. Перед началом работы трубопровода все крановые узлы проходят испытания на прочность и герметичность.
Запорная арматура установленная на магистральных трубопроводах должна иметь:
- площадку обслуживания выполненную согласно проекту с обязательной установкой предупреждающих и запрещающих знаков на ограждении;
- нумерацию согласно технологической схемы трубопровода;
- указатели вращения на закрытие и открытие и положений "закрыто" "открыто".
На газопроводах должна устанавливаться арматура отвечающая общим техническим требованиям в соответствии с СТО Газпром 2-4.1-212.
Запорная арматура включает в себя запорные устройства (краны) обводные линии и продувочные свечи. Крановые узлы устанавливают на всех отводах от газопровода переходах через водные преграды (на обоих берегах рек) перемычках между газопроводами и вблизи мест подключения компрессорных станций. Используя эти крановые узлы можно отключать участки газопровода освобождать их от газа (через свечи) заполнять газом и включать их в работу после выполнения ремонтных работ.
Обычно в местах установки крановых узлов устанавливают устройства для замера давления заливки метанола внутрь газопровода контроля прохождения очистных поршней.
Для сбора и удаления конденсата из газопровода в наиболее низких его местах предусматривается установка конденсатосборников.
Установку запорной арматуры на трубопроводе можно осуществить четырьмя основными способами:
– фланцевый – является пожалуй наиболее распространенным. Здесь рекомендуется в целях обеспечения надлежащей герметичности использовать между фланцами арматуры и трубы прокладки. Затяжку болтов с гайками рекомендуется осуществлять посредством динамометрического ключа;
– межфланцевый – то же самое что и фланцевый. Однако здесь у арматуры нет фланцев и она закрепляется между фланцами трубы; под приварку. Таким образом обеспечивается 100 % герметичность. Используется там где перемещаются химически активные опасные для окружающей среды жидкости и газы. При установке нужно следить за соосностью арматуры и трубы;
– муфтовый – используется на трубах небольшого диаметра. Здесь края арматуры и трубы закрепляются муфтами;
– цапковый – используется для трубопроводов малого диаметра под высоким давлением. Крепление осуществляется с помощью двух патрубков с наружной резьбой и буртиков на концах. Два буртика прижимаются друг к другу накидной гайкой. Высокая герметичность обеспечивается за счет уплотнительных прокладок и смазок.
На линейной части трубопроводов надлежит предусматривать установку запорной арматуры на расстоянии определяемом расчетом но не более 30 км.
Кроме того установку запорной арматуры необходимо предусматривать:
– на обоих берегах водных преград при их пересечении трубопроводом в две нитки и более и на однониточных переходах категории В;
– в начале каждого ответвления от трубопровода на расстоянии не менее 15м;
– на ответвлениях к газораспределительным станциям (ГРС) при протяженности ответвлений свыше 1000 м на расстоянии 300-500 м от ГРС;
– на входе и выходе газопроводов из компрессорных станций (КС) станций подземного хранения газа (СПХГ) и головных сооружений на расстоянии не менее: диаметром 1400 мм – 1000 м диаметром менее 1400 мм до 1000 мм включительно – 750 м и диаметром менее 1000 мм - 50 м (охранные краны);
– по обеим сторонам автомобильных мостов (при прокладке по ним газопровода) на расстоянии не менее 250 м;
– на одном или обоих концах участков нефтепроводов и нефтепродуктопроводов проходящих на отметке выше уровня городов и других населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии устанавливаемом проектом в зависимости от рельефа местности;
– на нефтепроводах и нефтепродуктопроводах при пересечении водных преград в одну нитку – место размещения запорной арматуры в этом случае принимается в зависимости от рельефа земной поверхности примыкающей к переходу и необходимости предотвращения поступления транспортируемого продукта в водоем;
– на обоих берегах болот 3 типа протяженностью свыше 500 м.
На однониточных подводных переходах газопроводов установка запорной арматуры предусматривается по необходимости.
Место установки запорной арматуры для нефтепродуктопроводов как правило должно совмещаться с местами соединения участков трубопроводов с различной толщиной стенок.
Место установки охранных кранов на КС принимается от границ узла подключения КС к магистрали (от осей врезок крайних внешних всасывающего и нагнетательного газопроводов). При удалении КС от магистрального газопровода на расстояние свыше 700 м при наличии естественных препятствий (оврагов сложного рельефа и т. д.) следует предусматривать установку запорной
арматуры с продувочными свечами (КИП и автоматика по аналогии с кранами на узле подключения КС в магистральный газопровод) на всасывающих и нагнетательных газопроводах КС ("шлейфах") на расстоянии 250 м от ограды КС.
При параллельном подключении одного газопровода - ответвления к двум или нескольким основным ниткам газопровода или подключении нескольких линий ответвления к одному газопроводу - узлы линейной запорной арматуры необходимо смещать на расстояние не менее 30 м друг от друга.
Запорная арматура диаметром 400 мм и более должна устанавливаться на фундаментные плиты укладываемые на уплотненное основание.
Линейную запорную арматуру на газопроводах и трубопроводах обвязки находящуюся под давлением байпасы продувочные линии и перемычки следует предусматривать в подземном исполнении с кранами безколодезной установки.
Доступ для обслуживающего персонала должен предусматриваться только к приводу крана.
На обоих концах участков газопроводов между узлами запорной арматуры на узлах подключения КС и узлах приема и пуска очистных устройств следует предусматривать установку продувочных свечей на расстоянии не менее 15 м от запорной арматуры при диаметре газопровода до 1000 мм и не менее 50 м - при диаметре газопровода 1000 мм и более.
Диаметр продувочной свечи следует определять из условия опорожнения участка газопровода между узлами запорной арматуры в течение 15 - 2 часов. Установку запорной арматуры и продувочных свечей следует предусматривать на расстоянии от зданий и сооружений не относящихся к газопроводу не менее 300м.
При прокладке газопроводов параллельно автомобильным дорогам и железным дорогам линиям электропередачи и связи запорную арматуру
с продувочными свечами допускается располагать на том же расстоянии от дорог и линий что и газопровод.
При пересечении газопроводом автомобильных железных дорог линий электропередач и связи расстояние от продувочных свечей до указанных сооружений должно приниматься не менее значений предусмотренных при их параллельной прокладке.
Во всех перечисленных случаях расстояние от продувочных свечей запор ной арматуры до мостов и виадуков должно быть не менее 300 м от линий электропередач (ЛЭП) – согласно требованиям «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ) утвержденным Минэнерго РФ.
Высота продувочной свечи должна быть не менее 3 м от уровня земли.
Для контроля наличия конденсата и выпуска его на газопроводах необходимо предусматривать установку конденсатосборников. Места установок конденсатосборников определяются проектом.
Параллельно прокладываемые трубопроводы одного назначения должны быть связаны между собой перемычками.
Узлы установки запорной арматуры должны проектироваться из унифицированных заготовок.
Запорная арматура устанавливаемая на нефтепроводах и нефтепродуктопроводах и трубопроводах сжиженного газа в местах перехода через реки или прохождения их на отметках выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии менее 700 м должна быть оборудована устройствами обеспечивающими дистанционное управление.
Линейная запорная арматура газопроводов 1 класса диаметром 1000 мм и более а также нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на переходах через водные преграды должна быть оснащена автоматикой аварийного закрытия.
На участках нефтепроводов нефтепродуктопроводов и трубопроводов сжиженных углеводородных газов примыкающих к подводным переходам
необходимо предусматривать устройства исключающие скопления газа или воздуха в трубопроводах.
Запорная арматура установленная на переходах через водные преграды или на других опасных участках трубопроводов должна быть по возможности оборудована электроприводом. При реконструкции или капитальном ремонте трубопроводов устанавливаемая на этих участках запорная арматура и ее электроснабжение должны соответствовать требованиям действующих нормативно- технических документов (НТД).
– площадку обслуживания выполненную согласно проекту с обязательной установкой предупреждающих и запрещающих знаков на ограждении;
– нумерацию согласно технологической схеме трубопровода;
– указатели вращения на закрытие и открытие и положений "закрыто" "открыто";
Колодцы и шкафы внутри ограждения должны иметь запоры.
Запорная арматура устанавливаемая на магистральных трубопроводах должна обеспечивать:
– герметичность отключения одной части трубопровода;
– надежность в эксплуатации и удобство обслуживания;
– беспрепятственный проход через арматуру очистных и диагностических устройств.
Электропривод арматуры должен быть выполнен во взрывозащищенном исполнении и дублироваться ручным приводом.
При этом должна быть обеспечена легкость закрытия и открытия арматуры при любых погодных условиях.
Нормальное положение задвижек на магистральном трубопроводе — открытое нормальное положение байпасной задвижки – закрытое (если иное не предусмотрено проектом).
Положение задвижек на соединительных линиях зависит от режима работы трубопровода
Технологическая часть
1 Конструкция и принцип работы шаровых кранов
Шаровый кран — разновидность трубопроводного крана запирающий или регулирующий элемент которого имеет сферическую форму. Это один из современных и прогрессивных типов запорной арматуры находящий всё большее применение для различных условий работы в трубопроводах транспортирующих природный газ и нефть. Для частичного или полного перекрытия трубопроводов используют запорно-регулирующую арматуру. Одна из ее разновидностей – шаровой кран который повсеместно применяют благодаря простоте конструкции герметичности затвора и многолетнему сроку службы. От другой запорной арматуры шаровой кран отличает запирающий элемент в виде шара или сферы. В нем проделано сквозное отверстие через которое протекает рабочая среда.
К другим составным частям относят:
- уплотнительные кольца;
- уплотнительные седла корпуса.
Затвор помещен в корпус – отрезок трубы расширенный в средней части. В него установлено седло с уплотнительными кольцами которые плотно облегают и фиксируют шар.
К корпусу присоединяется ручка. Она регулирует степень затвора с помощью штока вставленного в сферу.
Принцип действия шарового крана основан на повороте рычага который совмещает оси сферического отверстия и крана. В закрытом состоянии шар перекрывает течение транспортируемых веществ. Частичное перекрывание потоков приводит к порче оборудования. Среда проходя через проходное отверстие
ударяет в зеркальную поверхность абразивными частицами. Это повышает износостойкость прибора.
-узел крана; 2- шпиндель; 3- колонна; 4- ручной насос; 5- два гидробаллона;
- блок управления; 7- пневмогидропривод; 8 - фильтр-осушитель;
Рисунок 1 - Конструкция шарового крана
Назначение – для эксплуатации в качестве запорных устройств на трубопроводах и гарантированного перекрытия потока рабочей среды.
Область применения: газопроводы технологические трубопроводы компрессорных и перекачивающих станций резервуарных парков технологические трубопроводы объектов энергетического комплекса водоснабжения и др.
Климатическое исполнение: кран предназначен для эксплуатации как в помещениях так и на открытом воздухе: в районах с теплым климатом при температуре окружающего воздуха от минус 29 до плюс 55º С; в районах с умеренным климатом при температуре окружающего воздуха от минус 40 до плюс 50º С; в районах с холодным климатом при температуре окружающего воздуха от минус 60 до плюс 45º С.
Рабочая среда: неагрессивный природный газ содержащий жидкие углеводороды этиленгликоль турбинные масла углекислый газ метанол воду и механические примеси в соответствии с СТО Газпром 2-4.1212-2008.
Преимущества кранов: низкое гидравлическое сопротивление прямоточность простота конструкции небольшие габаритные размеры и масса высокая прочность и жесткость надежная герметизация независимость от направления движения среды возможность регулирования давления и подачи.
У каждого вида крана имеются свои недостатки и преимущества но обобщая недостатки кранов можно отметить:
– максимальная рабочая температура 1250С;
– необходимость точности изготовления трущихся деталей;
– высокая величина требуемого крутящего момента на шпинделе при открытии закрытии.
Кран состоит из следующих основных узлов и деталей: пневмогидропривода; ручного привода; колонны и удлинителя; фильтра - осушителя газа; расширительного бака; насоса; узла управления со встроенными
герконовыми выключателями и клеммной коробкой; автомата аварийного закрытия крана; узла сброса конденсата; трубопроводов обвязки: набивки уплотнительной смазки в уплотнение шпинделя; сброса конденсата из корпуса крана; отбора газа для управления краном; набивки уплотнительной смазки в уплотнительные кольца; штуцеров набивочных для подвода уплотнительной смазки; заглушки дренажной. Узел крана служит запорным устройством в шаровом кране. Запорным органом в узле крана является шар (шаровая пробка) с отверстием и двумя цапфами.
Цапфы пробки установлены в подшипниках скольжения (пробка в "опорах"). В открытом положении крана отверстие пробки совпадает с трубопроводом. При закрытии крана пробка поворачивается отверстием на 90° по ходу часовой стрелки перпендикулярно к оси трубопровода и перекрывает поток транспортируемой среды.
Герметичность крана в закрытом положении обеспечивают подвижные уплотнительные кольца с мягким уплотнением которые поджимаются к шаровой пробке пружинами и давлением среды. Открытие потока среды осуществляется поворотом шаровой пробки против часовой стрелки.
Пневмогидропривод предназначен для управления шаровым краном путём поворота шаровой пробки на угол 90° от давления газа подаваемого в цилиндр пневмогидропривода или от давления гидрожидкости создаваемого ручным дублером–насосом. Пневмогидропривод проходит совместную регулировку с краном на предприятии-изготовителе поэтому дополнительной регулировки при монтаже не требует.
Давление управляющего газа подается в соответствующую поршневую полость цилиндра привода и перемещает поршень со штоком. Шток через плиту палец и ползунки действует на рычаг заставляя его вращаться в подшипниках установленных в корпусе и крышке. Гидрожидкость залитая в подпоршневую полость перетекает при движении поршня из одного цилиндра через насос в
другой и выполняет роль демпфера. Движение прекращается при достижении штоком регулировочного упора в другом цилиндре.
Время перетекания гидрожидкости в пневмогидроприводах регулируется дросселями на крышке насоса.
Пневмогидропривод состоит из следующих узлов и деталей: корпуса; крышки закрепленной на корпусе болтами; цилиндров закрепленных на корпусе шпильками; регулировочных упоров со стопорами; поршней установленных на штоках и закрепленных гайками; · плиты установленной на направляющей; рычага установленного в подшипниках корпуса и крышки.
Привод состоит из следующих узлов и деталей: основного редуктора и дополнительного редуктора; рычага установленного во втулках-подшипниках в корпусе; ходового винта с трапецеидальной резьбой установленного в конических подшипниках и втулках; ползуна с резьбовой втулкой которые связывают все перемещающие детали; ползушек перемещающихся вместе с ползуном в пазах корпуса крышки и в пазах рычага; плиты предназначенной для крепления редуктора на трубопроводной арматуре; регулировочных упоров со стопорами ; крышек установленных на корпусе; указателя установленного на рычаге; крепёжных деталей соединяющих детали между собой.
2 Характерные эксплуатационные дефекты шаровых кранов
Таблица 2 - Дефекты шаровых кранов
Наименование неисправностей
Отказ в работе гидропнемватического управления и выброс большого количества масла
Потеря герметичности уплотнений поршней сервомотора вследствие износа
Заменить уплотнения поршней сервомотора
Кран Зимой не перестанавливается
Примерзание шарового затвора к корпусу при неудовлетворительном дренаже.
Отогреть корпус и произвести дренаж
Образование гидратов в обратных клапанах на линиях отбора газа
Несвоевременная замена твердого адсорбента в фильтре-осушителе негерметичны обратные клапаны
Заменить патрон фильтра – осушителя. Притереть обратные клапаны.
Указатель поворота шарового крана неправильно показывает положение шарового затвора
Неправильно установлена коробка конечных выключателей
Демонтировать коробку конечных выключателей и ввести валик коробки конечных выключателей со шпинделем крана в зацепление
Продолжение таблицы 2
Отказ в работе ручного масляного насоса
Смещение шарика всасывающего клапана от оси своего гнезда.
Установить в кольцевой шайбе шарикового клапана три направляющих штифта равномерно по периметру заменить насос.
Негерметичность крана
Износ уплотнений Седел.
Вырезать негерметичный кран
Кран полностью не открывается и не закрывается
Нарушена регулировка поршней.
Неправильно залито масло в гидробаллоны
Дозакрыть кран ручным насосом.
Произвести регулировки хода поршней
Установить правильно уровни масла в гидробаллонах.
Длительное время дренажа забивание дренажного отверстия грязью.
Недостаток заводской конструкции заглушки на дренажной трубке
Изготовить и установить дренажную заглушку или установить шаровый краник.
При гидропневматическом управлении и ручном управлении при закрытии крана происходит его открытие и наоборот.
Сервомотор установлен на корпус крана неправильно
Демонтировать сервомотор и установить его параллельно оси газопровода с установкой фиксирующих штифтов на фланцевых соединениях.
При подаче на обмотку электромагнитного клапана или при поднятии рычага электромагнитного клапана при местном гидропневматическом управлении кран не переставляется
Рукоятка шестиходового переключателя не установлена в положение «Дистанционное управление»
Установить ручку шестиходового переключателя в положение «Дистанционное управление»
Медленная перестановка крана не удовлетворяющая требованиям эксплуатации.
Перестановка крана Ду1000 при давлении в газопроводе 35-55 кгсм2 происходит примерно 50-60 сек.
Наличие в нижней части гидробаллонов автоматических регуляторов расхода масла создающих дополнительное сопротивление маслу вытесняемому из баллона
Вынуть плунжеры из регуляторов расхода. Время открытия и закрытия крана сократится вдвое
Замерзание импульсных линий и фильтра - осушителя
Из узла управления не удалена вода после гидравлических испытаний
Отогреть узел управления произвести его осушку
Негерметичность уплотнения шпинделя
Износ уплотнительных резиновых колец
Демонтировать сервомотор с узлом управления и колонной и заменить резиновые уплотнительные кольца
Большая Утечка масла в корпус кулисного механизма из гидроцилиндров
Износ уплотнения штока
Заменить уплотнение штока
Утечка газа по боковому разъему корпуса
Износ уплотнительного кольца между корпусом и боковой частью
Вырезать кран демонтировать боковину вставить новое уплотнительное кольца
3 Текущий ремонт шарового крана.
Текущий ремонт - Ремонт выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности изделия и состоящий в замене иили восстановлении отдельных частей. Текущий ремонт проводится по результатам ТО-1 ТО-2.
При проведении текущего ремонта шарового крана проводится:
- зачистка грунтовка и окраска лакокрасочных поверхностей корпуса колонны-удлинителя и привода которые подверглись коррозии;
- подтяжка всех резьбовых соединений корпуса колонны-удлинителя привода и навесного оборудования;
- чистка фильтров-осушителей и замена адсорбента с последующей его регенерацией;
- ревизия гидросистемы привода путем удаления воздуха из гидроцилиндров влаги и шлама из трубок и баллонов;
- замена демпферной жидкости гидросистемы привода;
- ревизия системы уплотнения седел затвора и шпинделя: трубок фитингов и мультипликаторов смазки;
- набивка очистительной и герметизирующей смазки в седла затвора шпиндель;
- ревизия ручного насоса-дублера и переключателей режима работ;
- ревизия винторычажных деталей редуктора поворотно-шатунного реечного или кулисного механизма привода;
- ревизия системы подачи импульсного газа с настройкой сбросных и перепускных клапанов;
- ревизия оборудования КИПиА измерение сопротивления изоляции и заземления;
Промышленная безопасность
1 Охрана труда и промышленная безопасность при ремонте запорной арматуры
К обслуживанию и ремонту запорной газовой арматуры допускаются лица достигшие 18 летнего возраста прошедшие специальное обучение безопасным методам работы по обслуживанию и ремонту и медицинское освидетельствование состояния здоровья.
Персонал выполняющий обслуживание и ремонт запорной арматуры должен проходить проверку знаний по охране труда не реже одного раза в 12 месяцев.
Ремонтные работы на запорной арматуре установленной на линейной части действующих газопроводов на технологических газопроводах КС ГРС АГНКС СПХГ относятся к газоопасным работам. Указанные работы должны проводиться по специальному разрешению.
На персонал выполняющий работы по обслуживанию и ремонту запорной арматуры из группы физических опасных и вредных производственных факторов могут воздействовать:
- взрыво- и пожароопасность;
-движущиеся машины и механизмы;
- подвижные части производственного оборудования;
- передвигающиеся изделия;
- разрушающиеся конструкции;
- повышенная загазованность воздуха рабочей зоны;
- повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования;
-повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;
- повышенный уровень шума на рабочем месте;
- повышенный уровень вибрации;
- повышенное значение напряжения в электрической цепи замыкание которой может пройти через тело человека;
- острые кромки заусенцы и шероховатость на поверхностях инструментов и оборудования.
При ремонтных работах необходимо устанавливать арматуру предусмотренную проектом. Запрещается применение запорной арматуры не имеющей технических паспортов подтверждающихсоответствие ее данной серии а также товарного знака на корпусе крана.
Запорная арматура на магистральных газопроводах на газопроводах-отводах на скважинах СПХГ а также отдельно стоящая у промплощадок должна иметь ограждение с двумя выходами выполненное в соответствии с проектом.
Запорная арматура (краны вентили обратные клапаны задвижки и т.д.) должна быть рассчитана на максимальное давление и предельные температуры среды в газопроводе.
Запрещается использовать запорную арматуру на рабочие параметры не соответствующие указанным в технической документации.
Работы по обслуживанию и ремонту запорной арматуры установленной в колодцах газопроводов проводятся по наряду-допуску.
В колодцах газопроводов не разрешается работать в обуви подбитой стальными гвоздями.
Работы в колодцах и в загазованной зоне должны выполняться персоналом в шланговых противогазах с надетыми предохранительными поясами. Запрещается спускаться в колодцы без защитных средств.
Работы в колодцах должны выполняться бригадой численностью не менее 3-х человек.
При выполнении ремонтных работ запрещается:
- разбирать запорную арматуру находящуюся под давлением.
- производить работы по ремонту узла управления фильтра при наличии давления среды в системе управления краном.
Во время работы по ремонту запорной арматуры следует пользоваться только исправным инструментом и оснасткой.
Запрещается останавливать вращающийся инструмент руками или какими-либо предметами.
При запрессовке детали необходимо ставить без перекосов а гидравлические скобы держать только за ручки.
При разборке запорной арматуры снятые сборочные узлы и детали необходимо укладывать на заранее подготовленные места (не на проходах) крупные и тяжелые узлы — на полу на деревянных подставках располагая их так чтобы они не опрокинулись.
Не следует снимать и устанавливать вручную собранные гидроцилиндры и другие узлы имеющие значительные габаритные размеры и массу.
При рубке металла необходимо использовать предохранительный щиток и защитные очки.
При ремонте подземной части запорных устройств устраиваются траншеи. При работе в траншее на глубине более 1 м — откосы.
Для спуска в траншею и подъема из нее используются переносные лестницы которых должно быть не менее 2-х и установлены они должны быть в противоположных сторонах.
При проведении работ в траншее на поверхности земли должно находиться не менее 2-х наблюдателей готовых оказать немедленную помощь находящимся в траншее работникам. Все работники находящиеся в траншее должны иметь спасательные пояса с привязанными к ним веревками.
При ремонте блоков управления и приводов кранов установленных на высоте более 075 м необходимо пользоваться приставными лестницами и стремянками.
Для безопасного проведения работ по ремонту запорной арматуры необходимо своевременно проверять правильность показаний манометров установленных в обвязке запорного устройства сравнивая их с показаниями контрольных манометров.
Запрещается использовать манометры с просроченным сроком поверки и имеющие видимые повреждения.
2 Природоохранные мероприятия при проведении ремонтных работ
Учитывая рассредоточенность выбросов загрязняющих веществ на территории проведения ремонта а также растянутость их по времени основными мероприятиями по снижению и недопущению превышения предельно допустимых концентраций загрязняющих веществ в атмосферном воздухе на период ремонта являются:
- исключение применения в процессе строительства веществ строительных материалов не имеющих сертификатов качества;
- исключение использования при строительстве материалов и веществ выделяющих в атмосферу токсичные и канцерогенные вещества неприятные запахи
- допуск к эксплуатации машин и механизмов в исправном состоянии осуществление периодического контроля содержания загрязняющих веществ в выхлопных газах;
- запрещение сжигания на выделенной территории каких-либо отходов (автопокрышек лесоматериалов и т.п.);
- соблюдение правил противопожарной безопасности при выполнении всех видов работ
Список используемых источников
СТО Газпром 2-2.3-314-2019 Методика контроля герметичности запорной и регулирующей арматуры применяемой на объектах транспорта газа.
СТО Газпром 2-4.1-406-2009 Методика оценки ресурса запорной регулирующей арматуры магистральных газопроводов.
СТО Газпром 2-4.1-1108-2017 Арматура ьрубопроводная. Краны шаровые специальные. Общие технические условия.
Гуревич Д.Ф. Трубопроводная арматура: справочное пособие. М.: Книжный дом «ЛИБРОКОМ» 2009. 368 с.
Крец В.Г. Рудаченко А.В. Шмурыгин В.А. Машины и оборудование газоне-фтепроводов.
СТО Газпром 2-2.3-385-2009 Порядок проведения технического обслуживания и ремонта трубопроводной арматуры
СТО 05751745-81-2013 Ревизия и ремонт трубопроводной арматуры
Приказ Федеральной службы по экологическому технологическому и атомному надзору от 15 декабря 2020 г. N 534"Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности
Айнбиндер А.Б. Камерштейн А.Г. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. М.: Недра 2012. 424 с.
Бабин Л.А. Григоренко П.Н. Ярыгин Е.Н. Типовые расчеты при сооружении трубопроводов. М.:Недра 2015. 262 с.
Дятлов В.А. Обслуживание и эксплуатация линейной части магистральных газопроводов. М.:Недра 2014. 296 с.
Справочник по арматуре для газо- и нефтепроводов Д.Ф. Гуревич [и др.]. М.: Недра 2008. 433 с.2014. 389 с.

Технологическая схема линейного кранового узла.cdw

Кран шаровый Ру 8.0 Ду 1400
Кран шаровый Ру 8.0 Ду 300
Труба 219х8 ГОСТ 8732-78
Труба 325х12 ГОСТ 8732-78
Тройник 325х12 ГОСТ 17376-83
5х1612 ГОСТ 17375-83
Швеллер 20 ГОСТ 8240-82
Стояк отбора газа Ду 50 РУ 8.0
Свеча продувочная Ду 300 Ру 8.0
Технологическая схема монтажного
кранового узла ДУ 1400

Состав проекта.doc

Пояснительная записка на 31 листах.
Чертежей всего два в том числе:
Лист первый «Технологическая схема линейного кранового узла» формат А1;
Лист второй «Кран шаровый. Чертеж общего вида» формат А1