отчет по орнг. отчет МОЙббб. Тематический план производственной практики
 Скачать 134.11 Kb.
|
|
Тематический план производственной практики Вводный инструктаж, ознакомление с газовым хозяйством предприятия Изучение схем газопроводов,сооружений на них. Маршрутные карты . Технический осмотр наружных газопроводов и сооружений на них . Установка предупредительных знаков и настенных указателей………….. Выполнение вспомогательных работ при проведении ремонта, врезок и переключений на действующих газопроводах, восстановлении поврежденных мест изоляции . Проверка утечек газа на газопроводах . Порядок отбора проб газовоздушной смеси в колодцах, подвалах, подземных переходах специальными приборами . Покраска надземных газопроводов, коверов, зданий и сооружений ГРП, ШРП, РУСУГ . Раскопка газопроводов, приямков. Перекопка противопожарных полос. Расчистка трассы газопроводов в границах охранных зон от растительности (вырубка поросли деревьев, кустарников, скашивание травы) . Заполнение рапорта по техническому осмотру газопроводов путем обхода . Изучение программных комплексов, мультипрограмных модулей, используемых газоснобжающей организацией при эксплуатации наружных газопроводов. . Работа в качестве помощника слесаря по обслуживанию и ремонту наружных газопроводов . Квалификационный экзамен по производственной практике . Вводный инструктаж, ознакомление с газовым хозяйством предприятия. 1.1. Вводный инструктаж по охране труда (далее-вводный инструктаж) проводится по утвержденной руководителем организации программе (инструкции), которая разрабатывается в соответствии с настоящей инструкцией с учетом специфики деятельности организации. 1.2. Вводный инструктаж проводится с целью ознакомления с особенностями производства, технологией выполняемой работы, средствами индивидуальной защиты (далее - СИЗ), правилами пользования ими, фактическим состоянием условий труда и установленными компенсациями за работу с вредными и тяжелыми условиями труда. 1.3. Вводный инструктаж проводит инженер по охране труда или специалист организации, на которого возложены эти обязанности. В микроорганизациях вводный инструктаж может проводиться руководителем организации. 1.4. При наличии в организации пожарной, газоспасательной и медицинской служб вводный инструктаж по соответствующим разделам программы вводного инструктажа может быть дополнен инструктажем, проводимым работниками указанных служб. 1.5. Вводный инструктаж проводится с работниками при: приеме их на постоянную или временную работу в организацию; участии в производственном процессе, привлечении к работам (оказанию услуг) в организации или на ее территории, выполнении работ (оказании услуг) по заданию организации (по заключенному с организацией договору). Вводный инструктаж проводится также с работниками других организаций, в том числе командированными, при участии их в производственном процессе. Вводный инструктаж не проводится для лиц, посещающих организацию в сопровождении ее работников. 1.6. Регистрация вводного инструктажа осуществляется в журнале регистрации вводного инструктажа по охране труда согласно приложению А. В микроорганизациях регистрацию вводного инструктажа допускается осуществлять в журнале регистрации инструктажа по охране труда согласно приложение Б. 1.7. При территориальной удаленности структурного подразделения руководителем организации могут возлагаться обязанности по проведению вводного инструктажа на руководителя данного структурного подразделения. Регистрация вводного инструктажа в данном случае осуществляется в журнале регистрации вводного инструктажа по месту его проведения. 1.8. Журналы регистрации вводного инструктажа по охране труда, регистрации инструктажа по охране труда должны быть пронумерованы, прошнурованы и скреплены печатью. 1.9. Журнал регистрации вводного инструктажа заверяется подписью руководителя организации или уполномоченного им лица. 1.10. Журнал регистрации инструктажа по охране труда заверяется подписью руководителя организации или структурного подразделения организации. 1.11. Вводный инструктаж проводят в кабинете охраны труда или специально оборудованном помещении с использованием современных технических средств обучения и наглядных пособий (плакатов, натурных экспонатов, макетов, моделей, кинофильмов, видеофильмов и т. п.). Изучение схем газопроводов,сооружений на них. Маршрутные карты Задача газового хозяйства — обеспечить бесперебойное и безопасное снабжение газом различных потребителей. Перед тем, как приступить к различным видам профессиональной деятельности, необходимо ознакомиться с технологической инструкцией, схемой по ее выполнению. Изучив все рекомендации, можно приступать к работе. Однако лучше всего начинать трудовую деятельность рядом с опытным работником и мастером, перенимать у них опыт, прислушиваться к советам. Каждый вид деятельности отличается друг от друга, поэтому главная задача работника в натуре усвоить необходимые методы и приемы работы по конкретной работе. Выполнение технологических инструкций вместе с полученным опытом — залог успешного выполнения порученного задания. Рабочим-обходчикам подземных газопроводов должны вручаться под расписку маршрутные карты, на которых указаны схемы трасс газопроводов с местоположением газовых, сооружений, подвалов зданий и колодцев других коммуникаций, подлежащих проверке на загазованность. Маршрутные карты должны ежегодно уточняться. Перед допуском к первому обходу рабочие должны быть ознакомлены с трассой газопровода на местности. Ремонт запорной арматуры Работы по текущему ремонту следует выполнять бригадой в составе не менее двух рабочих. Графики выполнения работ по текущему ремонту утверждаются техническим руководством эксплуатационной организации в установленном порядке. При текущем ремонте арматуры наружных и внутренних газопроводов следует производить все работы, выполняемые при техническом обслуживании, а также: устранение дефектов, выявленных при техническом обслуживании; замену износившихся и поврежденных крепежных болтов (при замене болтов следует соблюдать порядок попарной замены диаметрально противоположных болтов соединения); ремонт приводного устройства задвижек; окраску газовой арматуры (при необходимости). При текущем ремонте арматуры в колодце следует дополнительно выполнять следующие виды работ: ремонт стен колодца, закрепление скоб (лестниц); уплотнение футляров газопроводов; проверку состояния компенсаторов (стяжные болты должны быть сняты). При текущем ремонте крана шарового подземного, установленного без колодца под ковер, выполняются следующие виды работ: очистка от грязи крышки ковера, при необходимости - покраска; устранение перекосов крышки ковера, оседания ковера; ремонт отмостки ковера (при необходимости); откачка воды из ковера, удаление грязи; проверка защитного покрытия штока крана, при необходимости - восстановление; проверка целостности уплотнительного кольца крышки штока крана, при необходимости - замена. При текущем ремонте гидрозатворов выполняются следующие виды работ: проверка герметичности резьбовых соединений гидрозатворов мыльной эмульсией; смазка резьбы пробок кранов и установка их с подмоткой льняной пряди; устранение повреждений оголовков стояков гидрозатворов; наращивание или обрезка стояков гидрозатворов, если их выводы излишне занижены или выходят за пределы крышек ковера (при невозможности опустить или поднять ковер); временное ограждение и наращивание стояков гидрозатворов во время возможного затопления их талыми водами (в низменных местах); растворение льда в стояках гидрозатворов специальными растворителями (метанол, технический спирт и др.) с последующим удалением конденсата; замена неисправных кранов и других деталей гидрозатворов на исправные при невозможности устранить дефекты на месте. При капитальном ремонте выполняются: все виды работ, проводимые при техническом обслуживании; ремонт кирпичной кладки с разборкой и заменой перекрытий, замена изношенных люков и крышек, перекладка горловин, восстановление или ремонт гидроизоляции колодцев, наращивание колодцев по высоте, смена лестниц, ходовых скоб, штукатурка колодцев заново (при замене задвижки в колодце); ремонт и замена коверов; демонтаж или замена гидрозатворов; замена изношенных кранов и задвижек; разборка задвижек и кранов, замена износившихся узлов и деталей, шабровка, расточка или замена уплотнительных колец, смазка. Запорная арматура, устанавливаемая на место заменяемой, должна быть предназначена для транспортирования природного (или сжиженного) газа и иметь соответствующую запись в паспорте. Допускается использовать запорную арматуру общего назначения, предназначенную для жидких и газообразных нефтепродуктов, попутного нефтяного газа, а также для аммиака, пара и воды. Класс герметичности устанавливаемой арматуры по ГОСТ 9544 должен быть не ниже, чем у заменяемой. Устанавливаемая запорная арматура должна быть однотипна с заменяемой по диаметру и давлению. До установки арматуры на газопровод в условиях мастерских должны выполняться ее реконсервация, смазка, проверка сальников и прокладок. При установке на газопроводах арматуры общего назначения рекомендуется испытывать ее на прочность и герметичность по нормам, приведенным в приложении В. Выявленные дефекты арматуры (заедание или неплотность затвора, неплавный ход шпинделя, неисправность сальниковой камеры, негерметичность прокладки крышки задвижки) должны устраняться в условиях мастерских. Работы по замене задвижек в колодце выполняются в следующей последовательности: производится отключение газопровода; снимается перекрытие колодца; при необходимости производится откачка воды из колодца; перед началом (и в течение всего времени проведения работ) колодец проверяется на загазованность газоанализатором и при необходимости проветривается с помощью вентилятора; в колодец спускаются рабочие (не более двух) в спасательных поясах со спасательными веревками и, при необходимости, в противогазах; рабочие в колодце уточняют соответствие эксплуатационной документации на установленную на газопроводе арматуру; с целью предотвращения искрообразования от действия блуждающих токов на газопроводе устанавливается электроперемычка (при отсутствии стационарной) и производится ее заземление (электрозащита должна быть предварительно отключена); производится снятие болтов на фланцевых соединениях задвижки (рекомендуется вместе с компенсатором), установка новой задвижки и компенсатора, замена прокладок и изношенных болтов (у задвижек с электроприводом электропривод предварительно отключается); установленная арматура проверяется на герметичность испытанием воздухом (рабочим давлением газа) в течение 10 минут. Утечки из арматуры не допускаются; задвижка приводится в рабочее состояние (стяжные болты на компенсаторе должны быть сняты); снимается временно установленная перемычка на газопроводе, а затем заземление, включается электрозащита, устанавливается перекрытие; данные по замене задвижки заносятся в наряд на газоопасные работы и в паспорт газопровода и исполнительную документацию. Отключение и продувка газопровода перед началом работ по замене задвижки и последующий пуск газа производятся по отдельному наряду-допуску на газоопасные работы. Капитальный ремонт задвижек и кранов на надземных газопроводах производится при: нарушении плотности закрытия; отрыве фланца; поломке буксы сальника; поломке крышки сальника самосмазывающегося крана; трещинах в корпусе. Работы по замене крана на вводе газопроводов в здание (внутри подъездов) выполняются в следующей последовательности: производится внешний осмотр и проверка соответствия разводки газопроводов исполнительной документации (проекту), подлежащей отключению в процессе выполнения работ, с уточнением ее фактического расположения на объекте; в жилых зданиях (за трое суток до начала работ) все абоненты предупреждаются о длительности отключения подачи газа и мерах безопасности на случай проникновения газа в квартиру, обеспечивается вентиляция всего подъезда путем открытия окон, форточек, фрамуг; подготавливается кран, подлежащий установке. Кран должен быть расконсервирован и смазан; обеспечиваются требования по охране участка выполнения работ для исключения внесения открытого огня посторонними лицами; обеспечивается отключение участка газопровода, на котором выполняются работы; демонтируется сгон после крана, в отключенный газопровод вставляется инвентарная пробка; газопровод, при необходимости, отжимается от стены и под него устанавливается подкладка для удобного выполнения операций по замене крана; свинчивается кран с резьбового соединения и устанавливается инвентарная пробка в газопровод; убедившись, что выход газа перекрыт плотно, с помощью специальных щеток и скребков счищается старая засохшая краска и уплотнение с резьбы трубы, выполняется новое уплотнение резьбы; удаляется инвентарная пробка из газопровода, перекрывается выход газа ладонью и навинчивается новый кран на резьбовое соединение вручную, затем довинчивается с помощью ключа. Кран должен быть в положении “закрыто”; выполняются осмотр состояния демонтированного сгона и новое уплотнение резьбового конца сгона, сгон ввинчивается во вновь установленный кран; очищается резьбовой конец отключенной части газопровода на вводе от старой краски и подмотки и выполняется новая подмотка; удаляется инвентарная пробка из отключенного газопровода и состыковываются резьбовые концы сгона и отключенного газопровода, затем сгоняется при помощи ключа муфта сгона на резьбовой конец отключенной части газопровода до упора; выполняется новая подмотка на резьбовую часть сгона между муфтой и контргайкой, сгоняется контргайка к муфте сгона и затягивается при помощи ключа до упора; открывается кран и проверяется герметичность всех вновь выполненных соединений мыльной эмульсией или прибором; помещение подъезда проветривается (при смене крана в подъезде); производится продувка и пуск газа в соответствии с инструкцией по пуску газа. Во время производства работ и после его окончания необходимо контролировать загазованность лестничных клеток, в подвалах, погребах, квартирах первого этажа с помощью прибора. Замена крана, установленного на внутреннем газопроводе (перед бытовым газоиспользующим оборудованием) выполняется в следующем порядке: отключается кран на вводе в помещение (при наличии); производится проверка и смазка нового крана, демонтаж сгона и его ревизия; свинчивается неисправный кран, закрывается инвентарной пробкой отверстие для выхода газа, очищается резьба трубы от старой подмотки и выполняется новая подмотка из уплотнительных материалов; навинчивается вручную новый кран на резьбу и дотягивается до упора при помощи ключа (кран при монтаже должен быть в положении "закрыто"); выполняется новая подмотка на резьбовые концы сгона и газопровода, ввинчивается сгон в установленный кран до упора при помощи ключа, соединяются резьбовые концы сгона и газопровода, сгоняется муфта сгона на резьбу трубы при помощи ключа до упора, выполняется новая подмотка в виде жгута между муфтой и контргайкой сгона и при помощи ключа затягивается контргайка к муфте сгона; открывается кран на вводе, новый кран и при помощи мыльной эмульсии проверяется герметичность пробки нового крана и всех резьбовых соединений; производится продувка внутреннего газопровода и газоиспользующего оборудования воздухом и пуск газа. Выполнение работ по замене крана производится при открытой форточке помещения. 4. Технологическое обслуживание газопроводов и сооружений на них. Для обеспечения сохранности и поддержания в исправном состоянии всех элементов систем газоснабжения предприятия газового хозяйства и предприятия-владельцы систем газоснабжения должны осуществлять комплекс эксплуатационных мероприятий: техническое обслуживание, плановые ремонты и аварийно-восстановительные работы. Техническое обслуживание выполняется с последующей записью о его результатах в специальных журналах обслуживания газопроводов. Сроки обхода трасс газопроводов утверждаются вышестоящей организацией газового хозяйства и периодически пересматриваются в зависимости от условий эксплуатации и технического состояния газопроводов. Наблюдение за состоянием наружных газопроводов и сооружений на них производится во время систематических обходов трасс газопроводов. Трассу подземных газопроводов обходит бригада слесарей в составе не менее двух человек. За каждой бригадой закрепляются определенные участки трасс с прилегающими к ним вводами, разделенные для удобства обслуживания на маршруты. Каждой бригаде обходчиков выдаются на руки маршрутные карты, в которых приведена схема трассы газопровода и ее характеристики, а также колодцы и подвалы зданий, расположенные в 5-метровой зоне газопровода. Перед допуском к первому обходу рабочий должен быть ознакомлен с трассой газопровода на местности. При обходе подземных газопроводов выполняются следующие работы: осмотр трасс газопроводов и выявление утечек газа по внешним признакам (пожелтение растительности на трассе, бурые пятна на снегу, выделение пузырьков); проверка на загазованность, газоанализатором или газоискателем всех газовых колодцев и контрольных трубок, а также колодцев и камер других подземных коммуникаций, подвалов, шахт, коллекторов, подземных переходов, расположенных на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода; очистка крышек газовых колодцев и коверов от снега, льда, загрязнений; проверка сохранности, состояния настенных указателей и ориентиров газовых сооружений; визуальная проверка состояния местности по трассе с целью выявления обрушений грунта или размыва трассы талыми и дождевыми водами; контроль за выполнением условий производства строительных работ на расстоянии 15 м от трассы газопровода с целью предупреждения его повреждения; выявление случаев строительства зданий и сооружений на расстоянии от газопровода, менее предусмотренного нормами. Во всех случаях обходчики обязаны быть внимательными и оперативно принимать меры при выявлении нарушений. При производстве земляных работ на трассах действующих газопроводов другими организациями предприятие-владелец газопровода обязано обеспечить присутствие на трассе своего представителя при необходимости может выполняться вскрытие газопровода для контроля его сохранности. Засыпка вскрытого газопровода разрешается представителям предприятия-владельца газопровода только после проверки технического состояния газопровода. Вскрытие газопровода используется для его осмотра и оценки технического состояния. Результаты осмотра заносятся в паспорт газопровода. При обнаружении утечек газа рабочие обязаны немедленно об этом сообщать аварийно-диспетчерской службе, руководителям газовой службы, принять меры по проветриванию загазованных подвалов, колодцев, камер, первых этажей зданий, находящихся на расстоянии 50 м от газопровода. В случае загазованности подвала находящиеся в здании люди до приезда аварийной бригады должны быть предупреждены о недопустимости курения, пользования открытым огнем и электроприборами. Подземные газопроводы периодически подвергаются техническому обследованию с помощью специальных приборов. Техническое обследование подземных стальных газопроводов производится: при продолжительности эксплуатации газопроводов до 25 лет — не реже одного раза в пять лет, при продолжительности эксплуатации более 25 лет — не реже одного раза в три года. Газопроводы, предназначенные для капитального ремонта или замены, должны обследоваться не реже одного раза в год. Внеочередное обследование подземных стальных газопроводов выполняется при разрыве сварных стыков, при сквозном коррозионном повреждении, в случае длительного (более 6 месяцев) бездействия установок электрохимической защиты. При техническом обследовании проверяется герметичность газопроводов, качество сварных стыков, состояние изоляционного покрытия и металла трубы. Для проверки состояния металла трубы, изоляционного покрытия, сварных стыков производится открытие шурфов. Длина открытого участка газопровода должна быть не менее 1,5 м. Места вскрытия шурфов, их количество определяются главным инженером предприятия газового хозяйства или начальником газовой службы предприятия. Проверка герметичности подземных газопроводов на участках, расположенных под усовершенствованными дорожными покрытиями, или в период промерзания грунта производится методом бурения скважин. Скважины бурят у стыков газопровода, а при отсутствии схемы стыков — через каждые 2 м. Расстояние от стенки газопровода должно быть не менее 0,5 м. Допускается герметичность газопроводов проверять опрессовкой воздухом по нормам испытаний, согласно СНиП 3.05.02-88. Герметичность газопроводов всех давлений и состояние изоляции t проверяют также с помощью приборов без вскрытия грунта. Для этих целей используют приборы ГИВ-0,5, «Вариотек», АНПИ, BTP-V и др. Текущий ремонт газопроводов включает следующие основные работы: устранение дефектов, выявленных при техническом обслуживании; устранение провеса надземных газопроводов, восстановление или замена креплений надземных газопроводов; окраска надземных газопроводов; приведение в порядок настенных знаков; проверка состояния люков, крышек колодцев, коверов и устранение перекосов, оседаний и других неисправностей; окраска люков колодцев и коверов; разборка задвижек, замена износившихся деталей, шабровка, расточка или замена уплотнительных колец и т. д.; окраска задвижек, кранов и компенсаторов; проверка плотности резьбовых соединений конденсатосборников, устранение повреждений их оголовков, наращивание или обрезка выводных трубок конденсатосборников и контрольных трубок; проверка подземных вводов газопроводов в здания и приведение их в надлежащее состояние. Работы по текущему ремонту должны выполняться по графику, утвержденному главным инженером предприятия. Ремонт запорной арматуры, компенсаторов, колодцев и коверов производится по мере необходимости; окраска надземных газопроводов и оборудования — по мере необходимости, но не реже одного раза в 5 лет. При ремонте запорной арматуры и компенсаторов выполняют: очистку арматуры и компенсаторов от грязи и ржавчины; окраску (при необходимости); разгон червяка у задвижек, его смазку; проверку и набивку сальника; проверку и ремонт приводного устройства задвижек; контроль состояния компенсаторов (стяжные болты должны быть сняты); проверку плотности всех сварных, резьбовых и фланцевых соединений мыльной эмульсией; смену износившихся и поврежденных болтов и прокладок. Результаты проверки и ремонта арматуры и компенсаторов заносят в паспорт газопровода. 5. Техническое обслуживание оборудования ГРП (ГРУ). Технологический процесс эксплуатации ГРП, ШРП, ГРУ и КРД включает: осмотр технического состояния (технический осмотр) путем обхода; проверку параметров срабатывания ПЗК и ПСК; техническое обслуживание; текущий ремонт; капитальный ремонт. Перед выполнением работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования ГРП, ШРП, ГРУ и КРД необходимо: а) руководителю работ: 1. получить наряд - допуск на производство газоопасных работ, наряд-допуск на производство газоопасных работ с выполнением огневых работ и специальный план (в необходимых случаях), проинструктировать рабочих о необходимых мерах безопасности; 2. ознакомить рабочих под роспись с нарядом - допуском на производство газоопасных работ, нарядом-допуском на производство газоопасных работ с выполнением огневых работ (в необходимых случаях) и необходимыми мерами безопасности; 3. проверить исправность и комплектность инструмента, приспособлений и другого инвентаря, необходимого для производства работ; 4. проверить наличие и исправность средств индивидуальной защиты; 5. проверить наличие первичных средств пожаротушения. б) бригаде рабочих: 1. получить инструктаж по необходимым мерам безопасности и расписаться в наряде-допуске на производство газоопасных работ, в наряде-допуске производство газоопасных работ с выполнением огневых работ (в необходимых случаях); 2. ознакомиться со схемой ГРП, ШРП, ГРУ, с установленным в нем оборудованием, характером и объемом предстоящих работ. По прибытии на ГРП, ШРП, ГРУ необходимо выполнить следующие подготовительные работы: перед открытием двери убедиться в отсутствии открытого огня, посторонних людей в радиусе 10 метров от ГРП, ШРП, ГРУ; при наличии телеметрии известить оператора АДС об открытии дверей; открыть дверь ГРП и в течение 3-5 минут проветрить помещение (дверь остается открытой на весь период работы в ГРП); проверить прибором загазованность помещения с отметкой в наряд-допуске (при его наличии); при выполнении работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования перевести работу ГРП с регулятора давления на обводную линию (байпас). Газ по обводной линии допускается подавать только под постоянным контролем в течение времени, необходимого для ремонта оборудования и арматуры, а также в период снижения давления газа перед ГРП до величины, не обеспечивающей надежную работу регулятора давления. Технологический процесс технического осмотра ГРП, ШРП, ГРУ и КРД путем обхода. Обход ГРП, ГРУ проводится не реже 1 раза в 15 дней, ШРП – не реже 1 раза в месяц. Обход ГРП, ШРП, ГРУ, оборудованных системами телемеханики, - не реже 1 раза в 3 месяца. Работы выполняются по «Графику осмотра технического состояния ГРП (ГРУ) путем обхода» (форма 4-ГРП Альбома), составляемому мастером службы. График утверждается руководителем, главным инженером газоснабжающей организации (филиала). Перед проведением осмотра технического состояния ГРП, ШРП, ГРУ путем обхода слесарь обязан получить «Задание на осмотр технического состояния ГРП (ГРУ) путем обхода» (форма 3-ГРП Альбома). Работа выполняется с оформлением записей в журнале учета газоопасных работ, проводимых без оформления наряда-допуска на производство газоопасных работ (форма 26-ОФ Альбома). При осмотре технического состояния ГРП, ШРП, ГРУ путем обхода необходимо: - проверить при помощи специального прибора на загазованность помещения ГРП; - проверить по приборам и системе телеметрии давление газа до и после регулятора, перепад давления на фильтре, температуру воздуха в помещении, (шкафу), если предусмотрено их отопление, отсутствие утечки газа с помощью мыльной эмульсии или прибором; - проконтролировать правильность положения молоточка и надежность сцепления рычагов или положение рукоятки взвода ПЗК; - произвести замену картограмм регистрирующих приборов (при отсутствии телеметрии), - произвести прочистку и заправку перьев, завод часового механизма; - установить перо на «нуль»; - проверить исправность манометров путем кратковременного их отключения и посадки на «нуль»: не реже 1 раза в 15 дней на нетелемеханизированных ГРП, ГРУ, не реже 1 раза в месяц на нетелемеханизированных ШРП, для телемеханизированных ГРП, ШРП, ГРУ – в соответствии с графиком осмотра технического состояния; - проверить состояния и работу электроосвещения, вентиляции, системы отопления, визуально выявить трещины и неплотности стен, отделяющих основное и вспомогательное помещения; - осмотреть здание (шкаф ШРП), отмостку, солнечную батарею (при наличии) на отсутствие повреждений с отметкой в наряд-задании и оперативном журнале. - осмотреть видимую часть заземляющего устройства. Проверка параметров срабатывания ПЗК и ПСК производится в соответствии с требованиями ТИ 109-2016 «Проверка параметров срабатывания предохранительно - запорных и предохранительно-сбросных устройств в ГРП (ШРП, ГРУ) и КРД». Технологический процесс технического обслуживания ГРП, ШРП, ГРУ и КРД. Техническое обслуживание проводится не реже 1 раза в 6 месяцев, если организация-изготовитель регуляторов давления, предохранительных клапанов, телемеханических устройств не требует проведения работ в иные сроки. Допускается совмещать для телемеханизированных ГРП и ШРП одно техническое обслуживание с текущим ремонтом и две проверки параметров срабатывания ПЗК и ПСК с техническим обслуживанием и текущим ремонтом. Работы, выполняемые при техническом обслуживании ГРП, ШРП, ГРУ производятся по «Графику проверки параметров срабатывания предохранительных запорных и сбросных устройств, технического обслуживания, текущего ремонта ГРП (ГРУ)» (форма 5-ГРП Альбома), составляемому мастером службы. График утверждается главным инженером газоснабжающей организации (филиала). При выполнении работ по техническому обслуживанию ГРП, ШРП, ГРУ и КРД необходимо: выполнить работы, по техническому осмотру; проверить ход и герметичность запорной арматуры и предохранительных клапанов; - проверить герметичность всех соединений; устранить утечки газа, произвести осмотр фильтра (при необходимости) и чистку; произвести смазку трущихся частей и перенабивку сальников; определить чувствительность мембран регулятора давления и управления; произвести продувку импульсных трубок к контрольно–измерительным приборам, ПЗК и регулятору давления; проверить параметры настройки ПЗК и ПСК; проверить состояние заземляющего устройства. Текущий ремонт ГРП, ШРП, ГРУ и КРД. При текущем ремонте ГРП (ШРП, ГРУ, КРД) выполняются следующие виды работ: все виды работ, выполняемые при техническом обслуживании; разборка регуляторов давления (если в руководстве по эксплуатации организации-изготовителя не предусмотрено иное), предохранительных клапанов с очисткой их от коррозии и загрязнений; проверка плотности прилегания клапанов к седлу, состояния мембран; смазка трущихся частей; ремонт или замена изношенных деталей; проверка надежности крепления конструкционных узлов, не подлежащих разборке; разборка и притирка запорной арматуры, не обеспечивающей герметичности закрытия; проверка состояния и прочистка дымоходов; ремонт системы отопления, проверка состояния и работы отопительных установок (АГВ, ВНИИСТО-Мч и др.) с проведением технического обслуживания и ремонта; заделка трещин и неплотностей в стенах, разделяющих вспомогательное помещение, где установлены установки, от основного помещения; ремонт вентиляции, освещения и телефона. 6. Розжиг газифицированных агрегатов. Приступая к приему газа в газопровод, проверяют, закрыты ли задвижки газопровода к агрегату (котлу) и задвижки (вентили, краны) газовых горелок, после чего открывают свечу в конце газопровода. Затем открывают задвижку на газопроводе и пускают газ, наблюдая по манометру за его давлением. После того как из свечи пойдет газ, закрывают ее вентиль (кран), в течение 10 - 15 мин вентилируют топку и газоходы котла, регулируют тягу так, чтобы разрежение вверху топки было равно 20 - 30 Па (2 - 3 мм водяного столба). Розжиг смесительных горелок (с принудительной подачей воздуха) должен производиться следующим образом: проверяют закрытие кранов перед горелками, закрывают воздушную заслонку, открывают кран у переносного запальника и зажигают выходящий из него газ. Затем запальник вводят в топку и его пламя подносят к выходному отверстию горелки; медленно открывают газовый кран перед горелкой и после зажигания газа, выходящего из горелки, запальник вынимают из топки и вешают на место. Если газ не загорелся или, будучи зажжен, погас, необходимо закрыть кран перед горелкой, прекратив подачу газа, провентилировать топку и газоходы в течение 10 - 15 мин, открыв воздушную заслонку. Только после этого можно снова приступить к розжигу горелки. Если же зажигание горелки прошло успешно, несколько приоткрывают воздушную заслонку на воздухопроводе и регулируют пламя так, чтобы оно не было коптящим, и чтобы излишний воздух не отрывал факел от горелки. Затем понемногу открывают газовый кран перед горелкой и постепенно воздушной заслонкой прибавляют воздух, добиваясь нормального горения газа: пламя должно быть устойчивым, некоптящим (прозрачным) и не отрывающимся от горелки. При отрыве пламени следует уменьшить подачу воздуха, при длинном коптящем пламени надо убавить подачу газа. Во избежание отрыва пламени из-за чрезмерного избытка воздуха увеличивать нагрузку следует прибавлением вначале подачи газа, а затем подачи воздуха, а снижать нагрузку надо уменьшением вначале подачи воздуха, а затем подачи газа. При наличии у котла нескольких горелок зажигание их производится последовательно, в таком же порядке. Если при растопке погаснут все горелки, следует немедленно прекратить подачу газа к ним, убрать из топки запальник и провентилировать топку и газоходы в течение 10 - 15 мин. Только после этого можно повторно зажигать горелки. Порядок розжига инжекционных горелок среднего давления с пластинчатым стабилизатором горения несколько отличается от порядка розжига смесительных горелок и заключается в следующем: после проверки закрытия кранов перед горелками открывают регуляторы первичного воздуха, проверяют давление газа перед кранами горелок, открывают газовый кран перед переносным запальником, который зажженным вводят в топку, подводя пламя к выходному отверстию горелки. Затем открывают кран перед горелкой (примерно наполовину) до появления ясно слышимого шума от истечения газа, который и должен загореться. В процессе регулирования инжекционной горелки надо следить, чтобы пламя не проскакивало в горелку, особенно при снижении ее нагрузки. В этом случае горелку выключают, и после остывания ее снова включают в работу. При появлении сильных пульсаций в топке уменьшают подачу газа. Аналогичным образом зажигают остальные горелки, после чего закрывают кран переносного запальника, вынимают его из топки и вешают на место. Зажигая газовые горелки, не следует стоять напротив отверстий-гляделок (растопочных люков), чтобы не пострадать от случайно выброшенного из топки пламени. Обслуживающий персонал должен быть обеспечен средствами индивидуальной защиты. Запрещается: разжигать в топке погасшие горелки без предварительной вентиляции топки и газоходов агрегата (котла); зажигать газовый факел от соседней горелки или от раскаленной кладки топки. Розжиг топок котлов (установок), оборудованных автоматикой регулирования процесса горения и автоматикой безопасности или комплексной автоматикой, должен производиться в соответствии с требованиями производственных инструкций по их пуску, настройке и эксплуатации. Техническое обслуживание технологических трубопроводов и вспомогательного оборудования газоиспользующих установок промышленных предприятий. Технологическими трубопроводами называются такие трубопроводы промышленных предприятий, по которым транспортируются сырье, полуфабрикаты и готовые продукты, пар, вода, топливо, реагенты и другие материалы, обеспечивающие ведение технологического процесса и эксплуатацию оборудования, отработанные реагенты и газы, различные промежуточные продукты, полученные и использованные в технологическом процессе. Газовые сети и газовое оборудование предприятия должны подвергаться техническому обслуживанию и ремонтам. Ответственность за выполнение графиков технического обслуживания и ремонтов возлагается на главного инженера или другого технического руководителя предприятия. По всем проведенным работам по техническому обслуживанию и ремонтам должна вестись документация. Предприятие должно иметь инструменты, оборудование и материалы, а также средства личной защиты, необходимые для выполнения ремонтных работ (в том числе и аварийных работ). Техническое обслуживание: В объем ТО по видам трубопроводов входят следующие работы: внутренние трубопроводы: наружный осмотр трубопроводов для выявления неплотностей в сварных стыках и фланцевых соединениях и состояния теплоизоляции и антикоррозионного покрытия. Осмотр и мелкий ремонт трубопроводной арматуры при рабочем положении. Смена неисправной запорной арматуры, маховичков, перенабивка сальников и замена душевых сеток. Проверка работы конденсатоотводчиков и теплового пункта. Регулировка отопительной системы. Проверка исправности масловодоотделителей, установленных на воздухопроводах сжатого воздуха, спуск конденсата из них. Проверка состояния канализационных выпусков и плотности раструбов; наружные трубопроводы: проводятся указанные выше работы, а также проверка состояния колодцев и колонн эстакады. Подтяжка фундаментных креплений колонн, подвижных и неподвижных опор трубопровода. Замена отдельных скоб, ремонт лестниц. Проверка состояния пожарных гидрантов, плотности соединений газопровода в колодцах (с помощью мыльной эмульсии), устройств электрозащиты трубопроводов. Техническое обслуживание газового оборудования должно проводиться не реже одного раза в месяц. Ремонт газового оборудования и внутрицеховых газопроводов должен проводиться не реже одного раза в год, если, согласно паспортам заводов-изготовителей на оборудование и приборы автоматики, не требуется проведения ремонта (ревизии) в более короткие сроки. Работы должны выполняться по графикам, утвержденным главным инженером предприятия. На предприятиях, где газовое оборудование обслуживается по договорам с предприятиями газового хозяйства, графики технического обслуживания должны быть согласованы с главным инженером предприятия газового хозяйства. Техническое обслуживание КИП и автоматики газоиспользующих установок. Газифицируемые производственные агрегаты должны быть оборудованы КИП для измерений: давления газа у горелки или группы горелок после последнего (по ходу газа) отключающего устройства и при необходимости у агрегата; давления воздуха в воздуховоде у горелок после последнего шибера или дроссельной заслонки и, при необходимости, у вентиляторов; разрежения в топке и, при необходимости, в дымоходе до шибера. Размещение КИП следует предусматривать у места регулирования измеряемого параметра или на специальном приборном щите. При установке приборов на приборном щите допускается использование одного прибора с переключателем для измерения параметров в нескольких точках. Присоединение КИП и приборов автоматики к газопроводам с давлением газа свыше 0,1 МПа следует предусматривать с помощью стальных труб. Для коммутации щитов КИП и автоматики допускается применение трубок из цветных металлов. На отводах к КИП должны предусматриваться отключающие устройства. При давлении газа до 0,1 МПа допускается предусматривать присоединение КИП с помощью резинотканевых рукавов длиной не более 1 м., а также резиновых трубок. При выборе рукавов необходимо учитывать стойкость их к транспортируемому газу при заданных давлении и температуре. На паровых и водогрейных котлах должно предусматриваться измерение: давление газа в газопроводе котла до и после РК; давление газа перед каждой горелкой за последним по ходу газа отключающим устройством; перепада давления воздуха перед горелками и дымовых газов на уровне горелок или в верхней части топки (для котлов, работающих под наддувом); перепада давления между воздухом в «теплом ящике» и дымовыми газами топки; давления воздуха в общем коробе и воздуховодах по сторонам котла (кроме котлов, работающих под наддувом); разрежения или давления дымовых газов вверху топки; давления воздуха перед горелкой за последним отключающим устройством. Конструкции топки котла и газогорелочных устройств, их компоновка должны обеспечивать устойчивый процесс горения при различных режимах работы котла (розжиг, стационарный, переменный режим), его контроль, а также исключить возможность образования застойных зон. |